V WORKSPOT- INT ERNATIONAL WORKSHOP ON POWER T RANSFORM ERS
BEL ÉM, PA – 15 A 18 DE ABRIL DE 2008
DECISÃO: REPARAR OU ADQUIRIR TRANSFORMADOR NOVO
Bernardo Paula Lima S alum
SIEM ENS
São Paulo
1 S UMÁRIO
Neste trabalho são analisados os aspectos que envolvem a decisão de reparar ou de adquirir
um transformador novo.
No caso da decisão ser pelo reparo, neste trabalho são também analisadas, considerando-se os
aspectos técnicos, logísticos, econômicos e de qualidade, as alternativas de reparo no campo
ou na fábrica.
Nestas analises foram consideradas as condições de contorno à expectativa de vida do
transformador, a saber:
 Idade do parque instalado
 Expectativa de vida dentro das condições vigentes do sistema elétrico
 Idade média dos equipamentos reparados no Brasil.
 Principais mudanças no sistema que impactam na expectativa de vida dos
transformadores.
2 PALAVRAS CHAVE
Compra ou Reparo de transformadores no campo ou na fabrica
3 INTRODUÇÃO
As regras ditadas pelo mercado causam uma pressão nas empresas de geração, transmissão e
distribuição, bem como na indústria em geral, no sentido de manter o sistema elétrico
confiável e de qualidade com os menores custos possíveis.
Os transformadores representam uma parcela considerável dos investimentos da estrutura do
sistema elétrico, a aquisição de um transformador chega a representar 40% do valor de uma
subestação. A definição da compra de um transformador / autotrafo ou de seu reparo tem
sido um ponto de dúvidas ou de decisões tomadas apenas pelo sentimento ou somente pela
analise econômica dos fatos. Este artigo tem como objetivo ser uma ferramenta que possa
direcionar adequadamente a tomada desta decisão.
1
A expectativa de vida de 40 anos requerida pelo mercado não acompanha a realidade dos
fatos e isso devido a diversos fatores, que aliados determinam a redução da expectativa de
vida dos transformadores. Pode-se destacar, porém não limitando a um nível maior de
carregamento do sistema, o aumento de surtos atmosféricos, problemas de harmônicos, nível
maior de chaveamento, a menor faixa de variação de tensão que acarreta a um maior nível de
comutações do comutador sob carga, etc.
4 S ITUAÇÃO CORRENTE
Traçando um panorama, ou melhor, um pano de fundo para estas analises, torna-se necessário
apresentar algumas constatações e situações existentes hoje no sistema.
 O sistema hoje se encontra de um modo geral com um carregamento 30% superior ao
existente 10 anos atrás.
 O perfil de cargas ao longo do dia também se alterou nestes últimos anos. Percebe-se
que antes no período da tarde onde havia uma região de carregamento mais baixo em
comparação aos valores de carga que iniciavam por volta das 18:00h. Este patamar
prosseguia até às 20:00 h, hoje esta região de carregamento mais baixo inexiste.
Existe um carregamento constante à partir das 14:00 h que somente diminui à partir
das 21:00 h.
 A limitação da variação de tensão tem ocasionado um maior nível de atuação dos
comutadores sob carga com o conseqüente aumento do desgaste de contatos fixos e
móveis. O comentário a seguir retrata com muita precisão a situação existente no
passado: “O OLTC chegava a ser atuado apenas no manual”
 “O problema de harmônicas no sistema é um problema e é muito grave.” [1]
 Aumento significativo de chaveamentos no sistema.
 Aumento da taxa de falha em torno de 10% por ano.
 Gastos com manutenção e reparos na base instalada excederão aos investimentos para
novos equipamentos no período de dez anos. [2]
 A privatização levou a um maior grau de utilização dos equipamentos da rede de
distribuição.
 Falta um conhecimento mais profundo da condição atual dos equipamentos.
 Riscos financeiros facilmente excedem o valor do ativo.
 A idade média dos últimos três anos dos transformadores reparados nas maiores
reparadoras do Brasil está em 28 anos. [3]
 O histórico das seguradoras nos USA aponta para uma expectativa média de vida de
transformadores para 18 anos. [4]
 M édia de idade da população dos transformadores no Brasil está em torno de 27 anos.
Abaixo podemos ver um gráfico feito com uma amostragem de aproximadamente
2000 transformadores, colhidos junto as maiores concessionárias brasileiras. Pode-se
concluir que 60% dos transformadores instalados alcançaram o fim de vida
teórico/estatístico.
