transformador de potência_instalação e manutenção
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Dicas de instalação e manutenção de transformadores de potência.TRANSCRIPT
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Em 1885, George Westinghouse Jr. compra
os direitos da patente de Goulard-Gibbs para
construir transformadores de corrente alternada
e encarrega William Stanley dessa tarefa. Stanley
desenvolveu o primeiro modelo comercial
do que, naquele momento, nomeou-se de
transformador. O transformador possibilitava
a elevação das tensões diminuindo as perdas
na transmissão de energia elétrica, permitida
pelo uso da corrente alternada, ao contrário da
corrente contínua de Edison.
O transformador é um equipamento elétrico,
sem partes necessariamente em movimento,
que transfere energia elétrica de um ou mais
circuitos (primário) para outro ou outros
circuitos (secundário, terciário), alterando os
valores de tensões e correntes em um circuito
de corrente alternada, ou modificar os valores
de impedância do circuito elétrico, sem
alterar a frequência do sistema. A necessidade
da utilização de baixos níveis de tensão no
consumidor e a necessidade de transmitir
energia elétrica com tensões elevadas tornam
muito importante o papel desempenhado pelo
transformador de potência.
Os transformadores representam o ativo mais
caro da cadeia que conecta a geração até os pontos
de utilização de energia elétrica. Atualmente,
Por Marcelo Paulino*
Capítulo I
Princípios básicos de transformadores de potência
com a pressão imposta pelas necessidades
técnicas e comerciais, como as condições de um
mercado de energia livre ou pelos esforços em
manter o fornecimento de energia com qualidade
a todos os seus clientes, aumentam as abordagens
de uma manutenção baseada nas condições do
equipamento.
As equipes envolvidas com comissiona-
mento e manutenção têm sofrido crescente
pressão para reduzir custos, mesmo sendo
forçadas a manter antigas instalações em
operação por tanto tempo quanto possível.
Os equipamentos elétricos instalados em
subestações podem ser solicitados a operar sob
diversas condições adversas, tais como: altas
temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga
e, dessa forma, mesmo tendo uma operação
e manutenção de qualidade, não se pode
descartar a possibilidade de ocorrerem falhas
que deixem indisponíveis as funções de
transmissão e distribuição de energia elétrica
aos quais pertencem.
Entretanto, a checagem regular das condições
de operação desses equipamentos torna-se
cada vez mais importante. Torna-se imperativa
a busca de procedimentos e de ferramentas que
possibilitem a obtenção de dados das instalações
de forma rápida e precisa. Portanto, para
Novo!Novo!
53Apoio
subsidiar os artigos futuros sobre aspectos e procedimentos
de manutenção, o presente texto apresenta os princípios
básicos de funcionamento de transformadores de potência.
Princípio de funcionamento do transformador monofásico
O transformador é um aparelho estático, sem partes
em movimento, que se destina a transferir energia elétrica
de um circuito para outro, ambos de corrente alternada
(CA), sem mudança no valor da frequência. O lado que
recebe a potência a ser transferida é chamado de circuito
primário e o lado do transformador que entrega potência
é chamado de circuito secundário. A transferência é
realizada por indução eletromagnética.
Simplificando-se a lei de Lenz-Faraday, tem-se que,
sempre que houver movimento relativo entre um campo
magnético e um condutor, será induzida uma tensão
(f.e.m. - força eletromotriz) em seus terminais.
Pode-se ainda afirmar que ocorrerá a indução de
corrente quando uma espira condutora é colocada (imóvel)
em uma região onde existe um campo magnético variável
ou quando um circuito é posto em movimento dentro
de um campo magnético constante. A Figura 1 mostra
a representação do estabelecimento do fluxo magnético
pela bobina primária devido à aplicação da tensão U1.
Aplicando-se a tensão U1, no primário do transformador,
circulará uma pequena corrente denominada “corrente
em vazio”, representada neste texto por I0. Se a tensão
aplicada é variável no tempo, a corrente I0 também o é.
De acordo com a lei de Ampère, tem-se:
Figura 1 – Estabelecimento do fluxo entre duas bobinas.
Tensão Alternada de Entrada U1
Tensão Alternada de Saída U2
Fluxo Magnético - ∅
SecundárioPrimário
Em que:
• H é a intensidade do campo;
• l é o comprimento do circuito magnético;
• N1I0 é a força magnetomotriz.
54 Apoio
Com o transformador operando em vazio, ou sem
carga, a corrente I0 magnetiza o transformador e induz
as tensões E1 e E2. Fechando-se a chave S do circuito
secundário do transformador, haverá circulação da
corrente I2 em seu enrolamento, cujo valor depende
exclusivamente da carga ZC. Como visto, de acordo
Em que:
Da expressão (4) é possível concluir que, em
qualquer condição de operação do transformador,
sempre existirá a corrente I0 e que somente ela
é responsável pela indução de E1 e E2, em outras
palavras, E1 e E2 independem do regime de carga.
Relação de transformação de um transformador monofásico
A relação de transformação das tensões de um
transformador monofásico é definida de duas formas:
Relação de transformação teórica ou relação de espiras
A relação de número de espiras, definida por KN, é
dada pela relação das quedas de tensão internas nas
bobinas do transformador. Assim, tem-se:
Em que:
• Re é a relutância do núcleo;
• φ é o fluxo magnético.
Dessa forma, verifica-se que a força magnetomotriz
impulsiona o fluxo magnético pelo núcleo, sendo
limitado pela relutância. Naturalmente, se a corrente
é variável no tempo, o fluxo magnético também
é. Por outro lado, sabe-se pela lei de Faraday que
“sempre que houver movimento relativo entre o
fluxo magnético e um circuito por ele cortado serão
induzidas tensões neste circuito”.
O transformador em operação
Considerando a Figura 3:
A expressão (1) pode ser rescrita como:
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Figura 2 – Aplicação de tensão no primário do transformador e estabelecimento da corrente em vazio.
Figura 3 – Representação do transformador operando em vazio.
com a lei de Ampère, I2 criará o fluxo de reação φ2 e de
dispersão φdisp2, sendo que o primeiro tende a anular φm.
Para que o transformador continue magnetizado, haverá
uma compensação de fluxo no primário, ou seja: para
manter a magnetização, o transformador exigirá da rede
uma corrente suplementar a I0, de modo a compensar φ2;
esta corrente receberá a denominação de I2’, a qual cria
o fluxo φ1. Assim, a corrente primária I1 é:
Para o transformador operando em vazio, tem-se que:
Devido a este fato, a queda de tensão primária é
mínima; assim:
Além disto, nesta condição:
Assim
56 Apoio
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res A expressão (9) é importante, pois E1 e E2 são acessíveis
a uma medição. Assim, utilizando-se um voltímetro
no primário, obtêm-se U1 e, no secundário, estando o
transformador em vazio, U2; desta forma, acha-se a relação
do número de espiras com pequeno erro.
Relação de transformação real
Ao aplicar uma carga ZC ao secundário, a corrente I2
circula pelo secundário e I1 assume valores superiores
a I0 assim, haverá queda de tensão no primário e no
secundário e, portanto:
Observe-se que:
• se K > 1, o transformador é abaixador; e,
• se K < 1, o transformador é elevador.
Princípio de funcionamento do transformador trifásico
A transformação trifásica pode ser realizada com
um único transformador destinado a este fim ou por um
banco de transformadores monofásicos. No caso de um
transformador único, o custo inicial é inferior ao uso de
bancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto, exige
outro transformador de mesma potência como reserva.
A Figura 4 mostra a representação de um transformador
trifásico com as bobinas de cada fase dispostas em uma
única perna do núcleo magnético. Além de promover a
sustentação mecânica para as bobinas, o núcleo cria o
caminho para a condução do fluxo magnético.
Núcleo
O núcleo do transformador é construído com uso
de chapas de aço-silício, laminadas e cobertas por uma
película isolante. Com laminação a frio e tratamento
Nestas condições, define-se a relação de transformação
real ou a relação entre as tensões primárias e secundárias
quando do transformador em carga, ou seja:
Eventualmente, se a queda de tensão secundária
for pequena (o que acontece para transformadores bem
projetados) pode-se supor que:
Figura 4 – Representação de um transformador trifásico.
Figura 5 – Núcleo de um transformador trifásico real.
térmico, ocorre a orientação dos domínios magnéticos
permitindo a redução das perdas e da corrente de
magnetização e possibilitando alcançar altas densidades
de fluxo. A estrutura formada pelas chapas é sustentada
por traves metálicas solidamente amarradas por faixas de
fibra de vidro impregnadas com resina.
Um sistema trifásico simétrico e equilibrado possui três
correntes com mesmo módulo, porém, defasadas de 120º
elétricos uma das outras. Pela lei de Ampère, elas originam
fluxos nos núcleos monofásicos, também defasados de
120º. Analogamente às correntes trifásicas, quando os
fluxos juntarem-se em um ponto, sua soma será nula, o
que ocorre no local de união dos três núcleos. A solução
que se adota, em termos práticos, é bastante simples, ou
seja: retira-se um dos núcleos, inserindo entre as colunas
(ou pernas) laterais, outra com as mesmas dimensões.
O circuito magnético das três fases, neste caso, resulta
desequilibrado. A relutância da coluna central é menor que
as outras, originando uma pequena diferença nas correntes
de magnetização de cada fase. Existem diversos tipos de
núcleo, entretanto o mostrado na Figura 5 é o mais comum
devido à sua facilidade construtiva e de transporte.
Este tipo de núcleo, em relação a três monofásicos,
apresenta como vantagem o fato de que quaisquer
57Apoio
Figura 6 – Disposição dos enrolamentos montados no núcleo do transformador.
Figura 7 – Conexões possíveis dos enrolamentos de um transformador trifásico: (a) estrela, (b) delta, (c) zig-za
desequilíbrios magnéticos causados pelas diferentes
condições elétricas das três fases, tendem desaparecer
graças à interconexão magnética existente entre elas; assim,
a fluxo de cada perna distribui-se obrigatoriamente pelas
outras duas. Além disso, existe a economia de material
em relação ao uso de três transformadores monofásicos, e
consequente diminuição das perdas em vazio.
Como desvantagem, tem-se que as unidades reservas são
mais caras, pois deverão ter a potência total do transformador
a ser substituído; o monofásico de reserva, por outro lado,
pode ter apenas um terço da potência do conjunto.
Enrolamentos
Responsável pela condução da corrente de carga, os
condutores são enrolados em forma de bobinas cilíndricas
e dispostas axialmente nas pernas do núcleo. A Figura 6
mostra a disposição dos enrolamentos com ordem crescente
de tensão, ou seja, a bobina de tensão inferior é colocada
próxima ao núcleo e assim por diante.
Os enrolamentos de um transformador trifásico
podem ser conectados em estrela (Y), delta (Δ) ou zig-
zag, conforme mostra a Figura 7.
As ligações delta e estrela são as mais comuns.
A ligação zig-zag é tipicamente uma conexão
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res secundária. A sua característica principal é sempre
afetar igual e simultaneamente duas fases primárias,
pois os seus enrolamentos são montados em pernas
distintas seguindo uma ordem de permutação circular.
Naturalmente, este fato a torna mais adequada para ser
utilizada em presença de cargas desequilibradas.
Adotando-se o padrão de designar as ligações
primárias por meio de letras maiúsculas e secundárias
por letras minúsculas, tem-se na Tabela 1 as conexões
dos enrolamentos. O princípio de funcionamento é
basicamente o mesmo do monofásico, tanto em vazio
como em carga.
Relação de transformação de transformadores
trifásicos
Como se sabe, a relação de transformação real é
definida como a relação entre as tensões primárias (U1)
e as secundárias (U2), ou seja:
No transformador trifásico a relação de
transformação tem a mesma definição, sendo as tensões
entre fases; porém, devido à conexão dos enrolamentos
(E1 e E2 são tensões induzidas entre os terminais dos
enrolamentos), ela não será, em todos os casos, igual à
relação de espiras. A Figura 8 mostra duas conexões de
transformadores trifásicos.
Entretanto, como os enrolamentos podem estar
conectados de diversas maneiras, nota-se que para
cada modo de ligação haverá uma diferença entre a
relação de transformação e a relação do número de
espiras. A Tabela 2 mostra os valores de K em função
de KN para cada ligação:
Corrente em vazio
Nos transformadores trifásicos, com a montagem
de núcleo mostrada, as correntes de magnetização
devem ser iguais entre si, nas fases laterais, e
ligeiramente superiores na fase da perna central.
Isto se deve ao fato de que as relutâncias das pernas
correspondentes as laterais são maiores. Dessa
forma, adota-se um valor médio para a corrente em
vazio, ou seja:
Circuito equivalente e parâmetros do
transformador
De uma forma geral, os sistemas de potência
são representados por apenas uma fase e um
neutro, considerando as restantes como simétricas,
evidentemente, consegue-se isto com a ligação Y. No
caso dos parâmetros percentuais, tal fato é irrelevante,
pois independem das conexões dos enrolamentos,
enquanto nos magnetizantes, ocorre exatamente o
contrário.
Assim no caso do primário em ligação delta,
utiliza-se transformá-la na estrela equivalente. Desta
forma, o transformador trifásico será representado
Sendo assim, as relações de transformação K e KN
para cada caso seriam:
Na Figura 8a:
Sendo (13) e estando o transformador em vazio, tem-se:
Na Figura 8b:
Então:
Tabela 1 – Conexões dos enrolamenTos
D D D Y Y Y
d y z d y z
Primário
Secundário
Figura 8 – Conexões de transformador trifásico.
Tabela 2 – Valores de K em função de Kn para as diVersas ligações
DD DY Dz YY YD YzLigação
K
59Apoio
pelos parâmetros de uma fase, supondo as conexões
primárias em estrela e carga trifásica simétrica e
equilibrada.
Tipos de transformadores de potência São classificados como transformadores de
potência em dois grupos:
• Transformadores de potência ou de força, os
quais são utilizados, normalmente, em subestações
abaixadoras e elevadoras de tensão, empregados para
gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica. Podem
ser considerados como transformadores de força
aqueles com potência nominal superior a 500 KVA,
operando com tensão de até 765 KV;
• Transformadores de distribuição, cuja função é
de abaixar a tensão para a distribuição a centros de
consumo e clientes finais das empresas de distribuição.
São normalmente instalados em postes, plataformas
ou câmeras subterrâneas. Possuem potência típicas
de 30 kVA a 300 kVA. Em alta tensão apresenta de 15
kV ou 24,2 KV, e em baixa tensão de 380 V a 127 V.
Figura 9 – Transformadores de distribuição (monofásico e trifásico, respectivamente).
Figura 10 – (a) Transformador subterrâneo utilizado em câmaras abaixo do nível do solo. (b) Transformador enclausurado em que o óleo do transformador não tem contato com o exterior.
60 Apoio
A função do isolante em transformadores é garantir o
isolamento elétrico entre as partes energizadas e permitir
a refrigeração interna. Transformadores utilizam óleo
mineral derivado de petróleo, óleos sintéticos como
óleos de silicones e ascaréis, óleos isolantes de origem
vegetal, isoladamente a base de compostos resinosos a
seco ou isolado a gás SF6 (hexafluoreto de enxofre).
A partir da definição do isolante, um transformador
pode ser classificado como:
• Transformador em líquido isolante, cujas partes ativas são
imersas em óleo isolante mineral, vegetal ou sintético; ou
• Transformador a seco, geralmente isolados com resinas.
Critérios de classificação
Vários autores e trabalhos técnicos têm classificado
os transformadores de acordo com sua função no
sistema, com os enrolamentos, com o material do
núcleo, com a quantidade de fases, dentre outros
elementos. A seguir são apresentados alguns desses
critérios:
Figura 12 – (a) Transformador de força a óleo. (b) Transformador a seco.
Finalidade
• De corrente
• De potencial
• De distribuição
• De potência
Função no sistema
• Elevador
• Abaixador
• De interligação
Sobre os enrolamentos
• Dois ou mais enrolamentos
• Autotransformador
Material do núcleo
• Ferromagnético
• Núcleo a ar
Quantidade de fases
• Monofásico
• Polifásico
Normas técnicas As principais normas da ABNT sobre
transformadores de potência são as seguintes:
• ABNT NBR 5356-1 – Transformadores de potência
– Parte 1: Generalidades;
• ABNT NBR 5356-2 – Transformadores de potência
– Parte 2: Aquecimento;
• ABNT NBR 5356-3 – Transformadores de potência
– Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e
espaçamentos externos em ar;
• ABNT NBR 5356-4 – Transformadores de potência –
Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de
manobra para transformadores e reatores;
• ABNT NBR 5356-5 – Transformadores de potência –
Parte 5: Capacidade de resistir a curto circuitos;
• ABNT NBR 5416 – Aplicação de cargas em
Transformadores de potência – Procedimento;
• ABNT NBR 5440 – Transformadores para redes
aéreas de distribuição – Requisitos;
• ABNT NBR 5458 – Transformadores de potência –
Terminologia;
• ABNT NBR 7036 – Recebimento, instalação e
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Figura 11 – (a) Transformador autoprotegido incorpora componentes para proteção do sistema de distribuição contra sobrecargas e curto circuitos na rede. (b) Transformador de pedestal (pad-mounted), que, além dos componentes de proteções contra sobrecargas, curtos-circuitos e falhas internas, possui características particulares de operação, manutenção e segurança.
61Apoio
Tabela 3 - Tipos de Transformadores em relação ao Tipo de subesTação
TiPo de SubeSTação
AbrigADA em AlvenAriA
AbrigADA em cAbine metálicA
SubterrâneA eStAnque
SubterrâneA não eStAnque
Ao tempo no nível Do Solo
Ao tempo AcimA Do nível Do Solo
Para uSo inTerior
X
X
Para uSo exTerior
X
X
Força
X
X
X
X
diSTribuição
X
SubTerrâneo
X
SubmerSíveL
X
PedeSTaL
X
manutenção de transformadores de potência para
distribuição, imersos em líquidos isolantes;
• ABNT NBR 7037 – Recebimento, instalação e
manutenção de transformadores de potência em óleo
isolante mineral;
• ABNT NBR 8926 – Guia de aplicação de relés para
proteção de transformadores – Procedimento;
• ABNT NBR 9368 – Transformadores de potência de
tensões máximas até 145 kV – Características elétricas
e mecânicas;
• ABNT NBR 9369 – Transformadores subterrâneos –
Características elétricas e mecânicas – Padronização;
• ABNT NBR 10022 – Transformadores de potência
com tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV –
Características específicas – Padronização;
• ABNT NBR 10295 – Transformadores de potência
secos – Especificação;
• ABNT NBR 12454 – Transformadores de potência
de tensões máximas até 36,2 kV e potência de 225
kVA até 3750 kVA – Padronização;
• ABNT NBR 15349 – Óleo mineral isolante –
Determinação de 2-furfural e seus derivados;
• ABNT NBR 15422 – Óleo vegetal isolante para
equipamentos elétricos.
Tipos de transformadores em relação aos tipos de subestações
Conforme a seção 9 da ABNT NBR 14039
(subestações), os transformadores podem ser
instalados em subestações abrigadas (em alvenaria
ou cabinas metálicas), subterrâneas (em câmaras
estanques ou não à penetração de água) e ao tempo
(no nível do solo ou acima dele).
Neste sentido são definidos na ABNT NBR 5458 os
seguintes tipos de transformadores:
*Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro
eletricista e especialista em Manutenção de Sistemas
elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá
(eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco
• Transformador para interior: aquele projetado para
ser abrigado permanentemente das intempéries;
• Transformador para exterior: aquele projetado para
suportar exposição permanente às intempéries;
• Transformador submersível: aquele capaz de
funcionar normalmente mesmo quando imerso em
água, em condições especificadas;
• Transformador subterrâneo: aquele construído para
ser instalado em câmara, abaixo do nível do solo;
A Tabela 3 indica os tipos de transformadores
que podem ser utilizados em função dos tipos de
subestações definidos na ABNT NBR 10439.
Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de
transformadores de potência. Curso de Especialização
em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.
• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em
líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.
• OLIVEIRA, J. C.; ABREU. J. P. G.; COGO, J. R.
Transformadores: teoria e ensaios. São Paulo: Edgard
Blucher, 1984
• GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS
BRASILEIRAS. São Paulo, Atitude Editorial, 2011.
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Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected]
46 Apoio
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res
No estabelecimento de um sistema de
manutenção para um determinado processo
produtivo ou um equipamento individual,
devem-se estabelecer métodos buscando
o desenvolvimento e a melhoria dos meios
de execução das atividades realizadas pelo
equipamento ou processo. Este texto discute
modelos de planejamento de um sistema
integrado de manutenção, apresentando as
atividades desenvolvidas pelas equipes de
manutenção e o conceito de manutenção.
Deve-se estabelecer uma ideia clara e
uniforme dos conceitos e dos princípios em
que se baseiam as atividades de manutenção
e buscar novas tecnologias, equipamentos e
ferramentas que facilitem essa atividade. Dessa
forma, o conceito de manutenção também
tem se aperfeiçoado, no passado era definida
como o reestabelecimento das condições
originais dos equipamentos/sistemas, hoje se
define como a garantia da disponibilidade
da função dos equipamentos/sistemas com
disponibilidade e confiabilidade, segurança
e preservação do meio ambiente, sempre ao
menor custo possível.
Por Marcelo Paulino*
Capítulo II
Considerações sobre manutençãoAspectos relacionados à manutenção de equipamentos e de instalações
Conceito de manutenção A ABNT NBR 5462/94 define a manutenção
como “a combinação de ações técnicas
e administrativas, incluindo supervisão,
destinadas a manter ou recolocar um item em
um estado no qual possa desempenhar uma
função requerida”. Nestes termos, “manter”
significa “fazer tudo o que for preciso para
assegurar que um equipamento continue
a desempenhar as funções para as quais
foi projetado, num nível de desempenho
exigido”.
Assim, tem-se que a manutenção
pode ser encarada como um conjunto
de atividades onde se devem estabelecer
todas as ações necessárias para manter um
item em funcionamento, ou restabelecer
seu funcionamento, segundo a finalidade
para qual ele se destina, em condições
satisfatórias. Este conjunto de atividades se
caracteriza pela formação de um quadro de
mão de obra qualificada e da implementação
de um sistema, o qual integre todas as
áreas da empresa, em prol do aumento
da produtividade e diminuindo os custos
47Apoio
de produção. Tecnicamente, tem-se a utilização de
sistemas e equipamentos que facilitem a detecção de
problemas.
Portanto, uma definição mais atual poderia ser: um
conjunto de ações de gestão, técnicas e econômicas,
aplicadas ao bem, com o objetivo de mantê-lo,
aumentando seu ciclo de vida. Uma comparação entre
o conceito de manutenção convencional e o conceito
aplicado hoje é descrito por Kardec e Lafraia (2002),
em que “até pouco tempo, o conceito predominante era
de que a missão da manutenção era de restabelecer as
condições originais dos equipamentos/sistemas. Hoje,
a missão da manutenção é garantir a disponibilidade
da função dos equipamentos e instalações de modo
a atender a um processo de produção ou de serviço,
com confiabilidade, segurança, preservação do meio
ambiente e custo”.
A importância da manutenção Na indústria, o capital empregado em máquinas e
equipamentos é elevado e, portanto, é interessante
que essas máquinas e equipamentos ofereçam uma
produção satisfatória, tanto em termos de eficiência
quanto em termos de tempo em que estes estarão aptos
a operar.
A Associação Brasileira de Manutenção (Abraman)
destaca em pesquisa o crescimento, nos últimos
anos, da utilização de métodos de engenharia de
manutenção, como a Manutenção Centrada em
Confiabilidade (MCC) e seis sigmas. A engenharia da
manutenção é considerada um tipo de manutenção,
pois é a adoção de técnicas e ferramentas de gestão
que são aplicados no dia a dia da função. Uma gestão
estratégica da manutenção avança do nível mais baixo
de planejamento, ou seja, manutenção corretiva não
planejada, para o nível mais alto, a engenharia de
manutenção. A mesma pesquisa aponta que a relação
entre o custo da manutenção pelo faturamento bruto da
empresa fica em torno de 4% na série histórica de 1999
a 2011. Observa-se tendência de queda na proporção
custo total da manutenção/faturamento bruto. Essa é
uma tendência nas empresas brasileiras, à medida que
se emprega tipos de manutenção mais eficazes, embora
o alto custo inicial, a médio e longo prazo, reduz-se
48 Apoio
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res o comprometimento do faturamento bruto. Entretanto,
torna-se evidente a importância da manutenção no
orçamento empresarial.
Uma boa manutenção reduz perdas de produção
porque visa assegurar a continuidade da produção, sem
paradas, atrasos, perdas e assim entregar o produto em
tempo hábil. Em resumo, a manutenção é de grande
importância, porque:
• aumenta a confiabilidade, pois a boa manutenção
resulta em menos paradas de máquinas;
• melhora a qualidade, já que máquinas e equipamentos
mal ajustados têm mais probabilidade de causar erros
ou baixo desempenho e podem causar problemas de
qualidade;
• diminui os custos, devido ao fato de que, quando
bem cuidados, os equipamentos funcionam com maior
eficiência;
• aumenta a vida útil, mesmo com cuidados simples,
como limpeza e lubrificação, garantem a durabilidade
da máquina, reduzindo os pequenos problemas que
podem causar desgaste ou deterioração;
• melhora a segurança, pois máquinas e equipamentos
bem mantidos têm menos chance de se comportar de
forma não previsível ou não padronizada, evitando,
assim, possíveis riscos ao operário.
