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Grupo de Trabalho

A2.04

Guia para Avaliação de Incêndio em Transformadores de Potência não Confinado e a Óleo Mineral

AGOSTO 2014

018

Guia para Avaliação de Incêndio

em Transformadores de Potência

não Confinado e a Óleo Mineral.

Grupo de Trabalho A2.04

Dayse Duarte (Coordenador), Iran Prado Arantes (Secretário)

Membros: Alberto Moriyana, Alexandre Afonso Oliveira, André Vita, Daniel Constatino; Erike R.M. Canevari; Jaime Suñé; João Carlos Carneiro; Jorge Santelli da Silva; Juliano Mendes Guarenghi; Marcelo Lima; Miguel Medina Pena; Rogério Gama Peres; Tiago Ancelmo de Carvalho Pires de Oliveira; Walter Brum de Paula. Membros Correspondentes: José Antonio Moreira Chaves; Patrícia Leite, Roberto Asano; Sandro Farias.

ÍNDICE

1. Introdução 5

1.1 Objetivos Gerais 5

1.2 Objetivos Específicos 6

2. Cenários de Incêndio em Transformadores 9

2.1 Falha em Buchas 10

2.2 Falhas em Comutador de Derivação 12

2.3 Falhas na Parte Ativa 12

2.4 Como avaliar os incêndios em transformadores 15

2.5 Referências do capítulo 2 16

3. Gerenciamento do Risco de Incêndio 17

3.1 Entendimento do problema 17

3.2 Dinâmica do incêndio 20

3.2.1 Incêndio no transformador 21

3.3 Caracterização do incêndio 28

3.4 Avaliação da proteção contra incêndio 30


4. Barreiras de Proteção 34

4.1 Barreiras prevenção 34

4.1.1 Design riview 35

4.1.2 Monitoramento 36

4.1.3 Proteções do transformador 37

4.1.4 Manutenção baseada no risco 38

4.2 Barreiras de Mitigação 42

4.2.1 Distâncias de separação 42

4.2.2 Parede corta-fogo 47

4.2.2.1 Desempenho térmico da parede corta-fogo 50

4.2.3 Sistema automático de água. 55

4.2.4 Sistema de contenção de óleo 56

4.2.5 Sistema de supressão da chama com pedra britada 59

4.2.6 Planejamento de emergência 60


5. FILOSOFIAS DE PROTEÇÃO 64

5.1 Prevenção de incêndio 66

5.2 Proteção de incêndio 68

5.3 Supressão de incêndio 68

5.4 Planejamento de emergência 68

5.5 Considerações finais 70


5

1.0 INTRODUÇÃO

1.1. Objetivos Gerais

O relatório final do VI Transformer Workshop, realizado em 2010, recomendou a criação do Grupo de

Trabalho: Gerenciamento dos Riscos de Incêndio em Transformadores baseado no Desempenho, i.e.

GT A2.04, com o objetivo de desenvolver uma nova maneira de pensar sobre o gerenciamento de

risco de incêndio baseado na dinâmica do incêndio envolvendo o transformador; o sistema; ao qual

está conectado e ou seu entorno.

Dentro deste contexto a pergunta que deve ser óbvia é O que é gerenciamento de risco?

O gerenciamento de risco parte de uma consideração muito simples produção ou prevenção? Se a

organização decide dar prioridade a prevenção há o risco de que seus objetivos financeiros não sejam

atingidos comprometendo, talvez, sua missão. A questão que se delineia é a salvação da

organização. Ao abrir o dicionário temos que salvação designa primeiramente o fato de ser salvo, de

escapar a um grande perigo ou uma grande desgraça. Mas de que catástrofe, de que perigo atroz as

organizações devem se proteger? Da morte, aqui representada pela morte das pessoas, da perda do

seu patrimônio, dos danos ao meio ambiente, da perda da sua continuidade operacional, no evento de

um incêndio ou explosão. Eis porque todas elas de diferentes formas se esforçarão para conquistar a

vida eterna, apesar de serem mortais. Por que mortais? Porque os riscos existem devido a limitação

do conhecimento e da tecnologia disponíveis hoje.

As organizações vivem em um dilema, o qual denominaremos ciclo de falhas, Figura 1.1 Inicialmente

a organização destina recursos suficientes para a segurança contra incêndio, com o objetivo de evitar

a sua morte. Com o passar do tempo, considera que seus riscos estão sob controle. Ao rever seus

objetivos é pressionada a realocar os recursos destinados a segurança contra incêndio para outros

projetos, até o momento em que uma falha desencadeia um incêndio comprometendo alguns de seus

objetivos. Neste momento recursos são direcionados para reestabelecer a integridade de suas

barreiras de proteção para evitar a sua morte.

Gerenciar o risco de incêndio é aprender a morrer e ao mesmo tempo é a medicina das organizações.

O medo da morte gera angustia refletida na certeza de que a tecnologia sempre pode surpreender. As

organizações confiáveis são neuróticas em entender: o que pode dar errado e como pode errado. E o

que nos promete o gerenciamento do risco?

Que as organizações não precisam ter medo do risco de incêndio, pois estes podem ser mantidos a

níveis aceitáveis. Mas o que é aceitável?

O presente relatório é o resultado das reuniões técnicas do GT A2:04. Sua intenção é,

simultaneamente modesto e ambicioso. Modesto porque se dirige a profissionais que não são

especialistas em engenharia de incêndio e que no seu dia-a-dia são responsáveis pela prevenção e

mitigação de incêndios e explosões no setor elétrico. Ambicioso, pois o GT A2:04 buscou abordar com

6

maior profundidade o tratamento matemático da dinâmica do incêndio em transformadores, visto que

representam a maior carga de incêndio em uma subestação. O modelo de gerenciamento de risco de

incêndio proposto está baseado em três pilares: o conhecimento (os modelos matemáticos), o que

aceitável? e a salvação (a manutenção da missão e objetivos da organização).

Figura 1.1 - Ciclo de falha.

1.1. Objetivos Específicos

Nas engenharias existe um campo de aplicação de projetos que envolvem o tema de instalações

elétricas, como por exemplo, na engenharia estrutural, onde os elétricos, entre outros pertencem às

disciplinas que já possuem certa maturidade adquirida ao longo dos anos por professores,

engenheiros e técnicos. O que isto significa? Primeiro, possuem (i.e. está incorporado) critérios de

danos (ou seja, critérios de desempenho) já comprovados cientificamente. Segundo, é possível avaliar

o quanto seguro é suficientemente seguro (quantificar o grau de segurança), como consequência

serão os projetistas responsáveis pelo projeto. Ao contrário, na engenharia de incêndio os códigos e

normas assumem a responsabilidade, apesar do enorme conhecimento adquirido nos últimos 100

anos. Neste contexto, os métodos de avaliação são a melhor estratégia para a transição entre as

recomendações prescritivas e as baseadas no desempenho. Em outras palavras, nas engenharias, em

geral, os métodos de avaliação estão fortemente conectados as boas práticas de engenharia.

A prática da engenharia de incêndio, atualmente, no Brasil está baseada na legislação. Esta postura

foi apropriada no passado devido a limitação do conhecimento e da tecnologia. Atualmente, há um

maior número de especialistas em proteção contra incêndio; os computadores e programas nos

permitem simular cenários de incêndios com uma precisão aceitável, sendo possível fazermos

avaliações de segurança contra incêndio baseadas na dinâmica do incêndio. Uma cultura de avaliação

baseada nos códigos e normas poderá levar ao colapso cultural as nossas organizações. Esta cultura

7

baseada no código já foi substituída em vários países, contudo no Brasil ainda prevalece a cultura dos

desastres, ou seja, recomendações prescritivas, onde os métodos de avaliação são fracamente

vinculados as boas práticas de engenharia.

A pergunta a ser feita é: Por que os métodos de avaliação baseados na dinâmica do incêndio é

importante neste momento de transição da engenharia de incêndio? Porque nos permite entender o

comportamento do incêndio, sistema e do seu entorno de forma sistemática e consistente. E este

entendimento permitirá que possamos avaliar a segurança contra incêndios no setor elétrico. Por

exemplo, mesmo que a concessionária de energia elétrica decida não instalar sistemas de water spray em seus transformadores, eles deverão ser tão seguros como se os possuísse. É possível? Sim devidos

a redundância das barreiras de prevenção e mitigação.

O objetivo do Grupo de Estudo A2:04 foi relacionar as boas práticas de engenharia (ou seja

recomendações prescritivas) para a proteção de incêndios em transformadores de potência ao mesmo

tempo em que estruturou recomendações baseada no desempenho destinadas ao gerenciamento dos

riscos de incêndio nas instalações que abrigam os transformadores. Como a intenção de lançar

alguma luz neste momento de transição entre recomendações prescritivas para as baseadas no

desempenho.

O objetivo do Guia para Avaliação de Incêndio em Transformadores de Potência Não Confinado e a

Óleo Mineral não é informar o que é preciso fazer para alcançar a segurança contra incêndio dos

transformadores. Em outras palavras, não é intenção propor novas recomendações ou substituir as

existentes, mas sim indicar os caminhos para alcançar a segurança, ficando a critério das

organizações escolhe o caminho que melhor atende as suas necessidades para o gerenciamento do

risco de incêndio. O Guia está estruturado em cinco capítulos, conforme mostrado na Figura 1.2.

Capítulo 1: Informa os objetivos do GT A2:04 e do Guia para Avaliação de Incêndio em

Transformadores de Potência Não Confinado e a Óleo Mineral.

Capítulo 2: Apresenta e analisa os principais cenários de incêndio em transformadores, os

quais estão associados a falhas de buchas, comutador de derivações em carga e

parte ativa. Em seguida relaciona alguns questionamentos que são

imprescindíveis para avaliação dos incêndios.

Capítulo 3: Busca responder ao seguinte questionamento: No evento de um incêndio em um

transformador as barreiras de proteção desempenharão as suas funções,

conforme desejado? O guia para avaliação de incêndio em transformadores é

um conjunto de diretrizes para subsidiar a decisão do gestor.

Capítulo 4: Relaciona e analisa as principais boas práticas de engenharia atualmente

disponíveis para a prevenção e mitigação dos incêndios em transformadores.

Capítulo 5: Relaciona as filosofias que poderão ser adotados para a proteção contra

incêndio no transformador.

Concluindo, o presente Guia está direcionado para transformadores de potência, imersos em óleo

mineral isolante, com potência igual ou maior que 10MVA. E estão localizados externos a edificações

de unidades geradoras de energia elétrica (tais como, hidroelétricas ou termoelétricas) ou em

8

subestações de transmissão. Porém, poderá também ser utilizado pela indústria de processamento,

em geral, apesar de estes transformadores possuírem requisitos específicos não abordados no Guia.

Não será discutido o projeto e construção do transformador. É esperado que o leitor esteja

familiarizado com o princípio de funcionamento do transformador.

Introdução: Objetivos

Gerenciam

ento do Risco de IncêndioCenário de Incêndio em Transformador

Dinâmica do Incêndio

Caracterização do Incêndio

Entendimento do Problema

Barreiras de Proteção

Barreiras Preventivas Barreiras de Mitigação

Filosofias de Proteção

Avaliação da Proteção Contra Incêndio

Figura 1.2 - Estruturação do guia para avaliação de incêndio em transformadores

de potência não confinado e a óleo mineral.

9

2. CENÁRIOS DE INCÊNDIO EM TRANSFORMADORES

O arco elétrico é uma variável crítica, pois dependendo de sua localização, duração e intensidade

poderá conduzir à ruptura do tanque do transformador. Em outras palavras, o arco elétrico produz

gases a partir do aquecimento do óleo isolante podendo conduzir a ruptura do tanque do

transformador, em razão da sua não suportabilidade a sobrepressão. A Figura 2.1 mostra

esquematicamente o processo de ruptura do tanque. Quando ocorre um arco elétrico no

transformador gases, tais como hidrogênio, acetileno e outros hidrocarbonetos, são liberados pelo

óleo, o que resultará em uma sobrepressão no tanque. Como consequência o tanque poderá sofrer

deformação ou rompimento. Quando há a ruptura do tanque do transformador será liberado óleo e

gases, os quais são resultantes da decomposição do óleo mineral. Se a temperatura do óleo liberado

estiver acima da temperatura do seu ponto de fulgor e uma fonte de ignição estiver presente a

ruptura do tanque será seguida de um incêndio, tendo em mente que o oxigênio está presente. As

prováveis fontes de ignição são: projeteis aquecidos lançados por ocasião da ruptura do tanque,

talvez provenientes do rompimento da bucha, cilindro do comutador de tap ou do isolamento sólido; a

superfície aquecida do tanque do transformador; uma centelha ou arco externo.

Falha Interna do Transformador

Arco Elétrico

Produção de Gases

Aumento da Pressão Interna

Aumento da Pressão Interna>> Suportabilidade do Tanque Aumento da Pressão Interna << Suportabilidade do Tanque

Ruptura do Tanque

Figura 2.1 - Processo de ruptura do tanque do transformador.

O dano causado ao tanque do transformador resultante de um arco elétrico depende da taxa de

aumento da pressão dos gases que é resultante do arco. A energia liberada pelo arco elétrico é

função da magnitude e duração da sua corrente elétrica, da voltagem e de sua localização. A energia

liberada pelo arco poderá ser estimada através da equação 2.1 [1].

10

∫=

arct

arcarc dttItVE

0

)()( ............................... Equação 2.1

Onde:

E Energia liberada pelo arco elétrico.

t Duração do arco elétrico

arcV Voltagem do arco elétrico

arcI Corrente do arco elétrico

Por outro lado, se o arco ocorre entre as espiras dos enrolamentos a impedância do circuito limitará a

corrente do arco. Existem casos que a que taxa de aumento de pressão é pequena e os dispositivos

de proteção atuarão evitando a ruptura do tanque. A falha poderá ser detectada por dispositivos de

proteção, tais com: proteção diferencial, relé sobrecorrente, relé Buchholz, relé de sobrefluxo do

comutador, entre outros, os quais atuarão abrindo os disjuntores com consequente desernergização

do transformador e eliminação do arco elétrico, antes que o dispositivo de alívio de pressão de óleo

opere.

Poderá também ocorrer falhas nos enrolamentos com arco elétrico, onde a corrente será limitada

pelas impedâncias do transformador e do sistema ao qual está conectado. As consequências do arco

dependerão da localização deste, ou seja , mesmo que haja a atuação dos dispositivos de proteção e

de alívio de pressão o tanque do transformador poderá ser deformado.

Existe, entretanto, falhas relevantes que tem uma taxa de aumento da pressão dos gases muito alta.

E os dispositivos de prevenção de uma sobrepressão no tanque não terão tempo suficiente para

autuarem prevenindo o rompimento do tanque no seu ponto mais vulnerável. Não sendo nestes casos

relevante a localização e dimensionamento dos dispositivos de alívio de pressão.

As principais origens das causas de incêndios em transformadores são falhas: na bucha, no

comutador de derivações em carga e na parte ativa.

2.1. Falha de Bucha [2]

Conforme já mencionado a causa de muitos incêndios em transformadores são falhas na bucha,

quando o corpo condensivo da bucha é do tipo papel/óleo. A Figura 2.2 mostra as prováveis causas

de falha da bucha.

Quando há o colapso do isolador de porcelana da bucha o óleo é expelido através das flanges da

bucha. Dependendo da localização da perfuração das camadas condensivas da bucha, o valor da

tensão ou da corrente de falta do arco elétrico poderá provocar a ignição do óleo, iniciando o incêndio

na bucha, o qual poderá se propagar para o tanque do transformador. Se houver o rompimento da

extremidade inferior da bucha, o óleo do tanque do transformador alimentará o incêndio da bucha. É

também provável que uma sobrepressão seja desenvolvida no interior do tanque devido a ignição do

11

óleo, causando a propagação do incêndio. De forma similar, falha no comutador de derivação poderá

resultar em uma explosão mecânica do seu compartimento, provocando a ignição do óleo do

transformador.

