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Estudos sobre Transformadores de Potência:
Sistema Elétrico Celg
C. H. B. Azevedo, A. P. Marques, J. A. L. dos Santos, Celg D, e C. J. Ribeiro, EMC/UFG
Resumo - O transformador de potência é um equipamento de
custo elevado e estratégico para o sistema de energia elétrica. Por
causa de seu grande porte, o seu remanejamento ou substituição
são difíceis, onerosos e demorados. Nesse sentido, o objetivo deste
trabalho é apresentar as tendências de defeitos e falhas nesse
equipamento, com a identificação de pontos críticos, e os
resultados da aplicação de uma nova metodologia para o
aprimoramento de seus desempenhos. Diante dos resultados,
evidenciam-se as viabilidades técnica e econômica da metodologia
empregada, comparada a outras técnicas, em virtude da maior
eficiência alcançada nas análises com a aplicação de um conjunto
de técnicas preditivas de manutenção preventiva (composta pela
detecção de descargas parciais pelo método de emissão acústica e
pela análise de gases dissolvidos em óleos).
para localização de informações das interrupções, dentre
outros.
O desenvolvimento desta etapa da pesquisa baseou-se:
a) na identificação das partes que compõem os
transformadores, que foram analisadas e divididas em
blocos, conforme é apresentado na Fig. 1; e
b) na caracterização e análise dos pontos de falhas e de
defeitos detectados nesses equipamentos relativos às
interrupções por falhas e por defeitos no período em
análise.
Palavras-Chave - descargas parciais, emissão acústica,
manutenção preventiva, técnicas preditivas, transformadores de
potência.
I. INTRODUÇÃO
O
objetivo deste artigo é apresentar as tendências de
defeitos e falhas nos transformadores de potência, com a
identificação de pontos críticos, e os resultados da aplicação
de uma nova metodologia para a área de manutenção
preventiva, em virtude de sua importante aplicabilidade no
setor elétrico.
Os estudos realizados sobre o desempenho de
transformadores e autotransformadores do sistema elétrico da
Celg, acerca do número de interrupções de serviço, na área de
transmissão de energia elétrica, correspondem a um período de
28 anos – 1979 a 2007 – e referem-se a equipamentos de
tensões nominais de 34,5kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV [1].
Para a caracterização e para as análises realizadas, foi
desenvolvida uma planilha eletrônica, com base em pesquisas
associadas tanto a softwares recentes como também a
registros e antigos fichários (impressos) da empresa. Cabe
observar que esta etapa do trabalho apresentou inúmeras
dificuldades, relacionadas: à interpretação de dados em
fichários e consulta a registros localizados na oficina da
empresa, entrevistas com funcionários da área técnica, para
confirmar e detalhar alguns dados das fichas, pesquisa em
programas e registros; ao processo de filtragem em softwares
Este trabalho teve o apoio financeiro da Agência Nacional de Energia
Elétrica (ANEEL).
A.P. Marques, C.H.B Azevedo e J.A.L. dos Santos fazem parte do quadro
de funcionários da CELG Distribuição (e-mails: [email protected];
[email protected]; [email protected]).
C.J. Ribeiro é docente da Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de
Computação da Universidade Federal de Goiás (e-mail: [email protected]).
Fig. 1. Subdivisão do transformador de potência em blocos.
A faixa de potência nominal dos equipamentos abordados
neste trabalho foi de 0,15MVA a 150MVA, totalizando 255
equipamentos e bancos trifásicos, escalonados em 38 valores
de potências nominais diferentes.
O gráfico da Fig. 2 mostra o número de interrupções para
os diversos componentes. A identificação dos pontos críticos,
em relação às interrupções de serviço, por falhas e por
defeitos, refere-se aos seguintes componentes atingidos:
enrolamentos (34%), comutadores de derivação (20%), buchas
(14%). Juntas, as interrupções associadas a esses três
componentes representaram 68% do total, índice este que
poderia ser reduzido, caso fosse possível monitorar e
diagnosticar falhas incipientes em tais equipamentos, por meio
de técnicas preditivas adequadas [1]. O item “componente não
identificado” (11 %) refere-se àqueles componentes dos quais
não se obtiveram registros confiáveis das ocorrências por
motivos diversos.