2
Faixa Etária da Base Instalada (Transformadores)
25,0
20,8
20,0
16,2
15,0
%
11,9
9,5
10,0
5,7
5,5
10,0
9,2
6,3
5,0
5,0
0,0
0~ 5
6 ~ 10
11 ~ 15
16 ~ 20
21 ~ 25
26 ~ 30
31 ~ 35
36 ~ 40
41 ~ 45
>45
Idade (Anos)
5
REPARAR OU ADQUIRIR UM TRANS FORMADOR NOVO
Cientes deste pano de fundo no qual estamos inseridos é imprescindível estarmos bem
fundamentados onde alocarmos nossos recursos e sustentarmos adequadamente nossos
negócios.
Para podermos estar em condição de fazer analises consistentes sobre asolução mais favorável
de ou reparar ou adquirir um novo transformador, devemos como primeiro passo, definir o
grau de reparo mínimo requerido. Esses níveis de reparo dependem do estado do
equipamento, dos recursos e do período máximo de indisponibilidade aceitável. A seguir são
mostrados alguns exemplos ilustrativos de níveis de reparos requeridos usualmente:
NÍVEL 1 – Foco em diminuição da Temperatura:
Eliminação de sujeira do óleo, dos radiadores.
Aumento da capacidade do sistema de refrigeração através de elementos adicionais, ou
através de um tipo de refrigeração mais efetiva ONAN > ONAF > OFAF.
Eliminação de sobreaquecimentos locais nas conexões internas, nas partes metálicas das
blindagens e reparos nos aterramentos.
NÍVEL 2 – Foco em redução do volume de oxigênio:
Redução do volume de oxigênio com a instalação de um sistema de preservação do óleo mais
eficiente com bolsa de borracha, e/ou através da des gaseificação do óleo. Estas simples
intervenções já trazem algumas vantagens como a diminuição da taxa de envelhecimento e
uma interpretação mais precisa da gascromatografia e com um baixo investimento.
Secagem da parte ativa
NÍVEL 3 – Foco em renovação da isolação:
Renovação da isolação através da filtragem, desgaseificação, inibição do óleo, limpeza da
parte ativa, troca do óleo e secagem da parte ativa.
NÍVEL 4 – Foco em melhorar a capacidade de suportar curto-circuito:
M elhorar a capacidade de suportar curto circuito através de prensagem dos enrolamentos e a
substituição dos enrolamentos e isolações.
3
Na continuidade de nosso assunto iremos considerar apenas a intervenção no nível 4, pois
neste nível temos uma condição comparável a de um equipamento novo. Estamos
considerando a troca de todos os enrolamentos, de toda a isolação, das buchas, modernização
do painel, uma sistemática substituição de acessórios e normalmente uma meticulosa
recuperação do comutador quando não de sua substituição. Neste nível de recuperação a
expectativa de vida e a garantia dada pelo fabricante/recuperador após reparo é idêntica a de
um equipamento novo.
O tópico “troca de todos os enrolamentos” deve-se levantar algumas questões. É bastante
comum a solicitação da troca parcial dos enrolamentos, é claro que o custo será menor, porém
em contra partida a questão garantia será um ponto de discussão e a modernização do
equipamento é limitada. Este tópico fica mais “emocionante” quando esta troca parcial de
enrolamentos acontece onde o recuperador não é o fabricante original do equipamento. Há
conflitos de tecnologia e limitação de introdução de novas técnicas.
Cabe ressaltar que os maiores reparadores são os próprios fabricantes que separaram áreas de
suas instalações para atender a recuperação de equipamentos. Portanto, quando há troca de
todos os enrolamentos, quase sempre um novo projeto é executado dentro da tecnologia atual
utilizada em equipamentos novos, estabelecendo então a modernização ao estado da arte de
cada fabricante.
Alguns aspectos têm que ser vistos quando do reparo de um equipamento. É obvio que se
reparam equipamentos falhados ou em fim de vida útil ou com fins de repotencialização. Do
ponto de vista de se aproveitar ao máximo a vida do equipamento tende-se a usá-lo até o fim,
porém nesta situação, corre-se o risco de se ter uma falha catastrófica e nesta situação o reparo
é mais dispendioso. De um modo geral, do ponto de vista econômico, um reparo passa a ser
viável quando o núcleo e o tanque podem ser aproveitados dentre outras partes.
Abaixo uma tabela comparativa de vantagens e desvantagens de se reparar.