As atividades de manutenção A divisão clássica das atividades de manutenção
é aquela em que se tem a corretiva, a preventiva, a
preditiva e a sistemática. Diversos autores têm oferecido
classificações como:
• Manutenção corretiva
• Manutenção preventiva
• Manutenção preditiva
• Manutenção Produtiva Total (TPM)
A manutenção corretiva é a forma mais primária
de manutenção é a realizada após a ocorrência de um
defeito qualquer, o qual, em geral, torna indisponível o
equipamento. Naturalmente, isto implica desligamentos
fora de previsão, em momentos pouco adequados,
levando, por vezes, a prejuízos consideráveis.
A manutenção preventiva é o conjunto de atividades
desenvolvidas visando à solução para ocorrência de
condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem, evitar que se
tomem cumulativas. Resultam em reduzir a necessidade
de se adotarem ações corretivas.
A manutenção sistemática é aquela que se caracteriza
pela substituição de componentes dos equipamentos
ou de todo ele. Entretanto, com o desenvolvimento
da Manutenção Produtiva Total (TPM) inicia-se o
planejamento de um sistema de manutenção integrado
com todo o processo produtivo, onde a manutenção não
mais figura como uma atividade secundária, e sim como
um sistema onde ocorra uma melhoria na aplicação dos
diversos métodos de manutenção, buscando aperfeiçoar
os fatores técnicos e econômicos da produção.
Na realidade, a nomenclatura não é o mais importante,
embora gere confusões, mas, sim, o conceito. Isso
permite a escolha do tipo mais conveniente para um
determinado equipamento, instalação ou sistema. Uma
classificação proposta bastante adequada e difundida
em relação aos tipos de manutenção é:
• Manutenção corretiva não planejada
• Manutenção corretiva planejada
• Manutenção preventiva
• Manutenção preditiva
• Manutenção detectiva
• Engenharia de manutenção
Manutenção corretiva A manutenção corretiva é a forma mais primária de
manutenção. Na realidade, é a reparação de instalações
e equipamentos, geralmente de emergência, sendo,
normalmente, realizada após a ocorrência de um problema
qualquer, o qual os torna indisponíveis. De acordo com a
ABNT NBR 5462/94, ela é “a manutenção efetuada após a
ocorrência de uma pane, destinada a colocar um item em
condições de executar uma função requerida”.
De qualquer forma, o objetivo é a atuação para
correção da falha ou do desempenho menor que
o esperado. Portanto, podemos então definir como
manutenção corretiva não planejada a correção da
falha de maneira aleatória, ou seja, é a correção da
falha ou defeito após a ocorrência do fato. Esse tipo de
manutenção implica em altos custos, pois causa perdas
de produção; a extensão dos danos aos equipamentos
é maior. Naturalmente, isto implica desligamentos fora
de previsão, em momentos pouco adequados, uma
50 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res extensão maior dos danos aos equipamentos e levando,
por vezes, a prejuízos consideráveis.
A evolução desse processo é a manutenção corretiva
planejada. Consiste na atividade de manutenção em
função de um acompanhamento preditivo, detectivo,
ou até pela decisão gerencial de se operar até a
falha. Consequentemente, esse tipo de manutenção é
planejado e, deste modo, acarreta menor custo, mais
segurança e maior rapidez na atuação.
A organização, planejamento e controle são fatores
que proporcionam a confiabilidade no investimento
de manutenção, ou seja, são pontos vitais para a
sobrevivência da manutenção e seus resultados.
Manutenção preventiva A manutenção preventiva é todo serviço de
manutenção realizado em máquinas que não estejam
em falha, estando com isso em condições operacionais
ou em estado de defeito. Ainda define-se como a
manutenção efetuada em intervalos predeterminados
ou de acordo com critérios prescritos, destinada a
reduzir a probabilidade de falha ou a degradação
de um funcionamento de um equipamento. A
ABNT NBR 5462/94, por sua vez, define como a
manutenção efetuada em intervalos pré-determinados,
ou de acordo com critérios prescritos, destinada a
reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do
funcionamento de um item.
Um plano de manutenção preventiva é um
conjunto de ações executadas em intervalos fixos
ou segundo critérios preestabelecidos. Tem como
meta principal a redução ou eliminação de falhas ou
defeitos nos equipamentos ou sistemas, além de evitar
que se tornem cumulativas, resultando em redução
da necessidade de se adotarem ações corretivas, com
finalidade de evitar quebras e paradas desnecessárias
no processo, tornando-o mais confiável e capaz, com
maior produtividade e qualidade. Fundamentalmente,
a manutenção preventiva deve agir com antecedência
para acabar ou diminuir as causas potenciais de falhas
nos equipamentos.
Para tal, deve conter um conjunto de medições
tecnicamente adequadas, as quais devem ser
selecionadas entre uma grande variedade de alternativas;
além disto, é necessário que se associe confiabilidade e
custo com um programa de atividades compatíveis.
Naturalmente, as medidas preventivas são
endereçadas para as causas mais comuns de faltas
dos equipamentos de certa instalação. Nasce então a
necessidade das equipes de manutenção estar dotadas
de sistemas de teste capazes de simular as causas mais
comuns de faltas e propiciar uma pesquisa sólida de
defeitos, no menor tempo possível.
Quando a manutenção preventiva baseia-se em
intervalos de tempo, é conhecida como Manutenção
Baseada no Tempo (Time Based Maintenance – TBM).
Atente-se para o fato de que definir os intervalos
entre intervenções em cada equipamento é um dos
aspectos mais problemáticos para uma boa preventiva.
Como há dúvida sobre os tempos mais adequados, há a
tendência de se agir com conservadorismo e, assim, tais
intervalos, normalmente, são menores que o necessário,
implicando em paradas e troca de peças desnecessárias.
A seguir é transcrito o resultado de pesquisa
realizada pelo Cigré Brasil com a colaboração de
12 empresas de transmissão, geração e distribuição
entre os meses de agosto e setembro de 2012, sobre
práticas de manutenção baseada no tempo. Os
resultados das práticas de manutenção realizadas
nestas empresas validaram o apresentado na pesquisa
realizada pelo Cigré internacional. Dos resultados
apresentados nesta pesquisa pode-se destacar que
as práticas de manutenção variam significativamente
entre os usuários do transformador. Os fatores
possíveis que podem influenciar nas práticas de
manutenção são:
• Características e especificações do transformador;
• A qualidade dos componentes instalados no
transformador;
• A função exigida do transformador (carga, operação
do CDC);
• O ambiente em que o transformador está instalado
(temperatura, umidade);
• O índice histórico de falhas do transformador e tipos
de falha;
• O nível de redundância do transformador e as
consequências de sua indisponibilidade;
• A modalidade de falha e os seus efeitos na segurança
da subestação;
• A cultura e o foco de companhia baseados na
manutenção;
51Apoio
• A disponibilidade e os custos de trabalho;
• O grau de implementação de tecnologias modernas;
• A presença de um programa de otimização da manutenção.
A Tabela 1 resume as práticas de manutenção típicas
que foram relatadas na pesquisa. Caberá a cada usuário
determinar que nível de manutenção seja apropriado
dependendo da situação. Pode-se igualmente notar que
o nível de manutenção pode ser diferente para cada
ação realizada no mesmo grupo de transformadores,
dependendo de cada situação particular.
A designação do intervalo de manutenção como
leve, regular e intensivo refere-se à intensidade da
realização das atividades de manutenção posto
que muitos fatores influenciam na política de
manutenção. Portanto, a Tabela 2 descreve os três
diferente níveis.
Tabela 1 – Pesquisa do Cigré inTernaCional: resulTados enTre manuTenções adoTadas (Cigré brasil, gT a2.05, 2013)
Intervalo de manutenção
ação
Inspeção visual
Inspeção visual detalhada
Análise dos gases dissolvidos
Teste físico-químico do óleo
Limpeza do sistema de resfriamento
Verificação de acessórios
Ensaios elétricos básicos
Ensaios de isolamento (Fator de potência)
Inspeção interna do CDC
ComentárIo
Em operação
Em operação
A periodicidade pode variar com a instalação de sistema de monitoramento
O desligamento do equipamento poderá ser necessário
Com desligamento do equipamento
Com desligamento do equipamento
Com desligamento do equipamento
Considerar recomendações do fabricante, número de operações e
tecnologia empregada
regular
6 meses
1 ano
2 anos
6 anos
Condicional
12 anos ou condicional
Condicional
Condicional
12 anos
leve
1 mês
3 meses
1 ano
2 anos
Condicional
6 – 8 anos
Condicional
6 – 8 anos
6 – 8 anos
IntensIvo
1 ano
1 semana
3 meses
1 ano
Qualquer intervalo
1 – 2 anos
Qualquer intervalo
2 – 4 anos
4 anos
52 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res Tabela 2 – inTervalos de manuTenções versus CaraCTerísTiCas
(Cigré brasil, gT a2.05, 2013)
Intervalos de
manutenção
Leve
Intensivo
Regular
CaraCterístICas
• Transformadores equipados com componentes que são conhecidos
por serem muito confiáveis;
• Baixa carga e baixo número de operações de comutadores de tap;
• O transformador não opera em um ambiente agressivo;
• Tecnologias avançadas do transformador exigem menos manutenção;
• Baixas consequências em caso de falha;
• Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente;
• Carga elevada, número elevado de operações do comutador sob
carga;
• Transformador que operam em ambiente agressivo;
• Graves consequências em caso de falha inesperada;
• Qualquer situação que esteja entre os níveis anteriores.
Manutenção preditiva A manutenção preditiva é composta pelas tarefas de
manutenção preventiva que visam acompanhar a máquina
ou as peças, por monitoramento, por medições ou por
controle estatístico e tentar predizer a proximidade da
ocorrência da falha. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez,
define como “aquela que permite garantir uma qualidade
de serviço desejada, com base na aplicação sistemática de
técnicas de análise, utilizando-se de meios de supervisão
centralizados ou de amostragem para reduzir a um mínimo
as manutenções corretivas e preventivas”.
A manutenção preditiva é o conceito moderno
de manutenção, na qual emprega-se um conjunto
de atividades de acompanhamento de determinados
elementos, das variáveis ou parâmetros que indicam o
desempenho dos equipamentos, de modo sistemático,
visando definir a necessidade ou não de intervenção.
Este tipo de manutenção baseia-se na possibilidade de
predição da ocorrência de uma falha ou defeito, por meio
de vários métodos que envolvem desde equipamentos
modernos de medição e análise até a pura observação do
comportamento do equipamento. A manutenção preditiva
visa substituir, se possível, a manutenção preventiva, assim
como, reduzir ao máximo as intervenções corretivas. No
entanto, se os seus resultados indicarem a necessidade,
ocorrerá a Manutenção Baseada na Condição (Condition
Based Maintenance – CBM).
Algumas empresas adotam uma classificação em que
a preventiva engloba a Manutenção Baseada no Tempo
e a Manutenção Baseada na Condição. Isso significa, na
realidade, que a manutenção preditiva pode ser encarada
como uma subárea da manutenção preventiva. No
entanto, apresenta algumas características específicas:
• Não é necessário que haja o desligamento do
equipamento para a sua aplicação;
• Não há o dano do equipamento, como no caso da corretiva;
• Não se baseia em informações sobre a durabilidade
de certo componente.
A manutenção preditiva permite maior tempo de
operação dos equipamentos e o planejamento das
intervenções de manutenção com base em dados e
não em suposições, promovendo o mínimo de paradas.
Entretanto, esse processo necessita de acompanhamentos,
monitoramentos e inspeções periódicas, por meio de
instrumentação específica, além de procedimentos
adequados para obtenção de dados. Outro ponto é
a necessidade de profissionais especializados para
execução das atividades. Esse cenário causa aumento
significativo de custos.
Manutenção detectiva A manutenção detectiva efetua um processo de
monitoramento dos dados do sistema por meio de
informações dos sistemas de medida, proteção e comando,
buscando detectar falhas, defeitos ocultos ou não
perceptíveis para o pessoal de operação e manutenção. À
medida que ocorre o aumento da utilização de dispositivos
eletrônicos inteligentes nos sistemas de proteção, controle
e automação nas instalações, maior será a capacidade
de atuação da manutenção detectiva para garantir a
confiabilidade e a manutenção da instalação.
Uma grande vantagem da manutenção detectiva
é a verificação do sistema sem parada de operação,
possibilitando uma correção da não conformidade
encontrada com o sistema em operação. Sua desvantagem
consiste na necessidade do uso de modernos sistemas de
controle e automação e a excelência dos profissionais
com treinamento e com habilitação para execução do
trabalho. Esse tipo de manutenção é novo e, por isso
mesmo, muito pouco mencionado no Brasil.
Engenharia de manutenção Conforme já descrito anteriormente, a Engenharia de
54 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res Manutenção é definida como o conjunto de atividades
que permite o aumento de confiabilidade e garantia de
disponibilidade. Basicamente é adotar procedimentos
para diminuir as atividades corretivas, eliminando
problemas crônicos, melhorando os padrões e processos,
além de desenvolver a “manutenibilidade”, ou seja,
dotar a instalação de características como facilidade,
precisão, segurança e economia na execução de ações
de manutenção.
A engenharia de manutenção procura obter soluções
definitivas para eliminar ou diminuir o máximo possível
a ocorrência de defeitos ou falhas no sistema ou
equipamento. Dado um evento, estudam-se as possíveis
causas e realizam-se ações que resultem em uma
modificação do componente e eliminação do mesmo. A
engenharia de manutenção utiliza os dados obtidos nas
demais atividades de manutenção para implementação
das melhorias.
Outras atividades relacionadas ao sistema de manutenção
Outras atividades que se relacionam com o conceito
de manutenção, porém não estão inclusas nas definições
clássicas, são o comissionamento, a inspeção e a
recepção de equipamentos.
A recepção é o conjunto de atividades desenvolvidas
para a colocação de uma instalação ou equipamento
em operação. Tais atividades caracterizam-se pelo
acompanhamento e execução dos serviços e encargos
referentes às diversas fases por que passa uma instalação,
desde a fase de planejamento até a fase de entrada em
operação comercial.
O comissionamento é uma etapa das atividades de
recepção, que consiste em fazer verificações e executar
ensaios que demonstrem estarem todos os equipamentos e
instalações de acordo com o projeto e funcionamento dentro
das garantias contratuais e especificações, antes da entrada
em operação comercial. Por outro lado, observe-se que,
normalmente, os equipamentos comprados são ensaiados na
fábrica e, dependendo do seu grau de importância e custo, é
necessário que o comprador verifique se o fabricante atende
as normas e dispositivos contratuais. Assim é necessário
inspecionar a execução de tais atividades.
Nesse sentido, é possível levantar a questão sobre o
fato de que se o equipamento já foi ensaiado na fábrica,
por que testá-los antes da entrada em operação?
Os motivos são variados, ou seja, os testes permitem:
• Verificar se o equipamento não foi danificado no transporte;
• Verificar se o equipamento, quando armazenado à
espera de montagem, não sofreu qualquer avaria (corrosão,
umidade, danos, etc.);
• Verificar aspectos corretos de montagem e alguns testes
do fabricante.
Tem-se ainda que os objetivos principais do
comissionamento são:
• Fazer verificações e executar os ensaios que demonstrem
estar sendo ligados ao sistema, para operação comercial,
equipamentos e instalações em condições de manter
o nível de confiabilidade, continuidade e segurança
exigidos de acordo com o projeto e funcionamento dentro
das especificações e garantias contratuais;
• Levantar características, aferir e ajustar todos os
componentes dos diversos circuitos de controle, proteção,
medição, supervisão, etc.;
• Registrar valores iniciais dos parâmetros determinantes
de cada equipamento, indispensáveis ao estabelecimento
de um sistema confiável de manutenção e controle;
• Verificar a fidelidade dos desenhos finais e fornecer
subsídios para elaboração dos desenhos “como construído”
(As built);
• Garantir a segurança do pessoal e dos equipamentos;
• Estabelecer os limites operativos confiáveis para os
diversos equipamentos;
• Completar o treinamento específico da equipe técnica
responsável pela operação e manutenção da instalação;
• Garantir a segurança da energização inicial;
• Assegurar o fornecimento das peças reservas, acessórios
e ferramentas especiais previstas em contrato;
• Orientar os órgãos das áreas financeiras quanto aos itens
a serem capitalizados/patrimoniados;
• Transferir para os órgãos responsáveis a responsabilidade
pela guarda, operação e manutenção da instalação.
Ciclo de operação e manutenção de transformadores
Caso seja detectada alguma não conformidade no
transformador, técnicas adequadas são utilizadas para
determinar sua extensão ou gravidade. Os resultados
serão utilizados para subsidiar a decisão de intervenção,
55Apoio
*Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro
eletricista e especialista em manutenção de sistemas
elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá
(eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |
Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br
Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected]
manutenção corretiva ou retorno à operação. A Figura
1 mostra um fluxograma com o ciclo de operação e
manutenção de transformadores.
Referências• PAULINO M. E. C. Considerações sobre modelos de sistema
integrado de manutenção e testes automatizados de proteção
Elétrica. Congresso Brasileiro de Manutenção – ABRAMAN, 2005.
• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de
transformadores de potência. Curso de Especialização em
Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.
• FERREIRA, A. B. H. Novo Aurélio – O Dicionário da Língua
Portuguesa – Século XXI. São Paulo: Ed. Nova Fronteira, 2001.
• ABNT NBR 5462. Confiabilidade – terminologia. Associação
Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), 1994.
• KARDEC, Alan; LAFRAIA, João. Gestão estratégica e confiabilidade.
Rio de Janeiro: Qualitymark, ABRAMAN. 80 f., 2002.
• ABRAMAN, Associação Brasileira de Manutenção. A situação da
manutenção no Brasil – documento nacional 2011, 26º Congresso
Figura 1 – Ciclo de operação e de manutenção do equipamento, desde o seu comissionamento até o fim de sua vida útil (Cigré Brasil, GT A2.05, 2013).
Brasileiro de Manutenção, Curitiba, 2011.
• NEPOMUCENO, L. X. Técnicas de manutenção preditiva. São
Paulo: Edgard Bluche,
v. 1, 501 f., 1989.
• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência.
CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.
• WG A2.34. Guide for transformer maintenance. CIGRE
Internacional, Working Group A2.34, 2011.
• BATITUCCI, M. D. Comissionamento a primeira atividade de
manutenção. Manutenção,
n. 28, jan./fev. 91, p. 31-38.
54 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res
As principais avarias em transformadores
dizem respeito a deficiências dos enrolamentos
sejam por má compactação das bobinas,
por assimetrias existentes entre primário e
secundário ou deformação das bobinas causada
por curto-circuito. São significativas também as
solicitações térmicas e dielétricas, provocando
a alteração das características elétricas e físico-
químicas dos seus materiais isolantes. Isto
implica “envelhecimento” de parte ou de toda
a isolação. Os estágios avançados do processo
produzem sedimentos oriundos da oxidação,
que, em última análise, podem comprometer a
operação do transformador.
A ocorrência de falhas no funcionamento de
um transformador não pode ser eliminada, mas
sim reduzida a um número e a uma intensidade
que não causem danos ao sistema elétrico, por
meio de equipamentos e métodos utilizados
para seu controle.
O bom funcionamento de um transformador
depende de uma série de fatores, os quais
podem ser resumidos na maneira pela
qual é feita a sua manutenção e proteção,
assim como também na qualidade dos seus
Por Marcelo Paulino*
Capítulo III
Anormalidades em transformadores de potência
componentes. Vale ressaltar que as instalações
e os transformadores em operação têm
envelhecido de uma forma geral, tornando-os
suscetíveis a falhas. A seguir são apresentados
alguns dados.
Figura 1 – Transformadores de 110/220 KV na Alemanha.
Figura 2 – Faixa etária de transformadores no Brasil.
55Apoio
Estatística de ocorrência Para a definição da estratégia de manutenção a ser
adotada é adequada a obtenção de informações referentes
ao estado dos equipamentos da instalação, separados em
classificações que permita a análise dos defeitos e respectivas
ocorrências. A seguir serão apresentados diversos estudos
que mostram, além dos tipos de falhas, a classificação de
ocorrências. Tais estudos são aqui apresentados apenas como
exemplos do estabelecimento do processo de definição das
anormalidades em transformadores. Informações adicionais
devem ser buscadas na referência bibliográfica.
Os trabalhos de diagnóstico foram desenvolvidos
a partir da coleta e da análise de dados acerca dos
registros operacionais dos equipamentos, condições
circunstanciais das ocorrências, análises de materiais em
laboratórios especializados e inspeções realizadas em
campo e em fábrica durante o processo de desmontagem
de cada um deles. Os resultados aqui obtidos visam
contribuir com o aprimoramento de técnicas para
diagnóstico e caracterização de falhas de equipamentos,
classificando a suscetibilidade de transformadores de
diferentes tipos de aplicação e suas falhas.
Estatística de defeito – Estudo de caso 1 Neste trabalho são relacionados e descritos os
principais modos de falha normalmente verificados em
transformadores, associados ao levantamento estatístico que
compõe um banco de dados elaborado a partir de perícias
realizadas entre os anos de 2000 e 2008 para companhias
seguradoras. É apresentada (por BECHARA) e desenvolvida
uma análise de falhas verificadas em cerca de uma centena
de transformadores com diferentes tipos de aplicação,
classes de tensão e níveis de potência. O objetivo do estudo
é contribuir com um melhor entendimento de causas de
falhas e os tipos de transformadores mais suscetíveis a cada
uma delas. Um extrato desse trabalho é agora apresentado.
Os transformadores inspecionados são utilizados
por concessionárias de energia elétrica do sistema
elétrico brasileiro, tendo sido fabricados por empresas
nacionais e estrangeiras. A Tabela 1 mostra o conjunto
de equipamentos analisados. Os critérios de arranjo dos
dados da Tabela 1 teve por base a análise dos dados de
manutenção e resultado de ensaios conforme o roteiro
de investigação de cada caso. A Tabela 2 classifica os
principais tipos de falhas nos transformadores.
56 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res Tabela 1 – ConjunTo de Transformadores de poTênCia analisados
Tipo
Elevador
Transmissão
Subtransmissão
Número de unidades
23
22
47
92
Classe de tensão (kV)
69, 138, 230, 345, 440, 550
230, 345, 440, 550, 765
69, 88, 138
Potência (MVA)
Até 418,5
Até 550
Até 60
ToTAl
Tabela 2 – levanTamenTo esTaTísTiCo de falhas em Transformadores de poTênCia
FAlhA
Tipos
Elevadores
Transmissão
Subtransmissão
ToTAl
Defeito de
fabricação
2
4
1
7
Comutador
0
3
8
11
Manobra
VFT
6
0
4
10
Buchas
4
4
1
9
Descarga
Atmosférica
1
0
1
2
Manutenção
inexistente
inadequada
0
0
3
3
Curto
circuito
externo
0
6
16
22
Enxofre
corrosivo
2
0
0
2
Envelhe-
cimento
4
0
7
11
Componentes Sobretensões transitórias Defeito
após reparo
1
2
2
5
Não
apurado
2
3
4
9
Com o objetivo de obter parâmetros de referência de
falhas para os transformadores analisados, a Figura 3 mostra
os modos de falha mais significativos pela quantidade para
cada tipo de transformador. Vale ressaltar que do conjunto
de dados em estudo, 50% dos transformadores pertencem
ao sistema de substransmissão. Portanto, a incidência das
falhas nesse sistema terá um peso maior na análise de
todo o conjunto, como a percentagem de curtos-circuitos
externos, conforme mostrado na Figura 4.
Figura 4 – Porcentagem de falhas em transformadores.
Figura 3 – Tipos e quantidade de falhas identificadas nos transformadores.
A análise do item mais suscetível a falhas é mostrada
na Figura 5. Nela pode-se notar que as bobinas são a
maior fonte de problemas no transformador, com 70%
das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e
buchas (10,9%).
Estatística de defeito – Estudo de caso 2 O trabalho desenvolvido por Souza teve o objetivo
de estudar as falhas e os defeitos ocorridos em
transformadores de potência de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV
e 230 kV do sistema elétrico da Companhia Energética
de Goiás (Celg), referente ao período de 28 anos (1979
a 2007). O desenvolvimento da pesquisa baseou-se na
identificação das partes dos transformadores que foram
analisadas e divididas em blocos, na caracterização e
na análise dos pontos de falhas e de defeitos detectados
nestes equipamentos relativos às interrupções. A seguir
são apresentados alguns resultados obtidos.
Souza apresenta neste estudo o registro de 549
interrupções de serviço, no período de dezembro de
1979 a maio de 2007, ocorridas em 255 transformadores
e autotransformadores (trifásicos ou bancos trifásicos),
Figura 5 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.
58 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res
ou seja, muitos dos equipamentos sofreram mais de uma
ocorrência.
A seguir são analisados os dados de interrupções de
serviço, não considerando o sistema de proteção, no
período de 09/12/1979 a 25/05/2007, ou seja, proteções
não inerentes ao equipamento (relé de distância, relé
de religamento em circuito de CA, relé de frequência,
relé de sobretensão, relé de sobrecorrente) e proteções
inerentes dos equipamentos (relé de temperatura do óleo,
relé de pressão, relé Bucchholz/gás, relé diferencial, relé
de bloqueio, válvula de alívio, nível de óleo, termômetro
do óleo e termômetro do enrolamento).
A Figura 6 mostra o número absoluto de
transformadores e autotransformadores por ano e por
classe de tensão, pertencentes às classes de tensão de
34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV, na qual se observa que
houve um crescimento do número de equipamentos no
decorrer dos anos.