As taxas de falha dos equipamentos de 34,5 kV, 69 kV,
138 kV e 230 kV (Tabela I) foram calculadas considerando-se
o número de equipamentos em operação, não se computando,
assim, os equipamentos em reserva no período de estudo.
2
Fig. 2. Número de interrupções de transformadores por componentes.
TABELA 1
TAXAS DE FALHAS NO PERÍODO DE 1979 A 2007.
Tensão
34,5kV
69kV
138kV
230kV
Taxa (%)
1,40
2,03
1,36
0,49
considera-se importante implementar técnicas preditivas não
interruptivas do fornecimento de energia elétrica, como a
AGD e a de detecção de DPs. Além disso, propõe-se
acompanhar os resultados ao longo do tempo, de modo a se
planejar uma intervenção antes da ocorrência de uma possível
falha que leve o transformador a colapso.
Nesse sentido, para que a técnica de detecção de DPs seja
eficiente, é fundamental a observância de alguns
procedimentos e requisitos [4], como apresentado nessa nova
metodologia, a qual é composta das seguintes etapas:
a) conhecimento da geometria do projeto da parte ativa,
tanque e buchas do transformador;
b) mapeamento e definição da “assinatura” da atividade de
descargas parciais específica para o equipamento, no
ensaio de detecção, durante a realização do primeiro
ensaio;
c) realização do ensaio vinculado ao ciclo típico de carga do
transformador sob avaliação, contemplando as diferentes
condições operativas às quais ele é submetido durante o
ciclo de carga, definindo, portanto, a duração; e
d) análise de dados com base em diagnósticos comparativos
com transformadores de mesmo projeto (equipamentos
idênticos), submetidos ao ensaio simultaneamente.
II. NOVA METODOLOGIA PARA DETECÇÃO DE DESCARGAS
PARCIAIS EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
III. APLICAÇÃO DA METODOLOGIA
Comparando as técnicas preditivas utilizadas na
manutenção de transformadores de potência, consta-se que a
metodologia analisada neste trabalho (análise de gases
dissolvidos em óleo conjugada com o método de emissão
acústica) possui caráter inovador porque apresenta maior
eficiência em relação à localização de falhas incipientes
decorrentes de descargas parciais, ao contrário de outras
técnicas. A técnica de termografia, por exemplo, permite
localizar pontos com elevações anormais de temperatura –
como em conectores de buchas –, mas apenas externamente ao
equipamento, sendo, portanto, bastante limitada no que diz
respeito a defeitos ou falhas internos. A técnica de resposta em
freqüência tem a desvantagem de só poder ser aplicada com o
transformador fora de serviço, ou seja, desligado, além disso,
não permite localizar pontos de falhas incipientes. A técnica
de análise de gases dissolvidos em óleo isolante (AGD),
mesmo sendo uma técnica consagrada, também apresenta
algumas fragilidades, principalmente por ser de baixa
sensibilidade para detecção de descargas parciais [2] e por não
permitir localizar a falha incipiente no interior do
transformador. Por isso, se usada isoladamente, a AGD pode
não ser suficiente, em certos casos, para detectar falhas
elétricas incipientes nesses equipamentos.
Nesse contexto se insere a detecção de descargas parciais
(DPs) pelo método de emissão acústica (EA), cuja
característica principal é a indicação, em coordenadas x, y e z,
da região onde está ocorrendo atividade de DPs [3].
No entanto, para a utilização da técnica preditiva de
detecção de descargas parciais, torna-se necessária a aplicação
de uma metodologia que propicie mais qualidade nos
diagnósticos, conforme se apresenta neste artigo.
Como estratégia de manutenção nesses equipamentos,
Para a análise dos resultados dessa nova metodologia,
apresentam-se aqui os ensaios de detecção de descargas
parciais pelo método acústico [5] – [8], realizados
simultaneamente em três transformadores de potência
trifásicos, de 33,33 MVA cada um. Dois deles são
denominados, respectivamente, T1 e T2 e são feitos por um
mesmo fabricante (projetos idênticos). O outro, denominado
T3, possui projeto diferente dos dois primeiros. Juntos, eles
fornecem um total de 100 MVA à rede primária de
distribuição. Os ensaios foram realizados durante um ciclo
completo de carregamento (vinte e quatro horas) e com a
padronização adequada dos procedimentos realizados.