LONGO TEMPO DE ARMAZENAGEM NAPOSIÇÃO VERTICAL

-

-

-

FALHA EM

BUCHA

Sobreaquecimento dos Contados:Inferior, Superior e Tap Capacitivo

Estagnaçãodo

Óleo

Deformação / Esmagamento do Dielétrico

Degradação do

Dielétrico

Degradação das Gaxetas

Envelhecimento Natural

Incidência Direta de Raios Infravermelho

Aquecimento Excessivo(ponto quente)

MONTAGEM, OPERAÇÃOE

MANUTENÇÃO

ÓLeo Saturado por Gases

Descolagem do Papel

Impregnação Inadequada

Partículas de Óleo

Secagem Inadequada Umidade Residual

Curto-Circuito entre Camadas

Vinco no Papel

PROJETO E

FABRICAÇÃO

Stress do Dielétrico Má Distribuiçãodo

Campo Elétrico

Localização Incorreta de

Fitas Semi-condutoras

Desvio da Excentricidade na Montagem do Isolador

Falha Colagem Emenda Isoladores

Deficiênciado Sistema deResfriamento

Contaminação por Umidade e Oxigênio

Corrosão

Solicitação Superior a Suportabilidade

Vazamento de Óleo da Bucha para Dentro

do Transformador

Operação na Horizontal: Falha Mecânica

Poluição: Descarga Elétrica na Superfície Externa

Descarga Elétricana Porcelana

Fisura ou

Quebra da Porcelana

Torque Inadequadodo Parafuso de Fixação

Decantação de Partículas Papel Isolante NãoTotalmente Imerso em Òleo

Figura 2.2. Causas de falha na bucha [2].

12

2.2. Falha no Comutador de Derivação em Carga [2,3]

Existem dois tipos de comutadores:

1. Comutadores de derivação sem tensão (CDST) que só podem ser operados com o

transformador desenergizado. E são utilizados em aplicações onde há pouca necessidade de

mudança dos níveis de tensão, como no caso dos transformadores elevadores. Falha nos

CDST têm uma baixa probabilidade de resultar em incêndio ou explosão do transformador.

2. Comutadores de derivação em carga (CDC). As manobras dos comutadores em carga são

realizadas com o transformador energizado e a plena carga.

Segundo Medina, as falhas em comutadores de derivações em carga são decorrentes de desgastes

mecânicos, baixa rigidez dielétrica da chave de carga e falha nos procedimentos de manutenção. As

consequências da falha no comutador em carga (CDC) são na maioria das vezes falhas catastróficas,

ou seja, podem resultar na explosão do transformador, a qual poderá ser seguida ou não de incêndio.

2.3. Falha na Parte Ativa [2,4]

As falhas na parte ativa estão associadas às solicitações superiores a suportabilidade, redução da

suportabilidade dielétrica ou ao circuito magnético do transformador.

As solicitações superiores a suportabilidade poderão ser devido às sobretensões ressonantes, a

fenômenos de transitório rápido e elevadas correntes de curto circuito.

As sobretensões ressonantes podem ser causadas por descargas atmosféricas na linha de transmissão

ou originadas por manobras no sistema em que o transformador está conectado. As sobretensões de

manobras são causadas por:

1. Tensões transitórias durante a energização ou no religamento da linha de transmissão.

2. Tensões transitórias em operações de manobra com corrente de falta.

3. Tensões transitórias em operações com correntes nominais.

As principais fontes de fenômenos transitórios rápidos documentadas são:

1. Manobras de seccionadoras próximas aos transformadores.

2. Manobras envolvendo a operação de grandes motores conectados com cabos de baixa perda.

3. Manobras de seccionadoras isoladas a ar próximas a transformadores de proteção ou

medição.

4. Manobras com disjuntores em que o meio de extinção é o vácuo, com possibilidade de

reignições.

5. Manobras de transformadores conectados a sistemas retificadores e fornos a arco.

6. Descargas atmosféricas em locais próximos ao transformador.

7. Descargas atmosféricas secundárias (Backflashovers) em linhas de transmissão.

8. Falhas internas em subestações blindadas e isoladas com SF6.

13

Quando as correntes de curto-circuito são elevadas o transformador é submetido a esforços

mecânicos superiores a sua suportabilidade. A Tabela 2.1 detalha as falhas por curto-circuito, as quais

poderão ocorrer ao longo do ciclo de vida do transformador.

TABELA 2.1 - Causa de curto-circuito no transformador [2].

Etapas do Ciclo de Vida do Transformador

Projeto

Descrição da Falha

Erro nos estudos dos níveis de curto-circuito do sistema ao qual o transformador está conectado.

Erro no cálculo das forças eletromecânicas a que está submedido o transformador.

Deficiências na compensação das forças dos enrolamentos.

Deficiências no projeto mecânico associado aos esforços eletrodinâmicos.

Fabricação

Uso de material inadequado.

Falha no torque dos parafusos de fixação do núcleo e enrolamentos.

Operação

Manutenção

Operar em barras com nível de corrente contínua maior do que a suportabilidade do

transformador.

Energizações não sincronizadas

O envelhecimento do transformador reduz a sua suportabilidade mecânica e dielétrica. A degradação

do isolamento sólido é fator determinante na sua vida útil, pois diferentemente do óleo mineral que

pode ser tratado, regenerado ou substituído, para a sua substituição é necessário a desmontagem do

transformador e intervenção nos enrolamentos (i.e. na parte ativa). Para que a vida útil do

transformador seja prolongada é necessário reduzir os efeitos adversos da temperatura, umidade e

oxigênio. A Figura 2.3 mostra como a redução da suportabilidade pode resultar na explosão do

transformador.

Segundo Medina [2] as falhas associadas ao circuito magnético poderão ter a sua origem:

1. Nas deficiências do isolamento dos parafusos passantes, os quais possuem a função de fixar o

núcleo e manter as lâminas unidas, poderão resultar em um curto-circuito entre as lâminas o

que produzirá correntes parasitas (i.e. eddy currents). Correntes parasitas elevadas

resultaram em aquecimento local ou generalizado contribuindo para a degradação do

isolamento das lâminas e das espiras do enrolamento.

2. No fluxo magnético que circula pelas lâminas do núcleo. Ou seja, o fluxo magnético ao

circular através do núcleo provoca contrações e alongamentos das lâminas, e consequente

quebra dos parafusos de sustentação ou degradação do isolamento das bobinas, devido a

vibração.

3. Durante o processo de fabricação, talvez devido a falhas no corte das lâminas do núcleo.

14

Temperatura

Umidade

DegradaçãoIsolamento

Erros de Projeto e Fabricação

Redução da Suportabilidade

Degradação Lenta do Isolamento

Transformador em Operação

Degradação Progressivado Isolamento

Suportabilidade do Isolamento

Falha Catastróficado Isolamento

Arco Elétrico de Grande Intensidade

Arco Elétrico

Geração de Arco Elétrico

Aumento Gradativo da Pressão Interna do Tanque

Ignição dos Gases

Substituição da ProteçãoSistema Energizado

Energia Liberada

Aumento Rápido da Pressão Interna

do Tanque

Stress Mecânico nas Paredes do Tanque

Explosão do

Transformador(seguida ou não de incêndio)

Figura 2.3 - Sequência de eventos que poderão conduzir a

explosão do transformador (adaptado de Ronningen [4]).

Em uma situação de confinamento, por exemplo, em um transformador em que os dispositivos de

alívio são limitados, se um processo de combustão lento for iniciado há a possibilidade de rompimento

do tanque. Em outras palavras, a degradação do isolamento devido à umidade, a temperatura ou ao

oxigênio; ou erros no projeto ou montagem do transformador fornecerão o calor necessário para a

vaporização do óleo mineral, com consequente aumento da pressão interna do tanque. Conforme, já

mencionado, se a suportabilidade do tanque for menor do que a sua pressão interna, Figuras 2.1 e

2.3, o rompimento do tanque poderá resultar em uma explosão, uma explosão seguida de incêndio ou

15

apenas um incêndio. Se o rompimento do tanque resultar em uma explosão a energia liberada é

parcialmente transformada em energia cinética, ou seja no lançamento de fragmentos com uma

velocidade inicial elevada. Ou seja, na propulsão de fragmentos a longas distâncias. Os danos

causados pelos fragmentos é função de sua massa e velocidade. Os fragmentos poderão se chocar

com pessoas, equipamentos ou edificações que estejam em suas trajetórias. Se houver edificações no

entorno do transformador é recomendado que elas sejam dimensionadas para resistir ao impacto dos

fragmentos.

2.4. Como Avaliar Incêndios em Transformadores?

As causas e consequências de incêndios em transformadores não poderão ser identificadas, avaliadas

e prevenidas apenas através dos modos de falha do transformador. A causa de um incêndio no

transformador poderá ser a energia térmica irradiada por um incêndio no seu entorno. Também

deverá ser considerado que um incêndio em um transformador poderá resultar em consequências não

aceitáveis para o sistema elétrico. É imprescindível entender como funciona e opera não apenas o

transformador, mas o sistema ao qual está conectado que poderá ser uma hidroelétrica,

termoelétricas, subestação ou plataforma de petróleo. Logo, sistema no decorrer deste estudo é

entendido como sendo o transformador e o seu entorno.

No caso de proteção contra incêndio, as observâncias de recomendações nacionais e internacionais

são os padrões (ou seja, recomendações prescritivas) implementados durante o projeto, construção e

operação/manutenção do sistema. Porém, raramente são propostos pelos profissionais de segurança

treinados e habilitados aos envolvidos com o projeto do sistema ao longo do seu ciclo de vida: metas,

objetivos e critérios de danos associados a prevenção e mitigação dos incêndios.

As inúmeras subestações existentes no nosso sistema de transmissão, subtransmissão e distribuição

foram projetadas e construídas baseadas em interpretações de código e normas (boas práticas de

engenharia) o que nos permite reconhecer que o desenvolvimento do incêndio no transformador será

distinto para cada subestação. A implementação de boas práticas de engenharia não é uma credencial

que nos permita assegurar que o projeto de nossas subestações é a prova de incêndio. Porém,

poderão minimizar o impacto térmico, das ondas de pressão ou produtos de combustão aos

equipamentos do entorno do transformador.

Por exemplo, um autotransformador de 150MVA protegido por um sistema de sprinklers foi envolvido

em chama como resultado de uma falha na bucha, Figura 2.4, apesar de estar protegido pelo sistema

de water spray. O sistema de water spray simplesmente não funcionou conforme esperado quando o

incêndio na bucha iniciou. Com resultado, o incêndio propagou-se. A NFPA 15 orienta como deve ser

projetado o sistema de sprinklers para transformadores. Porém, além da existência do sistema de

water spray, projetado e instalado conforme as normas, há outras incertezas que são relevantes para

o controle ou extinção do incêndio, tais como: Água é o agente extintor adequado para o controle do

incêndio? O agente extintor fluirá no momento em que o sensor de calor (sprinkler head) for ativado? Quando o sensor for acionado pelo incêndio a água fluirá, se as válvulas destinadas a sua liberação

estiverem abertas. Água fluirá na quantidade necessária para o controle do incêndio?

16

Figure 2.4. - Propagação de em um transformador.

A impressão que prevalece entre os tomadores de decisão: o governo, o operador do sistema,

agências reguladoras e as concessionárias de energia elétrica é que a segurança contra incêndios

pode ser atingida através da aderência as recomendações prescritivas. Esta forma de pensar e

projetar é apropriada para um sistema imutável, contudo o entorno do transformador é dinâmico. A

segurança contra incêndio do transformador requer recomendações baseadas no entendimento de

como o transformador e o sistema, ao qual está conectado, se comportaram quando ocorrer uma

falha catastrófica. Este entendimento envolve a sequência de eventos antes, durante e após o

incêndio.

2.5 Referências do Capítulo 2

[1] Cigre Technical Brochure 537, Guide for Transformer Fire Safety Practices, 2013. ISBN: 978-2-85873-231-9.

[2] Miguel Carlos Medina Pena, Falhas em transformadores de potência Uma contribuição para análise, definições, causas e soluções, Dissertação de mestrado apresentada à

Universidade Federal de Itajubá, 2003.

[3] Ricardo Bechara, Análise de falhas de transformadores de potência. Dissertação de mestrado apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2010.

[4] Ronningen, T., Internal Faults in Oil-Filled Distribution Transformer: Fault Mechanisms and Choice of Protection, PhD dissertation. Norges Tekniske Hogskole, Trondheim,

Norway, 1993.

Tempo t 2 t 2

17

3. Gerenciamento do Risco de Incêndio

Para o gerenciamento do risco de incêndio é necessário estabelecer metas, objetivos e critérios de

danos. Se a meta é proteger as pessoas, o objetivo é evitar que o incêndio se propague além do local

de origem. Imagine uma ocorrência na hidroelétrica da Itaipu Binacional, em que os transformadores

elevadores estão localizados dentro de celas individuais, o critério de dano poderá estar associado a

integridade estrutural da cela do transformador. Nas próximas seções é proposto um modelo de

gerenciamento de risco, o qual é baseado nos modelos propostos pelo Professor Robert Fitzgerald do

Worcester Polytechnic Institute [1], nas recomendações da National Fire Protection Association- NFPA [2] e no conhecimento e experiência dos especialistas do grupo de trabalho do Cigre Brasil GT A2:04.

O modelo proposto reconhece a interdisciplinaridade do gerenciamento do risco de incêndio, ou seja,

é uma abordagem fundamentada no conhecimento da dinâmica do incêndio e nos aspectos de

projeto, construção, operação e manutenção das barreiras de proteção (i.e. barreiras de prevenção e

mitigação) do transformador e do seu entorno. A Figura 3.1 mostra uma visão holística geral do

modelo proposto.

Antes de detalhar o modelo proposto se faz imprescindível descrever as características dos

transformadores e do ambiente em que estão inseridos. No contexto do presente estudo os

transformadores estão conectados a um sistema dinâmico (ou seja, um mundo dotado de consciência,

inteligência e razão). Os transformadores são projetados para operar ao longo do seu ciclo de vida em

perfeita harmonia com este mundo, salvo durante incêndios e explosões. Que apesar de serem

eventos raros acontecem. Entender o mundo dos transformadores é a primeira etapa do

gerenciamento do risco.

3.1 Entendimento do Problema

O gerenciamento dos riscos de incêndios é baseado no entendimento sistema que envolve os

transformadores. Pois é impossível prevenir ou mitigar um perigo que não pode ser identificado e

entendido. Para entender o sistema em que habita os transformadores é imprescindível definir:

1. As características dos seus responsáveis diretos e indiretos: Os stakeholders. 2. As limitações deste sistema que são as limitações técnicas, de conhecimento e econômicas. As

limitações de técnicas e de conhecimento abrangem: As interações não desejáveis ou não

previstas entre as barreiras de proteção do sistema; e o comportamento das barreiras de

prevenção e mitigação (i.e. barreiras de proteção) no evento de um incêndio no

transformador, sistema ou no seu entorno.

3. Como pensam os seus stakeholders, quais as suas metas, objetivos, conflitos e valores éticos.

Os stakeholders são todos aqueles que direta ou indiretamente determinam com funcionará o

transformador ao longo do seu ciclo de vida, desde a escolha da tecnologia até a sua desativação. São

os envolvidos no projeto, construção, operação e manutenção. São também os responsáveis pelo

planejamento de emergência, os consumidores de energia, as agências reguladoras e o operador do

18

sistema. Com relação aos stakeholders os seguintes questionamentos devem ser respondidos, Figura

3.2.

1. O que eles necessitam e desejam? Ou seja, quais as suas metas e objetivos? Quais as suas

prioridades? A Tabela 3.1 sugere metas para o gerenciamento do risco de incêndio e seus

respectivos objetivos de perdas.

2. Os seus objetivos são conflitantes? Como especificar, instalar, operar e gerenciar o

transformador e o sistema, ao qual está conectado em função das suas características

construtivas.

3. Como traduzir o que os stakeholders necessitam e desejam em termos de critérios de danos?

Dinâmica do Incêndio

Caracterização do Incêndio

Continuidade Operacional

Meio Ambiente


Avaliação da Proteção

Barreiras de Prevenção Barreiras de Mitigação

Pessoas Propriedade

Figura 3.1. Gerenciamento do risco de incêndio.

19

TABELA 3.1. Metas e objetivos dos stakeholders

Metas Objetivos

Segurança das pessoas. Nenhum ferimento grave ou leve no local em que o incêndio foi iniciado ou no

seu entorno.

Proteção do patrimônio. Nenhum impacto térmico ou da fumaça ao sistema que o transformador está

conectado.