A Figura 7 apresenta o percentual de interrupções
em transformadores e autotransformadores versus
componentes. A figura evidencia que os componentes
mais atingidos foram os enrolamentos (34%), as buchas
(14%) e os comutadores (20%), sendo 10% para o OLTC
Tabela 3 – QuanTidade de eQuipamenTos por faixa TrifásiCa nominal e por Tensão nominal
Tensão nominal
34,5 kV
69 kV
138 kV
230 kV
Total
MENor
0,15
1
7
36
MAior
12
20
62,5
150
Número total de equipamentos
(trifásicos ou bancos)
106
79
53
17
255
Potência trifásica
Figura 6 – Número de transformadores e autotransformadores por ano e por classe de tensão.
Figura 7 – Interrupções em transformadores e autotransformadores versus componentes.
(comutadores com carga) e 10% para comutadores sem
tensão.
Assim, as interrupções associadas a estes três
componentes representam, juntas, 68% do total, e o item
componente não identificado (11%) refere-se àqueles
equipamentos dos quais não se obtiveram registros
confiáveis e/ou exatos das ocorrências.
59
Figura 8 – Incidência de problemas em transformadores (em %).
Estatística de defeito – Estudo de caso 3 A título de ilustração, a Figura 8 apresenta um
levantamento estatístico, realizado por um grande
usuário, da incidência de problemas nas diversas partes
do transformador.
Análise de anormalidades Analisa-se, a seguir, algumas das anormalidades
de ocorrência mais comuns, seus efeitos e suas
causas básicas. Via de regra, as seguintes condições
são responsáveis pelos problemas a seguir:
• Sobretemperatura: sobretemperaturas podem
ser causadas por sobrecorrentes, sobretensões,
resfriamento insuficiente, nível reduzido do
óleo, depósito de sedimentos no transformador,
temperatura ambiente elevada, ou curto-circuito
entre enrolamentos. Em transformadores a seco,
esta condição pode ser devido a dutos de ventilação
entupidos.
• Falha em contatos internos: o transformador
possui diversas conexões internas interligadas por
elementos fixos, como conectores e parafusos, além
de dispositivos móveis. A falha nesses componentes
resulta na deficiência do contato e aumento da
densidade de corrente nas partes condutoras, com
consequente sobreaquecimento. Causados por
montagem incorreta, baixa qualidade dos materiais
ou solicitações mecânicas devido a eventos de alta
corrente no transformador, essa ocorrência tende a
evoluir de um defeito para uma falha.
• Falha de isolamento: este defeito se constitui
em uma falha do isolamento dos enrolamentos
do transformador; pode envolver faltas fase-terra,
fase-fase, trifásicas com ou sem contato para a
60 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res terra ou curto-circuito entre espiras. A causa destas
falhas de isolamento podem ser curtos-circuitos,
descargas atmosféricas, condições de sobrecarga ou
sobrecorrentes, óleo isolante contendo umidade ou
contaminantes.
• Tensão secundária incorreta: esta condição pode
ser oriunda de relação de transformação imprópria,
tensão primária anormal e/ou curto-circuito entre
espiras no transformador.
• Descargas internas: descargas internas podem vir a
ser causadas por baixo nível de óleo que resultem na
exposição de partes energizadas, perda de conexões,
pequenas falhas no dielétrico. Usualmente, descargas
internas acabam por se tornar audíveis e causam
radiointerferência.
• Falhas do núcleo: esta condição pode ser devido a
problemas com parafusos de fixação, abraçadeiras e
outros.
• Alta corrente de excitação: usualmente, altas
correntes de excitação são devido a núcleo “curto-
circuitado” ou junções do núcleo abertas.
• Falha da bucha: as falhas de buchas podem ser
causadas por descargas devido à acumulação de
contaminantes sólidos e a descargas atmosféricas
A ocorrência em buchas costuma causar sérios
prejuízos com explosões e incêndios, resultando na
contaminação dos enrolamentos e danos generalizados
em todo transformador. No caso de explosões,
pedaços de porcelana podem ser lançados com risco
de acidentes pessoais e danos dos equipamentos
adjacentes. Essa ocorrência está diretamente associada
à perda das propriedades dielétricas do isolamento
da bucha, com envelhecimento ou contaminação
do isolamento óleo e papel (buchas OIP) ou do
isolamento óleo e resina (RIP), além de degradação
do corpo de porcelana com trincas e rachaduras.
• Baixa rigidez dielétrica: esta condição pode ser
causada por condensação e penetração de umidade,
devido à ventilação imprópria em transformadores
a seco, nas serpentinas de resfriamento, nos
resfriados a água, ou diafragmas de alívio de pressão
danificados ou, ainda, fugas ao redor dos acessórios
do transformador nos demais tipos.
• Descoloração do óleo isolante: a descoloração
do óleo isolante deve-se, principalmente, à
sua carbonização devido a chaveamentos nos
comutadores sob carga (LTC – Load Tap Changers),
falha do núcleo ou contaminação.
• Perda de óleo isolante: a perda de óleo isolante
em um transformador pode ocorrer pelos parafusos
de junções, gaxetas, soldas, dispositivos de alivio
de sobrepressão e outros. As principais causas são:
montagem inadequada de partes mecânicas, filtros
impróprios, junções inadequadas, acabamento de
superfícies incompatíveis com o grau necessário,
pressão inadequada nas gaxetas, defeitos no material
utilizado e falta de rigidez das partes mecânicas.
• Problemas com equipamentos de manobra: muitos
transformadores são equipados com LTCs (Load Taps
Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais
transformadores podem apresentar problemas extras
associados a estes dispositivos como, por exemplo,
os oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixos
e móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudança
de taps, condensação de umidade no óleo destes
mecanismos entre outros. O desgaste excessivo
dos contatos pode ser atribuído à perda de pressão
das molas (molas fracas) ou a um tempo de espera
insuficiente durante o percurso. Problemas devido
ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de
taps são, usualmente, devido a ajustes incorretos
dos controladores de contatos. A condensação de
umidade e carbonização deve-se a operação excessiva
ou ausência de filtragem. Outros problemas, como
queima de fusíveis ou parada do sistema motor, são
devidos a curtos-circuitos nos circuitos de controle,
travamento de origem mecânica, ou condições de
subtensão no circuito de controle.
Em função do exposto verifica-se que uma série de
itens e procedimentos deve ser observada ao longo
do histórico de operação de um transformador sob
pena de comprometer seu funcionamento correto.
Deste modo, as rotinas de inspeção objetivando a
manutenção preventiva aplicáveis devem possuir um
forte vínculo com os problemas de pequena monta e
defeitos que eventualmente ocorram ao longo da vida
útil do equipamento.
referências
• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção
61
* Marcelo eduardo de carvalho
Paulino é engenheiro eletricista
e especialista em manutenção de
sistemas elétricos pela escola
Federal de engenharia de itajubá
(eFei). atualmente, é gerente
técnico da adimarco |mecpaulino@
yahoo.com.br.
Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em
www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser
encaminhados para o e-mail [email protected]
de Transformadores de Potência.
Curso de Especialização em
Manutenção de Sistemas Elétricos
– UNIFEI, 2012.
• WECK, K. H. Instandhaltung
von Mittelspannungsnetzen,
Haefely Symposium, Stuttgart
2000.
• SALUM, B. P. Reparar ou
Adquirir um Transformador Novo,
CIGRE A2 – WORKSPOT, Belém,
2008.
• BECHARA, R. Análise de Falhas
em Transformadores de Potência.
Dissertação de Mestrado, Escola
Politécnica da Universidade de
São Paulo, São Paulo, 2010.
• SOUZA, D. C. P. Falhas
e Defeitos Ocorridos em
Transformadores de Potência
do Sistema Elétrico da Celg, nos
Últimos 28 Anos: Um Estudo de
Caso. Dissertação de Mestrado,
Escola de Engenharia Elétrica e
de Computação da Universidade
Federal de Goiás/UFG, Goiânia,
2008.
• SANTOS, F. G. P. S.
Transformadores de Potência
– Inspeção e Manutenção,
Companhia Siderúrgica Nacional,
CSN, Volta Redonda, RJ.
58 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res
Este capítulo apresenta os procedimentos
de teste de resistência ôhmica e avaliação do
OLTC (comutador sob carga) realizados com
instrumentos convencionais e os procedimentos
de teste utilizando o sistema de teste CPC100.
Mostra o método da queda de tensão e o
procedimento de teste avaliando o desempenho
da comutação do OLTC.
Resistência ôhmica dos enrolamentos
Os procedimentos para a determinação
de resistências ôhmicas estão entre os mais
usuais. Consistem geralmente na determinação
da resistência elétrica utilizando corrente
contínua a uma determinada temperatura. O
testador deverá avaliar o valor da resistência a
ser medida para determinar qual método e/ou
equipamentos serão utilizados.
O princípio utilizado por esses métodos
consiste na medição da tensão entre os terminais
do objeto sob teste e ao mesmo tempo a medida
da corrente que passa pelo objeto. Efetua-se
Por Marcelo Paulino*
Capítulo IV
Ensaio de resistência ôhmica de enrolamentos e avaliação do comutador sob cargaTipos de falhas e defeitos em transformadores de potência
assim o cálculo da resistência ôhmica por
meio da lei de Ohm. Após a realização dos
testes, além da correção da medida realizada
para a temperatura de referência, o testador
deve comparar os valores obtidos no teste
com o histórico do objeto sob teste e os
resultados de testes anteriores ou mesmos
dados de fábrica. Essa comparação irá balizar
a análise final do teste. Apresentaremos o
método da queda de tensão, consagrado
pelo uso e sugerido por diversas normas
internacionais. Entretanto, outros métodos
poderão ser utilizados, dependendo dos
equipamentos de medida disponíveis para
o testador, como método da ponte (Kelvin e
Wheatstone) ou uso de equipamentos que
promovem a automatização do processo de
medida.
Método da queda de tensão O método da queda de tensão, também
chamado de método do voltímetro e
amperímetro, consiste na medida da
59Apoio
resistência R percorrida pela corrente I e da tensão sobre
a resistência sob ensaio V. Respectivamente, a corrente
I e a tensão V são medidas com um amperímetro e um
voltímetro.
Esquemas de montagem
Existem duas conexões a serem usadas por este
método, mostradas nas Figuras 1 e 2:
Sendo Ra a resistência interna do amperímetro e Rv a
resistência do voltímetro, temos as seguintes aplicações:
• A montagem à montante, Figura 1, deve ser usada para
medir resistências R>>Ra;
• A montagem à jusante, Figura 2, deve ser usada para
medir resistências R<<Rv.
Procedimento de teste
Depois de realizada a conexão de teste, o testador
deve seguir o seguinte procedimento:
Figura 1 – Esquema de ligação no método da queda de tensão – montagem à montante.
Figura 2 – Esquema de ligação no método da queda de tensão – montagem à jusante.
60 Apoio
Manu
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res
Tabela 1 – avaliação de resisTência ôhmica de enrolamenTo
Diferença entre
valor do ensaio e
valor de referência
ΔR < 3%
3% < ΔR < 5%
ΔR > 5%
Avaliação
Resultado aprovado
Ensaio deve ser repetido e resultado investigado
Indicação de defeito ou falha
a) Com a fonte de corrente contínua, o testador aplica
uma tensão correspondente a uma corrente medida pelo
amperímetro menor que 15% do valor nominal do objeto
sob teste, isto é, a corrente que circula pela resistência
a ser medida não deve ser superior a 15% de seu valor
nominal;
b) O tempo de aplicação da corrente de teste não deve
ultrapassar 1 minuto;
c) As indicações dos instrumentos devem estar
estabilizadas para a realização das leituras desses
instrumentos;
d) As leituras dos valores medidos pelo voltímetro e pelo
amperímetro devem ser realizadas simultaneamente;
e) Utilizando a lei de Ohm, o testador deve calcular a
resistência. Para a Figura 1 temos:
(1)
Em que:
E – resultado obtido com o voltímetro [V]
I – resultado obtido com o amperímetro [A]
Rv – Resistência interna do voltímetro [Ω]
f) Utilizando-se a resistência variável, o testador deve
efetuar de três a cinco leituras com valores de corrente
diferentes. Deve-se então obter a média aritmética e
desprezar os valores com diferenças maiores que 1% do
valor médio;
g) Dependo dos componentes conectados durante
o teste (fonte de corrente contínua, enrolamento sob
teste), o acionamento da fonte de alimentação do
circuito pode causar sobretensões importantes, podendo
danificar os equipamentos de medida. Recomenda-se
a desconexão do voltímetro antes do acionamento da
fonte e a realização de um curto-circuito nos terminais
do amperímetro.
Correção de temperatura
A resistência elétrica dos enrolamentos varia com a
temperatura. Para que se tenha uma base comparativa, a
resistência elétrica dos enrolamentos devem ser referidas
a uma mesma temperatura. Isto pode ser executado pela
expressão (106), ou seja:
(2)
Em que:
• Rθr – resistência elétrica na temperatura de referência;
• Rθe – resistência elétrica na temperatura do ensaio;
• θr – temperatura de referência;
• θe – temperatura dos enrolamentos nas condições do
ensaio.
Se o enrolamento for de alumínio, utilizar 225 ao invés de
234,5 na expressão (2).
Critérios de avaliação
As resistências obtidas devem ser comparadas com
resultados anteriores ou com dados do fabricante, tendo-se
o cuidado de utilizar as correções de temperatura a uma
mesma base. Para transformadores, a temperatura de
referência é normalmente 75 °C, para máquinas girantes
(motores e geradores), a temperatura de referência é
normalmente 40 °C.
Em caso de discordâncias maiores que 5%, devem ser
pesquisadas a existência de anormalidades tais como:
espiras em curto, número incorreto de espiras, dimensões
incorretas do condutor e outros. Neste sentido, é
importante que haja o histórico das medidas efetuadas.
Por outro lado, a principal causa de diferenças de
medida de resistência ôhmica é o mau contato nos
terminais, principalmente naqueles mal prensados.
Observa-se que, muitas vezes, a resistência de contato
pode apresentar valores significativos se comparada com
a dos enrolamentos, principalmente do lado de baixa
tensão.
Pelo exposto, é importante que haja o histórico das
medidas efetuadas. O autor recomenda os seguintes valores
para avaliação de resistência ôhmica de enrolamentos,
para medidas na mesma base de temperatura, mostrados
na Tabela 1.
Avaliação do comutador sob carga As resistências do enrolamento são testadas no
campo para se detectar perda de conexões, condutores
62 Apoio
Manu
tenç
ão de
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sfor
mado
res abertos e alta resistência de contato no comutador.
Muitos transformadores são equipados com LTCs (Load
Taps Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais
transformadores podem apresentar problemas extras
associados a estes dispositivos como os oriundos
do excessivo desgaste dos contatos fixos e móveis,
sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps,
condensação de umidade no óleo destes mecanismos,
entre outros.
O desgaste excessivo dos contatos pode ser atribuído à
perda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo de
espera insuficiente durante o percurso. Problemas devido
ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps são,
usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladores
de contatos. A condensação de umidade e carbonização
deve-se a operação excessiva ou ausência de filtragem.
Outros problemas, como queima de fusíveis ou
paradas do sistema motor, são devidos a curtos-circuitos
nos circuitos de controle, travamento de origem mecânica,
ou condições de subtensão no circuito de controle.
Este artigo mostra procedimentos para identificação
de problemas em transformadores de potência utilizando
medidas de resistência ôhmica e adicionalmente
apresenta a medição da resistência dinâmica. Essa
resistência dinâmica possibilita uma análise do transitório
na operação da chave de comutação.
Testes do comutador sob carga (OLTC) Para uma melhor compreensão das medidas de
resistência, é necessário entender o método de operação
da mudança de tap. Na maioria dos casos, a mudança
de tap consiste de duas unidades, conforme mostrada na
Figura 3.
A primeira unidade é o seletor de tape que está localizado
dentro do tanque do transformador e muda para o próximo
tape (maior ou menor) sem condução de corrente. A segunda
unidade é a chave de comutação, que muda sem nenhuma
interrupção de um tape para o próximo enquanto conduz
corrente de carga. As resistências de comutação R limitam
a corrente de curto-circuito entre taps que poderiam, por
outro lado, vir a ser muito alta devido à livre interrupção na
mudança dos contatos. O processo de mudança entre dois
tapes leva aproximadamente de 40 ms a 80 ms.
A conexão de teste é realizada na configuração a
quatro fios, pois as resistências do enrolamento são muito
pequenas. Uma fonte de corrente constante é usada para
alimentar o enrolamento com corrente contínua. Uma
tensão relativamente alta sem carga possibilita uma
saturação rápida do núcleo e um valor final é alcançado
apenas com variações menores. Consequentemente, na
maioria das vezes, o tempo de carregamento por tap é
claramente menor que 30 segundos.
Um grande número de medições pode ser executado
eficientemente em pouco tempo. Até agora, somente
a característica estática das resistências de contato são
levadas em consideração no teste de manutenção. Com a
medida da resistência dinâmica, o procedimento dinâmico
de mudança da chave de comutação pode ser analisado.
Ensaios realizados com equipamento microprocessado
O CPC100 é usado para medir a resistência individual
dos tapes de um comutador de transformador de potência
e também checa a comutação da comutador sob carga
(OLTC) sem interrupções. De uma fonte CC de corrente
constante, o CPC100 injeta uma corrente no transformador
de potência. Esta corrente é medida por um amperímetro
também CC. Com esse valor de corrente e a tensão medida
por um voltímetro 10VDC, a resistência do enrolamento é
calculada.
No momento em que o tape é comutado, a entrada
medida de corrente detecta o transitório da comutação, ou
seja, um evento de curta duração registrando os dados da
Figura 3 – Representação de um OLTC.Figura 4 – Oscilografia da forma de onda da corrente que flui pela comutação.
63
Figura 5 - Ripple e slope na forma de onda da corrente de mutação.
forma de onda da corrente que flui pela comutação. Esta
transição na comutação dos tapes é mostrada na Figura 4.
As características de um comutador trabalhando
apropriadamente diferem de um equipamento com
mau funcionamento, isto é, uma interrupção durante
a comutação é indicada pela variação dos valores de
ripple e do slope (inclinação) da forma de onda da
corrente da comutação. A Figura 5 mostra uma corrente
de comutação oscilografada indicando o ripple e o slope,
cujos valores são indicados na tabela de resultados do
CPC100.
Para a medição da resistência dinâmica, a corrente
de teste deve ser a mais baixa possível. Caso contrário,
pequenas interrupções ou oscilações nos contatos da chave
de comutação não são detectadas. Neste caso, o arco
voltaico introduzido tem o efeito de reduzir a abertura dos
contatos internamente.
Comparações com dados anteriores, os quais foram
coletados quando o equipamento estava em condição (boa)
conhecida, permitem uma análise eficiente. Um detector
mede o pico do ripple e a inclinação (slope) da corrente
medida, visto que estes critérios são importantes para uma
comutação correta (sem bouncing ou outras pequenas
interrupções).
Se o processo de comutação é interrompido, mesmo
por um curto período de tempo, o ripple (=Imax – Imin) e
a inclinação da variação da corrente (di/dt) aumentam. O
valor para todos os tapes e particularmente os valores das
três fases é comparado. Desvios importantes em relação ao
valor médio indicam comutação com falha.
Procedimentos de teste
As conexões são realizadas utilizando-se o equipamento
CPC100 da Omicron montam um circuito de medida a
quatro fios, mostrado na Figura 6.
O procedimento de teste automático devolve para o
64 Apoio
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mado
res
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro
eletricista e especialista em manutenção de
sistemas elétricos pela escola Federal de
engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente
técnico da adimarco |[email protected].
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testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A
Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS
Word com a tabela de dados.
Da tabela de resultados podem ser feitos gráficos
comparando a resistência ôhmica na subida e na descida
dos tapes.
A Figura 8 mostra um exemplo dessa avaliação em
Figura 6 – Conexões para teste de OLTC de transformadores de potência. Medida da resistência de enrolamento e resistência dinâmica da comutação.
Figura 7 – Relatório.
Times
42.000 s29.000 s31.000 s31.000 s28.000 s33.000 s36.000 s33.000 s47.000 s32.000 s34.000 s34.000 s34.000 s35.000 s42.000 s51.000 s46.000 s51.000 s40.000 s
I Test: 5.000AT Meas.: 14.0° CT ref.: 20.0° CResults:
R meas.
649.7mΩ
633.4mΩ
622.6mΩ
613.2mΩ
614.6mΩ
610.9mΩ
607.0mΩ
597.6mΩ
594.0mΩ
537.0mΩ
569.3mΩ
560.7mΩ
568.8mΩ
568.9mΩ
555.9mΩ
557.4mΩ
554.2mΩ
548.9mΩ
526.6mΩ
Dev.
-0.17% 0.10%-0.01%-0.03%-0.07%0.04%-0.01%0.01%0.14%-0.05%-0.03%0.06%-0.02%-0.03%0.08%0.28%0.10%0.05%-0.03%
R ref.
664.9mΩ
648.3mΩ
637.2mΩ
627.6mΩ
629.0mΩ
625.2mΩ
621.2mΩ
611.7mΩ
607.9mΩ
549.7mΩ
582.6mΩ
573.9mΩ
582.2mΩ
582.3mΩ
568.9mΩ
570.6mΩ
567.3mΩ
561.8mΩ
538.9mΩ
Ripple
90.45%1.01%0.92%0.92%0.86%0.87%0.88%0.80%0.81%0.74%0.86%0.82%0.80%0.76%0.73%0.76%0.75%0.74%0.78%
Slope
-8.024mΑ/s-173.3mΑ/s-170.5mΑ/s-151.6mΑ/s-143.5mΑ/s-129.5mΑ/s-123.2mΑ/s-113.1mΑ/s-106.1mΑ/s-92.74mΑ/s-111.7mΑ/s-84.09mΑ/s-85.78mΑ/s-82.80mΑ/s-81.17mΑ/s-68.81mΑ/s-79.97mΑ/s-70.01mΑ/s-70.50mΑ/s
IDC
4.9203Α4.9215Α4.9215Α4.9215Α4.9203Α4.9191Α4.9179Α4.9179Α4.9179Α4.9227Α4.9191Α4.9179Α4.9155Α4.9143Α4.9143Α4.9143Α4.9131Α4.9131Α4.9143Α
VDC
3.1965V3.1175V3.0641V3.0177V3.0238V3.0049V2.9849V2.9391V2.9210V2.6436V2.8002V2.7573V2.7962V2.7958V2.7317V2.7394V2.7230V2.6969V2.5877V
Figura 8 – Transformador de 220/110kV, fabricado em 1961.
um teste realizado em um transformador de 220/110 kV,
fabricado em 1961.
O procedimento de teste automático devolve para o
testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A
Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS
Word com a tabela de dados.
68 Apoio
Manu
tenç
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tran
sfor
mado
res
O objetivo deste capítulo é apresentar os
conceitos de polaridade e defasamento angular de
transformadores e as metodologias para a medição
da relação de transformação de transformadores
trifásicos (considerando-se todas as conexões
padronizadas), a partir do conhecimento prévio
de seu defasamento angular.
Introdução O conceito sobre polaridade de transformadores
deve ser estabelecido como base para o entendimento
do funcionamento do transformador, pois, com
a instalação de dois ou mais transformadores em
paralelo, as conexões dos secundários formarão
uma malha. Se todos possuírem a mesma
polaridade, as forças eletromotrizes anulam-se,
ou seja, a tensão resultante será zero. Quando a
soma das forças eletromotrizes resultarem em um
valor diferente de zero, surgirá uma corrente de
circulação com valores elevados, pois é limitada
apenas pelas impedâncias secundárias. Assim,
tem-se que umas das principais condições para
estabelecer o paralelismo de transformadores é a
de possuírem a mesma polaridade.
Nos circuitos de medição e proteção são
utilizados transformadores de corrente (TC) e
transformadores de potencial (TP). A inversão da
polaridade nesses circuitos ocasionará a inversão
Por Marcelo Paulino*
Capítulo V
Polaridade e relação em transformadores de potência
da corrente de circulação no secundário,
promovendo uma atuação indevida da proteção
ou leitura enganosa, principalmente em circuitos
de medição de energia.
No caso de transformadores trifásicos,
apenas o conceito de polaridade é insuficiente
para apresentar uma relação definida entre as
tensões induzidas nos enrolamentos primário e
secundário. Isso se deve aos diversos tipos de
conexões dos enrolamentos (delta, estrela ou
ziguezague), como será abordado neste texto.
Nestes casos, utiliza-se a diferença de fases
(defasamento) ou deslocamento angular entre as
tensões dos terminais de tensão inferior e tensão
superior.
No caso da verificação da relação do número
de espiras dos enrolamentos do transformador, o
mantenedor disporá de um recurso valioso para
se verificar a existência de espiras em curto-
circuito, de falhas em comutadores de derivação
em carga e ligações erradas de derivações.
Para determinar a correta relação do
transformador, podem ser utilizados diversos
métodos para execução do teste de relação
de espiras ou relação de tensões, sendo que
o método do transformador de referência de
relação variável, conhecido como TTR, é o mais
comum.
69
Polaridade de um transformador A polaridade de um transformador é a marcação existente
nos terminais dos enrolamentos dos transformadores, indicando
o sentido da circulação de corrente em um determinado
instante em consequência do sentido do fluxo produzido. Em
outras palavras, a polaridade é uma referência determinada pelo
projetista, fabricante ou usuário para determinar a marcação
da polaridade dos terminais dos enrolamentos e a condição
dos enrolamentos conforme sua disposição, isto é, a relação
entre os sentidos momentâneos das forças eletromotrizes nos
enrolamentos primário e secundário.