Sistema SDP1 de 28 canais
Sistema SDP2 de 15 canais
Fig. 3. Sistemas de detecção de descargas parciais (SDP1 e SDP2).
Para viabilizar a análise dos resultados, foram utilizados 28
sensores piezoelétricos no T1 e T2 do Sistema SDP1
3
(equipamento DISP), sendo 14 sensores em cada um. No T3
empregaram-se 14 sensores do Sistema SDP2 (equipamento
SH II), conforme Fig. 3.
Vale observar que foi utilizado, para registrar os ruídos
originados por chuva (caso chovesse), mais um canal do
SDP2, chegando-se assim a um total de 43 sensores.
A Fig. 4 ilustra os equipamentos em operação em
subestação de energia elétrica da Celg, submetidos aos ensaios
simultaneamente. Os dois sistemas de detecção foram
adequadamente conectados à malha de aterramento elétrico da
subestação.
realizados em campo, com esses dois sistemas de detecção
utilizados (SDP1 e SDP2), eles possuem desempenhos
semelhantes e apresentam resultados eficientes para a
aplicação dessa nova metodologia. Os sensores de emissão
acústica foram posicionados nos três equipamentos
considerando-se:
a) as características construtivas dos equipamentos
(projetos);
b) as características operativas do sistema; e
c) os históricos dos equipamentos submetidos aos ensaios.
As dimensões (largura “X”, altura “Y” e comprimento
“Z”) e os desenhos dos transformadores encontram-se,
respectivamente, na Tabela 2 e nas Fig. 6 e 7.
TABELA 2
DIMENSÕES DOS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
Transformadores
X
Y
Z
Diagonal
T2
(mm)
(mm)
(mm)
(mm)
T1 e T2
T3
5.660
5.565
3.230
3.322
1.872
1.735
6.780
6.709
T3
H1
1500
Na Fig. 5 ilustra-se o posicionamento de alguns dos
42 sensores de emissão acústica nos transformadores, sendo
28 do Sistema SDP1 e 14 do Sistema SDP2, todos operando
em faixa entorno de 150 kHz, cujos valores são referentes às
frequências típicas de descargas parciais.
8
10
9
8
11
2500
Fig. 4. Ensaio de detecção de descargas parciais realizado simultaneamente
em três transformadores trifásicos de 33,33 MVA, 138kV/13,8kV cada um.
H3
H2
2500
T1
de potência
4052
Fig.6. Desenho do projeto dos transformadores de potência T1 e T2 (em mm).
H2
H1
Sensores
de emissão
acústica
Cabe ressaltar que, de acordo com os diversos ensaios
460
8
10
2026
Fig. 5. Posicionamento dos sensores nos transformadores de potência.
H3
9
8
11
3940
Fig.7. Desenho do projeto do transformador de potência trifásico T3 (em mm).
4
Conforme é descrito na norma NBR 15633/2008 [7], os
sensores de emissão acústica foram distribuídos na superfície
externa do tanque dos equipamentos, de forma a permitir que
todo o volume interno fosse monitorado, e também
respeitando distâncias menores que 3 metros entre os sensores.
As condições ambientais foram medidas em três pontos
diferentes e próximos aos equipamentos, no início e no final
do ensaio, e os valores médios de temperatura e de umidade
relativa do ar foram de 27,2 ºC e 37,1%, respectivamente.
O serviço em campo com esses equipamentos energizados
foi realizado atendendo-se às exigências de segurança no
trabalho, sendo que todos os membros da equipe possuem
formação preceituada pela Norma Regulamentadora do
Ministério do Trabalho e Emprego – NR10 (Segurança em
Instalações e Serviços em Eletricidade) e utilizaram
adequadamente todos os equipamentos de proteção individual
e de proteção coletiva [8]. Outro critério importante adotado
neste trabalho foi a instalação do sistema de detecção de DPs
no lado em que os para-raios são de invólucro polimérico,
evitando-se proximidade com os de porcelana, para maior
segurança à equipe e aos instrumentos durante os ensaios.