Continuidade operacional. A continuidade no fornecimento de energia.

Proteção do transformador Garantir a operação e manutenção adequada do transformador, respeitando

os limites construtivos definidos no projeto e no momento da compra.

Proteção do meio ambiente

Não contaminação do solo, como consequência de um vazamento acidental do

dielétrico do transformador ou decorrente das atividades de extinção do

incêndio no transformador ou no seu entorno.

O sistema em que os transformadores de potência estão inseridos é grande e complexo. O

entendimento do problema inicia-se pelo subsistema mais simples e fácil de entender, para pouco a

pouco, como galgando degraus, detalhar como o sistema funciona e opera. É crucial entender em

detalhes cada subsistema e a interações (ou melhor, acoplamento) entre eles, sem nada omitir.


Identificação do evento inicial e sequênciade eventos de consequências não aceitáveispara o transformador e seu entorno.

O que pode dar errado?Como pode dar errado?

Identificação dos stakeholders

Quais são as suas necessidades edesejos?Quais as suas prioridades?São conflitantes?

Identificação das LimitaçõesQuais as limitações do conhecimento,técnicas e financeiras do mundo em que otransformador está inserido?

Definição das MetasTraduz o que os stakeholders necessitam edesejam.

Definição dos ObjetivosQuais as ações que irão possibilitar aosstakeholders atingir as metas estabelecitas?

Definição Critérios de DesempenhoQuais são os critérios de danos?

Figura 3.2. - Entendimento do problema.

20

3.2. Dinâmica do Incêndio

Quando um engenheiro estrutural projeta uma viga, os esforços a que ela estará submetida devem

ser previstos. Da mesma forma as proteções contra incêndios devem estar em conformidade com o

tipo de incêndio mais provável de acontecer. Devem ser previstos a quantidade de material que irá

queimar e o tempo associado, tendo-se por finalidade ajudar os técnicos a formarem uma opinião

sobre as possíveis consequências e estabelecer o embasamento necessário para o planejamento de

emergências. Por outro lado, o potencial para ignição e desenvolvimento de um incêndio, o qual é um

risco para o transformador e seu entorno, está virtualmente em todos os lugares, devido às limitações

do conhecimento e da tecnologia hoje disponíveis, em combinação com a percepção dos riscos pelos

stakeholders.

Dentro desse contexto é imprescindível e urgente identificar cenários, os quais nos ajudem a entender

a sinergia existente entre os incêndios e a instalação no qual o transformador está inserido. Para

instalações existentes entender o comportamento (reações) da instalação no evento de um incêndio

ou explosão com origem no transformador ou no seu entorno. E desenvolver alternativas para

gerenciar o risco.

Para novas instalações entender as interações não desejáveis, ou seja, sequência de eventos que

poderá resultar em incêndio e projetar uma instalação a prova de falha (i.e., intrisicamente seguro).

Em outras palavras, o objetivo da avaliação de desempenho é entender o comportamento do sistema

no evento de um incêndio/explosão no transformador ou no entorno. Este entendimento combinado

com as informações obtidas no decorrer do entendimento do problema e identificação do sistema

(Etapa 1) possibilitará a caracterização do risco.

A Figura 3.3 representa as incertezas do gerenciamento do risco de incêndio no transformador. Cada

variável deve ser estudada separadamente e em seguida recombinadas para incorporar a influência

no tempo da energia irradiada, movimento da fumaça e impactos. Apesar da Figura 3.5 representar

uma fotografia no tempo, ou seja, uma representação estática, porém o incêndio no transformador é

um fenômeno dinâmico e deve ser analisado como uma sequência de cenários que se alterarão no

tempo.

Incêndio no Transformador

Existe a ameaça

de incêndio?

Como o transformador e o seu

entorno reagirão ao incêndio?

Qual a ameaça do incêndio para

pessoas, patrimônio, continuidade

operacional e meio ambiente?

Prevenção Dinâmica Caracterização

Figura 3.3. Incêndio no transformador no tempo t.

21

O gerenciamento do risco de incêndio inicia-se com a obtenção de informações pertinentes ao

funcionamento da instalação, incluindo as suas exigências legais, em que o transformador está

inserido, e os riscos a que está exposto, i.e., os perigos e consequências no evento de um incêndio no

transformador, no sistema (que está conectado) ou no seu entorno. Em seguida, um cenário de

incêndio é formulado e avaliado a luz de critérios de danos (Figura 3.2). Se o cenário analisado é

considerado não aceitável deve ser revisto o projeto (em se tratando de uma nova instalação) ou

adicionadas barreiras de proteção para instalações já existentes.

Não é intenção do presente Guia propor recomendações para novas instalações ou existentes. O

objetivo é lançar alguma luz para entendimento da dinâmica dos incêndios em transformadores de

potência. O incêndio poderá ser iniciado no transformador, sistema ou no seu entorno.

3.2.1 Incêndio no Transformador

O risco é uma combinação da magnitude de consequências indesejáveis e da probabilidade dessas

consequências ocorrerem. Sendo imprescindível para entender a dinâmica do incêndio responder aos

questionamentos:

1. O que pode dar errado? 2. Como pode dar errado? 3. Quais as consequências?

O primeiro e segundo questionamentos consistem no entendimento do problema e estruturação da

sequência de eventos com o potencial de degradar as barreiras de proteção do transformador e do

sistema que está interligado, respectivamente. Após identificar os cenários plausíveis de acontecer, ou

seja, o que pode dar errado? E como pode dar errado? As consequências para os eventos iniciadores serão visualizadas. Incêndios em transformadores poderão ter um impacto significante, seja direta ou

indiretamente, sobre as pessoas, serviços de emergência e meio ambiente. Por exemplo:

1. Falhas nas buchas de porcelana resultarão no lançamento de fragmentos a distâncias

superiores a 75 metros. Os estilhaços (ou fragmentos) poderão ser lançados além dos limites

de propriedade da instalação expondo ao risco pessoas e edificações.

2. O aumento da pressão interna do tanque do transformador, talvez resultante de um arco

elétrico, poderá causar a sua deformação ou ruptura. Em caso de ruptura há a possibilidade

de um incêndio de jato ou poça. O incêndio de jato é provável se houve comprometimento

das partes soldadas do tanque. A sobrepressão interna do tanque também poderá resultar no

lançamento de fragmentos. Explosão de transformador arremessou válvula de 60kg a uma

distância de 15 metros.

3. Derramamento do óleo isolante poderá resultar em um incêndio de poça, como consequência

a coluna de fumaça (i.e. fire plume) poderá atingir uma altura de aproximadamente 33

metros. Dependendo da velocidade do vento a chama poderá sofrer uma inclinação

acentuada, expondo pessoas, equipamentos e estruturas no seu entorno devido a energia

térmica irradiada e aos produtos de combustão, Figura 3.6.

4. Ausência da bacia de contenção, como proteção passiva para os transformadores, poderá

ampliar as consequências de um derramamento de óleo ou de um incêndio de poça.

22

Figura 3.4. Coluna de fumaça resultante de incêndio em reator.

A intenção é oferecer aos engenheiros com pouca ou nenhuma experiência em Engenharia de

Incêndios um modelo matemático simples, o qual lhe permitam estimar a energia térmica liberada no

evento de um incêndio em um transformador. Pois o projeto de proteções passivas deverá estar

baseado no seguinte questionamento: Dado que haja um incêndio no transformador, qual o impacto térmico que sofrerão as estruturas no entorno do transformador e por quanto tempo?

INCÊNDIO DE POÇA

Combustíveis líquidos podem queimar em tanques de estocagem ou no solo (ou seja, no evento de

um derramamento formando uma poça). Para evitar a contaminação do solo e, sobretudo, a

propagação de um incêndio, se houver ignição, os tanques devem possuir dique com capacidade de

110% do volume do tanque. Em uma subestação ou hidroelétrica os diques são substituídos por

bacias de contenção que são proteções passivas com o objetivo de evitar que o óleo isolante

derramado contamine o meio ambiente e forme uma poça ao redor do transformador. A Figura 3.5

mostra um transformador envolvido em um incêndio de poça, o qual resultou da explosão da bucha e

o subsequente derramamento do óleo isolante no solo.

Figura 3.5. Transformador envolvido em um incêndio de poça.

23

A energia térmica proveniente da queima de hidrocarbonetos (i.e. o óleo mineral é um

hidrocarboneto) depende de vários parâmetros, os quais incluem: a) composição do hidrocarboneto; b) tamanho, forma e duração do incêndio; c) distância entre o incêndio e o alvo e d) das características do alvo. A caracterização de um incêndio de poça abrange a determinação da

velocidade de propagação da chama no líquido e das dimensões física do incêndio (tais como altura,

diâmetro e inclinação da chama). É assumido que a chama é um cilindro sólido e inclinado (devido à

ação do vento) que se comporta como um corpo cinza. A energia térmica de um incêndio de poça

pode ser estimada através da equação 3.1.

radiaçãoconvecçãocondução qqqq ++= ........................... Equação 3.1

A transferência de calor por condução decresce linearmente com o aumento do diâmetro da poça,

logo a sua contribuição em grandes incêndios de poça é insignificante. O segundo termo da equação

3.1 representa o calor transferido por convecção, tendo um valor mínimo para poça de 10cm. As

chamas de dimensões similares são instáveis, efeito que desaparece para incêndios de diâmetro

maiores. Para a maioria dos combustíveis líquidos a taxa de transferência de calor por radiação e a

velocidade da chama aumentam com o diâmetro da poça, ou melhor, para poças com diâmetro maior

do que 1 metro a radiação é o modo de transferência de calor dominante, pois a chama passa a

irradiar como um corpo negro, sendo essa a região de interesse já que a base da bucha possui um

diâmetro superior a 1 metro.

A equação geral para a energia liberada por um incêndio de poça poderá ser calculada através da

equação 3.2, a qual assume que a energia é proporcional a eficiência do processo de queima (i.e.

combustão).

4

.... 2" DxHmQ chemc π∆

= ........................... Equação 3.2

Onde:

Q : é o calor liberado pela chama (kW).

"m : é mass burning rate por unidade de área (g/m2s). O mass burning rate é obtido

multiplicando-se a velocidade da chama, equação 3, pela densidade do líquido

cH∆ : é o calor de combustão (kJ/g).

chemx : é a eficiência do processo de combustão.

D : é o diâmetro da poça em metro.

A velocidade da chama ( "y ) na superfície do líquido que queima, na ausência de ventos, será obtido

através da equação 3.3, segundo Burgess and Zabetakis (1962 BM RI 6099).

( )Dkeyy ." 1 −∞ −= ........................... Equação 3.3

Onde:

24

"y : é a velocidade da chama (m/s).

∞m : é a velocidade da chama para um incêndio de poça com diâmetro infinito (m/s)

k : é o coeficiente de absorção (m-1)

D : é o diâmetro da poça

Para o óleo do transformador ( )smgm 2"/39=∞ , ( )17,0 −= mk , ( )gkJH c /4,46=∆ e

84,0=chemx .

A altura da chama levando-se em consideração a velocidade do vento é obtida através da equação

3.4, proposta por Thomas. A velocidade adimensional do vento é fornecida pela equação 3.5. A

velocidade do vento influenciará no diâmetro da poça e no mass burning rate. A velocidade do vento tenderá aumentar o diâmetro da poça, a qual sofrerá uma inclinação na direção do vento, equação

3.6. O diâmetro alongado da base da chama, wD , segundo Mudan e Croce poderá ser estimado

através da equação 3.7.

21,0*

67,0"

..

55 −

= u

gD

m

D

H

aρ........................... Equação 3.4

Onde:

H : é a altura visível da chama (m). "

m : é mass burning rate (kg/m2s).

aρ : é a densidade do ar ambiente (kg/m3).

g : é a aceleração da gravidade (m/s2)

D : é o diâmetro da poça (m) *

u : é a velocidade adimensional do ventos fornecida pela equação 5.

3/1"

*

..

=

v

w

Dmg

uu

ρ

........................... Equação 3.5

Onde:

*

u : é a velocidade adimensional do ventos.

wu : é a velocidade do vento (m/s).

g : é a aceleração da gravidade (m/s2).

"m : é a mass burning rate (kg/m2s).

D : é o diâmetro da poça (m).

25

vρ : é a densidade de vapor do líquido (kg/m3).

49,0

"..7,0cos

−

=Θ

a

w

Dmg

u

ρ

........................... Equação 3.6

Onde:

Θ : é o ângulo de inclinação da chama com a vertical.

wu : é a velocidade do vento (m/s).

g : é a aceleração da gravidade (m/s2).

"m : é a mass burning rate (kg/m2s).

D : é o diâmetro da poça (m).

aρ : é a densidade ambiente do ar (kg/m3).

48,0069,0

2

.25,1

=

a

vww

Dg

u

D

D

ρ

ρ........................... Equação 3.7

A energia térmica incidente no alvo, o qual poderá ser pessoas, o barramento ou outras estruturas ou

equipamentos no entorno do transformador, poderá ser estimada considerando-se a chama como um

ponto ou um cilindro sólido. No modelo pontual os parâmetros geométricos da chama não são

considerados, pois assume que a energia é emitida de uma única vez através de um ponto e não por

vários pontos (i.e. uma superfície). Se o efeito de absorção da atmosfera for considerado desprezível

e a distância entre a chama e o alvo for maior do que a altura da chama o modelo pontual é aceitável,

equação 3.8. Em outras palavras, uma das limitações da equação 3.8 é que a energia térmica em

alvos muito próximos da chama é superestimada, porém a radiação térmica a partir de uma certa

distância da chama é estimada com precisão, pois os efeitos da geometria da chama são

insignificantes.

2

"

..4 x

Qqr

π= ........................... Equação 3.8

Onde:

"

rq : é a energia incidente no alvo (kW/m2).

Q : é o calor liberado pela chama (kW).

x : é a distância do alvo a chama (m).

No modelo do cilindro sólido a energia térmica irradiada é obtida através da equação 3.9.

26

ffr EFq ⋅⋅⋅= εζ" ........................... Equação 3.9

Onde: "

rq : é a energia incidente no alvo (kW/m2).

F : é o fator de forma associado ao alvo.

ζ : é o coeficiente de transmissividade atmosférica, o qual depende da umidade do ar e da

distância entre a chama e o alvo.

fε é a emissividade da chama, estimada através da equação ( )D

f e ⋅−−= κε 1 , sendo

κ and D fatores de atenuação.

fE é a energia térmica emitida pela superfície da chama.

Para poças de diâmetro maiores do que alguns metros a emissividade da chama é aproximadamente

igual a 1. Se considerarmos a transmissividade atmosférica igual a 1, a equação 3.9 torna-se

fr EFq ⋅=" , a qual é a expressão proposta pelo IEEE - STD 979-2012, para o cálculo do impacto

térmico proveniente de um incêndio.

O modelo matemático acima detalhado será utilizado para estimar a energia liberada por um incêndio

de poças envolvendo um transformador de 100MVA contendo cerca de 40.000 litros de óleo mineral,

Figura 3.5.

ESTUDO DE CASO

Para um transformador contendo 40.000 litros de óleo mineral, a energia térmica irradiada por um

incêndio de poça em função do diâmetro da poça é relacionada na Tabela 3.2. Foi utilizado o modelo

pontual, o qual é aceitável para alvos distantes da chama, ou seja, alvos distantes da chama duas

vezes a altura da chama (i.e. 2H metros). Um incêndio de uma poça de 5 metros de diâmetro é

superposto sobre o layout de um transformador localizado em uma subestação, Figura 3.6.

TABELA 3.2. - Energia térmica irradiada por um incêndio de poça.