Portanto, a polaridade depende de como são enroladas as
espiras que formam os enrolamentos primário e secundário. O
sentido da queda de tensão (força eletromotriz) será determinado
pelo sentido do enrolamento e pela marcação realizada.
A Figura 1 mostra duas situações distintas para as tensões
induzidas em um transformador monofásico. Na primeira
figura, as tensões induzidas U1 e U2 dirigem-se para os bornes
adjacentes H1 e X1. Na outra figura, a marcação é feita de
maneira contrária, sendo as tensões induzidas dirigidas para os
bornes invertidos. Nota-se também que, na Figura 1a, as tensões
possuem mesmo sentido (estão em fase) ou “mesma polaridade
instantânea”. Na outra, elas estão em oposição (defasadas de
180o) ou com polaridades opostas.
Figura 1 – Sentidos instantâneos nos terminais do enrolamento de um transformador monofásico.
70 Apoio
Figura 2 – Determinação da polaridade pelo método do golpe indutivo.
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res Pelo exposto, a polaridade refere-se ao sentido relativo entre as
tensões induzidas nos enrolamentos secundários e primários, ou
à maneira como seus terminais são marcados. Quando ambos os
enrolamentos possuem a mesma polaridade, o transformador é de
polaridade subtrativa e, em caso contrário, polaridade aditiva.
Métodos de ensaios para determinação de polaridade
De acordo com a ABNT NBR 5380, os métodos de ensaio
usados para a determinação da polaridade de transformadores
monofásicos são:
• Método do golpe indutivo com corrente contínua;
• Método da corrente alternada;
• Método do transformador padrão;
• Método do transformador de referência variável.
A disponibilidade de um instrumento de teste moderno que
possibilite a medida do defasamento angular entre as tensões
primárias e secundárias já possibilita a determinação da polaridade
do transformador testado.
Descreveremos o método do golpe indutivo devido à sua
maior aplicabilidade. O esquema de ligações para o método é
indicado na Figura 2.
Observe que os terminais de tensão superior são ligados
a uma fonte de corrente contínua. Instala-se um voltímetro de
corrente contínua entre esses terminais, de modo a se obter uma
deflexão positiva ao se ligar a fonte CC, ou seja, a polaridade
positiva do voltímetro ligado no positivo da fonte e esses em H1.
Em seguida, insere-se o positivo do voltímetro em X1 e o
negativo em X2. A chave é fechada, observando-se o sentido
de deflexão do voltímetro. Quando as duas deflexões são em
sentidos opostos, a polaridade é aditiva. Quando no mesmo
sentido, é subtrativa. Tais conclusões baseiam-se na lei de Lenz.
O mesmo procedimento é aplicado a transformadores
trifásicos, observando-se os terminais de conexão da fonte nos
enrolamentos de AT e analisando-se os resultados observadas
nas buchas de BT.
Relação de transformação A medida da relação de transformação de um transformador
é padronizada como ensaio de rotina e como teste básico em
programas de manutenção preventiva em transformadores
reparados ou submetidos a reformas ou, ainda, no
comissionamento das unidades.
Os métodos mais frequentemente empregados para a sua
obtenção são:
• Método do voltímetro – medida da relação de tensões entre
os enrolamentos de AT e BT, obedecendo-se o fechamento
do transformador;
• Método do TTR – medida da relação de espiras por meio de
um equipamento construído especificamente para este fim.
Qualquer método utilizado deve oferecer valores
suficientemente precisos para que seja válido. Para avaliar um
transformador, os resultados do teste, independentemente do
método aplicado ou dos instrumentos de medição utilizados,
devem possibilitar medidas com variação máxima admissível é
± 0,5%, em todos os tapes de comutação.
O erro percentual é calculado em função da relação medida
e da relação nominal do transformador, sendo:
Em que:
• E% é o erro percentual;
• Rmed é a relação medida, ou seja, o resultado do teste;
• Rnom é a relação teórica ou relação nominal do transformador.
Relação de transformação (tensões) e relação de espiras
Conforme já descrito em capítulos anteriores, a relação do
número de espiras (KN) e a de transformação ou de tensões (K)
nos transformadores monofásicos são iguais numericamente,
em termos práticos.
Entretanto, nos transformadores trifásicos podem diferir
conforme as conexões dos enrolamentos envolvidas, ou seja,
como mostrado na Tabela 1.
Assim, qualquer medição da relação do número de espiras para
se obter a de transformação nos transformadores trifásicos deve
considerar tais valores.
Determinação da relação de transformação
O ensaio de relação de tensões realiza-se aplicando a um dos
72 Apoio
Tabela 1 – Valores de K em função de Kn para as diVersas conexões
Ligação
K =
Dd
KN
Yy
KN
Dy Dz Yd Yz
enrolamentos uma tensão igual ou menor que a sua tensão nominal,
bem como a frequência igual ou maior que a nominal.
Para transformadores trifásicos, apresentando fases independentes
e com terminais acessíveis, opera-se indiferentemente, usando-se
corrente monofásica ou trifásica. No caso da utilização de um teste
com correntes monofásicas, o fechamento do transformador deve
ser observado para realização das conexões de teste, conforme já
exposto.
Os métodos usados para o ensaio de relação de tensões são:
• Método do voltímetro;
• Método do transformador padrão;
• Método do resistor potenciométrico;
• Método do transformador de referência de relação variável.
A ABNT NBR 5356 estabelece que este ensaio deve ser
realizado em todas as derivações, o que se constitui uma boa
prática, principalmente na recepção do transformador. Observa-se
que as tensões deverão ser sempre dadas para o transformador em
vazio.
A citada norma admite uma tolerância igual ao menor valor
entre 10% da tensão de curto-circuito ou
± 0,5% do valor da tensão nominal dos diversos enrolamentos, se
aplicada tensão nominal no primário.
A seguir são apresentados os métodos do voltímetro e do
transformador de referência de relação variável, por serem os mais
utilizados.
Método do voltímetro
O princípio deste método é alimentar o transformador com
certa tensão e medi-la juntamente com a induzida no secundário.
A leitura deve ser feita de forma simultânea com dois voltímetros.
Se necessário devem-se utilizar transformadores de potencial.
No caso do uso de instrumentação manual, sem automatismos,
recomenda-se que se faça um grupo de leituras, permutando-se os
instrumentos visando compensar seus eventuais erros. A média das
relações obtidas desta forma é considerada como a do transformador.
Observe que, em geral, por facilidade e segurança, a alimentação
do transformador é feita pelo lado de AT com níveis reduzidos de
tensão em relação nominal do tap considerado.
Tal prática, entretanto, resulta em dois problemas fundamentais,
Manu
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ão de
tran
sfor
mado
res
KN3
2KN
3KN
3
2KN
3
a saber:
• A fonte, em grande parte dos casos, apresenta tensões
desequilibradas, mascarando os resultados das medições;
• Se aplicados, por exemplo, três níveis distintos de tensões, mesmo
balanceadas, podem resultar em três valores diferentes de relação
de transformação.
Em ambas as situações, os erros e as incertezas descaracterizam
os objetivos de se medir a relação de transformação.
Atualmente, equipamentos de teste microprocessados
têm oferecido soluções adequadas para o teste de relação de
transformação, com tensões estabilizadas e medidas precisas.
Entretanto, cabe ao mantenedor e responsável pelo teste a avaliação
de tal instrumentação, antes da realização dos ensaios.
A Figura 3 mostra uma aplicação com um equipamento
microprocessado multifuncional (CPC100 Omicron), realizando
um ensaio de relação de transformação utilizando uma fonte de
tensão alternada e um voltímetro. Adicionalmente, a corrente de
excitação é medida em amplitude. Também é obtida a diferença de
fase entre as tensões primária e secundária.
TTR
A sigla TTR (iniciais de Transformer Turn Ratio) tornou-se sinônimo
de equipamentos para medição da relação de transformação. Em
sua concepção original, incorpora um transformador monofásico
padrão com número de espiras variáveis, que é posto em paralelo
com o que se quer medir. Na atualidade, esse modelo tradicional
Figura 3 – Medida da relação de tensões com CPC100 Omicron.
73
Figura 4 – TTR, (a) analógico monofásico (MEGGER), (b) trifásico digital (RAYTECH).
é chamado de TTR “monofásico”, pois existem os “trifásicos” e os
eletrônicos.
No TTR monofásico, quando a relação de seu transformador
monofásico com número de espiras variáveis se iguala à do que se
quer medir, não há diferença de potencial em seus secundários, nem
corrente de circulação. Assim, o valor correto pode ser verificado
em um indicador (microamperímetro) nulo.
A conexão do equipamento às buchas do transformador a ser
testado é executada por meio de quatro conectores, sendo dois
conectores, normalmente do tipo “sargento” para serem ligados aos
enrolamentos de baixa tensão e dois conectores do tipo “jacaré”
para serem ligados aos enrolamentos de alta tensão. As polaridades
destas bobinas possuem grande importância, pois, se estiverem
invertidas, o TTR não fornecerá leitura.
Apesar de a finalidade básica do TTR ser a de fornecer a relação
do número de espiras (KN) com precisão, pode ser empregado para
a obtenção da relação de tensões dos transformadores trifásicos.
Nesse caso, como nem sempre K e KN são iguais, é necessário que
se aplique os fatores da Tabela 1.
REFERÊNCIASALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de
transformadores de potência. Curso de Especialização em
Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012.
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected].
Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em
www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail
56 Apoio
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res
Qualquer máquina ou equipamento elétrico
deverá suportar campos elétricos, onde determinada
parte de sua estrutura deverá ter uma resistividade
muito alta, assegurando uma oposição à passagem
de corrente elétrica de condução. O elemento que
promove tal condição é chamado de dielétrico,
sendo chamado de isolante o material que o
constitui.
Afinalidadedodielétriconaindústriaelétricaé
realizar o isolamento entre os elementos condutores
doequipamentoelétrico,alémdemodificarovalor
do campo elétrico existente em determinado local.
Portanto, os sistemas de isolamento constituem
um dos principais componentes de um equipamento
elétrico. Na sua composição são utilizados diferentes
tipos de materiais isolantes que são submetidos a
diversos tipos de solicitações dielétricas e térmicas
ao longo de sua vida útil.Tais solicitações podem
resultar em falhas dos componentes deste isolamento,
resultando em desligamentos e prejuízos. Pode-se
afirmarqueavidaútildeumequipamentoelétrico
qualquer é considerada como a do próprio sistema
de isolamento. A falha da isolação implica na falha
do equipamento.
Conforme descrito no Capítulo 1, um sistema
de isolamento de equipamentos, como utilizado
principalmente em transformadores, tanto de
potência e transformadores de instrumentos, é
Por Marcelo Paulino*
Capítulo VI
Avaliação do isolamento em transformadores de potência
composto principalmente de papel-óleo. Portanto,
este trabalho abordará preferencialmente as
características deste tipo de isolamento.
Este artigo descreverá as principais
características de um sistema de isolamento, suas
propriedades básicas e os tipos de testes e ensaios
comumente executados. Os testes apontados serão
apresentados e discutidos nos próximos capítulos.
Características dos sistemas de isolamento
Classificação dos materiais dielétricos
A classificação dosmateriais dielétricos pode
ser apresentada como:
a) Gases (ar, anidrido carbônico, hidrogênio, gases
raros,hexafluoretodeenxofreSF6);
b) Líquidos (óleos minerais, óleos sintéticos, óleos
vegetais);
c)Sólidos(resinas,PVC,polietilenoPE,papelKraft,
porcelana,vidro);
d)Vácuo;
e) Compostos ou Híbridos (sistemas papel-óleo,
PE-óleo).
Propriedades dos dielétricos
As principais propriedades dos meios dielétricos
são apresentadas a seguir:
57Apoio
Assim, para umoutromeio qualquer, pode-se definir a
permissividade relativa (εr)pormeiode:
A capacitância de um capacitor de área A e distância
entre placas d para um dielétrico qualquer, é dada por:
Assim podemos designar, em função da capacitância, a
permissividaderelativadeummaterial,definidapelarazão
mostrada a seguir, em que C é a capacitância entre duas
placas paralelas separadas pelo material isolante e C0 é a
capacitância das mesmas placas paralelas separadas por
vácuo, desprezando-se o efeito de borda.
Normalmente, εr não é um parâmetro fixo, mas depende
da temperatura, da frequência, bem como da estrutura
molecular do material.
Polarização
A maior parte dos elétrons nos materiais isolantes não
está livre para se movimentar. Quando um campo elétrico é
aplicado, as forças eletrostáticas resultantes criam um nível
de polarização, direcionando as cargas e formando dipolos.
Os tipos de polarização são descritos a seguir.
O primeiro tipo de polarização é caracterizado por
polarizações eletrônica e iônica que ocorrem praticamente
instantaneamente sob a ação de um campo elétrico e sem
Permissividade ou constante dielétrica
Dado um campo elétrico aplicado nas extremidades
de um material dielétrico, a permissividade elétrica é
determinada pela capacidade deste material polarizar-se,
cancelando parcialmente o campo elétrico dentro do material.
A permissividade ou constante dielétrica (ε)tambémpodeser
descrita como a facilidade que o material dielétrico permite o
estabelecimento de linhas de campo em seu interior.
A permissividade ou constante dielétrica para o vácuo (ε0)
é dada por:
58 Apoio
Manu
tenç
ão d
e tr
ansf
orma
dore
s dissipação de energia. Caracteriza-se por um deslocamento
elásticodeíonsouelétronsligadosaonúcleodeumátomo.
A polarização dipolar difere da eletrônica e da iônica
com relação ao movimento térmico das partículas. As
moléculas dipolares, que se encontram em movimento
térmico desorganizado inicialmente, orientam-se
parcialmente pela ação do campo, causando o efeito da
polarização.
A polarização estrutural aparece apenas em corpos
amorfos e em sólidos cristalinos polares (por exemplo,
vidro), ondeumcorpo amorfo é parcialmente constituído
de partículas de íons. Ela se estabelece pela orientação
de estruturas complexas de material, devido à ação de
um campo externo, causando um deslocamento de íons e
dipolos.
Corrente de fuga
Nos isolantes sólidos, mesmo caracterizados por
uma resistividade muito grande, possuem elétrons livres
devido, entre outras causas, a impurezas e forças internas
no material, proporcionando uma pequena corrente que
atravessa o isolante. Entretanto, pela acumulação de poeira
e umidade na superfície do material ou na fronteira entre
dois materiais diferentes, forma-se um novo caminho
para a passagem da corrente elétrica, chamada corrente
superficial. Esses dois eventos caracterizam o aparecimento
da corrente de fuga no isolamento.
Esse efeito pode ser representado, em termos de circuito
elétrico, por um resistor em paralelo com um capacitor,
comomostraaFigura1.Aquantificaçãodadificuldadede
circulação da corrente de fuga pelo dielétrico é chamada
de resistência de isolamento.
Figura 1 – Representação esquemática do dielétrico – corrente de fuga.
Rigidez dielétrica
A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico
que pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este
perca suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se
afirmar que após um valor de tensão, designada por tensão
de ruptura, o material isolante passa a conduzir corrente.
Assim, define-se rigidez dielétrica como a capacidade de
resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme
a distância entre os dois pontos de aplicação. Este valor é
dadoemV/m.
A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para
cada material, pois depende fundamentalmente da espessura
do isolante, da pureza do material, do tempo e método de
aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do
tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da
temperatura, da umidade, entre outros fatores ambientais.
Descargas parciais
UmaDescargaParcial (DP)écaracterizadacomouma
descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em
uma região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita
a um campo elétrico, onde o caminho formado pela
descarga não une as duas extremidades dessa região de
forma completa. A ocorrência de descarga parcial depende
Figura 2 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.
59Apoio
da intensidade do campo aplicado nas extremidades desse
espaço, além do tipo de tensão de teste aplicada (tensão
alternada,tensãocontínua,sinaltransitórioouimpulso).
AnormaIEC60270fazreferênciaàmedidadedescargas
parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões
alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos tem-se a
ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios.
Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em
espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas
no dielétrico líquido. Portanto, descargas parciais são
iniciadas geralmente se a intensidade do campo elétrico
dentro do espaço vazio exceder a intensidade do campo do
gás contido nesse espaço.
As descargas parciais podem ser classificadas de acordo
com a natureza da sua origem. Podem ser:
• Descargas internas, que ocorrem nos espaços,
geralmente vazios preenchidos com gás, presentes
nos materiais sólidos e líquidos usados em sistemas de
isolamento.
• Descargas superficiais, que ocorrem em gases ou
líquidos na superfície de um material dielétrico,
normalmente partindo do eletrodo para a superfície.
• Descargas parciais no ar ambiente geralmente são
classificadas como descargas externas e frequentemente
chamadas de descargas corona. No início do processo
de indução da tensão, brilho e correntes de descargas
podem aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de
pontas agudas em eletrodos metálicos em partes com
pequenos raios de curvatura.
Resistências de isolamento
Uma vez que o campo elétrico estabelecido não
ultrapasse o valor da tensão de ruptura, o dielétrico impede
a passagem da corrente elétrica. Este evento é dependente
da natureza e características do dielétrico e de suas
condições físicas.
Por não se tratar de um dielétrico perfeito, se aplicada
uma tensão no isolante, ele será atravessado por uma
corrente. O quociente entre a tensão U e a corrente I é
chamada resistência de isolamento. Esta resistência não é
constante, ou seja, os isolantes geralmente não obedecem à
lei de Ohm.
60 Apoio
Perdas no sistema de isolamento Nosdielétricossujeitosaumatensãocontínuaverifica-se
uma perda por efeito Joule tal como nos condutores. A
corrente de perdas, se bem que muito limitada, dá lugar a
um certo aquecimento. Estas perdas não têm importância, a
não ser quando dão lugar a um aquecimento, permitindo, por
consequência, maior corrente e maiores perdas.
Nos dielétricos sujeitos a uma tensão alternada há, da
mesma forma, a perda por efeito Joule, mas surge um outro
fenômeno que origina perdas e que tem o nome de histerese
dielétrica. A energia perdida é também transformada em
calor. O nome deste fenômeno é dado pela analogia existente
com a histerese magnética. A explicação física das perdas
por histerese dielétrica é dada por consideração da falta de
homogeneidade do dielétrico.
A avaliação é realizada pela medida da capacitância, do
FatordeDissipação(tgδ)ouFatordePotência(cosφ)obtidos
componteScheringeponteDoble.
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Figura 3 – Exemplo de medida de resistência de isolamento - esquema de conexão.
Ensaios e avaliação do isolamento A avaliação do sistema de isolamento pode ser realizada
com ensaios elétricos básicos ou avançados, considerando o
grau de complexidade da análise a ser realizada. Os ensaios
têm por finalidade garantir as condições das características
funcionais do isolamento dos transformadores de tal forma
que possam entrar em operação segura todo o equipamento.
A escolha do teste a ser realizado depende de vários
fatores como o local de realização, testes de aceitação
em fábrica ou em campo, o tempo disponível para teste,
importância do equipamento, condições operativas, dentre
outros.
As características elétricas de um dielétrico podem ser
comprovadas em termos práticos por meio de testes ou
ensaios não destrutivos com aplicação de tensão contínua
ou alternada. Dos testes e ensaios elétricos não destrutivos,
temos:
• Resistência de isolamento com corrente contínua,
também chamado de teste de absorção de corrente pelo
dielétrico, com aplicação de corrente contínua, obtidos,
normalmente com o medidor de alta resistência, expresso
emMΩ.O ensaio consiste em submeter o isolamento
a uma tensão contínua, normalmente entre 500 V e
10.000 V, provocando circulação de uma pequena
corrente elétrica, na ordem de microampères. Esta
corrente depende da tensão aplicada, da capacitância do
isolamento, da resistência total, das perdas superficiais,
da umidade e da temperatura do material. Conforme já
descrito, podemos afirmar que, para uma mesma tensão,
quanto maior a corrente, menor a resistência.
• Manutenção em fluídos dielétricos, realizada pelo
teste de rigidez dielétrica, com aplicação de corrente Figura 4 – Esquema de conexão para medidas Capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ).
61Apoio
alternada expresso em termos de tensão disruptiva e a
análise cromatográfica dos gases dissolvidos nos óleos
isolantes(cromatografia),quepermitedetectareventuais
faltas ou defeitos associados aos dielétricos, inclusive
antes de um eventual dano do equipamento.
• Teste de perdas dielétricas expresso por meio dos
valores de capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ)
ouFatordePotência(cosφ)obtidoscomponteSchering
e ponte Doble, respectivamente, com aplicação de
corrente alternada. A avaliação do isolamento é
realizada pela análise dos componentes capacitiva e
resistiva que flui pelo dielétrico.
• Análise de descargas parciais realizada com
instrumentos convencionais analógicos, dependentes do
conhecimento do testador, ou modernos sistemas digitais
de medida de descargas parciais que torna possível e mais
eficazadiscriminaçãoentreoseventos,sejamdescargas
parciais ou ruídos. Capacita também o sistema de teste
paraidentificaçãodostiposdefalhasesualocalização.
• Avaliação da umidade no isolamento papel-óleo por meio
da espectroscopia do dielétrico no domínio do tempo e no
domínio da frequência. Realizada pela medida da umidade
e degradação do isolamento papel-óleo, identificando
a resposta do meio dielétrico mediante a aplicação dos
testes de corrente de polarização e despolarização e
espectroscopia no domínio da frequência.
Os próximos capítulos abordarão cada um dos testes
descritos.
Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de
transformadores de potência, Curso de Especialização em
Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.
• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido
isolante. São Paulo: Ed. EDGARD BLUCHER, 1984.
• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de
potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected].
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56 Apoio
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A avaliação do sistema isolante consiste em
uma das principais ferramentas para determinar a
condição operacional dos equipamentos elétricos.
Assim, este texto analisa os aspectos conceituais
referentes à medida da resistência do isolamento,
os procedimentos para executá-la e avaliar os
resultados obtidos. Em relação às propriedades
elétricas de um fluido refrigerante e isolante, o
texto abordará o ensaio de rigidez dielétrica do
óleo do transformador.
Ensaio de resistência de isolamento A resistência de isolamento é a medida da
dificuldade oferecida à passagem de corrente
pelos materiais isolantes. Seus valores se alteram
com a umidade e com a sujeira – alterações da
capacitância do isolamento, da resistência total,
das perdas superficiais e da temperatura do material
– constituindo-se em uma boa indicação da
deterioração dos equipamentos elétricos provocada
por estas causas. O ensaio consiste em aplicar no
isolamento uma tensão em corrente contínua, com
valores entre 500 V e 10.000 V. Isso provocará a
circulação de um fluxo pequeno de corrente.
Deve-se observar, entretanto, que as várias
normas sobre este assunto estabelecem que
este ensaio não se constitui em critério para
aprovação ou rejeição do equipamento. Pelas suas
características, constata-se que é bastante útil para
a verificação de curtos-circuitos francos, ficando a
identificação dos defeitos menos pronunciados a
cargo dos ensaios com tensão alternada, de tensão
aplicada e tensão induzida.
Para a medição da resistência de isolamento
utiliza-se um instrumento denominado megôhmetro
ou, popularmente, megger (o que, na realidade, é a
marca de um fabricante). Os megôhmetros atuais são
analógicos ou digitais (motorizados ou eletrônicos),
mas, também, podem ser manuais (ou seja, com um
"cambito" ou "manivela").
Por Marcelo Paulino*
Capítulo VII
Ensaios de resistência de isolamento e de rigidez dielétrica
Figura 1 – Megôhmetro digital.
57Apoio
A resistência resultante medida neste ensaio é a soma da
resistência interna do condutor (valor pequeno) mais a resistência
de isolação, que é dividida em três componentes (subcorrentes)
independentes:
a) Corrente de deslocamento ou corrente de carga capacitiva (IC);
b) Corrente de absorção (IA); e
c) Corrente de dispersão ou corrente de fuga por meio do
dielétrico (IL).
Figura 2 – Megôhmetro manual.
A corrente de deslocamento ou de carga capacitiva (IC) é
aquela que surge no instante inicial da energização e possui a
mesma função que uma corrente de carga de um capacitor devido
ao efeito capacitivo existente entre condutores ou entre condutor
e a terra. Dependendo do tipo e da forma do material isolante.
Note-se que ela assume o valor máximo quando da energização
e decresce rapidamente a um valor desprezível depois que a
isolação foi carregada eletricamente por completo.
A corrente de absorção (IA) é aquela responsável pela
polarização dos dipolos elétricos que constituem a massa do
dielétrico. Em equipamentos de baixa capacitância, a corrente é
alta pelos primeiros segundos e decresce vagarosamente a quase
zero. Ao ensaiar equipamentos de alta capacitância ou isolação
com teor de umidade elevado e contaminada, não haverá
decréscimo na corrente de absorção por um longo período. Um
exemplo prático desse fenômeno é o ressurgimento de tensão nos
terminais de um capacitor quando se retira o curto empregado para
descarregá-lo. Em função deste aspecto, é necessário observar que
ela também assume o seu valor máximo próximo à energização
e decresce a valor desprezível em um intervalo variável entre dez
minutos e várias horas.