Após a montagem do sistema de detecção, foi executada
uma verificação do acoplamento dos sensores e da
continuidade do circuito. Para isso, uma onda acústica
reprodutível foi gerada pela quebra de uma ponta de grafite
2H, com 0,3 mm de diâmetro, sobre a parede do tanque, ao
lado de cada sensor [7]. Assinale-se que foi quebrado sempre
o mesmo comprimento de grafite (2 mm ou 3 mm, como é
recomendado), em um mesmo ângulo e orientação. A
amplitude do pico, detectada desse evento simulado, foi de
aproximadamente 90 dB e não houve variação maior que 3 dB
na média de todos os sensores. Essa verificação deve ser
repetida imediatamente sempre que houver indicações da
possibilidade de uma mudança na eficiência do acoplamento
ou na continuidade do circuito.
Sendo assim, para a realização deste teste (de verificação
das respostas dos sensores), foi utilizado um dispositivo
desenvolvido pela própria equipe para a quebra uniforme do
grafite, conforme ilustra a Fig. 8-a. A análise dos resultados
mostrou que os sensores estavam acoplados devidamente, uma
vez que as diferenças entre as médias das leituras individuais
de cada sensor, em relação à média geral, foram menores que
3 dB, valor este adotado neste trabalho.
1,5 cm
6,7 cm
tanque principal do equipamento, de forma a gerar um sinal
acústico que possa ser percebido pelos sensores distribuídos
ao longo do tanque do transformador. Os sinais detectados
pelos vários sensores foram comparados, para verificar sua
consistência.
Procedeu-se ao teste de abrangência dos sensores com um
dispositivo também desenvolvido nesta pesquisa (ilustrado na
Fig. 8-b), para possibilitar a repetibilidade nos procedimentos
de ensaio. Os resultados deste teste foram satisfatórios e foram
registrados no arquivo de aquisição.
Em seguida, realizou-se a configuração inicial do sistema
de 28 canais e do sistema de 14 canais (mais um de chuva),
ajustando-se a sensibilidade do sistema de modo a fornecer um
padrão claro de emissão acústica. A sugestão é evitar o ruído
originado por outras fontes, proporcionando uma configuração
otimizada, para a análise futura dos resultados do ensaio.
Para a conferência da montagem e da configuração do
sistema, realizou-se um pré-ensaio de duas horas
aproximadamente. O horário dos dois sistemas de detecção de
descargas parciais (SDP1 e SDP2) foi ajustado de acordo com
o horário do Centro de Operação do Sistema (COS).
O período de tempo para o monitoramento depende das
condições operativas do equipamento e deve ser estabelecido
caso a caso. Por isso, após as verificações e ajustes, com a
confirmação de bom desempenho da instalação e da
configuração, iniciou-se o ensaio, com o período total de
monitoramento estabelecido em 24 horas.
Cabe ressaltar que, durante a realização deste ensaio
(conforme ilustra a Fig. 9), amostras de óleo dos três
equipamentos foram retiradas para a análise de gases
dissolvidos (cromatografia) no laboratório da concessionária.
Fig. 9. Amostras de óleo para a Análise de Gases Dissolvidos (AGD),
retiradas durante a realização dos ensaios de detecção de descargas parciais.
IV. RESULTADOS
Figura 8. Dispositivos: (a) de acoplamento; e de (b) abrangência.
Na sequência, realizou-se uma verificação complementar,
chamada de teste de abrangência, que não substitui a anterior
(de resposta dos sensores). Esta consiste em abalroar um
objeto metálico contra as faces externas (uma por vez) do
Os resultados das atividades detectadas nos três
transformadores de potência trifásicos T1, T2 e T3, de
33,33 MVA, 138kV/13,8 kV, monitorados simultaneamente
pelos dois Sistemas de Detecção de DPs, são apresentados nas
Fig. 10, 11 e 12, respectivamente.
5
Posição Y
Posição Y
Posição Z
Posição Z
Posição X
Posição X
(a)
(b)
Fig. 11. Transformador de potência trifásico T2 - gráficos: (a) do canal 8; e b)
das coordenadas em três dimensões;.