Distância ao

Alvo

Diâmetro da Poça e Impacto Térmico

1 m 2 m 3 m 4 m 5 m

1 m -- -- -- -- --

2 m 3,6 kW/m2 -- -- -- --

3 m 1,6 kW/m2 -- -- -- --

4 m 0,9 kW/m2 5,4 kW/m2 -- -- --

5 m 0,6 kW/m2 3,4 kW/m2 -- -- --

6 m 0,4 kW/m2 2,4 kW/m2 6,3 kW/m2 -- --

7 m 0,3 kW/m2 1,7 kW/m2 4,6 kW/m2 -- --

8 m 0,2 kW/m2 1,7 kW/m2 3,5 kW/m2 6,7 kW/m2 --

27

TABELA 3.2. (continuição) - Energia térmica irradiada por um incêndio de poça

Distância ao

Alvo

Diâmetro da Poça e Impacto Térmico

1m 2m 3m 4m 5m

9 m 0,2 kW/m2 1,1 kW/m2 2,8 kW/m2 5,3 kW/m2 --

10 m 0,1 kW/m2 0,9 kW/m2 2,3 kW/m2 4,3 kW/m2 7,0 kW/m2






LEGENDA ZONA ENERGIA DISTÂNCIA DO ALVO

> 5 kW/m² 11 metros

> 2kW/m² 18 metros

Figura 3.6 - Incêndio de poça em um transformador de 100MVA com 40.000 litros de óleo mineral.

28

3.3 CARACTERIZAÇÃO DO INCÊNDIO

IMPACTO NAS PESSOAS

Os indivíduos não devem ser expostos a uma intensidade de radiação térmica maior do que 2

m1kW ⋅ . Ou seja, o critério de dano para as pessoas é de .2

1 mkWI ⋅≤ . O tempo de

exposição é função do tempo que o indivíduo reagirá a energia irradiada pelo transformador em

chamas e ao tempo necessário para que ele alcance um local seguro. No contexto do presente estudo

é assumido que o tempo de reação do indivíduo é 5 segundos e a sua velocidade de fuga de 4m/s –

6m/s. O tempo efetivo de exposição do indivíduo a chama poderá ser estimado através da equação

3.10.

( )

⋅+−⋅+=

−3

5

exp115

3r

o

oreff tt

d

u

u

dtt ........................... Equação 3.10

Onde:

efft : Tempo efetivo de exposição ao incêndio (segundos).

rt : Tempo de reação do indivíduo (segundo). É sugerido o tempo de 5 segundos.

od : Distância inicial do indivíduo em relação a chama (metros).

u : Velocidade de escapa do indivíduo (m/s). É sugerido o valor de 4m/s.

expt : Tempo total de exposição do indivíduo ao incêndio (segundo).

Para uma energia irradiada de 7kW/m2 (ver Tabela 3.2) 99% dos indivíduos expostos ao incêndio a

uma distância de 10 metros sofrerão queimaduras do 1o grau, se expostas durante 60 segundos. A

Tabela 3.3 mostra o impacto sobre os indivíduos de um transformador em chamas, Figura 3.6. A

Tabela 3.4 relaciona os limites a dor propostos pelo American Petroleum Institute.

TABELA 3.3 - Impacto térmico proveniente de um transformador em chama e irradiando 7 kW/m2.

IMPACTO segteff 6≈ seg60 seg90 seg180

Mortalidade

(sem roupas apropriadas) 0% 25% 64% 99%

Mortalidade

(com roupas apropriadas) 0% 6% 31% 90%

Queimaduras do 1o grau 0% 99% 99% 99%

Queimaduras do 2o grau 0% 45% 85% 99%

29

TABELA 3.4 - Tempo de exposição em função do limite a dor (API 1966a).

Intensidade da Energia Térmica Irradiada Tempo de Exposição

1,74 kW/m² 60 seconds

2,33 kW/m² 40 seconds

2.90 kW/m² 30 seconds






IMPACTO NAS ESTRUTURAS DO ENTORNO

A energia térmica irradiada por um transformador em chama causará falhas catastróficas nas

estruturas e equipamentos no seu entorno, Figura 3.7. Por exemplo, a 70oC componentes eletrônicos

sofrerão danos irreversíveis.

Figura 3.7 - Danos estruturais no barramento de alta, comprometendo a missão da subestação.

Considere o layout da subestação apresentado na Figura 3.8. A estrutura da casa relés é de alvenaria

com janelas de vidro. A distância entre o transformador e a casa de relés é de 3,5 metros. 117

minutos após ter sido iniciado o incêndio no transformador, a integridade estrutural das paredes da

casa de relés será comprometida. Porém, após 30 minutos a temperatura no interior da casa atingirá

30

aproximadamente 70oC, causando danos irreversíveis aos equipamentos e instrumentos no seu

interior.

Figura 3.8 - Layout de uma subestação

A energia térmica irradiada por um incêndio no transformador poderá causar danos irreversíveis no

seu entorno. Muito transformadores possuem sistemas de sprinklers, que são barreiras mitigadoras,

ou seja, minimizam a impacto térmico, sem, contudo, prevenir a ocorrência do evento inicial que

desencadeou o incêndio. Quando o transformador encontra-se instalado em ambientes confinados,

por exemplo, no interior de uma barragem, no subsolo de uma edificação, em subestações

subterrâneas no centro de áreas de relevado interesse turístico ou financeiro, entre outros, há um

problema adicional que é a integridade estrutural. Sendo imprescindível o reforço estrutural do

ambiente que abriga o transformador.

3.4. Avaliação da Proteção Contra Incêndio

A proteção contra incêndio do transformador deve considerar as barreiras de prevenção e mitigação,

ou seja, as barreiras de proteção. As barreiras de prevenção buscam prevenir falhas que possam

resultar em incêndio no transformador ou no seu entorno. As barreiras de mitigação têm a função de

mitigar as consequências de um incêndio ou explosão. O sucesso da proteção do transformador

depende da interação das barreiras de proteção.

A avaliação da prevenção deve considerar dois referenciais. O primeiro é o próprio transformador. A

prevenção de falhas que possam resultar em incêndio ou explosão do próprio transformador. O

segundo referencial é o seu entorno. A prevenção de incêndio em outros equipamentos ou edificações

próximos ao transformador.

A avaliação da proteção de incêndio no transformador é função do projeto do incêndio. O projeto do

incêndio identifica: 1) a energia térmica irradiada; 2) a velocidade de crescimento do incêndio para

um determinado cenário; e 3) a energia incidente no alvo que poderá ser pessoas, equipamentos ou

estruturas. A Figura 3.9 mostra esquematicamente as etapas do projeto do incêndio. Para a

31

estruturação do projeto do incêndio poderá ser utilizado os modelos determinísticos ou probabilísticos

disponíveis na literatura.

Figura 3.9. Projeto do incêndio

Por exemplo, um transformador cujo dielétrico é óleo mineral e com capacidade de transformação

menor do que 10.000kVA poderá ser protegido por extintores portáteis. Um único transformador com

capacidade superior a 10.000kVA deverá ser protegido por hidrantes. É recomendado que um único

transformador com capacidade superior a 100.000kVA seja protegido por um sistema de sprinkler.

Vários transformadores com capacidade superior a 100.000kVA deverá ser protegido por paredes

corta-fogo e/ou sistema de sprinklers. A proteção do transformador deve considerar sua capacidade

(tamanho), dielétrico, localização e importância para a continuidade do fornecimento de energia

elétrica.

Se água, como agente extintor, não é disponível deve ser considerado o uso de agentes químicos,

sobretudo, se o transformador estiver enclausurado. Para transformador não enclausurado o sistema

de proteção contra incêndio deve considerar a influência do vento. Devido aos efeitos adversos do

vento o dióxido de carbono não é recomendável para transformadores ao ar livre. Apesar da espuma

ser um agente extintor eficiente para o controle de incêndio envolvendo liquido flamável, não deve ser

utilizada se o transformador estiver energizado por ser um bom condutor. Se justificável a espuma

poderá ser utilizada para formar uma barreira entre o líquido e o ar e a água para resfriar o

transformador ou equipamento/estrutura do entorno, se necessário.

Proteções passivas consistem de distância de separação, parede corta-fogo ou bacia de contenção no

evento de vazamento ou ruptura do tanque do transformador. Se proteções ativas estão presentes

sua confiabilidade de operar conforme desejado depende do projeto, instalação e manutenção. Para

um sistema de sprinkler o projeto descreve o controle de qualidade da tubulação, conexões, válvulas,

bombas, sprinkler head, entre outros componentes do sistema. A instalação depende do controle de

qualidade durante a montagem do sistema. E o sucesso da operação do sistema de sprinkler depende

Alvo

Consequência

Fonte Caminho

Identifique o limite de dano do alvo

O que é aceitável?


32

de sua manutenção, pois um incêndio poderá ocorrer muitos anos após o transformador entrar em

operação. A Figura 3.10 estrutura a avaliação do sistema de sprinkler.

Figura 3.10 - Avaliação do sistema de sprinkler.

Para a termoelétrica apresentada na Figura 3.11, um incêndio nos transformadores elevadores poderá

resultar em um incêndio nos filtros do sistema de captação de ar das turbinas, comprometendo a

missão e objetivos da instalação. Mesmo que sistema de supressão (i.e. sistema de sprinkler) esteja disponível há muitas incertezas que poderão ser responsáveis pelo sucesso ou falha do sistema de

supressão em controlar o incêndio. Há água suficiente e na pressão adequada fluindo através do

sistema de sprinkler? A água é suficiente para extinguir o incêndio? Se calor suficiente alcança os sprinkler heads e ativá-los, o agente extintor (água) irá controlar o incêndio? Há a possibilidade do transformador explodir, ou seja explosão seguida de incêndio, e se o sistema de sprinkler tornar-se-á

inoperante. E se a brigada de incêndio não aplicar o agente extintor (i.e espuma ou água) antes do

incêndio atingir um certo tamanho? A pergunta a ser feita não é se o incêndio no transformado irá ser

controlado e extinguido, a pergunta a ser feita é quando? Quando ele provocar a ignição dos filtros do

sistema de captação de ar ou logo após a detecção e notificação?

Há a possibilidade de incêndio e/ou explosão para transformadores em que o dielétrico é o óleo

mineral. A causa do incêndio poderá ser uma falha interna do transformador ou ele poderá ser

envolvido por um incêndio no seu entorno? Deve ser ressaltado que, as estatísticas sobre incêndios

em transformadores não são de domínio público. Estas são informações confidenciais, seja devido a

competitividade entre as empresas ou por que no mercado internacional as ações de empresas

envolvidas em acidentes catastróficos tendem a serem desvalorizadas. Razão pela qual, as incertezas

envolvidas no gerenciamento do risco de incêndio do transformador devem nos futuros trabalhos

serem estudadas em profundidade.

Avaliação do Sistema de Sprinkler

Funcionará quando solicitado? É Eficiente?

O sistema controlará ou extinguirá um incêndio de tamanho específico? Antes que o incêndio atinja um tamanho maior?

Água fluirá através do sistema? Em quantidade suficiente e na pressão adequada? Controlando ou extinguindo o incêndio?

É confiável?

33

Os engenheiros com a responsabilidade de especificar o transformador apesar de saberem que o

incêndio do transformador é um cenário plausível de acontecer ao longo de sua vida útil, não dispõem

de diretrizes para minimizar o risco de incêndio ou explosão. O objetivo dos próximos capítulos é

lançar alguma luz de como o risco de incêndio do transformador poderá ser prevenido ou mitigado.

Figura 3.11 - Layout de uma termoelétrica.


[1] Robert W. Fitzgerald, Building Fire Performance Analysis, capítulo 19. Editora: John Wiley& Sons Ltda, 2004. ISBN 0-470-86326-9

[2] NFPA/SFPE, SFPE Engineering Guide to Performance-Based Fire Protection, segunda edição, capítulo 3, Editora: National Fire Protection Association, (2007).

34

4. BARREIRAS DE PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR

As camadas ou barreiras de proteção são constituídas pelas proteções do transformador, proteções do

sistema, ao qual o transformador está conectado, programas e procedimentos administrativos

utilizados pela empresa responsável pelo transformador. As suas funções são: 1) criar um

entendimento sobre as falhas; 2) dar uma indicação clara das falhas; 3) alterar ou interromper uma

falha eminente; 4) de intertravamento; 5) reiniciar o sistema após uma situação anormal; 6) barreira

física e 7) de resgate e fuga.

A introdução de barreiras de proteção e a consequente redução do risco de incêndio eleva o custo do

transformador e do sistema que está conectado. Contudo é imprescindível respondermos ao seguinte

questionamento: Qual o risco aceitável? (vide a Figura 3.9, sobre o projeto do incêndio). É

evidente que o que é aceitável para transformadores de 30MVA localizados em uma subestação, em

área de uso agrícola, e separados por uma distância de 30 metros é diferente de um transformador

elevador de 600MVA localizado no interior de uma hidroelétrica. Ou um transformador de 100MVA

localizado em uma subestação compacta em uma área densamente povoada de interesse turístico. A

intenção deste capítulo é discutir algumas alternativas que os usuários dos transformadores de

potência possuem para prevenir e mitigar os riscos de incêndio do transformador, adequando-o ao

layout do seu entorno.

As barreiras de proteção estão divididas em duas categorias, as quais estão baseadas em suas

funções: Barreiras de prevenção com a função de para prevenir a falha e as barreiras de mitigação

destinadas a minimizar as consequências da falha.

O primeiro passo para reduzir o risco de incêndio em transformadores é sua correta especificação, em

especial suas proteções que devem ser adequadas com a sua aplicação e as condições específicas da

instalação. E considerando os dispositivos destinados a detectar e prevenir as falhas que possam

resultar em incêndio ou explosão. Para minimizar o impacto da falha de um único componente do

transformador, existem proteções redundantes que operam independentemente e com tempos de

atuação diferentes, por exemplo, proteção diferencial e proteção de sobrecorrente, relé de gás (relé

de Bulchholz), entre outros.

As barreiras de mitigação, ou sistemas de emergência, buscam mitigar as consequências de um

eventual incêndio no transformador e provável efeito dominó. O sucesso das barreiras de proteção

depende da interação de ações combinadas realizadas através dos sistemas de proteção redundantes

do transformador e das proteções passivas ou ativas destinadas a mitigar o impacto do incêndio.

4.1 Barreiras de Prevenção

As barreiras de prevenção estão associadas à especificação construtiva, das proteções do

transformador, ao seu contínuo monitoramento e controle de alguns parâmetros. Ou melhor, as

barreiras de prevenção são: o design review, o monitoramento (através de sinal elétrico, térmico ou

mecânico), às proteções do transformador e a manutenção ao longo do seu ciclo de vida.

35

4.1.3. Design Review

Segundo o Grupo de Trabalho WG A2:36 [1] o objetivo do design review é alargar as margens de

segurança do transformador através do entendimento em profundidade do seu projeto de

dimensionamento e avaliação da sua confiabilidade e riscos.

A energia de um arco elétrico é um parâmetro crítico na ruptura do tanque. Haverá ruptura do tanque

se a energia do arco for superior a 5MJ [2]. Pois, o tanque do transformador não suporta uma

pressão maior do que 2,03 bar [3], em outras palavras o tanque do transformador não é um vaso de

pressão. Por outro lado, o tanque se comporta como um vaso de pressão quando uma falha interna

resulta em um arco elétrico. Se a energia do arco elétrico for aproximadamente de 300MW os

dispositivos de alívio de pressão são ineficientes, i.e. as proteções mecânicas não atuarão [2]

evidenciando a relevância do design review.

Falhas nas buchas, comutadores de derivações em carga e parte ativa poderão resultar no

rompimento do tanque do transformador, conforme detalhado no capítulo 2. A Tabela 4.1 ressalta

alguns pontos de verificação que devem ser considerados no design review, os quais contribuirão para reduzir o risco de incêndio e explosão dos transformadores de potência. As recomendações

apresentadas na Tabela 4.1 foram selecionadas não por serem as mais relevantes, mas por serem as

que são facilmente identificáveis, tendo por intenção oferecer algumas diretrizes para aqueles

engenheiros com pouca ou nenhuma experiência no design review ou na dinâmica dos incêndios.

TABELA 4.1 - Diretrizes para o design review.

O que verificar?

Parte Ativa

Feixes de Ca

bos da

Reg

ulação

São os condutores que ligam a bobina de regulação ao comutador em forma de feixe. O projeto

destes cabos e o seu encaminhamento até o comutador devem ser criteriosos. Devem ser verificado:

1. O correto dimensionamento dos condutores.

2. O tipo de condutor.

3. Da forma com que os condutores são conduzidos até o comutador.

4. Da forma com que os condutores são ligados na bobina de regulação e nos terminais do

comutador.