58 Apoio
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s
A corrente de dispersão ou de fuga (IL), por meio do dielétrico,
flui pela superfície e pelo interior da massa do dielétrico, entre
condutores ou de um condutor para a terra e é de caráter
irreversível. Constitui-se no componente mais importante na
medição do ensaio de isolamento em corrente contínua quando
se deseja avaliar o estado em que se encontra o isolamento. Tal
corrente não varia com o tempo de aplicação de tensão e, nestas
condições, se houver alguma elevação de seu nível é indicativo
que o isolamento pode vir a falhar. A Figura 3 mostra a corrente
total com seus três componentes definidas anteriormente.
Procedimentos de teste A seguir são descritos procedimentos como exemplos para
realização do teste de resistência de isolamento. Entretanto,
tais procedimentos devem ser adequados aos instrumentos
de teste utilizados, obedecendo suas características de uso e
aos equipamentos a serem testados. Assim, para o ensaio de
resistência de isolamento:
• Deverão ser obedecidos todos os procedimentos relativos às
recomendações de segurança, segundo as especificações da
instalação ou da empresa.
• Desenergizar o transformador;
• Desconectar os cabos externos. Os ensaios de resistência
de isolamento devem ser executados com todos os cabos do
transformador desconectados das buchas, inclusive o cabo da
bucha de neutro;
• Caso não seja possível a desconexão dos cabos, deve-se
proceder a anotação detalhada do esquema de teste com
respectiva descrição;
• Curto-circuitar os terminais das buchas de um mesmo
enrolamento para obter uma melhor distribuição do potencial;
• O tanque do transformador deve ser aterrado;
• Inspecionar e limpar as buchas com pano seco ou embebido
• De forma que as leituras não sofram influências de
resistências em paralelo com a que se está avaliando,
deve-se utilizar do cabo "GUARDA". Assim, os terminais do
megôhmetro deve ser aplicado como mostrado na Tabela 2
(exemplo utilizando transformador de dois enrolamentos).
A Figura 4 mostra um esquema de conexão para medida
de resistência entre os enrolamentos de alta e baixa tensão.
Figura 3 – Componentes de corrente no ensaio de resistência do isolamento DC (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013).
Corrente
(em μΑ)
Tempo
(em segundos)
Resistência de
Isolação
(em Megohms)
∞0
Corrente Total
(IA+IC+IL)
em álcool e anotar qualquer irregularidade constatada;
• Cuidar para que os cabos do megôhmetro não toquem
em outras partes do equipamento, ou se toquem, para evitar
alteração na medida da resistência do isolamento;
• Ajustar o megôhmetro segundo especificações do
equipamento utilizado;
• Deve-se nivelar o megôhmetro, nos casos de medidores com
indicador de ponteiros;
• Nos megôhmetros manuais é necessário manter invariável a
rotação do cambito na especificada pelo fabricante, para que a
tensão aplicada seja constante;
• Deve-se sempre observar cuidadosamente o ponteiro do
megôhmetro quando em operação. Se ele apresenta oscilação
excessiva é provável que haja mau contato, fugas intermitentes
pela superfície do cabo de ligação ou influência de circuitos
energizados nas proximidades;
• Antes de começar a medição, aciona-se o megôhmetro,
sem executar qualquer contato entre os terminais e ajustar o
ponteiro no “infinito”, girando o botão de ajuste para tal fim;
• Deve ser obtida a temperatura dos enrolamentos;
• Selecionar a tensão para teste de acordo com o equipamento
a ser testado, segundo proposto na Tabela 1.
Tabela 1 – Tensões de TesTe conforme a Tensão nominal do equipamenTo
Tensão do equipamento (V)
< 1.000
1.000 a 2.500
2.501 a 5.000
5.001 a 12.000
> 12.000
Tensão de teste (V)
500
500 a 1.000
1.000 a 2.500
2.500 a 5.000
10.000
Tabela 2 – conexões para TesTe em Transformador de dois enrolamenTos
Resistência entre
AT – BT
AT – CARCAÇA
BT – CARCAÇA
Line
AT
AT
BT
Guard
Carcaça
BT
AT
Earth
BT
Carcaça
Carcaça
Circuitos conectados aos terminais
60 Apoio
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res
Critérios de avaliação A avaliação é realizada pela comparação dos valores de
resistência de isolamento obtidos ao longo do ensaio, sendo
realizadas medidas em intervalos de 30 segundos a 1 minuto,
com duração total de geralmente dez minutos. Além da
interpretação da curva mostrada na Figura 5, a condição do
Índice de Polarização e Índice de Absorção apontarão o estado
do isolamento. Assim, na curva da Figura 5, um crescimento
contínuo na resistência indica boa isolação, em contrapartida,
uma curva uniforme ou decrescente indica isolação degradada.
A Tabela 3 mostra a orientação para o diagnóstico com os índices.
Considerações sobre resistência de isolamento Os resultados obtidos no ensaio de resistência de isolamento
não podem ser considerados um critério exato de avaliação das
condições do isolamento do transformador e de sua capacidade
operativa. Entretanto, os valores medidos podem ser usados
como uma orientação sobre o seu estado, baseando-se na
avaliação do histórico do equipamento.
Basicamente, a degradação do isolamento pode ser avaliada
por meio de testes ao longo do tempo com o ensaio de resistência
de isolamento em CC, e também determinada a condição do
isolamento como um teste “passa ou não passa”. Neste caso, a
existência de uma falha grave no isolamento, como um curto-
circuito franco, é evidenciada. Caso contrário, a avaliação deve ser
realizada pelo ensaio de perdas em corrente alternada, ensaios de
tensão aplicada e tensão induzida.
Ensaio de rigidez dielétrica A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico que
pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este perca
suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se afirmar
que após um valor de tensão, designada por tensão de ruptura,
o material isolante passa a conduzir corrente. Assim, define-se
rigidez dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem
que haja a citada descarga, conforme a distância entre os dois
pontos de aplicação. Este valor é dado em V/m.
Tabela 3 – Tabela orienTaTiva para o diagnósTico com os índices ip e ia
Condições de isolamento
Pobre
Duvidoso
Aceitável
Bom
Índice de absorção (R1min/R30s)
< 1,0
1,0 a 1,4
1,4 a 1,6
> 1,6
Índice de absorção (R10min/R1min)
< 1,0
1,0 a 2,0
2,0 a 4,0
> 4,0
Figura 4 – Conexões para medida de AT-BT em transformadores de dois enrolamentos.
Figura 5 – Comportamento típico de ensaio de Resistência do Isolamento (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013).
boa
isolação
isolação
quebrada
Tempo
(em minuTos)
0 10 minuTos
resisTência
(em megohms)
A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para
cada material, pois depende fundamentalmente da espessura
do isolante, da pureza do material, do tempo e do método
de aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do
tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da
temperatura, da umidade, dentre outros fatores ambientais.
O óleo apresenta alta rigidez dielétrica se possuir baixo teor de
agua e baixo teor de partículas contaminantes. Água e partículas
sólidas em níveis elevados tendem a migrar para regiões de tensão
elétrica elevada e reduzir dramaticamente a rigidez dielétrica.
Portanto, a rigidez dielétrica indica a presença de contaminantes.
Um baixo valor da rigidez dielétrica pode indicar que uma ou
ambas estão presentes. Entretanto, uma alta rigidez dielétrica não
indica necessariamente a ausência de todos os contaminantes.
Como o teste é realizado obtendo-se o valor de tensão
na qual ocorre uma ruptura do fluido entre dois eletrodos
posicionados no interior de uma cuba de material isolante
• O resultado das medidas deve ser corrigido para a temperatura
de referência.
61Apoio
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected].
Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em
www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail
Tabela 4 – valores recomendado para Transformadores (méTodo abnT nbr iec 60156 - cigre brasil, gT a2.05, 2013)
Tensão
≤ 72,5 kV
> 72,45 / ≤ 242 kV
> 242 kV
Valores limites
≥ 40 kV
≥ 50 kV
≥ 60 kV
Figura 6 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.
Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.
em condições preestabelecidas, o resultado dependerá das
condições em que o teste foi realizado.
Os procedimentos mais utilizados no Brasil incluem o uso
de eletrodos e respectivos espaçamentos em milímetros de
formatos ASTM (ou ANSI ou ABNT) e VDE. A Figura 6 mostra a
cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.
Independentemente do tipo de teste a ser executado,
é importante que a cuba e os eletrodos estejam bem limpos
e secos antes do enchimento do óleo. A Tabela 4 mostra os
valores recomendados para transformadores segundo a ABNT
NBR IEC 60156.
52 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res
A avaliação de equipamentos de subestação
tem evoluído com a utilização de procedimentos e
sistemas de teste dotados de técnicas e ferramentas
que promovem uma avaliação eficaz e rápida
desses equipamentos. Essa avaliação deve ser
aprimorada, de forma a garantir o funcionamento
contínuo das instalações responsáveis pelo
suprimento de energia elétrica.
Como os equipamentos elétricos instalados
em subestações podem ser solicitados a operar
sob diversas condições adversas, tais como: altas
temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa
forma, mesmo tendo uma operação e manutenção
de qualidade, não se pode descartar a possibilidade
de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as
funções de transmissão e distribuição de energia
elétrica aos quais pertencem. Assim, as atividades
de comissionamento e manutenção periódica para
verificação regular das condições de operação
desses equipamentos tornam-se cada vez mais
importante. E torna-se imperativo a busca por
Por Marcelo Paulino*
Capítulo VIII
Avaliação do isolamento em transformadores de potênciaEnsaio de perdas dielétricas e capacitância
procedimentos e ferramentas que possibilitem
a obtenção de dados das instalações de forma
rápida e precisa.
Este trabalho mostra técnicas de avaliação e
testes de transformadores utilizando varredura de
frequências. Por meio da observação do fenômeno
do efeito pelicular e do fenômeno da polarização
do meio dielétrico, o trabalho avalia a condição
do isolamento de transformadores de potência e
buchas de alta tensão.
Medida de capacitância, fator de potência e fator de dissipação com variação de frequência
Medida da Capacitância (C) e Fator de
Dissipação (FD) estão estabelecidos como
importantes métodos de diagnóstico de
isolamento, publicado primeiro por Schering em
1919 e utilizado para esse propósito em 1924.
Em um diagrama simplificado do isolamento, Cp
representa a capacitância e Rp, às perdas.
53Apoio
Figura 1 – Diagrama simplificado do isolamento.
O fator dissipação é definido como:
Na Figura 2, C1 e R1 conectados em série representam as
perdas do objeto em teste, e C2 representa perdas livres do
capacitor de referência.
Novas aplicações de avaliação do isolamento com variação de frequência
Até os dias de hoje, o fator de dissipação ou o fator de potência
só foram medidos na frequência da linha. Com a fonte de potência
do equipamento utilizado neste trabalho é possível agora fazer
essas medições de isolamento em uma larga faixa de frequência.
Relações entre o fator de potência e o fator de dissipação
A relação entre fator de potência (FP), definido como o
cosseno do ângulo entre a corrente total e a tensão aplicada
(cos ϕ), e o fator de dissipação (FD), definido como a tangente
do ângulo entre a corrente total e a corrente capacitiva (tan
δ). Matematicamente, a correlação entre os dois pode ser
escrita como:
(1)
Figura 2 – Representação de uma Ponte Shering.
(2)
(3)
54 Apoio
Manu
tenç
ão d
e tr
ansf
orma
dore
s
Além da possibilidade de aplicar uma larga faixa de
frequência, as medições podem ser feitas em frequências
diferentes da frequência da linha e seus harmônicos. Com
este princípio, as medições podem ser realizadas também na
presença de alta interferência eletromagnética em subestações
de alta tensão.
A faixa de frequência utilizada varia de 15 Hz a 400 Hz. Os
testes podem ser realizados sem problemas, pois, nesta faixa
de frequências, as capacitâncias e as indutâncias do sistema
elétrico testado são praticamente constantes. Para avaliarmos
o isolamento, devemos considerar que o dielétrico perde sua
capacidade de isolar devido a:
• Movimento de íons e elétrons (corrente de fuga);
• Perdas por causa do efeito da polarização.
Procedimentos gerais Em linhas gerais, seguem alguns procedimentos para a
realização das medidas de capacitância e fator de potência
para transformadores de dois enrolamentos. A Figura 3 mostra a
representação esquemática do isolamento para transformadores
de dois enrolamentos.
Em que:
• Cab representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta
Tensão (AT) e os enrolamentos de Baixa Tensão (BT);
• Ca representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta
Tensão (AT) e a carcaça;
• Cb representa o isolamento entre os enrolamentos de Baixa
Tensão (BT) e a carcaça.
Assim:
• O transformador deve estar desenergizado e completamente
isolado do sistema de potência;
• O aterramento adequado do tanque do transformador deve
ser checado;
• Os terminais das buchas de alta tensão devem ser isolados
Figura 3 – Representação esquemática do isolamento para transformadores de dois enrolamentos.
da conexão das linhas;
• Todos os terminais das buchas de um determinado grupo,
como os terminais A, B, C (e Neutro) do enrolamento de Alta
Tensão; A, B, C (e Neutro) do enrolamento de baixa tensão
e A, B, C (e Neutro) do enrolamento terciário devem ser
conectados;
• Os terminais do neutro de todos os enrolamentos conectados
em estrela com ponto aterrado devem ser desconectados do
terra (tanque);
• Se o transformador tiver um comutador de taps, então ele
deve ser posto na posição de neutro (0 ou no meio dos taps);
• Conectar os terminais de aterramento do equipamento de
teste no aterramento do transformador (subestação);
• Conectar a saída de alta tensão do equipamento de teste
(fonte) no enrolamento de alta tensão do transformador (de
acordo com as instruções de conexão). Deve-se evitar que
partes desparafusadas ou soltas do cabo de teste de alta
tensão toquem qualquer parte como buchas e o tanque do
transformador. Isto pode causar abertura de arcos (flashovers);
• Conecte o cabo de medida (vermelho) no enrolamento
de baixa tensão, e o cabo Guarda (azul) carcaça do
transformador (de acordo com as instruções de conexão do
equipamento de teste utilizado). Neste caso é realizada a
medida:
♦ UST-A: medida de AT para BT, guardando carcaça
(Cab).
• Alguns equipamentos de teste possuem a facilidade de
trocarem a função dos cabos, ou seja, o cabo vermelho pode
ser um cabo de medida ou Guarda, dependendo da escolha
do testador. O mesmo ocorre para o cabo Azul. Assim, com
a mesma conexão é realizada a medida:
♦ GST-A: medida de AT para carcaça, guardando BT (Ca).
• Para realizar o teste de BT para carcaça, conecte o cabo de
medida (vermelho) no enrolamento de alta tensão, e o cabo
de saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no
Figura 4 – Transformador preparado para teste.
56 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res Tabela 1 – Condições do isolamenTo pela ieee sTd. 62-1995
Transformador
Novo
Antigo sob serviço
Todos os valores medidos a 20 °C
Condições do isolamento
Bom
DF < 0.5%
DF < 0.5%
Aceitável
-
0.5% < DF < 1%
Deve ser investigado
-
DF > 1%
enrolamento de baixa tensão. O cabo Guard (azul) continua
na carcaça do transformador. É realizada a medida:
♦ GST-A: medida de BT para carcaça, guardando AT (Cb).
Neste caso é importante que o testador use o histórico do
equipamento para realizar uma análise adequada.
Com o desenvolvimento de novas técnicas e novos equipamentos
de teste, a avaliação do isolamento pode ser feita com a variação de
frequência da tensão de teste. Assim capacita o testador a realizar
testes sem problemas de interferência eletromagnética e com
maior capacidade de avaliação. Com a variação de frequência, o
resultado mostra uma tendência que pode ser usada para avaliação,
pois à medida que elevamos a frequência, as perdas aumentam, ou
seja, os valores de FP ou FD tendem a aumentar. As Figuras 7 e 8
mostram o comportamento do FP com variação de frequência para
um transformador novo de 69 kV.
A seguir temos um exemplo de resultado onde é realizada a
comparação das medidas de fator de potência entre as buchas
das três fases de um banco de reatores ASEA/BROWN BOVERI,
tipo RM46, 2002, com potência: 40,33 MVAr, tensão HV: 500
kV, corrente HV: 127 A. A Figura 9 mostra um dos reatores e a
Figura 10 mostra os valores de FP para as três fases do banco.
• “Curte-circuite” todos os TCs de bucha, se houver;
• Não faça nenhum teste com alta tensão em transformadores
sob vácuo;
• A tensão de teste pode ser alterada respeitando-se a tensão
do enrolamento sob teste;
• Todos os testes devem ser feitos com a temperatura do
óleo próxima a 20 °C. Correções de temperatura podem ser
calculadas usando as curvas de correção, mas elas dependem
em grande parte do material isolante, do conteúdo de água e
de vários outros parâmetros;
• É importante obedecer às determinações registradas nos
manuais dos equipamentos de testes.
Avaliação do ensaio de fator de potência Para os testes realizados apenas na frequência da linha
(60 Hz), o range dos valores de fator de potência para novos
e antigos transformadores são publicados pelas normas e por
outras literaturas. Pela IEEE Std. 62-1995, são determinados
os seguintes valores:
Figura 5 – Esquema de conexão para medidas AT-BT e AT-carcaça.
Figura 6 – Esquema de conexão para medidas BT-carcaça.
Figura 7 – Transformador novo de 69 kV.
Figura 8 – Fator de potência para transformador novo de 69 kV.
57Apoio
Nota-se que o fator de potência tende a aumentar
com o aumento da frequência, comprovando o descrito
anteriormente. Entretanto, registraram-se picos negativos e
positivos exatamente sobre a frequência de 60 Hz. Isso ocorreu
devido à forte interferência eletromagnética na medida, pois
os reatores avaliados estão instalados ao lado do bay de 500
kV energizado. Vale ressaltar que, se as medidas fossem feitas
apenas com 60 Hz, os resultados anotados certamente estariam
errados, pois não levariam em consideração as condições reais
do isolamento sob teste.
Diagnóstico de umidade no isolamento Para a avaliação do conteúdo de umidade no isolamento
líquido e sólido, o emprego do método Karl Fischer, além de
amplamente utilizado, serve como dado de referência para
outros métodos, tais como os métodos de resposta dielétrica.
Entretanto, este método sempre é afetado por diversas
influências, como o ingresso de umidade do ambiente durante
a coleta, transporte e preparação da amostra. Isso compromete
os resultados e dificulta a comparação com valores referenciais.Figura 10 – Medidas de fator de potência nas fases A, B e V.
Figura 9 – Reator ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46 (154 kV-20 kV).
58 Apoio
Manu
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ão de
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sfor
mado
res Buscando uma solução para determinação da umidade,
métodos de diagnóstico de dielétricos foram desenvolvidos para
deduzir a umidade no papel e realiza a análise das características
do isolante. Os trabalhos da Força Tarefa D1.01.09 do Cigré
mostram a validade desses métodos. Estes trazem a promessa
de dar maior precisão ao diagnóstico e determinação da
umidade no isolamento. Métodos de diagnósticos do dielétrico
deduzem o teor de umidade no isolamento sólido empregando
os mecanismos de estabelecimento de correntes polarização e
despolarização, bem como fator de dissipação com variação de
frequência. A seguir é descrito o método que combina medidas
no domínio do tempo e medidas no domínio da frequência. Isso
possibilita diagnósticos seguros até mesmo para isolamentos
muito antigos.
Medidas das propriedades dielétricas Sobre as propriedades do dielétrico, o isolamento de um
transformador é composto de espaçamentos preenchidos com
óleo isolante. Sendo aplicada tensão de teste no enrolamento
de alta tensão, a corrente flui na isolação principal e é medida
no instrumento de teste. Essa corrente é medida na ordem de
[nA] e [pA]. As propriedades medidas são a condutividade da
celulose e do óleo, além do efeito de polarização interfacial.
A polarização interfacial ocorre se dois materiais com
diferente condutividade e permissividade (óleo e papel) estão
dentro de um dielétrico. Assim, os íons em óleo viajam para
o elétrodo oposto e forma uma nuvem de carga que pode
ser medida externamente como um efeito de polarização. A
polarização e a condutividade são afetadas pela geometria do
isolamento e sua composição. A medida do isolamento de um
transformador consiste na medida da superposição de vários
efeitos, tais como as propriedades do papel sozinho e do óleo
isolante, mostradas na Figura 11.
A análise das propriedades dielétricas é dada com a
combinação da polarização interfacial no isolamento óleo
e papel no transformador de potência, combinando suas
características. A resposta dielétrica de isolamento pode ser
registrada no domínio do tempo ou no domínio frequência.
Uma vez no domínio do tempo tem-se o registro da medida
de carga e descarga das correntes pelo isolamento. Este
procedimento é conhecido como Corrente de Polarização
e Despolarização (Polarization and Depolarization Currents
– PDC). As medidas no domínio da frequência são obtidas
pelas medições de tangente delta, com uma faixa de
frequência maior, especialmente em baixas frequências. Este
procedimento é chamado de Espectroscopia no Domínio
da Frequência (Frequency Domain Spectroscopy – FDS).
A combinação dessas duas técnicas reduz drasticamente a
duração do teste comparado com as técnicas existentes.
Análise das medidas no isolamento e determinação da umidade
A umidade influencia fortemente grandezas como
correntes de polarização e despolarização, capacitância e
fator de dissipação. O fator de dissipação com variação de
frequência mostra uma forma de curva típica em formato de
“S”. Com o aumento do teor de umidade, da temperatura ou
com o envelhecimento, a curva aumenta para frequências
mais elevadas.
A seguir estão os resultados do teste em transformador
WEG 230-69-13,8 KV, fabricado em 1981 e reformado em
2010. A Tabela 2 mostra os resultados na frequência de 60
Hz extraídos do teste de PDC+FDS mostrado na Figura 13. A
Figura 14 mostra a unidade testada.Figura 11 – Fator de dissipação do papel e do óleo e a sobreposição dos efeitos na reposta global (óleo + papel).
Figura 12 – Interpretação para os dados de domínio da frequência com a discriminação entre as influências de vários fenômenos físicos.
59Apoio
Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012.• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.
Tabela 2 – ResulTado de TesTe em TRansfoRmadoR de 230 KV (60 Hz)
Teste realizado
AT – BT (CHL)
BT– massa (CLT)
Fator de dissipação
0,210%
0,226%
Umidade
1,2%
1,3%
Capacitância
2,4681 nF
4,6884 nF
Figura 13 – Resultados do teste em transformador 230-69-13.8 KV sob teste.
• GT A2.05 – Guia de manutenção para transformadores de potência. Cigre Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.
Figura 14 – Transformador 230-69-13.8 KV sob teste.
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected].
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48 Apoio
Manu
tenç
ão de
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sfor
mado
res
Este texto descreve os conceitos e princípios
da aplicação da análise de resposta em frequência
e impedância terminal. Mostra a diferença entre
as duas definições (função de transferência e
impedância terminal). Comumente esses dois
elementos são confundidos e tratados erroneamente
como sendo um único elemento. O trabalho
também descreve os princípios de avaliação e os
algoritmos utilizados como ferramenta que fornece
uma referência numérica e ajuda a equipe de teste
na tomada de decisão, eliminando erros na análise
do resultado. Assim aumenta-se consideravelmente
a confiabilidade do ensaio.
Introdução Da eletrônica temos a designação de análise da
resposta em frequência como o estudo da relação
entre dois sinais alternados com a variação da
frequência. Sua representação é realizada em
notação polar, definindo as funções amplitude e
fase da resposta em frequência, evidenciando a
relação existente entre as amplitudes e a diferença
entre as fases dos sinais de entrada e saída no objeto
em teste. As representações gráficas das funções
amplitude e fase da resposta em frequência, em
escala logarítmica, representam as assinaturas do
Por Marcelo Paulino*
Capítulo IX
Análise de resposta em frequênciaDiagnóstico de transformadores de potência utilizando análise de resposta em frequência e impedância terminal
objeto em teste diante da variação de frequência.
A indústria elétrica usa essa técnica para
avaliar transformadores de potência, por meio da
função de transferência, ou seja, da relação das
tensões de entrada e saída do objeto em teste e
por sua impedância terminal. Análise de resposta
em frequência, geralmente conhecida dentro da
indústria como FRA, é uma técnica de teste de
diagnóstico poderosa. Consiste em medir a função
de transferência, também conhecida como resposta
em frequência, e a impedância dos enrolamentos.
Essas medidas podem ser usadas como um método
de diagnóstico para a detecção de defeitos elétricos
e mecânicos do transformador em cima de uma
larga escala de frequências. Para tal é realizada
a comparação entre a função de transferência
obtida com assinaturas de referência. Diferenças
podem indicar dano ao transformador que pode ser
investigado usando outras técnicas ou um exame
interno.
Os transformadores são equipamentos
essenciais em sistemas de transmissão e distribuição
de energia elétrica. Na ocorrência de uma falta no
sistema, descarga atmosférica ou uma falta dentro
do transformador, podem ser geradas altas correntes
circulantes nas bobinas e/ou uma alta tensão
49Apoio
sobre estas. Consequentemente ocasionam danos estruturais,
deformações nas bobinas e/ou de isolação do equipamento,
fechando-se curto-circuito entre espiras, entre bobinas ou
destas para a carcaça (ponto de terra).