VANTAGENS E DESVANTAGENS EM SE REPARAR
VANTAGENS
DESVANTAGENS
Custo de no máximo 75% de um equipamento Indisponibilidade do equipamento durante o
novo. (Pese neste tópico que foi considerada período de reparo
a sucata tanto para novos quanto ao que seria
reparado, bem como os impostos
diferenciados, a base utilizada é de reparo
executado em fábrica).
Facilidades e menores custos de instalação
Projeto nem sempre mais “enxuto” quando
quando reinstalado no local original.
comparado com um novo. É limitado em
função do núcleo que normalmente é
reaproveitado.
Prazo de entrega normalmente menor
Perdas em vazio ligeiramente superiores em
até 5% em função do material utilizado no
núcleo em se comparando com um
equipamento novo.
Aumento menor do capital
Possibilidade de aumento de potência de
aproximadamente 30% (sem considerar a
utilização de Nomex)
Período de garantia igual a de um novo.
4
6 REPARO NO CAMPO OU NA FÁBRICA
Nos últimos anos temos presenciado uma tendência que tem ganho espaço nas
concessionárias e grandes industrias, a execução dos trabalhos no próprio local da instalação
do equipamento. Cabe então uma nova questão: reparar no campo ou reparar em fábrica.
A seguir elencaremos de uma forma sucinta quando é viável um reparo no campo:
 Quando há grandes distâncias e um longo tempo de transporte acarretando em custos
muito elevados
 Estradas em condições precárias que podem colocar em risco a qualidade do trabalho
executado.
 Quando a quantidade de transformadores em um mesmo local permite diluir o custo
da infra-estrutura de reparo no campo tornando-o mais atrativo.
 Quando o local dispõe de facilidades tais como: meios de içamento, local abrigado e
com boa condição de limpeza.
O processo de reparo no campo envolve várias etapas onde é necessário todo um suporte de
especialistas, das facilidades, ferramentais e soluções; a seguir:
 M ontagem da infra-estrutura no local de reparo: Este ponto é um grande divisor de
águas na tomada de decisão de se reparar no campo ou em fabrica. Basicamente
temos duas opções de reparo no campo:
o Instalação em local abrigado com meios de içamento
Vista externa da cabine




Vista externa da cabine tipo tenda
A cabine onde se executa os trabalhos deve ter abertura superior para o trabalho de
içamento e deve ser apta para manter o ambiente em condições extremamente limpas e
com pressão positiva e isto é obtido através de gerador de ar seco e condicionadores de
ar.
o Instalação em local aberto sem meios de içamento.
Nesta situação trabalha-se com uma cabine para ambiente abrigado protegida por uma
estrutura metálica tipo galpão ou uma estrutura tipo circo com altura adequada que
permita a instalação de guindaste ou pórtico.
M ovimentação do equipamento no site
Desmontagem do equipamento
Abertura do tanque e desmontagem de sua parte ativa
Reparos e embaralhamento do núcleo. Cabe salientar que é necessário a montagem de
mesa de núcleo para permitir o tombamento e seu levantamento.
5


Fabricação, secagem em Vapour Phase, prensagem e testes de capacitância, relação de
espiras, resistência ôhmica e continuidade das bobinas na fábrica.
Transporte das bobinas da fabrica para o campo através de tanques pressurizados
Tanque para transporte de bobinas





Dispositivo para teste em fabrica
M ontagem das bobinas e da parte ativa
Secagem da parte ativa através de hot oil spray ou através de uma combinação de
ciclos sucessivos de vácuo e circulação de óleo quente.
Tratamento e enchimento de óleo sob vácuo.
M ontagem final
Ensaios no campo inclusive testes dielétricos através de unidades móveis de testes.
Unidade móvel de testes
Unidade móvel de testes
Estas unidades móveis de testes são providas de um modo geral de um gerador de
freqüência variável, motor de corrente contínua, transformadores reguladores e
elevadores, capacitores, TC’s, equipamento para medição de descargas parciais,
mesas/salas de controle, etc.
Desta forma é possível a execução dos seguintes ensaios:
 Resistência elétrica dos enrolamentos
 Relação de tensões
 Resistência de isolamento
 Deslocamento angular e seqüência de fases
 Perdas à vazio e corrente de excitação a 90%, 100% e 110% da tensão nominal
 Perdas em carga e impedância com corrente reduzida.
6
 Tensão induzida de curta duração
 Tensão induzida de longa duração com medição de descargas parciais
 Funcional dos acessórios
 Resposta em freqüência (teste especial)
Obs.: Paralelamente à execução dos testes é feito o acompanhamento dos gases dissolvidos
no óleo.
A execução de ensaios de Impulso atmosférico e de manobra é inviável de execução
no campo.