5. As distâncias dielétricas.

O transformador poderá falhar em consequência da perda da capacidade dielétrica, a qual poderá ser

resultante do projeto deficiente dos condutores; do esmagamento da isolação; da sobreposição dos

cabos apoiados uns sobre os outros; da reduzida distância dielétrica entre os condutores; ou devido

ao tipo de conexão utilizada nas ligações dos cabos (tais como: solda, grampo, conector por

esmagamento, entre outras.)

36

TABELA 4.1 Continuação - Diretrizes para o design review.

Bo

bina

s Verificar:

1. O tipo de bobina.

2. A geometria das bobinas e seus canais de refrigeração.

3. O tipo de condutor aplicado ao projeto. A utilização de condutor transposto contribui para

manter a suportabilidade de algumas solicitações dielétricas de alta frequência.

4. Da capacidade de condução de corrente, de sua suportabilidade dielétrica aos requisitos de

sistema, assim como sua capacidade em atender a requisitos de sobrecarga temporária sem

exceder aos limites de temperatura normatizados.

Arranjo da

s Bo

bina

s Durante o design review deve ser observado: 1. A posição das bobinas do transformador em relação ao seu núcleo. Deve ser avaliado se as

bobinas são concêntricas, apenas na coluna central do núcleo ou, se é possível, inserir

algumas bobinas em colunas de retorno.

2. Se a suportabilidade ao curto-circuito é garantida na ordem do arranjo da concentricidade

das bobinas.

3. A sequência de dentro para fora do tipo de bobina. E se esta sequência oferece algum risco

de não suportar os estresses dielétricos entre bobinas.

Buchas

Verificar:

1. Alteração significativa do fator de potência.

2. Redução da capacitância.

3. Mau dimensionamento dos valores de BIL e BSL.

4. A ligação do terminal da bucha na parte ativa.

5. O projeto da travessia do terminal da bucha pelo caneco.

A alteração do fator de potência, seguida de uma significativa alteração da sua capacitância é um

indicativo de que a bucha poderá falhar. Embora os critérios para avaliação do fator de potência e da

capacitância da bucha sejam definidos pelas empresas, é relevante discutir com o fabricante os limites

aceitáveis em que o transformador poderá ser mantido em operação sem risco.

O projeto da travessia do terminal da bucha pelo caneco é fundamental para garantir que não haverá

descargas dos terminais da bucha para o caneco, sendo imprescindível verificar:

1. Se o campo elétrico (kV/mm) atende as distâncias projetadas.

2. Se a espessura da isolação em milímetros atende a necessidade das solicitações dielétricas e

nominais.

3. Se há necessidade de anel de equalização, shield magnético, etc.

Comutator

de Derivação

em Carga

Verificar:

1. A forma de fixação do cilindro na parte ativa.

O projeto do transformador poderá fixar o cilindro na travessa da parte ativa, como resultado

as atividades de manutenção futura poderão ser comprometidas. Por exemplo, no evento de

vazamento do óleo do comutador pelo cilindro, o óleo do transformador poderá ser

contaminado por gases (monóxido de carbono, dióxido de carbono, acetileno, etc.).

4.1.2. Monitoramento

Nos últimos anos é observado um aumento no número de dispositivos destinados ao monitoramento

de vários parâmetros do transformador. O monitoramento permite que a falha seja detectada com

antecedência, reduzindo o número de paradas não programadas e como consequência há um

aumento da disponibilidade ao transformador.

37

O monitoramento da temperatura do topo do óleo e dos enrolamentos é importante como indicação

da condição térmica do transformador (hotspot é o ponto mais quente), ou seja, avaliação do

envelhecimento do seu isolamento. A operação do transformador em temperaturas superiores as

recomendadas (ou seja, as temperaturas normalizadas e/ou projetadas) para a operação normal

poderá reduzir a vida útil do transformador, seja através da degradação do papel ou da perda

imediata da isolação. Danos ao isolamento aumentará a probabilidade de um curto-circuito. O curto-

circuito poderá comprometer a suportabilidade do tanque o que resultará em um incêndio (vide Figura

2.1 sobre o processo de ruptura do tanque do transformador).

O transformador é comumente equipado com termômetros para supervisionar a temperatura de topo

do óleo e a dos enrolamentos. O termômetro de topo de óleo mede a temperatura da camada de óleo

imediatamente abaixo da parte superior do tanque. Os termômetros dos enrolamentos monitoram a

temperatura do seu ponto mais quente, o qual está localizado na sua parte superior. A temperatura

ambiente próxima do transformador é importante para estimar a capacidade de sobrecarga do

transformador

A degradação do isolamento composto pela combinação de isolação sólida (papel e presspan) e líquida (óleo isolante) compromete a vida útil do transformador. A degradação do óleo isolante poderá

resultar em incêndio ou explosão do transformador, pois deterioração do óleo compromete o

isolamento e resfriamento do núcleo e enrolamentos. E pontos quentes nos enrolamentos poderão

produzir um arco elétrico.

O estado do óleo isolante é monitorado através da concentração de água dissolvida, densidade,

rigidez elétrica, acidez, tensão interfacial, fator de dissipação, cor, concentração de furanos e gases

dissolvido no óleo. Atualmente, a concentração de água e gases dissolvidos podem ser monitoradas

em tempo real, as demais propriedades devem ser monitoradas através de amostragem e ensaios

periódicos em laboratório.

A maioria das explosões seguidas de incêndio em transformadores tem sua origem nas buchas [4].

Por outro lado, as técnicas convencionais de manutenção: termovisão, medição do fator de potência

do isolamento e capacitância, medição do teor de umidade, gás-cromatografia e verificação de

pressão, não conseguem identificar determinados tipos de anormalidades nas buchas (tais como:

falha incipiente do isolamento, pequenas variações na capacitância, etc.). Portanto, as técnicas acima

relacionadas não garantem a retirada de operação do transformador sob a condição de falha

iminente. É fundamental a análise técnico-econômica para implantação do monitoramento on line como a melhor forma de prevenir explosão e incêndio em transformadores com origem na bucha.

4.1.3. Proteções do Transformador

Diferentes tipos de relés são utilizados para proteger o transformador que está inserido em uma rede

(de distribuição ou transmissão). De uma maneira geral os dispositivos existentes protegem o

transformador contra sobrecorrente, formação de gases, sobrefluxo de óleo e sobrepressão. A Tabela

4.2 relaciona os principais dispositivos de proteção do transformador.

TABELA 4.2 - Proteções do transformador.

38

Relé de Sobrecorrente: Protege o transformador de faltas interna e externa. Com a função de monitorar a

corrente quanto a sobrecarga e curto-circuito. É um relé de backup para a proteção

diferencial.

Proteção Diferencial: Compara as correntes de entrada e saída do transformador, i.e., as correntes nos

circuitos primários, secundários e terciário. Se houver diferença do valor da corrente

diferencial que entra com a que sai, o relé é acionado retirando o transformador

defeituoso da rede.

Relé de Corrente de Neutro: Protege o transformador no evento de curto-circuito monofásico, curto-circuito

bifásico à terra, cargas desequilibradas que originam corrente de sequência zero.

Relé Buchholz: Localizado entre o tanque principal e o de expansão indica a acumulação de gás ou

sobre fluxo de óleo devido a um arco elétrico.

Relé de Sobrefluxo de Óleo

do Comutador: Protege contra um sobre fluxo de óleo na tubulação que interliga o compartimento

de óleo e o tanque de expansão do comutador.

Proteção de Sobrecorrente

do Comutador:

Na ocorrência de sobrecorrentes através do transformador o comutador é bloqueado

para correntes acima de um valor de ajuste do relé de sobrecorrente, impedindo a

comutação do tap.

Válvula de Alívio de Pressão: Destinada ao alívio de pressão do transformador, quando atua libera óleo e/ou

gases, possui contato para alarme e desligamento.

Disco de Ruptura: É uma alternativa para a válvula de alívio de pressão súbita.

Proteção de Sobre-

Temperatura Destinado a monitorar a temperatura do óleo e enrolamentos do transformador.

Dispositivo para Monitorar o

Nível de Óleo Com a função de monitorar o nível de óleo do transformador.

4.1.4. Diretrizes para Manutenção Baseada no Risco

O transformador é um equipamento robusto e com alta confiabilidade. Ao longo de sua vida útil é

necessário estabelecer uma estratégia de manutenção, a qual assegure a sua disponibilidade e uma

vida útil operacional otimizada. A vida útil otimizada do transformador inicia-se com os testes prévios

ao seu comissionamento. O Guia de Manutenção de Transformadores [5] recomenda estratégias de

manutenção, por exemplo: Manutenção baseada no tempo, Manutenção baseada na condição, entre

outras, porém sem considerar a consequência da falha. Segundo Jovanivic [6] 20% dos componentes

respondem por 80% dos riscos. É objetivo do presente estudo recomendar diretrizes para uma

manutenção baseada no risco. Em outras palavras, as atividades de manutenção devem ser

priorizadas no entendimento das consequências da falha. A Figura 4.1 apresentar a estratégia para

uma manutenção baseada no risco.

39

Definir o sistema em o transformador está inserido

Definir as condições de contorno do sistema

Entender como o sistema funciona e opera

Definir os modos de falha do sistema

Desenvolver os cenários de falha.

MATRIZ DO RISCO

Potencialidade da Falha

Potencialidade da Consequência

Grau de Prioridades

Estabelecer Plano de Inspeção e Manutenção

Monitoramento e controle do modo de falha.

Execução

Definir os critério de aceitabilidade

Figura 4.1 - Estratégia para a implementação da Manutenção Baseada no Risco.

No transformador é crítico o monitoramento do isolamento, quer seja na parte ativa, nas buchas ou

nos comutadores, principalmente para os comutadores que operam em posição diferente do neutro

dos enrolamentos (classe II).

O controle do processo de degradação do isolamento poderá ser avaliado de várias maneiras, por

exemplo, para várias famílias de comutadores classe II, a avaliação poderá ser realizada através da

medição do teor da umidade do óleo isolante da chave desviadora, o qual poderá ser severo (A),

moderado (B) ou baixo (C), Tabela 4.3.

TABELA 4.3 – Potencialidade de falha no comutador classe II: Teor de umidade.

Teor de umidade Critério de Aceitabilidade

A Alta > 30 ppm H2O

B Media 20 ≤ ppm H2O ≤ 30

C Baixa < 20 ppm H2O

O potencial de consequência poderá ser classificado com base no potencial de danos as pessoas e/ou

prejuízo as suas atividades normais e de perda de receita para as concessionárias de energia elétrica

ou outras empresas. As consequências à integridade física das pessoas e a interrupções das suas

40

atividades rotineiras causados pela falha poderá ser associada a densidade populacional da carga que

é atendida pelo transformador, Tabela 4.4. A Figura 4.2 mostra esquematicamente a variáveis

associadas a potencialidade de falha e consequência. A Figura 4.3 detalha a potencialidade da

consequência.

TABELA 4.4. Densidade demográfica da carga vinculada ao transformador.

Número de Construções Situação Típica

Classe 1 Mais do que 10 e menos de 46 construções. Áreas rurais, fazendas.

Classe 2 Mais do que 46 construções. Subúrbios e vilarejos.

Classe 3 Áreas densamente povoadas. Cidades.

Classe 4 Áreas densamente povoadas e de interesse econômico. Capitais.

MATRIZ DO RISCO

POTENCIALIDADE DA FALHA

POTENCIALIDADE DA CONSEQUÊNCIA

UMIDADE NO COMUTADOR(Classe II) POTÊNCIA DO

TRANSFORMADORDENSIDADE

Figura 4.2 – Potencial de falha e consequência do transformador.

A matriz do risco é o produto do potencial da falha e das suas consequências

( )iaConsequêncFrequênciaRiscodoMatrizei ⋅=.. . A Figura 4.4 sugere uma matriz de risco com

três níveis distintos de risco que poderão ser utilizados para o estabelecimento do planejamento da

manutenção do transformador. Considerando que o maior risco é o que determina a condição de

integridade do transformador, as ações de intervenção e de controle deverão ser direcionadas para os

modos de falha com maior risco. A matriz do risco e os potenciais de falhas e consequência sugeridos

poderão ser substituídos por uma análise de risco detalhada.

41

POTENCIAL DE CONSEQUÊNCIA Classe 4 Classe 3 Classe 2 Classe 1

Transformador ≥ 300 MVA A A B C

100MVA ≤ Transformador ˂ 300MVA A A B C

10MVA ≤ Transformador ˂ 100MVA A A C D

Transformador ˂ 10MVA A B D D

Figura 4.3 – Potencial de consequência.

O detalhamento do plano de inspeção e manutenção poderá ser estruturado através do guia de

manutenção para transformadores 015 elaborado pelo Grupo de Trabalho A2:05 [5] detalha as

práticas de manutenção em transformadores imersos em óleo isolante com classe de tensão igual ou

superior a 34,5kV.

A R1 R1 R1 R2

B R1 R2 R2 R3

C R2 R2 R3 R3

A B C D

Potencial de Consequência

Potencial de Falha

Grau de Risco

R1 Alto

R2 Médio

R3 Baixo

Figura 4.4 - Matriz do risco.

42

4.2 BARREIRAS DE MITIGAÇÃO

4.2.1 Distâncias de Separação

Distância de separação é uma proteção passiva eficiente para prevenir que a energia irradiada por um

incêndio seja no transformador ou no seu entorno comprometa a vida das pessoas e o patrimônio da

organização. A Tabela 4.5 mostra a relação entre a energia térmica irradiada e o seu impacto. As

recomendações das mínimas distâncias de separação podem ser encontradas na NFPA 850 (2010),

IEC 61936 (2002), FM Global Property Loss Prevention Data Sheets: Transformers (2010) e NBR 13231, as quais encontram-se reproduzidas nas Tabela 4.6 - 4.11.

TABELA 4.5 - Dano causado pela energia térmica irradiada [7].

Fluxo Térmico

kW/m2 Vulnerabilidade do Alvo

1,4 Sem dano para as pessoas.

1,6 Causará desconforto para uma exposição prolongada.

4,0 Poderá causar dor após 20s de exposição. Queimadura do segundo grau é provével.

5,0 Rompimento das buchas dos transformadores adjacentes.

7,0 Limite máximo suportado pelos bombeiros que estão devidamente protegidos

12,5 Degradação do isolamento de cabos elétricos.

Poderá causar a morte de 100% das pessoas expostas sem proteção.

15,0 Nível de irradiação crítica para a madeira, sem o contato da chama.

11,7 - 25,0 Comprometimento da integridade mecânica de uma fina chapa de aço protegida.

37,5 Danos a equipamentos e colapso de estruturas.

A mínima distância de separação poderá, também, ser estimada através do modelo matemático

sugerido na seção 3.2 (sobre dinâmica do incêndio no transformador) ou por outras metodologias. A

Figura 4.5 mostra a sequência recomendada para o calculo da energia incidente no alvo (vide Figura

3.9 projeto do incêndio).

As distâncias horizontais mínimas de separação são medidas entre a bacia de contenção e a

edificação, Figura 4.6. Na Figura 4.6 qualquer equipamento ou edificação na área em verde não sofre

os impactos da energia irradiada durante um incêndio no transformador. Ao contrario a área em

vermelho é afetada pelo incêndio.

Porém, quando o líquido isolante possuir um alto ponto de combustão ou o volume for inferior a 1.900

litros a distância horizontal é definida entre o transformador e a edificação, conforme recomendações

da FM Global e NBR 13231.

43

Características do Vazamento Diâmetro, Área e Profundidade

Dimensões da Chama

Energia Irradiada pela ChamaEnergia irradiada por unidade de tempo e área da superfície da chama

Fator de Configuração

Transmissividade Atmosférica

Energia Irradiada entre a Chama e o Alvo

Figura 4.5 - Sequência para o calculo da energia incidente no alvo.

Vista Superior Vista Elevação

Nota: a é a distância horizontal. b é distância vertical.

Figura 4.6 - Distâncias de Separação.

aa

b

bb

60o

aa

b

bb

60o

Transformador

Bacia de Contenção

a

a

a

a

a

aa

a

a

a

a

a

aa

a a

44

TABELA 4.6 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações,

segundo a NFPA 850 edição 2010 [8].