Danos de transporte também podem ocorrer se os
procedimentos forem inadequados, podendo conduzir ao
movimento do enrolamento e núcleo. O circuito equivalente
de um transformador é complexo e composto de resistências,
indutâncias e capacitâncias provenientes dos enrolamentos,
assim como capacitâncias parasitas entre espiras, entre bobinas
e destas para o tanque. Este circuito possui características únicas
de resposta em frequência para cada transformador, funcionando
como uma impressão digital. Qualquer tipo de dano na sua
estrutura interna, tanto na parte ativa (enrolamentos e núcleo)
como na parte passiva (estrutura, suportes, tanque etc.), afeta
diretamente os parâmetros deste circuito equivalente, o que
altera sensivelmente a resposta em frequência deste circuito, que
comparado à sua resposta original pode claramente evidenciar
a falha. Um problema da análise de resposta em frequência é a
falta de procedimento padronizado internacional para que seja
feita a comparação das análises dos resultados.
Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das
diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na
função de transferência pode ser interpretada como uma
deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto,
é complicado estimar o correspondente grau de deformação
do enrolamento e identificar qual a extensão da variação das
medidas do FRA é aceitável para operação do transformador
sem falhas.
Definições Análise de resposta de frequência (Frequency Response
Analysis – FRA)
Análise de resposta de frequência, comumente chamada
de FRA, é uma técnica de diagnóstico utilizada para detectar
alterações nas características da estrutura de transformadores
de potência, principalmente deformações nas bobinas. Essas
modificações podem ser resultados de diversos tipos de
problemas elétricos ou mecânicos (danos durante o transporte,
a perda de fixação de partes internas, esforços mecânicos
causados por curto-circuito, etc.) O teste não é destrutivo e
pode ser usado tanto como uma ferramenta para detectar danos
de enrolamento, quanto uma ferramenta de diagnóstico para
estudo de defeitos observados em outros testes (por exemplo, o
50 Apoio
Manu
tenç
ão d
e tr
ansf
orma
dore
s
fator de potência do isolamento, análise de gases dissolvidos,
impedância de curto-circuito, etc.). FRA consiste na medida da
função de transferência e na medida da impedância terminal
vista pelo sistema de medida. A medição é feita por uma
ampla gama de frequências e os resultados são comparados à
assinatura de referência ou "impressão digital" do enrolamento
para obtenção de um diagnóstico.
Método de varredura de frequência (Sweep Frequency Method)
Consiste na medida direta de uma resposta de frequência
por meio da injeção de um sinal de frequência variável. Este
sinal é injetado em um terminal de entrada e medida a resposta
no terminal de saída. Também designado por análise de
resposta em frequência por varredura (SFRA – Sweep Frequency
Response Analysis).
Método de impulso de tensão (Impulse Voltage Method)
Consiste na medida indireta de uma resposta de frequência,
realizada pela injeção de um ou mais sinais de impulso de
tensão em um terminal de entrada e medida a resposta no
terminal de saída. Se mais do que um impulso é utilizado,
as formas de onda são diferentes, de modo a proporcionar
uma densidade mais uniforme do espectro para calcular os
resultados. As medidas, realizadas no domínio do tempo, são
transformadas para o domínio de frequência.
Amplitude da função de transferência
A amplitude da resposta relativa ao sinal injetado determina
a função de transferência de tensão, geralmente expresso em
dB. O resultado corresponde à medida sobre a admitância
testada, com a relação entre a tensão de entrada e a tensão de
saída, calculado como:
Em que:
• A(dB): amplitude, em [dB]
• Vout: tensão de entrada
• Vin: tensão de saída
Fase da função de transferência
A mudança de ângulo de fase da resposta relativa ao sinal
injetado em função da frequência.
Impedância terminal (função impedância)
Consiste na representação gráfica da impedância própria
de uma bobina ou da impedância vista pelo sistema de
medida, apresentando a relação entre o sinal de tensão
de entrada e o sinal de corrente de entrada em função da
frequência, obtendo-se a Função Impedância Ui/Ii (f) e
Função Admitância Ii/Ui (f). Sua representação pode ser
realizada em forma gráfica como parte real e parte imaginária
ou como módulo e ângulo.
Autoadmitância do enrolamento
Quando um transformador é posto à prova por um teste de
resposta em frequência, as conexões são configuradas de tal
maneira que quatro terminais são usados. Estes quatro terminais
podem ser divididos em dois pares originais, em um par para
a entrada e em outro par para a saída. Estes terminais podem
ser modelados em um par de terminais duplos ou em uma
configuração como uma rede de duas portas. A Figura 2 mostra
esse modelo.
Figura 1 – Esquemas básicos de conexão: (a) Conexão para medida da função de transferência (b) Conexão para medida da impedância terminal.
52 Apoio
Figura 3 – (a) Princípio básico de conexão para medida do SFRA. (b) Circuito básico para teste.
Manu
tenç
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sfor
mado
res
Figura 2 – Representação do quadripolo
Na diagonal da matriz [Y], Yii é a autoadmitância do nó
i, ou seja, é a soma de todas as admitâncias conectadas ao
nó i. Na prática, esta é a admitância medida pela aplicação
de uma tensão a uma extremidade de um enrolamento e
da medição da corrente por meio da outra extremidade do
enrolamento. Esses resultados são obtidos por meio das
medidas de impedância terminal do transformador sob
teste.
Admitância entre os enrolamentos
Segundo (2), Yij é a admitância entre enrolamentos ou a
admitância de acoplamento entre os nós i e j.
Representação da impedância do elemento em teste
pela função de transferência
Não se trata da medida de impedância terminal, mas
apenas da representação gráfica relativa à impedância
vista pelo sistema de medida, segundo os resultados
obtidos pela função de transferência. Quando é realizada
a medida da função de transferência H(jω), não é medida
a impedância do elemento em teste, ou seja, obtém-se a
relação das tensões de entrada e saída e não a impedância
Z(jω) deste elemento. A grande maioria dos instrumentos
de medida e arranjos de ensaio não fornece a medida da
impedância, eles o calculam em função de uma impedância
de referência. Quando o instrumento utilizado não é capaz
de medir a impedância, utiliza-se o recurso de substituir
uma corrente pela tensão de saída. Os arranjos de teste são
baseados no circuito apresentado pela Figura 3b, em que
Vfonte é o sinal injetado e Ventrada e Vsaída são as medidas
da tensão de referência e de teste. Zfonte é a impedância
interna do gerador de sinais ou do analisador de redes e
Z(jω) é a impedância do enrolamento. Uma impedância
Zfonte é definida como 50 Ω, por exemplo, e incorporada
em H(jω). As equações 3 e 4 mostram o relacionamento de
Z(jω) a H(jω), com a representação das tensões no domínio
da frequência.
Detecção de falhas no transformador A impedância do transformador é, principalmente, um
valor combinado da composição do enrolamento (resistências,
reatância de fuga e capacitâncias) e os componentes de
excitação (condutância, susceptância e capacitância). Os
componentes indutivos (L) e capacitivo (C) são responsáveis
pela característica transitória e pelas de ressonâncias, em que a
reatância indutiva é igual a reatância capacitiva. A frequência
de ressonância fr é dada por (5).
53Apoio
Conforme descrito, as técnicas de análise de resposta
em frequência são capazes de detectar diversos pontos de
ressonância. Portanto, é possível estimar as localizações
das alterações locais que não puderam ser detectados por
meio de técnicas de diagnóstico convencionais.
Algoritmos para análise
Um problema da análise de resposta em frequência é a falta
de procedimento padronizado internacional para que seja
feita a comparação das análises dos resultados. Assim, o
problema a ser resolvido é a interpretação das diferenças
entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na função de
transferência pode ser interpretada como uma deformação
no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto, é
complicado estimar o correspondente grau de deformação
do enrolamento e identificar qual extensão da variação das
medidas do FRA é aceitável para operação do transformador
sem falhas. As análises são feitas por pessoas capacitadas,
porém, há o risco de serem julgadas de maneira subjetiva.
Por isso, a necessidade de um algoritmo que permita a
determinação qualitativa e quantitativa de duas assinaturas
de FRA relacionadas com uma determinada faixa de
frequência. Para iniciarmos a discussão sobre os modelos
matemáticos aplicados a análise de falha nos testes de
reposta em frequência, definimos FT como função de
transferência.
Desvio entre funções de transferência
O cálculo do desvio ou erro entre uma FT de referência
e uma FT de teste é o método mais fácil de mostrar as
diferenças. Chamaremos essa diferença de função erro
representada por Δ0(f).
A desvantagem deste método é que a função erro
é calculada de maneira não uniforme pela faixa de
54 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res frequência. É necessário realizar uma normalização da
função erro para ficar independente da resposta da função
erro aplicada às funções de transferências consideradas.
Uma possibilidade é padronizar o valor médio da FT de
referência, |FTRef(f)| como mostrado em (5). Com isto,
o peso da função erro é o mesmo em toda a faixa de
frequência. A esperança E[Δ1(f)] descreve o erro relativo
médio da FT de teste. Se a FT de teste e a FT de referência
forem idênticas seu valor será zero. Também se Δ0(f) for
zero, isso significará apenas ruído.
Em que X(k) e Y(k) são sequências comparáveis da
resposta em frequência com comprimento N. O fator
Rxy avalia em diferentes valores das escalas os fatores de
avaliação do enrolamento, conforme os dados mostrados na
Tabela 1. Usando os fatores de avaliação do enrolamento
apresentados, as condições de deformação do enrolamento
do transformador são definidas na Tabela 2.
O desvio padrão é uma medida da variação do erro que
significa a distribuição estatística dos valores da função erro,
dada pela raiz quadrada positiva da variância. O desvio padrão
é zero para uma diferença constante entre as funções de
transferências.
O fator de correlação pode assumir valores apenas entre
-1 e +1. Uma completa correlação linear positiva (negativa)
de duas variáveis aleatórias é dada por um valor de +1(-1)
e uma correlação não linear é dada pelo valor do fator
de correlação igual a zero. O fator descreve o nível de
dependência linear entre duas variáveis aleatórias. Se duas
variáveis aleatórias são consideradas como dois vetores
N-dimensionais, o fator de correlação pode ser interpretado
como o cosseno do ângulo entre os dois vetores.
Padrão chinês de análise do FRA – Norma DL/T911-
2004
DL/T911-2004 é uma norma para análise da resposta
em frequência usada na República Popular da China. Para
maiores detalhes o usuário pode visitar o website www.
Fator de correlação cruzada
O fator de correlação é a medida da similaridade entre duas
curvas. No caso de variáveis discretas aleatórias, é definida
como o quociente entre a covariância (Cov) e o desvio padrão
(σ) dessas variáveis.
Tabela 1 – FaTores de avaliação de enrolamenTos de acordo com a norma dl/T911-2004
Fator de avaliação do enrolamento
RLF
RMF
RHF
Escala de frequência
1 kHz ..... 100 kHz
100 kHz ..... 600 kHz
600 kHz ..... 1 MHz
Tabela 2 – avaliação de enrolamenTos de acordo com a norma dl/T911-2004
Grau de Deformação do Enrolamento
Enrolamento normal (Normal winding)
Deformação leve (Slight deformation)
Deformação óbvia (Obvious deformation)
Deformação severa (Severe deformation)
Fator de Avaliação do Enrolamento
RLF ≥ 2,0 E RMF ≥ 1,0 E RHF ≥ 0,6
2,0 > RLF ≥ 1,0 OU 0,6 ≤ RMF < 1,0
1,0 > RLF ≥ 0,6 OU RMF < 0,6
RLF < 0,6
cepp.com.cn da empresa China Electric Power Publishing
Co. O algoritmo avalia a similaridade de duas respostas
em frequência de enrolamentos de transformadores (duas
assinaturas) pelo cálculo dos fatores RLF, RMF e RHF (ver
Tabela 1 – Fatores de avaliação de enrolamentos de acordo
com a norma DL/T911-2004). Para entendimento básico do
cálculo que envolve esse algoritmo, o cálculo dos fatores é
mostrado a seguir.
55
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro
eletricista e especialista em manutenção de sistemas
elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá
(eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco
Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em
www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail
A norma chinesa mostra-se uma boa tentativa para
apoiar as avaliações de ensaios de resposta em frequência,
mas atualmente não podemos assegurar sua plena utilização
sem a análise do testador. Uma possível solução seria a
integração de vários algoritmos.
Referências• PAULINO, M. E. C. Diagnóstico de Transformadores e
Comparações entre Algoritmos para Análise de Resposta
em Frequência. V WORKSPOT- International Workshop on
Power Transformers, Belém, PA, Brasil, 2008.
• CIGRÉ Report 342 WG A2.26. Mechanical condition
assessment of transformer windings: Guidance Technical
Brochure CIGRE Study Committee A2 – Work Group A2.26,
2008.
• PAULINO, M. E. C. et al. Aplicações de Análise de Resposta
em Frequência e Impedância Terminal para Diagnóstico de
Transformadores. XIII ERIAC – Décimo Terceiro Encontro
Regional Ibero-americano do CIGRÉ , Foz do Iguaçu,
Argentina, 2009.
• SANO, T. K. M. Influence of Measurement Parameters on
FRA Characteristics of Power Transformers” Proceedings of
the 2008 International Conference on Condition Monitoring
and Diagnosis. Beijing, China, April 21-24, 2008.
• Frequency Response Analysis on Winding Deformation of
Power Transformers, The Electric Power Industry Standard of
People´s Republic of China, Std. DL/T911-2004, ICS27.100,
F24, 2005.
• IEEE PC57.149/D6, Draft Trial Use Guide for the
Application and Interpretation of Frequency Response
Analysis for Oil Immersed Transformers, april 2009.
48 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res
Este artigo apresenta definições, descrição dos
efeitos, além de técnicas para análise de descargas
parciais. Mostra um sistema de aquisição síncrono
multicanal de descargas parciais, onde é possível
obter dados a partir de fontes separadas de descargas
parciais. No teste de descargas parciais, a separação
de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma
análise adequada de descargas parciais. Sistemas
de medição de múltiplos canais sincronizados
fornecem novas e avançadas técnicas de avaliação
de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD.
Introdução A indústria elétrica é forçada a manter as antigas
instalações em operação devido à crescente pressão
para reduzir custos. Além disso, os equipamentos
elétricos instalados em subestações podem ser
solicitados a operar sob diversas condições
adversas e não se pode descartar a possibilidade
de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis
as funções transmissão e distribuição de energia
elétrica aos quais pertencem. Assim, a verificação
regular das condições desses equipamentos torna-se
cada vez mais importante, seja no comissionamento,
nas atividades de manutenção preventiva ou
processos de reparo. Torna-se imperativo a busca
Por Marcelo Paulino*
Capítulo X
Avaliação de descargas parciaisUso de medição com sistemas digitais de múltiplos canais sincronizados para avalição de transformadores com descargas parciais
de procedimentos e ferramentas que possibilitem a
obtenção de dados das instalações de forma rápida
e precisa.
A norma IEC 60270 define descargas parciais
como descargas elétricas localizadas na união entre
dois condutores, por meio do isolamento, que pode
ou não ocorrer próximo de um condutor. Descarga
parcial é, em geral, a consequência de uma
concentração de estresses elétricos em isolamentos
ou em superfície de isolamentos. A medição
síncrona de múltiplos canais é uma poderosa
ferramenta na detecção, localização e separação
de sinais de descargas parciais de ruídos de fundo
quando da realização de testes em transformadores
trifásicos, motores, geradores e cabos.
Tal método permite que o mesmo sinal seja
detectado em mais de um medidor simultaneamente.
Isto é fundamental para o processo de localização
e diferenciação das diversas fontes geradoras de
descargas internas que podem ser provenientes
do efeito corona, descargas do tipo superficiais,
descargas geradas em gaps que são comuns
principalmente em geradores, motores e descargas
provenientes dos próprios elementos do circuito de
medição como a fonte de tensão que alimenta o
circuito, filtros, transformadores elevadores, buchas
49Apoio
capacitivas e capacitores de acoplamento.
Neste texto, são apresentadas definições de descargas
parciais internas que são geradas devido a contaminação
do isolante, defeito de fabricação de resinas e até mesmo
deterioração de componentes. Os requisitos de hardware
para o teste visando à realização de medidas adequadas são
observados. As características como taxas de amostragens e
imunidade a ruídos são especialmente tratadas na concepção
do sistema de teste descrito.
Este trabalho apresenta um novo método que trata a
separação entre o sinal medido e o ruído provocado por
interferências externas. Assim, é possível separar ruídos
de diferentes fontes de descargas parciais localizadas no
mesmo objeto sob teste. Os sinais de descargas parciais são
frequentemente sobrepostos por pulsos de ruído, fato que faz
uma análise dos dados de DP mais difícil para os especialistas
e sistemas de software especializados.
Com o desenvolvimento contínuo de unidades de teste e
monitoramento de descargas parciais, os sistemas de análise
precisam se tornar mais eficazes e automáticos. Esse trabalho
mostra um sistema de aquisição síncrono multicanal de
descargas parciais, no qual é possível obter dados a partir de
fontes separadas de descargas parciais, a fim de fazer medições
mais confiáveis.
Definição de descargas parciais Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma
descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em uma
região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um
campo elétrico, em que o caminho formado pela descarga não
une as duas extremidades dessa região de forma completa.
A ocorrência de descarga parcial depende da intensidade do
campo aplicado nas extremidades desse espaço, além do tipo
de tensão de teste aplicada (tensão alternada, tensão contínua,
sinal transitório ou impulso).
A norma IEC 60270 faz referência à medida de descargas
parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões
alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos, tem-se a
ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios.
Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em
espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas no
dielétrico líquido.
Portanto, descargas parciais são iniciadas geralmente se a
intensidade do campo elétrico dentro do espaço vazio exceder
50 Apoio
Manu
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ão d
e tr
ansf
orma
dore
s
a intensidade do campo do gás contido nesse espaço. O pulso
de carga criado geralmente tem valores em torno de alguns pC
até na ordem de nC, dependendo do aparato que está sendo
analisado.
A norma IEC 60270 define Descarga Parcial como:
“Descargas elétricas localizadas que simplesmente faz a ligação
parcial entre dois condutores através do isolamento. Descarga
Parcial é, em geral, a consequência de uma concentração de
tensão elétrica local no isolamento ou sobre uma superfície de
isolamento. Geralmente, tais descargas aparecem como pulsos
com a duração menor que 1 μs”.
As descargas parciais podem ser classificadas de acordo
com a natureza da sua origem. Podem ser do tipo superficial,
corona, buraco interno, contaminante em resinas, bolhas de
gases em dielétricos líquidos, entre outros.
Descargas superficiais
Elas ocorrem em gases ou líquidos na superfície de um
material dielétrico, normalmente partindo do eletrodo para a
superfície. Se a componente de campo elétrico que tangencia
a superfície excede um determinado valor crítico, o processo
de descarga superficial é iniciado. Esse processo é conhecido
como trilhamento e pode levar à ruptura completa da isolação.
Descargas externas
Descargas parciais no ar ambiente geralmente são
classificadas como “descargas externas” e, frequentemente,
chamadas de “descargas corona”. No início do processo de
indução da tensão, brilho e correntes de descargas podem
aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de pontas agudas em
eletrodos metálicos em partes com pequenos raios de curvatura.
Isso forma regiões nas vizinhanças dessas pontas com
elevado campo elétrico, ultrapassando o valor de ruptura do
gás. Esse processo químico desencadeado por descargas no gás
cria subprodutos que são incorporados ao meio gasoso. Assim,
os processos no ar ambiente puro podem ser considerados
como reversíveis e geralmente inofensivos. Entretanto,
descargas corona no ar geram ozônio, causando fissuras na
isolação polimérica. Óxidos de nitrogênio junto com o vapor
d’água podem corroer metais e depositar material condutor em
isoladores. Isso causa o trilhamento do material.
Descargas internas
As descargas internas ocorrem nos espaços geralmente
vazios preenchidos com gás, presentes nos materiais sólidos e
líquidos usados em sistemas de isolamento. As descargas em
isolamentos sólidos podem ocorrer em cavidades capilares
de gás, em vazios ou trincas, podendo ser estabelecidos em
defeitos da estrutura molecular. Nos isolantes líquidos, as
descargas parciais podem ocorrer em bolhas de gás devido a
fenômenos térmicos e elétricos e em vapores de água criados
em regiões de alta intensidade de campo elétrico.
Um tipo particular de descargas internas são as descargas
que ocorrem em arborescências elétricas. A arborescência
(treeing) elétrica é um fenômeno de pré-ruptura que ocorre no
interior da isolação de equipamentos elétricos, tais como cabos
de potência isolados, tendo sua origem devido à ocorrência
contínua de descargas parciais internas em vazios ou a partir
de uma falha no eletrodo. Este texto considera a partir deste
ponto que o termo descarga parcial será sempre utilizado para
designar descarga parcial interna.
Sistemas de medidas analógicas de descargas parciais
As medidas analógicas de descargas parciais começaram na
década de 50 com instrumentos que abriram caminho para a
medida de carga aparente com pC no lugar das medidas de RIV
(Tensão de Rádio Interferência) em μV.
Esses instrumentos têm frequência central fixa e com as
frequências de corte inferior e superior ajustadas em etapas.
A largura de banda estabelecida de 100 kHz a 400 kHz.
Em comparação com os instrumentos de banda estreita, a
resolução para medida dos pulsos de descargas parciais foi
significativamente aperfeiçoada. Geralmente, esses instrumentos
analógicos de descargas parciais consistiam em um filtro de
passagem de banda e um indicador de nível de pico.
Desde que o filtro de passagem de banda extraía pulsos de
descargas parciais onde a densidade espectral é constante, o
pico da resposta do filtro será proporcional à carga aparente do
pulso de corrente de descargas parciais.
Figura 1 – Representação de esquema tradicional de medida de DP.
A saída do filtro de passagem de banda era correlacionada
à fase de tensão de corrente alternada e representada pelo
diagrama de amplitude e fase PRPD (phase-resolved partial
discharge). O primeiro catálogo para reconhecimento da
52 Apoio
Manu
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sfor
mado
res origem de descargas parciais, publicado pelo Cigré em 1969 se
aproximava muito desses valores. Desde aquele tempo, houve
muito pouco avanço com relação ao conjunto de circuitos de
medição, dependendo de conjunto de circuitos analógicos
convencionais para o processamento de sinais.
Com o uso de equipamentos microprocessados na
medida de descargas parciais, utilizando uma nova interface
para gerenciar o teste e obter os resultados, foram realizadas
tentativas de classificação de descargas parciais. Entretanto,
esses sistemas tinham poucos parâmetros nos quais se basear,
com resultados limitados.
Sistema de medidas digitais de descargas parciais
A introdução de sistemas digitais de medida de
descargas parciais resultou na melhoria da sensibilidade e da
repetibilidade das medidas de descargas parciais, excedendo
em muito as capacidades daqueles sistemas mais antigos de
medida de descargas parciais. Os modernos sistemas digitais
de descargas parciais aplicam processamento síncrono de
sinais dessas descargas em múltiplos canais. Isso torna a análise
estatística muito mais eficiente. Torna possível e mais eficaz a
discriminação entre os eventos, sejam descargas parciais ou
ruídos, e capacita também o sistema de teste para identificação
dos tipos de falhas e sua localização.
O moderno e avançado sistema digital de medição de
descargas parciais está projetado para efetuar medidas em
tempo real de DP contínuas e síncronas em canais múltiplos.
A Figura 2 mostra um exemplo de projeto para um sistema
de medição de descargas parciais. O projeto desse sistema é
modular, constituído de mais de uma unidade de aquisição de
dados. Essas unidades podem ser conectadas a um computador,
e a conexão de fibra ótica permite grandes distâncias entre a
unidade de aquisição e o computador, inclusive entre as outras
unidades conectadas ao sistema sob medida.
O sinal de descargas parciais é filtrado, amplificado e
digitalizado em tempo real. O operador do sistema de teste
pode escolher livremente a frequência central de medida de
CC a 20 MHz, sendo a largura de banda selecionável de 9
kHz a 3 MHz. Isso permite ao operador aperfeiçoar a relação
sinal-ruído, mesmo sob ambientes com alta interferência.
A sincronização de sinais alternados, bem como a exibição
da forma de onda e leitura da amplitude desse sinal CA, é
realizada por um segundo conversor analógico digital,
responsável pela digitalização da forma de onda de tensão
medida.
Toda a aquisição e pré-processamento de dados são
efetuados na unidade de aquisição, próximo ao local da
medida do sinal. Isso garante um ótimo desempenho em
velocidade de medida e qualidade de sinal. Um vetor de
quatro parâmetros é identificado para cada pulso individual
de descarga parcial: [n; qi; ji; ti], em que n é o número da
unidade de aquisição, qi o valor da carga aparente, ji o ângulo
de fase em tensão CA, e ti o registro de tempo absoluto.
Paralelamente é feita a amostragem do valor instantâneo da
tensão em CA.
Ao lado de algoritmos matemáticos de análise de descargas
parciais utilizados em medidas de descargas parciais em um
único canal, podem-se obter enormes vantagens utilizando a
medida síncrona de várias posições em associação. Isso pode
ser realizado em cabos de alta tensão de alguns quilômetros
de comprimento, com medidas de descargas parciais em suas
conexões ou em um transformador de potência trifásico com
medidas de descargas parciais em cada enrolamento.
Em decorrência dos diferentes locais de origem, os pulsos
de descargas parciais e as interferências se propagam por
diferentes trajetos até serem requisitados pelo sistema de
medição de descargas parciais. As formas de onda de pulsos
detectados serão consequentemente diferentes, e assim
relações de magnitudes e tempos de chegada do sinal serão
únicas para cada origem de descargas parciais.
As relações entre os diferentes pulsos requisitados por
um sistema multicanal possibilitam a separação distinta dos
pulsos diferentes de descargas parciais e interferência. Para
assegurar a correlação correta de pulsos, o espaço de tempo
da detecção síncrona de descargas parciais deve ser tão curto
quanto possível, tipicamente inferior a 1 μs ou 2 μs.