TRANSFORMADOR T1, CANAL 3
70
T1, Sensor de No 3
60
Os resultados das análises de gases dissolvidos (AGD)
realizadas em conjunto (simultaneamente) com o ensaio de
detecção de descargas parciais, nas amostras de óleo desses
transformadores, foram considerados normais de acordo com
os seus históricos de ensaios e com as características dos
equipamentos.
HITS
50
40
30
20
10
0
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
300
330
360
270
300
330
360
ANGULO (GRAUS)
Ângulo
(graus)
Posição Y
(b)
TRANSFORMADOR T1, CANAL 5
80
T1, Sensor de No 5
70
60
HITS
50
40
30
20
10
0
0
30
60
90
120
150
180
210
240
-10
ANGULO (GRAUS)
Ângulo (graus)
Posição X
(c)
Fig. 10. Transformador de potência trifásico T1 - gráficos: (a) das
coordenadas em três dimensões; b) do canal 3; e c) do canal 5.
T2, Sensor de No 8
HITS
1500
1000
500
0
0
30
60
90
120
150
180
210
-500
ANGULO (GRAUS)
Ângulo (graus)
(a)
Fig. 12. Transformador de potência trifásico T3 – gráfico das coordenadas em
três dimensões.
V. CONCLUSÃO
TRANSFORMADOR T2, CANAL 8
2500
2000
Posição Z
240
270
300
330
360
As interrupções ocorridas por ano e por classe de tensão em
transformadores e em autotransformadores, no período
analisado (de 28 anos), no Sistema Elétrico em estudo,
apresentaram valores considerados baixos. Os pontos críticos
desses equipamentos encontram-se nos componentes
enrolamentos, buchas e comutadores de derivação,
componentes esses que são os mesmos apontados no trabalho
realizado pelo CIGRE [3].
Os parâmetros que indicam a necessidade de intervenção
num determinado transformador que foi submetido ao ensaio
6
de descargas parciais pelo método de emissão acústica são:
presença significativa de atividades detectadas de descargas
parciais e/ou resultados críticos da cromatografia.
No caso analisado, os resultados da aplicação da
metodologia apresentada, diante dos resultados dos ensaios de
emissão acústica nos transformadores de potência trifásicos,
são os seguintes:
a) na proximidade dos canais 3 e 5 do Transformador T1
(Fig. 10), na região do comutador de derivações em
carga, podem-se identificar atividades características de
descargas parciais (hits com defasagens de 180 graus).
Os demais canais só apresentam ruído, como, por
exemplo, ruído mecânico em virtude da atuação do
comutador de derivações em carga;
b) no Transformador T2, no canal 22 (canal 8 da Fig. 11-b),
na região do comutador de derivações em carga, verificase uma quantidade maior de hits com defasagens de 180
graus, relacionadas às atividades de descargas parciais;
c) no transformador T3 (Fig. 12), não foram observadas
indicações evidentes de sinais que estejam associados à
ocorrência do fenômeno de descargas parciais.
Sendo assim, diante dos resultados do ensaio e das
observações dos gráficos de apoio às análises, desenvolvido
nesta pesquisa, fica evidente a presença de atividades de
descargas
parciais
em
pequena
intensidade
nos
transformadores
T1
e T2, recomendando-se um
acompanhamento periódico criterioso, de acordo com o
cronograma de manutenção preventiva da empresa.
Nas Fig. 10, 11 e 12, destaca-se a importância da análise
comparativa entre equipamentos similares, proporcionando
maiores informações de referência para análise dos resultados.
Vale observar que os três equipamentos têm a mesma idade
(seis anos) e estão submetidos às mesmas condições
operativas e climáticas.
A viabilidade técnica dessa metodologia ficou evidenciada
nos resultados dos ensaios obtidos em campo, em que sua
utilização permitiu alcançar uma maior qualidade e eficiência
nos diagnósticos dos equipamentos e maior acerto nas
tomadas de decisão. Tais características fazem dessa nova
metodologia uma importante ferramenta da área de
manutenção. Portanto, trata-se de metodologia que também se
mostra plenamente viável economicamente, uma vez que os
diagnósticos e as ações de manutenção elaboradas com base
nos seus resultados podem evitar os altos custos decorrentes
de desligamentos indesejados no sistema elétrico de potência.