Fluido Isolante

do

Transformador

Volume do Fluido Isolante

(litro)

Distância Horizontal Mínima

Inexistência de Parede Corta-Fogo

(metro)

Óleo Mineral1

<1.890 -

1.890-18.925 7,6

>18.925 15

1 Nota dos autores.

Para transformadores com um volume menor do que 1.890 litros a distância de separação

deve considerar: 1) ponto de combustão e quantidade do óleo mineral; 2) provável área e

profundidade do poça, pois os incêndio de poça são mais prováveis; 3) tipo de construção

no entorno do transformador; 4) especificação do transformador e tipo de bucha; e 5) as

proteções do transformador.

TABELA 4.7 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações,

segundo a IEC 61936-1 (2002) [9].

Fluido Isolante

do

Transformador

Volume

do

Fluido Isolante

(litro)

Distância Mínima Recomendada

(metro)

Transformador-Transformador

ou

Transformador-Edificação com

Fachada NÃO Combustível

Transformador-Edificação

COM Fachada Combustível

Óleo Mineral

>1.000 <2.000 3 7,6

≥2.000 <20.000 5 10

≥20.000...<45.000 10 20

≥45.000 15,2 30,5

Outro Líquido Isolante

(Less Flammable-K) e SEM Proteção1

≥1.000...<3.800 1,5 7,6

≥3.800 4,6 15,2


(Less Flammable-K) e COM Proteção1

Distância entre a Fachada da Edificação e o Transformador

Horizontal (metro) Vertical (metro)

0,9 1,5

1 Vide a Tabela 4.2 sobre proteções do transformador, recomendações da FM Global ou

equivalente.

Fluidos classe K, segundo a NBR 11.341, possuem um ponto de combustão mínimo de 300oC.

45

TABELA 4.8 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações.

Distância entre o transformador e edificações vizinhas, segundo a FM Global Property Loss Prevention data Sheets, Transformer (5-4 de maio de 2010) [11].

Fluido Isolante

do

Transformador

Aprovação FM

ou

Equivalente

Volume

do

Fluido Isolante

(litro)

Distância Horizontal1

(metro) Distância

Vertical

(metro) Fachada com

2h resistência

ao fogo

Fachada

Combustível

Não Sim

Óleo Mineral (ou

fluido não

recomendado)

-

<1.900 1,5 4,6 7,6 7,6

1.900-19.000 4,6 7,6 15,2 15,2

>19.000 7,6 15,2 30,5 30,5

Outro Líquido

Isolante

(Less Flammable)

SIM - 0,9 0,9 0,9 1,5

NÃO ≤38.000 1,5 1,5 7,6 7,6

>38.000 4,6 4,6 15,2 15,2

1 Todos os componentes do transformador devem ser acessíveis as atividades de inspeção e

manutenção.


Distância entre os transformadores, segundo a FM Global Property Loss Prevention data Sheets, Transformer (5-4 de maio de 2010) [11].

Fluido Isolante

do

Transformador

Aprovação da FM

ou

Equivalente

Volume do

Fluido Isolante

(litro)

Distância Horizontal1

(metro)

Óleo Mineral

(ou fluido não recomendado) -

<1.900 1,5

1.900-19.000 7,6

>19.000 15,2


SIM - 0,9

NÃO ≤38.000 1,5

>38.000 7,6

1 Todos os componentes do transformador devem ser acessíveis as atividades de inspeção e

manutenção.


Distância entre o transformador e a edificação, segundo a NBR 13231 [10].

46

Fluido Isolante

do

Transformador

Volume do

Fluido Isolante

(litro)

Distância Horizontal

(metro)

Fachada com 2h

resistência ao fogo

Fachada Não

Combustível

Fachada

Combustível

Óleo Mineral

<2.000 1,5 4,6 7,6

>2.000 <20.000 4,6 7,6 15,2

>20.000 7,6 15,2 30,5

Outro Líquido Isolante,

Classe K

<38.000 1,5 7,6

>38.000 4,6 15,2


Distância entre o transformador e equipamentos adjacentes, segundo a NBR 13231 [10].

Fluido Isolante do Transformador Volume do Fluido Isolante

(litro)


(metro)

Óleo Mineral

<2.000 1,5

>2.000 <20.000 7,6

>20.000 15,2

Outro Líquido Isolante, Classe K <38.000 1,5

>38.000 7,6

Quando não for possível atender as distâncias de separação mínimas recomendadas outras proteções

passivas ou ativas devem ser consideradas, tais como parede corta-fogo, bacia de contenção ou

sistema de proteção automático (i.e., sistema de sprinkler ou injeção de gás inerte).

47

4.2.2. Parede Corta-Fogo

A intensidade de um incêndio no transformador depende da quantidade e tipo do fluido isolante, bem

como do tipo de incêndio resultante da falha. Incêndio de poça é o mais provável de acontecer no

evento de um arco elétrico resultar na ruptura do tanque. Quando não for possível atender as

distâncias mínimas de separação recomendadas na seção 4.2.1, o impacto do incêndio poderá ser

mitigado através da parede corta-fogo, pois elas reduzem a energia transferida por convecção e

radiação do incêndio do transformador para o entorno, ou vice-versa.

A resistência da parede corta-fogo deve ser maior do que a severidade do incêndio, ou seja,

IncêndiodoSeveridadeFogoaosistência ≥Re . A resistência ao fogo indica a habilidade da

estrutura resistir ao colapso da energia térmica irradiada. O dano a estrutura depende da quantidade

de calor absorvida pelos os seus elementos estruturais, Figura 3.7 (sobre danos estruturais no

barramento de alta). A parede corta-fogo é recomendada quando a energia térmica incidente no

transformador, no evento de um incêndio, for maior do que 5kW/m2, devido a vulnerabilidade da

bucha, Tabela 4.5. Segundo as recomendações da NFPA 850 as paredes corta-fogo devem ter uma

resistência ao fogo de 2 horas, além de serem dimensionadas para suportar o impacto de ondas de

choque, do vento ou abalo sísmico. A explosão da bucha ou para-raios poderá resultar em ondas de

choque.

A parede corta-fogo entre transformadores deve se estender a uma distância horizontal (a) e vertical (b) da parte mais externa do transformador, Figura 4.7. A Tabela 4.12 relaciona os valores de a e b recomendado pela NFPA 850 (edição 2010) [8], Relatório CEATI T023700-3022 [12] e NBR 13231

[10].

TABELA 4.12 - Dimensionamento da parede corta-fogo.

Recomendação


a metros

Distância Vertical

b metros

Resistência ao Fogo

horas

NFPA 850 0,61 0,31 2

Relatório CEATI 1,00 1,00 -

NBR 13231 0,60 0,30 2

48

Nota :

A área em vermelho representa a parede corta-fogo.

Figura 4.7 - Proteção passiva: Parede corta-fogo.

A parede corta-fogo entre o transformador e a edificação deve ser projetada conforme representado

esquematicamente na Figura 4.8.

d d

e

a a

b

Transformador


Parede Corta -Fogo

Transformador


49

Exemplo 1

Exemplo 2

Vista Superior Vista de Elevação

Nota:

A distância X são as recomendadas na Tabela 4.6. Para um volume de óleo mineral entre 1.890 litros e 18.925 litros X é 7,6m, se o volume é maior do que 18.925 litros X é 15m.

Figura 4.8 - Distância mínima entre o transformador e a edificação,

quando há a parede corta-fogo, segundo a NFPA 850 (2010) [8].

A NBR 13231 [10] recomenda o uso de paredes corta-fogo quando as distâncias mínimas de

separação entre os transformadores e outros equipamentos (ou edificações) não podem ser

atendidas. Porém, o questionamento a ser feito é: As paredes corta-fogo cumprirão a sua função no evento de um incêndio no transformador? Com o objetivo de responde a este questionamento será

apresentado nos próximos parágrafos um estudo sobre o desempenho térmico de uma parede corta-

fogo, realizado pelo Laboratório de Engenharia de Incêndio da Universidade Federal de Pernambuco.

4.2.2.1. Desempenho Térmico da Parede Corta-Fogo

50

O estudo do desempenho térmico da parede corta-fogo utilizou um modelo numérico tri-dimensional

não linear em elementos finitos. A malha foi composta por elementos sólidos com 20 nós, sendo

necessários 171.520 elementos e 758.061 nós para modelar a parede. Para obter precisão nos

resultados o tamanho dos elementos foi de 5cm, Figura 4.9. O desempenho térmico da parede foi

verificado para quatro instantes de tempo 60, 120, 180 e 240 minutos após o início do incêndio.

Figura 4.9 - Malha da parede corta-fogo analisada.

As características da parede corta-fogo, das propriedades termomecânicas do concreto e fluxo de

calor incidente na parede são abaixo detalhados.

1. Parede maciça e constituída em concreto armado.

2. As propriedades termomecânica do concreto estão em conformidade com o European Committee for Standardization (ou seja, EN 1992-1-2, Design of concrete structure [13]).

3. Coeficiente de expansão térmico do concreto: 6.10-6 C-1

4. Densidade do concreto: 2300 kg/m3

5. Temperatura inicial da parede: 20oC

6. Dimensões da parede corta-fogo Largura: 6,70 metros

Altura: 8,00 metros

Espessura: 0,40 metros

7. Distância entre o transformador e a parede corta-fogo utilizada foi 0,5 metros. Para esta

distância segundo o relatório CEATI T023700-3022 [12] transformadores com um volume de

óleo entre 38.000 e 132.000 litros de óleo mineral o fluxo de calor incidente sobre a parede é

aproximadamente 80-90 kW/m2.

8. A parede corta-fogo foi submetida a um fluxo de calor de 90kW/m2, 60kW/m2 e 30kW/m2.

51

A NBR 13231 recomenda que a parede seja maciça e construída em concreto armado. A norma IEEE

Std 979-2012 [14] e o Relatório do CIGRÉ WG A2:33 Brochure 537 [15] prevê a construção da parede

em blocos de concreto, ou outros materiais (por exemplo, estrutura metálica ou de alvenaria). E com

uma resistência ao incêndio de 2 horas (i.e., 120 minutos). A Figura 4.10 apresenta as temperaturas

no interior da parede corta-fogo em função da distância da face exposta ao incêndio para um fluxo de

calor incidente de 90kW/m2.

Com 60 minutos de exposição observa-se que a temperatura do concreto é inferior à 100oC para uma

profundidade maior do que 10cm. Para 120 minutos de exposição com 15cm de profundidade a

temperatura do concreto não alcança 100oC. Com 180 e 240 minutos de exposição a temperatura do

concreto é de aproximadamente 100oC para uma profundidade de 20cm. Logo, podemos concluir que

a parede corta-fogo protegerá do impacto térmico equipamentos ou estruturas no evento de incêndio

no transformador.

Figura 4.10 - Temperaturas no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 90KW/m2.

A Figura 4.11 mostra a distribuição de temperatura no interior da parede. A distribuição uniforme de

temperaturas deve-se a condição de fluxo uniforme ao longo da parede exposta e a isotropia nas

propriedades térmicas do concreto. O alto valor do fluxo de calor incidente na parede, 90kW/m2,

induzem o modelo a obter resultados de temperaturas excessivas na face da parede exposta ao

incêndio. Acredita-se que nesta zona de interface o modelo não é suficientemente preciso para

determinar a temperatura, o que não invalida a análise das temperaturas no interior da parede.

As Figuras 4.12 e 4.13 mostram o fluxo de calor no interior da parede para um incêndio de 90kW/m2.

Para um tempo de exposição ao incêndio de 60 e 120 minutos o fluxo de calor no interior da parede é

de 5kW/m2 a uma profundidade de 10 centímetros. Para um tempo de exposição de 180 e 240

minutos e uma profundidade de 15cm o fluxo de calor no interior da parede permanece constante

(i.e., igual a 5kW/m2).

52

Figura 4.11 Distribuição das temperaturas no interior da parede corta-fogo

quando submetida a um fluxo de calor incidente de 90kW/m2 em uma das face.

Figura 4.12 - Fluxo de calor no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 90KW/m2.

53

Figura 4.13 - Distribuição do fluxo de calor no interior da parede corta-fogo

quando submetida a um fluxo de calor incidente de 90kW/m2 em uma das face.

As Figuras 4.14 e 4.15 apresentam a distribuição de temperatura e do fluxo de calor no interior da

parede para um tempo de exposição de 240 minutos, quando submetida a um incêndio de 60kW/m2 e

30kW/m2, respectivamente. As Figuras 4.14 e 4.15 deixam evidente que se a distância entre a parede

e o transformador for maior do que 50 centimetros (0,5m), o fluxo de calor incidente sobre a parede é

reduzido exponencialmente, melhorando o seu desempenho. Baseado no estudo realizado

recomenda-se que a distância entre o transformador e a parede seja de 5m ou 10m, quando possível.

Para o pior cenário de um incêndio no transformador analisado, ou seja, um incêndio de 90kW/m2, a

parede corta-fogo maciça e de concreto armado recomendada pela NBR 13231 apresentou um bom

desempenho com isolante térmico, devido a baixa condutividade térmica do concreto. No entanto,

recomenda-se que o núcleo de sustentação estrutural da parede tenha um revestimento de concreto

com no mínimo 10 centimetros em ambos os lados para prevenir que as altas temperaturas do

incêndio não comprometam a sua estabilidade.

54

Distribuição da temperatura Distribuição do fluxo de calor

Figura 4.14 - Distribuição da temperatura e do fluxo de calor

no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 60KW/m2.

Distribuição da temperatura Distribuição do fluxo de calor

Figura 4.15 - Distribuição da temperatura e do fluxo de calor

no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 30KW/m2.

Em uma situação de incêndio o concreto pode sofrer fissuração ou mesmo spalling (i.e. desprendimento de porções do concreto devido a processos thermo-hidraúlico-mecânico). Para

minimizar estes efeitos recomenda-se que o revestimento de concreto seja executado com uma malha

fina de aço, ou com a adição de fibras de aço e com fibras de polipropileno. A adição de fibras de

polipropileno permitirá a fácil percolação da umidade do concreto durante o incêndio aliviando as

tensões devido ao vapor d´água e reduzindo a probabilidade do spalling ocorrer.

Após o incêndio no transformador recomenda-se retirar todo o revestimento de concreto, o qual foi

degradado e refazê-lo conforme o projeto original.

55

4.2.3. Sistema Automático de Água

Segundo a NFPA 850 (item 7.8.6) [8] os transformadores, em que o líquido isolante é o óleo mineral,

que não atenderem as distâncias mínimas de separação (vide seção 4.2.1) ou não possuírem parede

corta-fogo (vide seção 4.2.2) devem ser protegidos por sistemas automáticos de água ou espuma. O

sistema de água deve ser projetado, instalado e mantido conforme recomenda a NFPA 15 [17].

O sistema automático de água (i.e. water spray systems) controla o incêndio no transformador

através do princípio da emulsificação da água com óleo. A emulsão é formada quando dois líquidos

imiscíveis são colocados em contato e há a tendência para que um dos líquidos torna-se disperso no

outro. A extinção do incêndio é alcançada aplicando-se água a certos líquidos flamáveis, devido ao

resfriamento da superfície do óleo e a eliminação dos vapores flamáveis, ou seja, a superfície do óleo

torna-se não flamável. Para a proteção do transformador este deve ser completamente envolvido em

finas gotículas de água, Figura 4.16.

Figura 4.16. Sistema fixo de água para transformadores em um dique de contenção.

Há um consenso nas recomendações da FM Global Data Sheets 4-1N e 5-4 de 2010 [16,11], IEEE

979-2012 [14] e NFPA 15 (Edição 2012)[17] para o projeto do sistema de water spray. Em outras

palavras, água deve ser aplicada a uma densidade não inferior a 10,2(L/min)/m2 sobre todo o

transformador, exceto na sua parte inferior que deve ser 6,1(L/min)/m2 . O suprimento de água deve

ser dimensionado para fornecer água durante 1 hora incluindo o fornecimento de 946L/min, para o

combate manual através de mangueiras.

Se uma instalação possuir vários transformadores o sistema fixo de água deve ser projetado para

operação simultânea, i.e., para o transformador envolvido em chama e os adjacentes. Por exemplo,

em um bay com seis (6) transformadores, o sistema de water spray deve ser dimensionado para a

atuação em no mínimo três (3) transformadores.