A Figura 3 apresenta uma vista ilustrativa de um sinal
de descargas parciais dentro da unidade do sistema, desde
a conversão Analógica/Digital do sinal até a extração dos
parâmetros do pulso em um sistema de três canais.Figura 2 – Representação de esquema microprocessado de medida de descargas parciais.
53Apoio
Figura 3 – Processamento de dados de DP em canais múltiplos com três unidades de aquisição de DP.
A extração dos parâmetros do pulso possibilita velocidades
de processamento de dados em tempo real de até 1,5x106
pulsos por segundo. A essa velocidade, os parâmetros
selecionados dos pulsos de três diferentes unidades de
aquisição podem ser correlacionados e exibidos em
diferentes diagramas de avaliação: 3PARD, 3PTRD e 3CFRD.
Cada um desses diagramas separa diferentes origens de tipos
de pulsos em agrupamentos. Além disso, cada agrupamento
é selecionável para exibir de volta na configuração PRPD,
apresentando ao operador uma única origem de descargas
parciais para observar. Estes três métodos são descritos a
seguir.
Avaliação dos resultados de descargas parciais
As medidas de descargas parciais são frequentemente
realizadas sob ruídos. O sinal de descarga parcial é sobreposto
por um ruído, ou mesmo vários ruídos de várias fontes, criando
dificuldades para análise dos resultados. Os filtros de frequência
convencionais não são capazes de eliminar essas perturbações
e os sistemas especialistas automatizados têm dificuldades
em analisar no caso de ocorrência de falhas múltiplas, com a
superposição dos sinais dessas falhas e de ruídos externos. A
separação dos sinais é o primeiro passo realizado pelo sistema
apresentado neste trabalho. No futuro, este método se tornará
ainda mais importante com o aumento do número de sistemas de
monitoramento de descargas parciais instalados na rede elétrica.
Diagrama de relação de amplitude em 3 fases (3 – Phase –
Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD)
A aquisição síncrona de dados de descargas parciais para
as três fases de um equipamento de alta tensão permite uma
comparação da amplitude de cada pulso requisitados. A Figura
4 mostra a ocorrência de uma falta interna na fase L1, com a
propagação dos pulsos para cada fase representados em azul.
54 Apoio
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res
Figura 4 – Ocorrência de falha interna em L1 e propagação dos pulsos. Figura 5 – Criação de 3PARD usando sinais de tensão de Descargas Parciais.
Figura 6 – Representação de 3PARD com a separação dos sinais individuais.
As relações das amplitudes dos pulsos triplos requisitados
são constantes para diferentes fontes de descargas parciais e
para diferentes fontes de ruído. Isso ocorre devido ao caminho
original de propagação de descargas parciais. Para ocorrências
internas específicas no equipamento sob teste, os pulsos
requisitados apresentam diferenças. Assim, a primeira etapa
para a localização de descargas parciais é a separação das
fontes. Durante a medição de DP, em tempo real, são criados
Diagramas Trifásicos de Relação de Amplitude (do inglês 3 –
Phase – Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD).
A separação de fonte 3PARD foi usada na prática com
resultados confiáveis, conforme descrito em várias publicações
científicas. Vale ressaltar que a aquisição de dados síncrona de
DP é imprescindível para avaliação dos dados com 3PARD. O
sistema utilizado neste trabalho possui um método de medição
sequencial de três canais múltiplos. A primeira etapa é calcular o
logaritmo do valor absoluto de todos os três pulsos das descargas.
Na segunda, cada pulso é transformado em um fasor
relacionado à sua fase de origem. A Figura 5 mostra o
mecanismo de geração do 3PARD e à direita os sinais de tensão
de cada fase são observados. Quando os fasores relativos a
cada fase medida são transportados para o diagrama, é obtida
a localização da fonte de descarga parcial interna pela soma
vetorial, conforme mostrado no quadro à esquerda.
Um único sinal de descarga parcial é representado por
um ponto. Cada agregação de pontos calculados (clusters)
representa a única fonte de descarga parcial. Posteriormente,
cada grupo pode ser facilmente separado e mostrado sem efeitos
de sobreposição, transformado em uma PRPD clássica ou de
qualquer outro diagrama de pulso para avaliação em tempo real.
O sistema de teste utilizado fornece a ferramenta de criação
de cluster, ou seja, áreas determinadas no 3PARD de onde são
separados os sinais que, a priori, aparecem sobrepostos. A Figura
6 mostra o 3PARD com a separação dos sinais.
Diagrama de relação de tempo em 3 fases (3 – Phase –
Time – Relation – Diagram 3 PTRD)
Usando o princípio do 3PARD, este método é resultado
da avaliação do atraso do pulso triplo de descarga parcial.
Similar ao método conhecido pelo teste de descargas
parciais, usado para localização de falhas com cabos de
alta tensão, cada fonte de pulso tem uma impressão digital
característica com diferenças de tempo devido ao atraso de
cada pulso.
Se a origem das descargas parciais estiver distante do
local da detecção, as amplitudes de pulso de uma descarga
parcial tendem a se igualar entre as fases e apresentarão
um modo comum de propagação. Consequentemente,
origens de descargas parciais muito distantes serão exibidas
próximas da origem do 3PARD, limitando a capacidade
identificar essas origens. Além disso, a propagação distante
amortece componentes de alta frequência dos sinais de
descargas parciais (efeito passa baixa), o que exige o uso
de baixa frequência de medida para manter a sensibilidade
necessária.
Em baixas frequências de medida, os pulsos de descargas
56 Apoio
parciais se propagam em modo lento (propagação pela
linha de transmissão). Portanto, a distância de propagação
e o tempo de chegada estão diretamente correlacionados,
o que pode ser usado para distinguir origens de descargas
parciais muito distantes. Assim, o 3PTRD foi desenvolvido
para correlacionar tempos de chegada de três sinais de
descargas parciais. A Figura 7 mostra a construção lógica
do 3PTRD e o diagrama está dividido em seis seções iguais,
em que é apresentada cada uma das seis combinações
possíveis de pulsos triplos.
A Figura 8 apresenta uma visualização de diferentes
diferenças de tempo entre os pulsos de PD detectados nas
fases L1, L2 e L3. Por exemplo, se a diferença de tempo
entre os primeiros dois pulsos for muito pequena, então o
ponto resultante seria exibido entre os eixos geométricos
onde esses pulsos são detectados (Figura 8, I). Se os dois
últimos pulsos ocorrerem quase simultaneamente, o ponto
resultante seria exibido sobre o eixo geométrico onde o
primeiro pulso é detectado (Figura 8, II). Caso todos os
Manu
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sfor
mado
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Figura 7 – Segmentos de visualização de 3PTRD para seis diferentes ordens de chegada de pulsos.
Figura 9 – Exemplo de representação FFT para classificação dos pulsos de descargas parciais com a determinação de três filtros de passagem de banda.
Figura 8 – Visualização de diferenças de tempo entre os três pulsos de DP dentro do segmento L1.
três pulsos sejam detectados quase ao mesmo tempo, o
comprimento do vetor seria zero, o que faz o ponto ser
exibido na origem do diagrama (Figura 8, III).
Diagrama de relação de frequências em 3 canais (3 –
Center – Frequency – Relation – Diagrama – 3 CFRD)
O diagrama da relação de frequências correlaciona a
medida de descarga parcial realizada em três frequências
simultaneamente. A amplitude do sinal é medida em cada
frequência. Assim, o sinal de saída de três filtros com
frequências centrais e/ou diferentes larguras de banda
permite análise do pulso em cada um dos três pontos de
medida. Isso se deve ao fato de que, devido à descarga
física, diferentes tipos de descargas parciais ou pulsos de
ruído têm espectros de energia diferentes.
Em contraposição aos métodos 3PARD e 3PTRD, a
avaliação pelo 3CFRD não exige necessariamente três
unidades independentes de aquisição, pois pode ser usado
com uma única unidade de aquisição. Em geral, o primeiro
filtro de passagem de banda deve ser sintonizado para uma
frequência central baixa, a fim de possibilitar o atendimento
às normas técnicas IEC ou IEEE.
A segunda e terceira passagens de banda são sintonizadas
para frequências mais elevadas, determinadas pelo
responsável pelo teste, em que os efeitos da propagação
dos pulsos causam diferenças já distinguíveis nas respostas
espectrais do sinal de descarga parcial medido. Mediante a
escolha correta das frequências para passagem de banda,
torna-se possível efetuar medições de descargas parciais em
conformidade com as normas técnicas. Ao mesmo tempo se
remove praticamente toda a interferência sobreposta.
O 3CFRD correlaciona a saída dos três filtros de
58 Apoio
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sfor
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Figura 10 – Resultados de teste de descargas parciais sobrepostas.
Figura 11 – Resultados de teste de descargas parciais com a apresentação de 3CFRD com a separação dos sinais individuais nos clusters marcados.
Figura 12 – Representação de amplitude e fase (PRPD).
passagem de banda de uma maneira semelhante ao 3PARD
com a utilização das amplitudes de pulso de três canais
de descarga parcial. A Figura 9 mostra um exemplo de
representação FFT de pulsos de descarga parcial com a
determinação de três filtros de passagem de banda.
Um exemplo de medida evidenciando ruído e corona é
mostrada na Figura 10. Uma vez determinada as frequências,
os resultados de teste de descargas parciais é apresentado
em um 3CFRD. No diagrama pode-se realizar a separação
dos sinais individuais com a marcação de clusters. A Figura
14 mostra um exemplo com a construção de 3CFRD e a
separação de clusters.
Para cada cluster os eventos de descargas parciais podem
ser separados e recalculados em tampo real, provocando uma
limpeza no PRPD (phase-resolved partial discharge). A Figura
12 mostra o resultado para o cluster do diagrama mostrado na
Figura 11.
Considerações finais Os modernos sistemas digitais de detecção de descargas
parciais utilizam um sistema de aquisição síncrono
multicanal, em que é possível obter dados a partir de fontes
separadas descargas parciais e discriminá-las de outras
origens. No teste de descargas parciais, a separação de
múltiplas fontes de ruídos é importante para uma análise
adequada de descargas parciais. Foi mostrado que, com
técnicas de avaliação de descargas parciais como 3FREQ,
3PTRD e 3PARD, é possível realizar uma análise adicional
e localizar descargas parciais.
ReferênciasIEC 60270. High-voltage test techniques – partial discharge
measurements. Third edition, 2000.
CIGRÉ WG 21.03. Recognition of discharges. Electra
Magazine, n. 11. Paris, 1969.
KOLTUNOWICZ, W.; PLATH, R.; WINTER, P. Developments
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GmbH. Austria, 2009.
OMICRON ELECTRONICS. MPD 600 User Manual, Version:
MPD600.AE.2. Austria, 2009.
PAULINO, M. E. C. Estado da arte da medição com múltiplos
canais sincronizados para avaliação de descargas parciais.
Proc. 2010 IEEE Power Engineering Society Transmission
and Distribution Conf. São Paulo, 2010.
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro
eletricista e especialista em manutenção de sistemas
elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá
(eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco
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52 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
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A avaliação da condição de um transformador
consiste na realização de um conjunto de testes de
diagnósticos para análise do estado de operação
deste equipamento e estimar a sua posição atual
em relação ao seu ciclo de vida. Há a necessidade
de sistematizar a análise com a combinação de
diferentes métodos de diagnósticos e mapear os
resultados em um modelo de condição que oriente
o ciclo de vida do transformador de potência. Este
trabalho mostra um exemplo de metodologia para
satisfazer esta necessidade.
Introdução De acordo com a metodologia de MCC -
Manutenção Centrada na Confiabilidade (RCM -
Reliability-Centered Maintenance), as instalações
são conjuntos de sistemas, concretos ou abstratos,
onde se procura um método ou procedimento para
definir uma relação de finalidade. Esta relação deve
ser estabelecida de acordo com a característica
do sistema, da instalação ou equipamento,
estabelecendo um objetivo a ser atingido. Assim,
Por Marcelo Paulino*
Capítulo XI
Avaliação da condição de transformadores de potênciaDeterminação da Condição de Transformadores de Potência para Avaliação da Vida Útil
devem ser estabelecidos além de critérios de
avaliação do transformador, um padrão de registro
dos dados para esta avalição, com índices,
nomenclaturas e estágios para quantificação. No
Gerenciamento do Ciclo de Vida de Transformadores
de Potência é definido o processo de Avaliação da
Condição (AC) com um de seus principais itens.
Na literatura, o termo “Avaliação da Condição” é
comum tanto para atividades de monitoramento
quanto para procedimentos de diagnóstico.
Entretanto, é importante salientar que o principal
objetivo da AC é a realização de diagnósticos.
Avaliação da Condição é definida neste trabalho
como o desempenho de um conjunto de testes
de diagnósticos (conforme a necessidade de cada
caso) para diagnosticar o estado operacional do
transformador e a estimativa da atual posição deste
transformador em seu ciclo de vida. Esta definição
é parecida com a definição dada pelo grupo de
trabalho Cigré WG A2.18, Guia para Técnicas de
Gestão de Vida para Transformadores de Potência.
Como mostrado neste trabalho do Cigré, a AC deve
53
ser tão objetivamente e consistentemente aplicada quanto
possível e “idealmente um sistema de graduação deve ser usado
para quantificar e combinar os resultados de vários testes de
avaliações de condição”.
Na busca de um sistema de graduação para quantificar e
combinar os resultados, a literatura apresenta alguns trabalhos
de pesquisa com avaliação da condição na forma de um sistema
de pontuação (geralmente chamado de Índice de Condição, IC).
Entretanto, o tratamento dos dados apresentado nesses
trabalhos não considera a integração de todos os pontos
importantes (monitoramento online, métodos tradicionais e
métodos avançados de diagnósticos) em um procedimento
único.
A utilização de agentes múltiplos é proposta neste trabalho
para a implementação de estratégias de AC de transformadores
considerando todos os itens importantes para análise.
Define-se os agentes que interagem dentro de uma ferramenta
computacional e fazem parte dos sistemas. Sistemas com vários
agentes são compostos por múltiplos elementos (6).
Dentro das ferramentas computacional, os agentes
possuem basicamente duas competências importantes para
o desenvolvimento da análise da condição. Essas definições
devem ser levadas em consideração ao longo desse trabalho, a
saber:
• Os agentes são, pelo menos para algumas extensões, capazes
de ações autônomas, e;
• Os agentes podem ser capazes de interagir com outros
agentes.
Portanto, pode-se também afirmar que cada técnica de
monitoramento e diagnóstico é visto como um agente capaz de
prover um julgamento da condição do transformador.
Cada um desses agentes é desenvolvido utilizando
técnicas de Data Mining, ou seja, a exploração de grandes
quantidades de dados à procura de padrões consistentes, como
regras de associação ou sequências temporais, para detectar
relacionamentos sistemáticos entre variáveis, ou métodos de
Inteligência Artificial, assumindo como referência o histórico
do equipamento, ou seja, o conhecimento coletado ao longo
de anos pelo pessoal técnico. Esses dados são armazenados
em bando de dados próprio e assumidos como conhecimento
prioritário para as análises. A seguir o trabalho tratará da
metodologia usada para AC e apresentará exemplos de análises
em transformadores.
54 Apoio
Manu
tenç
ão d
e tr
ansf
orma
dore
s
Definição de descargas parciaisSendo a condição de degradação de um transformador um
processo continuo no tempo, um valor numérico pode ser obtido
em cada estágio representado por um Índice de Condição (IC)
do transformador em cada intervalo de tempo. Essa condição
ao longo do tempo pode ser dividida em cinco estágios,
conforme sugerido por Cigré WG A2.18, sendo a condição em
cada estágio também dividida em diferentes estados. A Figura 1
mostra a hierarquia do IC.
Uma análise detalhada de modelos de falha e suas
causas, sintomas e consequências é realizada utilizando
FMEA (Análise do Modo e Efeito da Falha). Os resultados
são usados para a definição de uma matriz de detecção
e diagnóstico de falhas (DDF) mostrado na Tabela 2. A
descrição das abreviações usadas na matriz para os métodos
de diagnósticos é apresentada na Tabela 1.
Para cada modo de falha, o método de diagnóstico que está
disponível para diagnosticar este modo de falha é indicado.
A eficácia desse método de diagnóstico é quantificada e
representada por um Fator Segurança (FS). O fator de segurança
igual a 0,9, ou seja FS = 0,9, indica métodos altamente eficazes;
FS=0,6 indica métodos com eficácia mediana; e FS=0,4 indica
métodos de baixa eficácia.
Baseado no conhecimento sobre o impacto de cada modo
de falha na condição do transformador, um estágio específico
desta determinada condição é associado pelo do vetor de estágio
Na Figura 2 é associado um IC a cada avaliação de cada
estado. De acordo com esses valores, um transformador com IC
igual a 10 é considerado novo e um transformador com IC igual
a 1 ou zero é considerado falhado.
A determinação de um IC definido segundo o descrito é uma
atividade complexa e desafiadora devido à diversidade de tipos
de defeitos e falhas que podem ocorrer em um transformador
e devido às dificuldades em combinar a interpretação de
resultados obtidos de diferentes métodos de detecção de falhas
e diagnóstico. Neste trabalho, um método sistemático de
obtenção de índices de condição é proposto. Um diagrama de
blocos ilustrando o processo é mostrado na Figura 3.
Índice de
Condição
Estágio 1
Estado 1
Estágio 2
Estado 2
Estágio n
Estado n
Figura 1 – Hierarquia do IC com estágios e estados.
Figura 2 – Processo da condição de degradação do transformador com estágios discretos de degradação.
Figura 3 – Diagrama de Bloco da metodologia para obtenção do IC.
Novo
Estado 1IC=10
Estado 1IC=9
Estado 2IC=8
Estado 3IC=7
Estado 1IC=6
Estado 2IC=5
Estado 3IC=4
Estado 1IC=3
Estado 1IC=1
Estado 2IC=2
Estado 2IC=2
Normal Anormal Defeituoso Falhado
Matriz de detecção e
diagnóstico de falhas (DDF)
Matriz de Escolha
de Estágio (SGVM)
Vetor de
Estágio (S)
Matriz de Escolha
de Estado (STVM)
Consenso de
Estágio (SGC)
Consenso de
Estado (STC)IC
Tabela 1 – MéTodos de deTecção e diagnósTico
Abreviação
DGA
PCA
COND
COSU
MORS
MPED
MPIS
MPKF
FUR
DPO
RATI
EXCU
MABA
SWR
DF
DFTU
INRE
POI
CGRO
LRE
IRI
FRSL
FRA
DWR
FRDF
FRC
FRCL
FRLR
FDS
PD
Descrição
Análise dos Gases Dissolvidos no óleo
Análise físico-química do óleo
Condutividade do Óleo
Análise do Enxofre Corrosivo
Saturação relativa da umidade no óleo
Umidade no papel com diagramas de equilíbrio
Umidade no papel (sorption isotherms)
Umidade no papel via titulação KF
Análise de Furan
Grau de Polimerização
Relação
Corrente de excitação
Teste do balanço magnético
Resistência estática do enrolamento
Fator de Dissipação em frequência nominal
Fator de Dissipação Tip-up test
Resistência de isolamento
Índice de polarização
Aterramento do núcleo
Reatância de dispersão
Inspeção com infravermelho
Frequency response of stray losses (15 Hz-400 Hz)
Análise de resposta em frequência
Resistência dinâmica do enrolamento (ripple, slope)
Resp. frequência do fator de dissipação (15-400 Hz)
Resp. frequência de capacitância (15-400 Hz)
Resp. frequência de perdas núcleo (15-400 Hz)
Resp. frequência da reatância dispersão (15-400Hz)
Espectroscopia no domínio da frequência
Descargas Parciais
Test
es Q
uím
icos
Test
es E
létr
icos
Test
es A
vanç
ados
56 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res Tabela 2 – MaTriz de deTecção e diagnósTico
Modos de Falha
Curto circuito entre enrolamentos
Curto circuito entre espiras
Curto circuito para terra
Flutuação de potencial
Curto circuito das laminações do núcleo
Múltiplos aterramentos do núcleo
Núcleo desaterrado
Falha de circuito aberto
Falha de resistência de contato
Inclinação do condutor
Flexão do condutor
Instabilidade axial
Buckling
Movimento de massa
Estrutura de fixação solta
Deformação do condutor
Degradação por umidade no óleo
Degradação por umidade no papel
Degradação por temperatura
Degradação devido ao envelhecimento do óleo
Degradação devido ao envelhecimento do papel
Elét
rica
Térm
ica
Mec
ânic
aD
egra
daçã
o
Testes Químicos
DG
A
SWR
CO
ND
RATI
FRD
F
MPE
D
INRE
FRC
MPK
F
DF
FDS
PCA
POL
PDFUR
FRSL
DPO
FRA
Testes Elétricos Testes Avançados Estágio de acordo do modelo de
condição
Alta Eficácia (FS=0,9) Média Eficácia (FS=0,6) Baixa Eficácia (FS=0,4)
(S). Isto é realizado para cada modo de falha. Por exemplo,
para o modo de falha “degradação devido a água no papel”,
o vetor de estágio (S) pode apresentar como resultado cada um
dos estágios: novo, normal, anormal, defeituoso ou falhado,
dependendo da concentração de água do transformador.
Outros tipos de falha que não estão relacionadas ao processo
de degradação por umidade, como deformações mecânicas,
falhas elétricas e térmicas, também receberam um estado do
estágio.
Para a determinação do vetor de estágio são utilizados os
métodos apontados na Tabela 1, sendo que cada um deles
possui suas características próprias para análise da condição do
transformador.
Além das recomendações dadas pelas normas ou estabelecidas
pelos bancos de dados de diagnósticos de transformadores,
o critério de interpretação pode ser considerado como um
agente com inteligência própria para gerar uma interpretação de
resultados, isto é, ao invés de uma avaliação determinística, com
valores e intervalos de tolerância pré-determinados, a avaliação
é realizada pelo usuário que chamaremos de Avaliação do
Especialista Humano (AEH), ou realizada através do uso de um
Algoritmo com Inteligência Artificial (AIA).
A seguir são apresentados os critérios de interpretação de
alguns métodos de teste. As tabelas 4 e 5 a seguir mostram o
critério de interpretação.
A Tabela 4 e 5 a seguir mostra o critério de interpretação
para os resultados do teste de fator de dissipação e
capacitância em transformadores a óleo. Para Tabela
4 (medidas de fator de dissipação ou fator de potência)
Tabela 3 – criTérios de inTerpreTação – criTérios gerais
Método de Diagnóstico
Relação
Teste de balanço
magnético
Corrente de excitação
Fator de dissipação
Reatância de dispersão
Resistência de
enrolamento
FRSL
FRA
Critério
Desvio dos dados de placa ≤±0.5% (7)
Para injeção na fase central (B) a tensão induzida nas outras
fases deve estar entre 40-60% da tensão aplicada
Para injeção nas outras fases (A ou C), a tensão na fase B
deve estar entre 85-90% da tensão aplicada.
Desvios entre outras fases ≤±10% para enrolamentos YN (7)
Novo <0.5% (20°C), 0.5%≤Normal≤1%, >1% Defeituoso (7)
Desvios devem ser ≤±3% (7)
Desvios devem ser ≤±5% (7)
ΔR: menor que 15% entre as fases (8)
Avaliação de Especialista Humano/AIAFRA*
*AIAFRA é uma ferramenta de software baseada em técnicas de Inteligência Artificial para FRA
57Apoio
pode-se observar três critérios bem definidos de análise,
sendo:
• Medida em 60 Hz: análise referenciada de acordo com
a norma IEEE 62:1995, observando a diferença do valor
medida com relação ao valor do fator de potência medido
na frequência de 60 Hz.
• Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400
Hz: análise realizada de acordo com a assinatura obtida
com os valores de fator de potência medidos em várias
frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz.
• Variação FPref: análise realizada com a comparação
do fator de potência/fator de dissipação medido em 60
Hz com o valor de referência ou valor de histórico do
transformador em teste.
Da mesma forma, a Tabela 5 trata das medidas de
capacitância, onde se pode observar dois critérios bem
definidos de análise, sendo:
• Medida com variação de frequência entre 15 Hz e
400 Hz: análise realizará de acordo com a assinatura
obtida com os valores de capacitância medidos em várias
frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz.
• Variação CAPref: análise realizada com a comparação
da capacitância medida em 60 Hz com capacitância de
referência do transformador em teste.
Neste trabalho, o critério de interpretação individual
Tabela 4 – criTérios de inTerpreTação – FaTor de dissipação / FaTor de poTência
Medida em 60 Hz
FPmed < 0,5 %
FPmed < 0,5 %
0,5 % < FPmed < 1 %
0,5 % < FPmed < 1 %
1 % < FPmed < 1,2 %
1 % < FPmed < 1,2 %
1% < FPmed < 1,5 %
1% < FPmed < 1,5 %
FPmed > 1,5 %
FPmed > 1,5 %
Variação FPref
FPmed < 1,1 x FPref
FPmed < 1,1 x FPref
FPmed < 2 x FPref
FPmed < 2 x FPref
FPmed < 2,3 x FPref
FPmed < 2,3 x FPref
FPmed < 2,6 x FPref
FPmed < 2,6 x FPref
FPmed > 3 x FPref
FPmed > 3 x FPref
Medidas entre 15 e 400 Hz
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
AEH/AIA
Fator de Dissipação / Fator de PotênciaEstágio / Estado
Estágio 1: Novo
Estado 1
Estágio 2: Normal
Estado 1
Estágio 3: Anormal
Estado 1
Estágio 4: Defeituoso
Estado 1
Estágio 5: Falhado
Estado 1
Onde: FPmed é o resultado do ensaio e FPref é o valor de placa ou de comissionamento.