VI. AGRADECIMENTOS
Ao Setor de Engenharia de Manutenção e ao Setor de
Manutenção de Subestações, ambos da CELG Distribuição –
CELG D, e à Escola de Engenharia Elétrica e de Computação
da Universidade Federal de Goiás (EEEC/UFG).
VII. REFERÊNCIAS
[1] C.J. Ribeiro, A.P. Marques, D.C.P. Souza, C.H.B. Azevedo, B.P.
Alvarenga and R.G. Nogueira, “Faults and Defects in Power Transformers – A Case Study”, in Proc. Electrical Insulation Conference –
EIC 2009, Montreal, Canada, June 2009.
[2] C.H.B. Azevedo, “Metodologia para a eficácia da detecção de descargas
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[8]
parciais por emissão acústica como técnica preditiva em manutenção de
transformadores de potência imersos em óleo”, Dissertação de Mestrado,
Escola de Engenharia Elétrica e de Computação, Universidade Federal de
Goiás, 2009.
I.A. Metwally, “Failures, Monitoring and New Trends of Power
Transformers”, Potentials IEEE, vol. 30, pp. 36-43, Jun. 2011.
C.H.B. Azevedo, A.P. Marques and C.J. Ribeiro, “Methodology for the
detection of partial discharges in power transformers using the acoustic
method”, in Proc. EUROCON 2009 Conference, Saint Petersburg,
Russia, May, 2009.
Associação Brasileira de Normas Técnicas, “NBR 6940: Técnicas de
ensaios elétricos de alta tensão – medição de descargas parciais”, ABNT,
Rio de Janeiro, Brasil, 1981.
IEEE Guide for the Detection and Location of Acoustic Emissions from
Partial Discharges in Oil-Immersed Power Transformers and Reactors,
IEEE Standard C57.127™-2007.
IEEE Guide for Partial Discharge Measurement in Liquid-Filled Power
Transformers and Shunt Reactors, IEEE Standard C57.113-1991- R2002,
Dec. 2002.
Associação Brasileira de Normas Técnicas, “NBR 15633: Ensaio não
destrutivo – Emissão acústica – Detecção e localização de descargas
parciais e anomalias térmicas e mecânicas (DPATM) em transformadores
de potência e reatores isolados a óleo”, ABNT, Rio de Janeiro, Brasil,
2008.
Ministério do Trabalho e Emprego (2011, jul.), “Norma Regulamentadora
NR 10: Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade”.
Disponível em: www.mte.gov.br
VIII. BIOGRAFIAS
Cláudio Henrique Bezerra Azevedo, nascido em
Goiânia, Goiás, em 27/05/1961.
Mestre em Engenharia Elétrica pela Escola de
Engenharia Elétrica e de Computação (EEEC) da
Universidade Federal de Goiás (UFG) e graduado
(1983) em Engenharia Elétrica na EEEC/UFG.
Atua no Setor de Engenharia de Manutenção da
CELG Distribuição S.A.
André Pereira Marques, nascido em Araguari,
Minas Gerais, em 25/02/1961.
Mestre (2004) em Engenharia Elétrica pela
Escola de Engenharia Elétrica e de Computação
(EEEC) da Universidade Federal de Goiás (UFG) e
graduado (1984) em Engenharia Elétrica na
EEEC/UFG.
Atua no Setor de Engenharia de Manutenção da
CELG Distribuição S.A. e também é professor do
Curso de Eletrotécnica do Instituto Federal de
Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás (IFG).
José Augusto Lopes dos Santos, nascido em
Porto, Portugal, em 28/07/1954.
Graduado (1982) em Engenharia Elétrica pela
Escola de Engenharia Elétrica e de Computação
(EEEC) da Universidade Federal de Goiás (UFG).
Gerencia e atua no Setor de Manutenção de
Subestações da CELG Distribuição S.A.
Cacilda de Jesus Ribeiro, nascida em Matão, São
Paulo, em 08/08/1971.
Doutora (2002) e pós-doutora (2004) em
Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia de
São Carlos da Universidade de São Paulo.
Atua como professora adjunta na Escola de
Engenharia Elétrica, Mecânica de Computação
(EMC) da Universidade Federal de Goiás (UFG).