56

A tubulação do sistema fixo de água não deve ser posicionada acima do transformador ou ficar

próxima às válvulas de alívio. Os dispersores de água não devem ser direcionados para as buchas. A

distância mínima entre os componentes do sistema water spray, tais como tubulação, dispersores,

etc. e o transformador é de 45,7cm, segundo a FM Global 5-4 [11].

4.2.4. Sistema de Contenção de Óleo

O Decreto número 4.871 de 6 de novembro de 2003 no seu artigo 2 define derramamento como

qualquer forma de óleo para o ambiente, incluindo o despejo, escape, vazamento e transbordamento.

A Lei número 12.114 de 9 de dezembro de 2009 no seu artigo 11 impõe a necessidade de sistema de

contingência que incluam prevenção, controle e combate a resposta á poluição por óleo.

As fontes em potencial de derramamento de óleo em uma subestação são os transformadores de

potência, reatores ou disjuntores. Além disto, durante o ciclo de vida destes equipamentos há a

possibilidade de reprocessamento ou substituição do óleo, sendo, talvez, necessário manter na

instalação um inventário maior de óleo. Possíveis derramamentos provenientes de tais atividades de

manutenção devem ser considerados.

O risco de vazamento de óleo dos transformadores de potência depende do seu potencial de falha e

das suas consequências. Falhas nas buchas, no comutador ou na parte ativa poderão resultar na

ruptura do tanque que poderá desencadear um incêndio de poça ou um Boiling Liquid Expand Vapor Explosion-BLEVE, Figura 4.17.

O acesso ao risco de vazamento de óleo em uma subestação deve considerar:

1. A sua quantidade de óleo dos transformadores e também o inventário dos demais

equipamentos da instalação. Transformadores poderão possuir alguns milhares de litros de

óleo mineral entre 40.000L e 100.000L. Além disto, uma subestação poderá possuir em

média quatro (4) transformadores.

2. Do tipo e taxa do vazamento. O sistema de contenção deve ser capaz de coletar qualquer

tipo de vazamento, ou seja, gotejamento, talvez, devido a problemas de estanqueidade do

tanque principal do transformador, Figura 4.18, ou uma grande quantidade de óleo

decorrente do rompimento do tanque.

3. Do arranjo físico da instalação e também do seu entorno, ou seja, deve ser considerada a

proximidade da instalação de cursos de água; a influência da topográfica e característica do

solo.

O guia para controle de derramamento de óleo em subestações, IEEE Std 980-2013 [18], recomenda

sistemas de contenção de óleo para:

1. Instalações que possuam um único equipamento com uma quantidade de óleo maior do que

2.500 litros ou vários equipamentos com mais de 5.000 litros. O que está em conformidade

com NBR 13.231 item 7.5.1 [10].

2. Instalações em que houve derramamento de óleo de mais de 3.786 litros em um único

evento. Ou dois (2) derramamentos em um período de 12 meses.

57

3. Instalações que em razão de sua localização no evento de um derramamento poderá

contaminar cursos de água, além do sistema de contenção requerem, também, um plano de

contingência. Conforme, já mencionado, a Lei No 12.114 de 9 de dezembro de 2009, também

obriga a elaboração de plano de contingência.

Figura 4.17 - Árvore de eventos para o caso de rompimento do tanque principal.

FIGURA 4.18 - Problemas de estanqueidade do tanque do transformador.

O sistema de contenção foi inicialmente instalado com o objetivo de proteger o meio ambiente no

evento de um derramamento de óleo. Porém, ele é também relevante como barreira de mitigação no

evento em que o derramamento de óleo mineral resulte em um incêndio ou explosão. Por que?

CondiçõesOperacionais

Arco Elétrico Aumento da Pressão

Rompimento do Tanque

Consequências

Explosão e/ou IncêndioVazamento de òleo

Não há incêndio ou explosão Não há vazamento de óleo

SIM

NÃO

NÃO

SIM

SIM

NÃO

MitigaçãoPrevenção



58

1. Reduze o diâmetro da poça de óleo.

2. Evita que o óleo envolva outros equipamentos da subestação.

3. Reduz a altura da chama.

4. Reduz o impacto proveniente do fluxo de calor irradiado pela chama.

5. Reduz o tempo de restabelecimento da instalação em operação após o derramamento.

6. Evita que o incêndio no piso onde ser encontra instalado o transformador resulte em uma

explosão mecânica do mesmo. Em outras palavras, reduz a probabilidade de liberação de todo

o volume de óleo do transformador para o meio ambiente na forma de uma bola de fogo,

devido o colapso do tanque.

As diretrizes para o projeto do sistema de contenção de óleo abaixo relacionadas são baseadas no

guia para proteção de incêndio para subestações IEEE Std 979-2012 [14].

1. Especial consideração deve ser dada ao material de revestimento do piso do transformador. O

uso de um revestimento impermeável, como por exemplo asfalto, poderá permitir que o

diâmetro da poça de óleo, e como consequência do incêndio de poça, atinja proporções

consideráveis. É recomendado como material de recobrimento do solo da subestação e do

sistema de contenção pedra britada, vide seção 4.2.5 sobre supressão da chama com a

utilização da pedra britada.

2. O sistema de contenção deve ser dimensionado para suportar a água da chuva. A quantidade

de água deve está baseada na maior precipitação pluviométrica para um período de 24 horas

tendo como referência os últimos 25 anos.

3. O sistema de contenção deve ser capaz de suporta um incêndio de no mínimo 3 horas de

duração. Porém, se o transformador possuir sistema automático de água este tempo é

reduzido para 2 horas.

4. O perímetro do sistema de contenção deve está a 2m ou 3m além da parte do transformador

contendo óleo, este valor esta baseado na altura de uma bucha típica e do tanque

conservador.

O relatório CEATI No T023700-3022 [12] recomenda que o sistema de contenção deve ser capaz de

conter 100% do volume de óleo do transformador. E que o volume de água deve considerar além do

volume da água da chuva, o volume de água previsto para o sistema de supressão automático,

segundo previsto pela NFPA 15-2012 [17], e o volume previsto pelas atividades de extinção manual.

Algumas empresas representadas no presente estudo relataram utilizar por razões ambientais uma

segunda bacia de contenção e um separador de água e óleo. O guia IEEE-Std 980-2013 no item 7.1.2

[18] detalha sistemas de contenção típicos utilizados para equipamentos individuais ou grupo de

equipamentos. É recomendado que os sistemas de contenção sejam projetados, instalados e mantidos

segundo o IEEE-Std 980-2013 [18].

59

4.2.5. Sistema de Supressão da Chama com Pedra Britada O sistema de contenção deve evitar que após o rompimento do tanque o óleo aquecido se disperse

danificando outros transformadores ou edificações, pois é imprescindível reduzir o diâmetro da poça

de óleo. É uma boa prática de engenharia utilizar pedra britada para revestir a bacia de contenção.

Resultados experimentais mostram que se a profundidade da camada de pedra britada estiver entre

150mm-180mm o diâmetro da pedra poderá suprimir a chama, devido ao controle da temperatura e

da quantidade do oxidante. Porém, segundo o guia para proteção de subestação (IEEE-Std 979-2012)

se nível de óleo acima da camada de pedra britada for de aproximadamente 40mm é improvável a

extinção do processo de combustão. O guia recomenda no mínimo 450mm de profundidade para a

camada de pedra britada, tendo por intenção não permitir que o nível de óleo seja maior do que

50mm acima do topo.

A NBR 13.231 [10], IEEE-Std 979-2012 [14] e IEEE-Std 980-2013 [18] recomendam a pedra britada

como dispositivo de supressão de chama a ser utilizado no revestimento dos sistemas de contenção,

Figura 4.19. A Tabela 4.13 apresenta as diretrizes para o revestimento do sistema de contenção.

Figura 4.19 - Desenho esquemático do revestimento do sistema de contenção.

TABELA 4.13 - Diretrizes para o revestimento do sistema de contenção.

Parâmetros para o Revestimento NBR 13.231 IEEE 979-2012

Profundidade da camada de pedra britada ≥300 mm ≥450 mm

Diâmetro da pedra britada 25mm-50mm 18mm-38mm

Outras recomendações não menos importante para manter a eficiência do revestimento do sistema de

contenção são abaixo relacionadas:

1. A pedra britada deve ser resistente a fratura quando submetida a carga.

Base de Sustentação

Transformador

Camada de Pedra Britada

Bacia para Contenção do Óleo

Sistema de Grelha

60

2. O índice de vazio da pedra britada deve ser considerado na determinação do volume de

contenção de óleo, o qual inclui água da chuva, do sistema de supressão automático e

atividades de extinção manual.

3. A pedra britada deve ser lavada antes de ser acomodada na bacia de contenção para remoção

do material orgânico.

4. A pedra britada deve ser mantida limpa, o relatório CEATI No. T023700-3022 [12] recomenda

a limpeza pelo menos uma vez por ano.

4.2.6. Planejamento de Emergência

Em geral um incêndio de poça resultará de uma falha em transformador a óleo mineral. O calor

irradiado pelo incêndio é intenso. O impacto causado por um incêndio de poça depende da energia

liberada em função da distância ao alvo. O limite considerado seguro é de 1,4kW/m2, Tabela 4.5

(sobre dano causado pela energia térmica irradiada).

O incêndio no transformador de potência poderá ser mitigado por proteções passivas e/ou ativas. A

resposta à emergência envolvendo equipamentos energizados deve ser planejada com antecedência.

Pois, o corpo de bombeiro que responderá a emergência será exposto ao risco elétrico, para o qual

talvez não esteja treinado. No evento de um incêndio em um transformador localizado em uma

subestação poderá ser necessário algumas horas para que a subestação seja considerada

eletricamente segura.

A Figura 4.20 sugere a estruturação do planejamento de emergência no evento de um incêndio ou

explosão do transformador que foi subdividida em cinco etapas.

Entendimento do Transformador e Sistema

Barreiras de Proteção: Prevenção e Mitigação

Desenvolvimento do Incêndio

Impactos do Incêndio

Procedimentos de Emergências

Figura 4.20 - Estruturação do planejamento de emergência.

A primeira etapa do planejamento de emergência no evento de um incêndio ou explosão no

transformador é o entendimento de como o sistema ao qual está conectado funciona e opera.

61

A segunda etapa está fundamentada nas múltiplas camadas de proteção do transformador e do

sistema. As camadas de proteção são constituídas de grupos de equipamento, softwares ou

procedimentos administrativos, os quais possuem interface. Algumas das camadas de prevenção do

transformador foram relacionadas na Tabela 4.1 (sobre proteções do transformador). As barreiras de

proteção do transformador e sistema (que está conectado) poderão ser identificadas através do

entendimento de como o transformador e sistema funcionam e operam e da análise de identificação

de perigo. A análise preliminar de perigo é uma metodologia qualitativa indutiva, estruturada para

identificar cenários que podem ser causados devido a ocorrência de falha ou sequência de falhas que

possam resultar no incêndio ou explosão do transformador. Nas análises preliminares de perigo são

identificadas as causas de cada um dos cenários (ou seja, falha ou sequência de falhas) e as suas

respectivas consequências, sendo realizada uma avaliação qualitativa da frequência de ocorrência do

cenário de incêndio no transformador, da severidade das consequências e dos riscos associados. A

matriz do risco sugerida na Figura 4.4 poderá ser utilizada para quantificar o risco.

A terceira etapa o desenvolvimento do incêndio avalia o incêndio no transformador, ou seja o seu

tamanho e o impacto esperado. Apesar de um incêndio ser considerado de intensidade moderada,

dependendo da localização do transformador as suas consequências poderão ser inaceitáveis. O

entendimento de como o corpo de bombeiro e/ou a brigada de incêndio irão responder é critico para

o entendimento estrutural das edificações e equipamentos no entorno do transformador.

A quarta etapa impactos do incêndio tem o objetivo de responder ao seguinte questionamento: Quais

serão os impactos sobre as pessoas, propriedade, continuidade operacional e meio ambiente, se as

barreiras de prevenção e mitigação do transformador e/ou do sistema que está conectado falharem.

A resposta ao questionamento depende da evolução do cenário. A evolução dos cenários plausíveis de

acontecer é imprescindível para a elaboração dos procedimentos de emergências. Os procedimentos

possibilitam ações rápidas e ordenadas para minimizar os impactos, inclusive na imagem da empresa.

A quinta etapa do planejamento de emergência é a elaboração dos procedimentos gerenciais e de

execução. O objetivo é instruir a empresa nas ações a serem adotadas antes e durante uma

emergência. Os procedimentos devem ser revisados sempre que alterações significativas sejam

realizadas no transformador ou sistema que está conectado. A empresa deve treinar continuamente

os atores envolvidos nas respostas as prováveis emergências. Os procedimentos gerenciais são

procedimentos administrativos e técnicos que têm a intenção de auxiliar a empresa na tomada de

decisões em situações emergenciais. Os procedimentos de execução são procedimentos técnicos com

o objetivo de orientar as equipes de resposta no combate à emergência (i.e. a coordenação para

emergência). A Figura 4.21 sugere uma possível estratégia de resposta.

62


Alarme

Notificação

O incêndio foi controlado? Extinção do Incêndio

Coleta de Dados

Finalizar a Emergência

Reparos: Transformador e Barreiras Passivas

Retorno ao Sistema do Transformador

Emissão do Relatório Final

Acionar a Coordenação para Emergência

Corpo de Bombeiro

Brigada de Incêndio

Segurança Patrimonial

Comunicação Institucional

Coordenação de Relacionamento com a Sociedade

Ações de Combate

SIM

NÃO

Figura 4.21 - Estratégia de resposta.

63


[1] CIGRE WG A2:36, Brochure 529: Transformer procurement process: Guide to design review for Power transformers, 2013.

[2] Electric Power Research Institute, Power Transformer Tank Rupture: Risk Assessment and Mitigation, EPRI Project 3212-1, 1991.

[3] American Society of Mechanical Engineers – ASME, Boiler and Pressure Vessel Code, 2013.

[4] Miguel Carlos Medina Pena, Falhas em transformadores de potência Uma contribuição para análise, definições, causas e soluções, Dissertação de mestrado apresentada à

Universidade Federal de Itajubá, 2003.

[5] CIGRE GT A2:05, Brochura 015: Guia de manutenção para transformadores de potência, 2013.

[6] Jovanovic, A., Risk-based inspection and maintenance in Power and process plant in Europe, Nuclear Engineering and Design 226 (165-182), 2003.

[7] Division of system safety an analysis office of nuclear regulatory commission

(Washington DC 20555-0001), Fire dynamics tools, quantitative fire hazards, analysis methods for the US Nuclear Regulatory Commission Fire Protection Inspection Program, Final Report, NUREG – 1805, 2004.

[8] NFPA 850, Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Station, 2010.

[9]. IEC 61936-1, Power Installation Exceeding 1kV AC Part 1 Common Rules, 2002.

[10] Associação Brasileira de Normas Técnica, NBR 13.231: Proteção contra Incêndio em Subestações Élétrica, 2014.

[11] FM Global, Property Loss Prevention Data Sheets 5-4: Transformer, maio de 2010.

[12] Relatório CEATI No. T023700-3022, Transmission Station and Transformer: Fire Protection and Prevention, 2004.

[13] EN 1992-1-2, Design of Concrete Structures. Part 1-2: General Rules – Structural Fire Design, CEN - European Committee for Standardization, 2004.

[14] IEEE Std 979, Guide of Substation Fire Protection, 2012

[15] CIGRE WG A2:33, Brochure 537: Guide for transformer fire safety practices, 2013.

[16] FM Global, Property Loss Prevention Data Sheets 4-1N: Fixed Water Spray System for Fire Protection, maio de 2010.

[17] NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection, 2012.

[18] IEEE Std 980, Guide for Containment and Controlo f Oil Spills in Substations, 2013.

5.0 FILOSOFIAS DE PROTEÇÃO

64

Apesar do nosso entendimento da dinâmica dos incêndios em transformadores, atualmente, ser

indubitavelmente maior em comparação a década passada, devido à necessidade de solucionarmos

novos e urgentes problemas. Juntamente com outros equipamentos existentes no setor elétrico, os

transformadores é um dos mais críticos, já que estes contém uma grande quantidade de óleo mineral

em contato com componentes a altas tensões. Temos ainda que considerar que podemos trocar os

relés por chips, os painéis da sala de controle por computadores, porém os transformadores, em

função da nossa limitação do conhecimento e da tecnologia disponíveis, não podem ser substituídos,

sem que a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica fiquem seriamente comprometidos.