58 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res da concentração de TDCG presente na norma IEEE
C57.104 (9) foi adaptado ao modelo de degradação para
o estabelecimento do critério de interpretação do agente
DGA. A Tabela 6 mostra o critério de interpretação dos
resultados do agente DGA (análise cromatográfica) por
meio do método do triângulo de Duval (10).
Segundo a metodologia apresentada, pode-se resumir
que a designação dos agentes é realizada com a utilização
de métodos de detecção e diagnóstico que avaliarão, cada
qual dentre de sua competência, o transformador. Desta
forma é determinado o estágio por meio do modo de falha
e assim determinado o índice de condição. A Figura 4
Tabela 5 – criTérios de inTerpreTação – capaciTância
Medida entre 15 - 400 Hz
ΔC(f) < 0,5 %
ΔC(f) < 0,5 %
0,5 % < ΔC(f) < 1 %
0,5 % < ΔC(f) < 1 %
1 % < ΔC(f) < 1,2 %
1 % < ΔC(f) < 1,2 %
1,2 % < ΔC(f) < 1,5 %
1,2 % < ΔC(f) < 1,5 %
ΔC(f) > 1,5 %
ΔC(f) > 1,5 %
Variação CAPref
ΔC < 5%
ΔC < 5%
5% < ΔC < 10%
5% < ΔC < 10%
10% < ΔC < 15%
10% < ΔC < 15%
15% < ΔC < 20%
15% < ΔC < 20%
ΔC > 20%
ΔC > 20%
CapacitânciaEstágio / Estado
Estágio 1: Novo
Estado 1
Estágio 2: Normal
Estado 1
Estágio 3: Anormal
Estado 1
Estágio 4: Defeituoso
Estado 1
Estágio 5: Falhado
Estado 1
Onde: ΔC(f) é a variação entre as capacitâncias medidas no intervalo de 15 a 400 Hz;ΔC é a variação entre CAPref (valor de referência) e CAPmed (valor medido)
mostra uma representação do descrito.
Considerando que diferentes testes de
diagnósticos oferecem resultados contraditórios, um
consenso originado por uma votação é introduzido para
resolver os conflitos entre agentes e determinar o estágio
do estado do transformador, utilizando um modelo de
condição da degradação.
Considerações finais Este trabalho apresenta uma proposta que preenche
de maneira ideal os requisitos do Cigré WG A2.18 para a
implementação de sistemas de avaliação de condição. Pela
aplicação desta metodologia, uma avaliação sistemática e
objetiva é possível através de um sistema de pontuação
Tabela 6 – criTério de inTerpreTação usado para agenTe dga
Concentrações Individuais (ppm)
H2
≤30
31-100
31-50
51-70
71-100
101-700
101-300
301-500
501-700
701-1800
701-1250
1251-
1800
>1800
CH4
≤30
31-100
31-50
51-70
71-100
101-700
101-300
301-500
501-700
701-1800
701-1250
1251-
1800
>1800
C2H2
≤30
31-100
31-50
51-70
71-100
101-700
101-300
301-500
501-700
701-1800
701-1250
1251-
1800
>1800
C2H4
≤30
31-100
31-50
51-70
71-100
101-700
101-300
301-500
501-700
701-1800
701-1250
1251-
1800
>1800
C2H6
≤30
31-100
31-50
51-70
71-100
101-700
101-300
301-500
501-700
701-1800
701-1250
1251-
1800
>1800
CO
≤30
31-100
31-50
51-70
71-100
101-700
101-300
301-500
501-700
701-1800
701-1250
1251-
1800
>1800
TDCG
≤30
31-100
31-50
51-70
71-100
101-700
101-300
301-500
501-700
701-1800
701-1250
1251-
1800
>1800
Estágio / Estado
Estágio 1: Novo
Estado 1
Estágio 2: Normal
Estado 1
Estado 2
Estado 3
Estágio 3: Anormal
Estado 1
Estado 2
Estado 3
Estágio 4: Defeituoso
Estado 1
Estado 2
Estágio 5: Falhado
Figura 4 – Arquitetura para determinação dos modos de falha com vários agentes.
59
no qual cada estratégia de manutenção, como Manutenção
Baseada na Condição (MBC) e Manutenção Centrada na
Confiabilidade (MCC) podem ser implementadas.
O uso do conhecimento disponível de diagnósticos
em campo de transformadores (como a interpretação
criteriosa publicada por normas institucionais), junto com
a experiência obtida ao longo dos anos pelos fabricantes
(como um banco de dados de testes de diagnósticos), é a
base para o estabelecimento de conhecimento confiável
para o desenvolvimento de um agente de diagnostico
robusto baseado em técnicas de Inteligência Artificial e
Data Mining. Desta maneira, as atividades desafiadoras
e complexas de interpretação e avaliação dos testes de
diagnósticos podem alcançar um nível considerável de
automação.
ReferênciasM. E. C. Paulino, J. L. Velasquez, H. DoCarmo, Avaliação da Condição como Ferramenta de Gestão do Ciclo de Vida de Transformador de Potência, XXI SNPTEE, Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Florianópolis, Brasil, 2011.CIGRÉ Working Group A2.18, Guide for Life Management Techniques for Power Transformers (2003).D. Morais, J. Rolim, and Z. Vale, DITRANS – A Multi-agent System for Integrated Diagnosis of Power Transformers,.IEEE Powertech (POWERTECH 2008) Vol. 5. Lausanne, Switzerland, pp. 1-6, 2008.Hydro Plant Risk Assessment Guide, Appendix E5: Transformer Condition Assessment, 2006, http://www.docstoc.com/docs/7274124/Hydro-Plant-Risk-Assessment-Guide-Appendix-E6-Turbine-Condition.N. Dominelli, A. Rao, P. Kundur, Life Extension and Condition Assessment, IEEE Power Energy M 25, pp. 25-35, 2006.An introduction to multiagent systems, ISBN 978-0-470-51946-2 © 2009, M .Wooldridge. IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus-Part 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors, IEEE Std 62-1995P. Pichler, C. Rajotte, Comparison of FRA and FRSL measurements for the detection of transformer winding displacement, CIGRE SCA2 Colloquium, June 2003, Merida.IEEE Guide for the Interpretation of Gases in Oil Immersed Transformers, IEEE Std C57.104-1991.IEC Publication 60599, Mineral oil-impregnated electrical equipment in service—Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis, March 1999.
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro
eletricista e especialista em manutenção de sistemas
elétricos pela escola Federal de engenharia de
itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da
adimarco |[email protected].
Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em
www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail
38 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res
Diante das necessidades do sistema elétrico,
as atividades de manutenção tendem a migrar da
manutenção preventiva para a manutenção preditiva, e
da manutenção baseada no tempo para a manutenção
baseada no estado atual do equipamento. Neste contexto,
as técnicas de monitoramento on-line têm sido adotadas
como a principal ferramenta para obter informações do
sistema ou equipamento a ser mantido, sem colocar
em risco a operação segura e a confiabilidade dos
transformadores, permitindo o conhecimento de
sua condição durante sua operação, além de poder
diagnosticar eventuais não conformidades.
Introdução Os prejuízos decorrentes de qualquer tipo de
interrupção de energia implicam na necessidade
de implantação de processos capazes de avaliar de
forma eficaz a instalação e seus equipamentos. Esses
programas devem utilizar novas técnicas e ferramentas
capazes de detectar uma possível falha o quanto antes.
Os equipamentos elétricos instalados em subestações
podem ser solicitados a operar sob condições adversas
e não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem
falhas que deixem indisponíveis a função de geração
de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, a
Por Marcelo Paulino*
Capítulo XII
Uso de monitoramento on-line de transformadores para avaliação da condição do ativo
checagem regular das condições de operação desses
equipamentos torna-se cada vez mais importante.
Torna-se imperativa a busca de procedimentos e
ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das
instalações de forma rápida e precisa.
O trabalho realizado pelo GT A2.05, Guia de
Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré
Brasil, descreve:
“Este contexto tem levado a uma mudança nas
filosofias de manutenção, acelerando a migração
da manutenção preventiva para a preditiva, da
manutenção baseada no tempo para a baseada no
real estado do equipamento. Alguns dos primeiros
equipamentos em que se opera essa mudança
são os transformadores de potência, visto que,
além de essenciais para as redes de transmissão
e distribuição, são em geral os maiores ativos de
uma subestação.
Com isso, os sistemas de monitoração on-line têm
sido adotados como uma das principais ferramentas
para possibilitar essa mudança sem colocar em
risco a segurança e confiabilidade da operação dos
transformadores, permitindo conhecer sua condição e
diagnosticando ou prognosticando eventuais problemas.”
39Apoio
Este texto descreve as principais características de um
sistema de monitoramento on-line de transformadores.
Estrutura básica de um sistema de monitoramento
Diversas estruturas e projetos têm sido projetados para
o monitoramento on-line contínuo de transformadores.
O trabalho do GT A2.05, Guia de Manutenção para
Transformadores de Potência, Cigré Brasil, descreve uma
topologia básica do sistema de monitoramento em que se
podem observar as principais partes constituinte deste sistema.
A Figura 1 mostra o descrito.
A seguir descrevemos as principais partes:
• Medida das variáveis – uma vez determinadas as
variáveis que responderam pela descrição da condição
do transformador, o sistema de monitoramento medirá
essas variáveis a partir de sensores, medidores ou
transdutores, aplicados em cada variável, de acordo com
sua especificidade. Esses elementos de medida, instalados
no transformador, disponibilizam a informação medida para
ser transmitida.
• Transmissão de dados – de acordo com a recepção dos dados
enviados pelos medidores é realizado o envio desses dados para
unidades de armazenamento. Esses dados ficarão à disposição
dos usuários para a tomada de decisão. Várias tecnologias
podem ser utilizadas na transmissão de dados, inclusive os
protocolos de comunicação. A transmissão dos dados pode ser
realizada por sistema dedicado, pelo sistema de supervisão da
subestação ou por um sistema híbrido incluindo os dois.
• Armazenamento e processamento de dados – uma vez
transmitidos os dados aquisitados no transformador, uma
unidade será responsável por armazenar esses dados. Essa
unidade poderá conter rotinas lógicas para processar esses
dados, transformando-os em informações úteis para a tomada
de decisão nas atividades de manutenção, envolvendo a
gestão do ativo. Diagnósticos e prognósticos poderão estar
disponíveis indicando a condição geral do equipamento ou a
condição de subsistemas específicos.
• Disponibilidade das informações – As informações
processadas estarão à disposição de diversos setores
simultaneamente. Deverá ser previsto um sistema de dados
que mantenha a integridade das informações e a segurança
de acesso.
40 Apoio
Manu
tenç
ão d
e tr
ansf
orma
dore
s
Subsistemas e partes componentes monitorados
Os transformadores são submetidos às mais diversas
solicitações durante sua vida útil. O tempo de interrupção
do fornecimento de energia quando ocorrem problemas é
resultado direto de sua gravidade. Deste modo, o conhecimento
adequado de alguns sintomas, suas causas e efeitos são de
suma importância, pois permite evitar a evolução de problemas
indesejáveis com prejuízos financeiros elevados.
As principais avarias dizem respeito a deficiências dos
enrolamentos, sejam por má compactação das bobinas, sejam por
assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação
das bobinas causada por curto-circuito. São significativas,
também, as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a
alteração das características elétricas e físico-químicas dos seus
materiais isolantes. Isto implica no “envelhecimento” de parte ou
de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem
sedimentos oriundos da oxidação, que, em última análise podem
comprometer a operação do transformador.
A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não
pode ser eliminada, mas sim reduzida a um número e a uma intensidade
que não causem danos ao sistema elétrico, através de equipamentos e
métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um
transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser
resumidos na maneira pela qual é feita a manutenção e proteção do
mesmo, e também na qualidade dos seus componentes.
A determinação de onde atuar no transformador implica
na determinação dos pontos críticos e suscetíveis a falhas. A
elaboração da estatística de defeitos contribui para determinar
a causa da indisponibilidade do transformador e, portanto,
determinar os pontos de atuação, forçada ou programada, no
transformador. A seguir são mostradas estatísticas das causas
para saída de serviço de transformadores de potência publicado
na revista Electra 261, abril de 2012.
Figura 1 – Representação de uma típica topologia de um sistema de monitoramento on-line de transformadores. (Fonte: GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil).
Figura 2 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores de subestações (>100kV).
Figura 3 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores elevadores (>100kV).
Figura 4 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.
Conforme já descrito no capítulo 3 deste fascículo,
“Anormalidades em transformadores”, pode-se notar que a
ocorrência de falhas dependerá de cada unidade, seu regime
de operação e as características do ativo. A Figura 4 mostra,
como exemplo, a análise do item mais suscetível a falhas. Nela
pode-se notar, para este caso, que as bobinas são a maior fonte
de problemas no transformador, com 70% das ocorrências,
seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%).
41Apoio
Essas estatísticas determinam o que deve ser monitorado
no transformador. Uma vez com os dados do monitoramento,
é realizado o diagnóstico para a definição da estratégia
de manutenção a ser adotada e as ações futuras. Caberá
à equipe técnica responsável a análise das informações
resultantes do monitoramento e definir a estratégia para a
gestão do ativo.
Determinação das grandezas a serem monitoradas
Assim que determinada a estatística de defeitos, a
aquisição de dados para o diagnóstico é realizada através da
medida das grandezas associadas aos subsistemas apontados
como deficientes e responsáveis pela indisponibilidade
de parte ou o todo do ativo monitorado. Como exemplo
da abordagem aos subsistemas do transformador e as
grandezas a serem monitoradas, apresentamos os dados
descritos no trabalho do GT A2.05 do CIGRE Brasil. Na
tabela 1 são mostradas as partes componentes (subsistemas)
do transformador e funções a serem monitoradas. Na tabela
2 são mostradas as grandezas a serem monitoradas.
Subsistemas
Buchas
Parte Ativa
Comutador Sob
Carga
Tanque de Óleo
Sistema de
preservação do óleo
Sistema de
resfriamento
Tabela 1 – ParTes comPonenTes (subsisTemas) do Transformador e funções a serem moniToradas
(ref.: GT a2.05, Guia de manuTenção Para Transformadores de PoTência, ciGré brasil)
Funções de monitoramento
Estado da isolação das buchas
Envelhecimento da isolação
Umidade na isolação sólida
Gás no óleo
Previsão de temperaturas
Previsibilidade Dinâmica
de Carregamento
Simulções de carregamento
Supervisão térmica
Desgaste do contato
Assinatura do mecanismo
Umidade no óleo
Previsão de manutenção do comutador
Umidade no óleo
Integridade do sistema de
preservação de óleo
Eficiência do sistema de resfriamento
Previsão de manutenção do
sistema de resfriamento
42 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res
Subsistemas
Buchas
Parte Ativa
Tanque de Óleo
Comutador Sob
Carga
Sistema de
resfriamento
Outros
IED`s
Monitor de
temperatura
Monitor
de gás no óleo
Monitor de
umidade do
transformador
Relé de menbrana
Transdutor de
tensão e corrente
Transdutor de
temperatura
Tabela 2 – exemPlos de Grandezas a serem moniToradas
(ref.: GT a2.05, Guia de manuTenção Para Transformadores de PoTência, ciGré brasil)
Tabela 3 – ieds associados ao sisTema de moniToramenTo on-line de Transformador
(ref.: m. alves, “exPeriência de camPo com a moniToração on-line de dois Transformadores 150 mva 230 kv com comuTadores sob
carGa” no ciGré sc a3, 2007)
Grandezas monitoradas
Capacitância ou Desvio relativo
de capacitância
Tangente Delta
Temperatura do óleo
Temperatura dos enrolametos
Corrente nos enrolametos
Gás no óleo
Teor de água no óleo (ppm)
Saturação relativa de água no óleo %
Saturação relativa à temp. ambiente
e de referência
Ruptura da bolsa/menbrana do
tanque de expansão
Temperatura do comutador
Corrente de carga
Tensão de linha
Posição de tap
Toque do acionamento
Teor de água no óleo (ppm)
Saturação relativa de água no óleo %
Saturação relativa à temp. ambiente
e de referência
Corrente de ventiladores ou bombas
Vibração de bombas
Temperatura ambiente
Dados Aquisitados
- Temperatura do óleo
- Temperaturas do ponto mais
quente do enrolamentos
- Correntes de carga
- Alarmes e desligamentos
por temperaturas altas
- Hidrogênio dissolvido no
óleo do transformador
- Alarmes por gás alto/muito alto
- Saturação relativa (%) de água
no óleo do transformador
- Teor de água no óleo do
comutador sob carga (ppm)
- Ruptura de menbraba/bolsa
do tanque conservador
- Tensões do motor do comutador
- Correntes do motor do comutador
- Potências ativa/reativa/aparente
do motor do comutador
- Temperaturas do óleo do
comutador sob carga
- Temperatura ambiente
Arquiteturas do sistema de monitoramento Um projeto de implementação de um sistema de
monitoramento de transformadores tem na arquitetura escolhida
a base para determinar a aplicação em transformadores de
qualquer tamanho ou potência. Com as mesmas características
dos sistemas de automação, tem-se basicamente duas
arquiteturas básicas:
• Arquitetura centralizada – Neste caso é utilizado um
dispositivo que concentrará as informações monitoradas.
Esse dispositivo recebe as informações medidas no sensores
e transdutores instalados no transformador. É responsável por,
além de receber esses dados, digitaliza-los e retransmitir para
a unidade de Armazenamento e Processamento de Dados. Ele
pode estar localizado próximo ao transformador ou alocado na
sala de relés de proteção ou na sala de controle da subestação.
• Arquitetura descentralizada – Utiliza sensores eletrônicos
inteligentes, geralmente dedicado ao monitoramento de uma
função ou um grupo de funções correlatas. Fica localizado
junto ao subsistema monitorado, na estrutura do transformador
e possui capacidade de processamento das informações
e transmissão direta para a unidade de armazenamento e
processamento de dados.
Utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes
As características dos Sistemas de Automação de Subestação
(SAS), no qual os sistemas de monitoramento de equipamentos
primários estão inclusos, têm evoluído sensivelmente com
a utilização de dispositivos de proteção microprocessados.
Esses dispositivos têm apresentado um caráter multifuncional
relacionando, além das funções de proteção, muitas funções
adicionais, tais como medida, registro de eventos, controle,
monitoração de qualidade de energia. Caracteriza-se uma
evolução do relé de proteção, agora denominado Dispositivo
Eletrônico Inteligente (IED - Intelligent Electronic Devices).
Uma das características desses IEDs é permitir a execução
de funções de proteção e controle distribuídas sobre redes de
comunicação.
43
IED`s Dados Aquisitados
- Contatos de alarme (relé buchholz,
válvulas de alívio, níveis de óleo, etc.)
- Estado dos grupos de
ventilação forçada
- Comutador sob carga em operação
- Tempo de operação do
comutador sob carga
- Capacitância das buchas
- Tangente delta das buchas
- Tensões de fase
- Correntes de fase
- Potências ativa/reativa/aparente
- Posição de tap do comutador
- Seleções local/remoto, mestre/comando/
individual e manual/automático
Módulos
de aquisição
de dados
Monitor de
buchas
Relés regulador
de tensão
Supervisor de
paralelismo
Esses IEDs têm sido utilizado na composição de sistemas de
monitoramento descentralizados, promovendo a modularidade do
sistema, permitindo que se escolham livremente quais as variáveis
a monitorar, além de facilitar futuras expansões simplesmente
agregando novos IEDs. A Tabela 3 mostra um exemplo de IEDs
associados ao sistema de monitoramento on-line de transformador,
publicado por Alves no trabalho “Experiência de Campo com a
Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150MVA 230kV
com Comutadores Sob Carga” no Cigré SC A3, em 2007.
Sistemas dedicados a monitoramento on-line de transformadores
A utilização de sistema completo para avaliação de buchas e
transformadores pode fornecer soluções adequadas para a empresa
que planeja o monitoramento contínuo do estado do transformador.
Esse sistema permite a detecção de anormalidades, possibilitando o
planejamento de uma ação corretiva em tempo adequado.
O sistema também pode ser modificado e ampliado para
atender às suas necessidades específicas. Além disso, por se tratar
de um sistema único, existe uma melhor garantia de segurança e
confiabilidade no trabalho conjunto dos diversos dispositivos que
compõe o sistema. Como exemplo são expostos os dados de um
sistema de monitoramento on-line de transformadores, o Montrano,
da Omicron. Este sistema completo permite:
• Avaliação contínua do estado do isolamento do transformador;
• Determinação do valor de C, monitoramento DF / PF com precisão
de laboratório em campo;
• Avançada supressão de ruído para a detecção de fonte confiável
de descargas parciais;
• Gravação de transitórios de alta tensão em buchas;
44 Apoio
Manu
tenç
ão de
tran
sfor
mado
res • Interface Web para acesso de dados e visão geral do estado do
sistema;
• Os dados de tendência para gestão do ativo monitorado.
Alguns componentes do sistema de monitoramento completo:
• Adaptadores de tap para buchas de alta tensão - Sincroniza a
captura de sinal para medida de capacitância, fator de dissipação,
transitórios de alta tensão e descargas parciais nas buchas do
transformador;
• Sensor UHF - Sensor altamente sensível a medida de descargas
parciais em UHF dentro do transformador;
• Unidade de aquisição de dados/transformador - Aquisição
simultânea de dados dos adaptadores do tape da bucha e sensor
de UHF no tanque do transformador com avançado processamento
de sinal;
• Unidade de aquisição de dados/referência - Fornece sinal de
referência para medida de capacitância e medida de fator de
dissipação com até três transformadores de tensão ou três buchas de
referência transformador;
• Comunicação de fibra óptica - Conecta-se a cada unidade de
aquisição com o computador central, com a transmissão de dados
sem interrupção através de longas distâncias;
• Computador central e software de monitoramento - Armazena
e executa rotinas de tendências inteligentes pós-processamento
e visualiza dados para fornecer informações úteis sobre bucha e
estatuto condição de isolamento do transformador.
Protocolos de comunicação A transmissão de dados entre os sensores e os medidores
desses dados no transformador monitorado até a unidade de
armazenamento e processamento é realizada através de uma rede
de comunicação. A substituição da rede ponto a ponto, através de
cabeamento rígido, por uma rede LAN implica no uso de protocolos
de comunicação.
Ultimamente muitos protocolos são usados em subestações,
sendo alguns concebidos para aplicações específicas. Outros são
estruturados utilizando-se normas internacionais, mas também são
ajustados às necessidades de instalações locais.
Recomenda-se a utilização de protocolos de comunicação não
proprietários, tais como Modbus, DNP3, para facilitar a integração
dos componentes do sistema de monitoramento, incluindo o
supervisório da subestação.
Os dispositivos mais recentes utilizados na comunicação nas
instalações da subestação empregam a norma IEC 61850. Esta
define caminhos para o intercâmbio de dados entre os diferentes
dispositivos que pode ser usado de diferentes formas no controle
distribuído e aplicações de proteção, controle e monitoramento.
Esses caminhos introduzem um novo conceito que requer uma
abordagem e tecnologia diferente para serem aplicados aos
componentes individuais do sistema de monitoramento.
Considerações finais Sobre o monitoramento on-line de transformadores:
• Existe a possibilidade de instalação de sistemas de monitoramento
completos, com diversas medidas e aquisições de dados, além
de várias funcionalidades relacionadas a rotinas de cálculo e
simulações da condição do ativo;
• Pode-se customizar o sistema de monitoramento on-line para
selecionar apenas as variáveis de interesse para cada caso;
• A enorme capacidade de comunicação disponível e a grande
número de dados aquisitados podem gerar sobrecarga de
informações. As equipes técnicas devem avaliar de forma criteriosa a
necessidade da utilização dos dados disponíveis no monitoramento;
• É desejável que o sistema seja expansível, permitindo a integração
de novos dispositivos e novas funcionalidades;
• A tecnologia e os protocolos de comunicação devem promover a
interoperabilidade entre dispositivos de diversos fabricantes;
• Cada empresa deve decidir qual a abrangência e a melhor
arquitetura a ser aplicado ao seu sistema de monitoramento de
transformadores.
Referências• ALMEIDA, A. T. L. e PAULINO M. E. C. Manutenção de Transformadores de Potência,
Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.
• GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, CIGRE Brasil –
Grupo de Trabalho A2.05, 2013.
• Cigré WG A2.37, “Transformer Reliability Survey: Interim Report”, Electra, CIGRÉ,
Ref. No. 261, 2012.
• Cigré WG A2.27: Technical Brochure 343, "Recommendations for condition
monitoring and condition facilities for transformers"
• IEEE Draft Guide PC57.143/20, "Guide for the Application for Monitoring Liquid
Immersed Transformers and Components"
• Alves, M. E. G., Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois
Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga, CIGRE SC A3, Rio de
Janeiro, 2007.
• MONTRANO, OMICRON, em http://bit.ly/1ATTLyE ou http://www.omicron.at
* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro
eletricista e especialista em manutenção de sistemas
elétricos pela escola Federal de engenharia de
itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da
adimarco |[email protected].
FIMAcesse este e outros capítulos do fascículo “Manutenção de transformadores”, em formato PDF, no site www.osetoreletrico.com.br. Dúvidas e outros comentários
podem ser encaminhados para [email protected]