Ademais, vários outros fatores contribuem para tornar o transformador de potência um equipamento

vital, em especial nos sistemas de transmissão de alta e extra tensão: o elevado custo do

investimento, o prazo de aquisição do transformador não é imediato, a impossibilidade de transporta-

lo montado, entre outros.

Nos últimos anos os apagões entraram na lista das grandes ameaças contra a sociedade. Eles

passaram a serem lembrados com data e hora, assim como os incêndios, as enchentes e as

tempestades. E também começaram a ser usados politicamente. Dentro deste contexto, o setor

elétrico tem lidado com problemas complexos, associado ao gerenciamento do risco de incêndio.

Janeiro de 1997 ficou conhecido como o verão do apagão para os cariocas, pois um curto circuito

provocou a explosão de dois transformadores na subestação de Adrianópolis. Em 1988, 1994, 2003 e

2005 incêndios em transformadores elevadores da hidroelétrica de Tucuruí resultaram em elavados

danos a propriedade. Em outubro de 2003 durante a manutenção de cabos na ponte Colombo Salles

que liga Florianópolis ao continente, um incêndio na cabiação deixou 300 mil pessoas sem energia

durante 48 horas, comprometendo o sistema de abastecimento de água. Este incêndio deixou

evidente que a redundância de equipamentos não leva em consideração incêndio. Pois, quando os

equipamentos são instalados a redundância é perdida, pois o equipamento principal e o secundário

estão submetidos aos mesmos riscos de incêndio.

O primeiro grande impacto provocado pelos blecautes é sofrido pelos cidadões que se encontram em

trânsito, e poderão ser evolvidos pelo caos absoluto com a desativação de centenas de semáforos,

provocando longos e demorados engarrafamentos e buzinaços, situação mais conflitante sofrem os

usuários do metrô, que têm algumas linhas paralisadas e outras ficaram com lentidão excessiva. A

marginalidade dos grandes centros urbanos tem maior liberdade para agir. Quem lamenta

profundamente a falta de energia elétrica, por razões óbvias, são o setor industrial e os comerciantes

que têm prejuízos generalizados. Os usuários, porém, não foram os únicos a sofrer com estes

blecautes, as próprias concessionárias tiveram muito a lamentar, além da imagem manchada frente à

sociedade, sofrendo acusações de pouco investimento, pagaram multas e indenizações aos usuários.

Soma-se a isto as multas impostas pela ANEEL devido a indisponibilidade de equipamentos. A energia

elétrica desempenha na sociedade atual, papel dos mais importantes, isto faz com que seu processo

de geração, transmissão e distribuição devam ser protegidos do risco de incêndio, pois o produto

interno bruto é função da demanda energética.

Uma seguradora responsável por assegura mais de 100.000 transformadores informou que no período

de 2000-2010 foi notificada pelos seus segurando espalhados em seis continentes que houve 594

falhas em transformadores, e que 156 falhas (25%) resultaram em incêndio. É esperado que o

65

número de falha seja maior, pois apenas as falhas significantes foram informadas a seguradora [1]. A

Tabela 5.1 mostra a probabilidade anual de incêndio catastrófico em transformadores [2].

TABELA 5.1. Frequência anual de incêndio em transformadores [2].

Voltagem do Transformador Frequência Anual de Incêndio

69 kV 0,00034 incêndio/ano

115 – 180 kV 0,00025 incêndio/ano

230 – 350 kV 0,0006 incêndio/ano

500 kV 0,0009 incêndio/ano

O custo do impacto social causado pelos blecautes considera o custo do megawatt e a combinação

dos consumidores afetados (consumidor industrial, comercial ou residencial). O impacto social pode

variar entre 1 e 10 dólares por kW/h ($1 e $10 por kW/h) em função do tempo do não fornecimento

de energia elétrica e da combinação dos consumidores [3]. As barreiras de proteção do

transformador, em especial as barreira de mitigação, reduzirão o tempo de interrupção do

fornecimento de energia de 24h para 2h [3].

Devido à exigência de um elevado nível de confiabilidade operacional, sobretudo nas subestações,

incêndio em transformadores poderão ter impactos diretos (ou seja, perdas humanas, tempo de

indisponibilidade dos equipamentos, danos físicos aos equipamentos ou edificações no seu entorno,

perda com compensações, etc.) e indiretos (i.e., danos a reputação e a imagem da empresa)

significativos. Os investimentos nas barreiras de proteção, em especial as barreiras de mitigação, do

transformador reduzem o seu tempo de indisponibilidade, como consequência o impacto social. A

eficiência das barreiras de mitigação é de 0.90 [4].

Quando o risco de incêndio existe podemos: ignorar o risco, transferir o risco (ou seja, para algumas

empresas gerenciar o risco é assegurar o seu patrimônio) ou gerencia-lo. Por outro lado, o risco tem

diferentes significados para as organizações e indivíduos, os quais estão submetidos a diferentes

estressores, Figura 5.1. Porém todos considerarão em suas decisões incertezas. E parte do

gerenciamento do risco: Entender o que pode dar errado? Como pode dar errado? Quais as

consequências? E o que fazer? Estes questionamentos podem ser respondidos com o rigor científico,

através de modelos matemáticos, pelo conhecimento do especialista ou uma combinação de ambos.

Por ser um evento raro incêndio em um transformador de potência não está no topo das prioridades

das empresas, porém há ocasiões que ele é a prioridade, pois pode afetar a sociedade, o patrimônio,

o fluxo de caixa e o meio ambiente.

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Governo

Agências Reguladoras

Operador do Sistema

Mudança do Mercado

Pressão Financeira

Competência

Formação em Gestão

Formação Técnica

Ritmo Acelerado das

Mundaças Tecnológicas

Interesses Políticos

Entendimento dos Riscospela Sociedade

A Organização

Os acionistas

Os executivos da organização

A Gerência

A Gerência Técnica e

Operacional

Operadores

Níveis de Decisão Estressores Ambientais

Figura 5.1 – Níveis de decisão.

Incêndios em transformadores é um sistema complexo. O incêndio é um fenômeno físico dinâmico

que interage com o sistema, ao qual está acoplado, as barreiras de proteção e o seu entorno (que

inclui as pessoas). Logo, todo incêndio em um transformador é único.

As filosofias de proteção do transformador são:

1. Prevenção do incêndio.

2. Proteção contra o incêndio.

3. Supressão do incêndio.

4. Planejamento para emergências.

5.1. Prevenção do Incêndio

A filosofia de prevenção do incêndio do transformador é a substituição de componentes ou a

implementação de procedimentos que possam eliminar ou reduzir o risco de incêndio. Por exemplo,

falhas em bucha e no comutador de derivação são uma das principais causa de incêndio (vide capítulo

67

2). No evento de falha da bucha de cerâmica os fragmentos poderão ser lançados a uma distância de

aproximadamente 7 metros [3], e talvez além dos limites de propriedade da subestação. Se a bucha

de cerâmica for substituída por bucha do tipo Resin Impregnated Polymer - RIP o risco é reduzido. Assegurar que o isolamento e corrente do comutador de derivação sejam sobredimensionado para

breves períodos de sobrecarga também reduz o risco de incêndio. É também importante que a sua

manutenção seja realizada por profissionais qualificados.

A substituição do dielétrico deve ser considerada como medida de prevenção durante o planejamento

e especificação de um novo transformador ou subestação. Transformadores tipo seco, impregnados

em resina, são oferecidos em classes de distribuição, até 69kV. O uso de ésteres natural (óleo

vegetal) e sintético (óleo silicone) vêm se popularizando.

Transformadores isolados com o gás SF6 (sulphur hexafluoride), ou seja transformadores GIT,

utilizados em alguns países da Ásia e, sobretudo, em subestações subterrâneas ou localizadas dentro

de edificações em locais com um alto grau de sensibilidade (ou seja, área urbana de interesse turístico

ou comercial) elimina o risco de incêndio, o SF6 não é flamável. Por outro lado, o seu vazamento para

o meio ambiente é preocupante, pois ele contribui para o efeito estufa. Atualmente, o seu custo é

elevado quando comparado aos transformadores em que o dielétrico é óleo mineral. A Figura 5.2

mostra os dois tipos de transformadores GIT.

Transformador GIT a baixa pressão

110kV-50MVA

Transformador GIT a alta pressão

275kV-300MVA

Figura 5.2 – Transformadores isolado a SF6.

As barreiras de prevenção detalhadas no capítulo 4 também contribuem para a redução do risco de

incêndio.

5.2. Proteção do Incêndio

68

A filosofia de proteção do incêndio considera que a falha do transformador poderá conduzir a um

incêndio ou explosão, sendo as barreiras de mitigação detalhadas no capítulo 4 a proteção do

transformador.

5.3. Supressão do Incêndio

Se as medidas de prevenção ou proteção não são incorporadas ao projeto do transformador a

empresa espera que o incêndio no transformador seja controlado e extinguido pelo corpo de

bombeiro ou sua brigada de incêndio. Embora o custo inicial seja insignificante, no evento de um

incêndio, em especial, em subestações distantes dos centros urbanos o custo final é elevado.

5.4. Planejamento de Emergência

Apesar de não ser conhecido o momento exato que um incêndio no transformador ou no seu entorno

irá ocorrer, o planejamento de emergência deverá ser estruturado antecipadamente, quando há

tempo disponível para planejar detalhadamente uma estratégia de resposta. O planejamento de

emergência deve incluir ações a serem adotadas antes (prevenção, mitigação e preparação), durante

(resposta) e após a emergência (recuperação), Figura 5.3.

Figura 5.3 – Etapas do planejamento de emergência.

O planejamento de emergência inicia-se com o entendimento de com as barreiras de proteção do

transformador (capítulo 4), o sistema (ao qual está conectado) e o seu entorno reagirão a um

incêndio no transformador ou no seu entorno. Os procedimentos de emergência bem como o

dimensionamento dos recursos disponíveis para lidar com a emergência deverão ser fundamentados

na dinâmica e caracterização do incêndio (capítulo 3), Figura 5.4, ou seja, nos cenários plausíveis de

acontecer. Os procedimentos de emergência são:

69

1. Os procedimentos gerenciais são procedimentos administrativos e técnicos que tem por

intenção auxiliar a empresas na tomada de decisão em situações de emergências. Para

possibilitar ações rápidas e ordenadas minimizando os impactos sobre as pessoas, patrimônio,

continuidade operacional e meio ambiente.

2. Os procedimentos de execução são procedimentos técnicos que têm por objetivo orientar a

coordenação para a emergência, Figura 4.21, no combate ao incêndio, inclusive no evento de

um efeito dominó.

3. Os procedimentos operacionais antes da declaração da emergência são procedimentos que

descrevem as ações a serem tomadas a partir do painel de controle com a intenção de

desenergizar o transformador ou o sistema.

Prevenção e Mitigação

Preparação da Emergência

Identificação e Prevenção da Falha

Falha Equipamento

Erro Humano

Segurança das Pessoas

Proteção do Patromônio

ContinuidadeOperacional

Proteção Meio Ambiente

Redução da Áreade Impacto

ProcedimentoGerencial

Procedimentode Execução

Procedimentode Execução

Figura 5.4 – Etapas do planejamento de emergência: Prevenção, mitigação e preparação.

As ações de combate a resposta de emergência devem estar baseadas em três questionamentos, vide

exemplo na Tabela 5.3 :

1. O que fazer?

2. Quando fazer?

3. Como fazer?

TABELA 5.3. Ações de combate: Exemplo.

Ações de Combate

O que fazer? Quando fazer? Como fazer?

Orientar as viaturas de

combate a incêndio sempre a

favor do vento, buscar

orientação da biruta.

Após a comunicação a

coordenação para emergência

e avaliação do incêndio

Através de rádio.

5.5. Considerações Finais

70

Por que os incêndios em transformadores acontecem? Para que os incêndios aconteçam é necessário

tempo, energia e organização. Em outras palavras, os incêndios sempre avisam que estão a caminho.

O tempo de incubação é o tempo de que dispomos para preveni-lo. Este tempo poderá ser 2 minutos,

1 mês ou 15 anos. E por que as empresas têm dificuldades em detectar o incêndio? Primeiro, porque

os incêndios nos transformadores não possuem uma única causa. Uma única causa não é capaz de

resultar em um desastre, porém múltiplas causas sim, ou seja, o incêndio possui múltiplas causas.

Segundo, devido aos conflitos entre os envolvidos, i.e., os stakerholders. Terceiro, devido a falhas nas barreiras de proteção da organização (i.e., cultura da empresa).

Felizmente ou infelizmente, a maioria de nós nunca vivenciou um incêndio no setor elétrico, o que não

significa que ele não é plausível de acontecer. Atualmente os conflitos entre os stakerholders em

diferentes níveis poderão levar o setor elétrico ao desastre, Figura 5.1. Os conflitos entre os

envolvidos, em especial entre o Governo e as empresas concessionárias de energia estão induzindo as

empresas concessionárias ao desastre. Como é possível operar e manter uma concessionária de

energia com um corte de 50% em seu orçamento? Qual a solução para os conflitos hoje existente

entre o governo, o operador do sistema, as agências reguladoras e as concessionárias de energia? As

decisões devem ser baseadas no risco, ou seja, quais as consequências de nossas decisões? Em

outras palavras: Por que decisões baseadas no risco?

O risco está em todo lugar, e apresenta varias formas. Risco faz parte do nosso dia-a-dia. As fontes

de risco são inúmeras, ou seja, o risco está presente nos acidentes industriais, nos desastres naturais,

nas mudanças de clima, no mundo dos negócios, etc.

Alguns riscos têm um impacto imediato e direto, outros nos afetam indiretamente. O impacto poderá

ser material ou emocional. As consequências do risco poderão afetar as pessoas ou o meio ambiente.

O risco poderá ser voluntário (por exemplo, escalar montanhas) ou imposto por terceiros. Quando a

sociedade permite o uso de novas tecnologias, ou manuseio de produtos perigosos, entre outros, o

risco a que estamos expostos nos é imposto pelo ambiente que nos rodeia (i.e. o entorno).

A exposição aos riscos é uma condição não é desejável. O risco poderá ameaçar as coisas que

valorizamos, o nosso posicionamento diante do risco depende daquilo que acreditamos sobre as suas

consequências, nossas opções de escolha poderão ser simples ou complexas. No entanto está

envolvido pelo risco é a marca registrada dos avanços tecnológicos de que somos testemunhas e,

também, dos conflitos de interesse não solucionados entre os stakerholders. Há situações em que o

risco não poderá ser eliminado, devido as limitações do conhecimento e da tecnologia. Por outro lado,

a não aceitação do risco introduz outros riscos, por exemplo, a indisponibilidade de energia. Talvez a

solução apropriada seja a que Péricles sugere na sua oração do funeral para os atenienses mortos

durante o primeiro ano da Guerra do Peloponeso, entre Atenas e Esparta.

Nos cidadões atenienses decidimos as questões públicas por nós mesmos, ou pelo menos nós esforçamos por compreendê-las claramente, na crença de que o debate não é um empecilho a ação, e sim o fato de não está esclarecido sobre as consequências de nossas ações (através do debate) no momento de implementá-las.

71

Consideramo-nos ainda superiores aos outros homens, pois somos ousados para agir, mas ao mesmo tempo gostamos de refletir sobre os riscos que pretendemos correr. Os outros homens, ao contrário, são bravos por que são ignorantes, e quando eles param para pensar, sentem medo. Deveriam ser considerados mais corajosos aqueles que percebendo claramente tantos os sofrimentos quanto as satisfações inerentes a uma ação, nem por isso recuam diante do perigo.

Oração Fúnebre de Péricles, Trúcidides, História da Guerra do Poleponeso Livro II §36 a 42.


[1] CIGRE WG A2:33, Brochure 537: Guide for transformer fire safety practices, 2013.

[2] IEEE Std 979, Guide of Substation Fire Protection, 2012.

[3] John D. McDonald, Electric Power Substation Engineering, Chapter 14, pg 14-2, CRC Press Taylor and Francis Group Boca Raton, London & New York, 2007.

[4] Relatório CEATI No. T023700-3022, Transmission Station and Transformer: Fire Protection and Prevention, 2004.

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