6.1 O AS PECTO CUS TO
Nossa avaliação contemplará reparos onde é necessário a substituição dos enrolamentos e
consequentemente a necessidade de se estabelecer uma infra-estrutura completa que
possibilite intervenções de largo alcance e conseqüentemente custo mais elevado de infraestrutura.
Evidentemente o custo de um reparo altera-se em função do equipamento a ser reparado, seu
peso, da distância até a fabrica, das facilidades encontradas no local. Discorrendo um pouco
sobre estes itens temos:
O Transporte
Para fins comparativos a potência e tensão do equipamento são irrelevantes, porém o peso e
suas dimensões afetam significativamente o custo de transporte. Desta forma foram
escolhidos transformadores com pesos da parte mais pesada para transporte com 30, 50, 72,
112, 150 e 262 TON que se enquadram nos principais tipos de transportes, a saber, transporte
com prancha, com linha de eixo e com gôndola.
Um transporte com prancha atende no máximo um peso de 70 TON, uma linha de eixo
atende até 136 TON e com gôndola acima de 136 TON.
Para o aspecto distância foram escolhidas 4 níveis de distância 250, 700, 1300, 2300 kM .
Esclarecemos que utilizamos como quilometro zero a cidade de São Paulo, outro ponto a ser
enfatizado é que uma rodovia pedagiada onera significativamente o transporte. Em nossa
abordagem utilizamos um valor médio. Para as grandes distâncias foi considerado trajeto
para o norte do pais onde há maiores dificuldades de acesso e de qualidade das vias.
Na custo do transporte evidentemente foi levado em conta os seguros, impostos, carga e
descarga do equipamento.
Transporte
2500
V alor em MR$
2000
2300 km
1500
1300 km
700 km
1000
250 km
500
000
30,0
50,0
72, 0
112, 0
Pe so e m ton
150,0
262,0
7
A Infra-estrutura
O custo da infra-estrutura para local abrigado com dispositivo de içamento compatível não é
muito sensível ao tamanho do equipamento visto que o item que mais onera na instalação não
é aplicavel, pois é justamente o meio de içamento. Portanto, não está sendo levado em conta
em nossa avaliação, já para o local sem meios próprios de içamento avaliamos de acordo com
os pesos anteriormente informados.
Para a determinação do custo da infra-estrutura em local abrigado e com dispositivo de
içamento compatível com o equipamento foi levado em conta valores ponderados para:
 a climatização com ar seco e ar condicionado da cabine,
 a instalação do container escritório/almoxarifado,
 as bancadas, ferramentas e facilidades para a execução dos trabalhos
 o tanque transportador de bobinas,
 a termovácuo para enchimento de óleo e para secagem,
 a unidade móvel para ensaios,
 o transporte das bobinas dos materiais para instalação e para o trabalho
 o traslado, hospedagem e alimentação do pessoal na obra
 a movimentação interna do equipamento no site.
Custos de infra estrutura
Instalação loc al abrigada com meios de içamento
390
370
MR$
350
330
310
290
270
250
2 50 KM
700 KM
1300 KM
23 00 KM
No caso de instalação em local aberto e sem meios próprios de içamento foram considerados
além dos itens acima os seguintes itens:
 Barraca tipo circo para proteção contra intempérie da cabine pressurizada.
 M eios de içamento (guindaste ou pórtico)
Custos de infra estru tura - 700 kM
Instalação local aberto sem meio s d e i çamento
700
700
650
650
600
600
M R$
MR$
Custos de infra estrutura - 250 kM
Instalação local aberto sem meios de içamento
550
550
500
500
450
450
400
400
3 0 TON
50 TON
72 TON
11 2 TON
1 50 TON
262 TON
30 TON
5 0 TON
72 TON
11 2 TON
150 TON
8
2 62 TON
Custos de i nfra estrutura - 2500 kM
Instalação l ocal aberto sem meios de içamento
Custos de infra estrutura - 1300 kM
Instalação local aberto sem mei os de içamento
750
850
700
800
750
MR$
MR $
650
600
700
650
550
600
500
550
450
500
30 TON
50 TON.
72 TON
11 2 TON
15 0 TON
3 0 TON
262 TON
50 TON.
72 TON
112 TON
150 TON
2 62 TON
Se o critério para definição de se fazer um reparo no campo ou na fabrica for apenas um
critério econômico, basta sobrepormos os gráficos de custos relativos a transporte com os
gráficos relativos aos custos de infra-estrutura que teremos com uma certa precisão a resposta
a decisão a ser tomada.
Custos de infra estrutura x Custo de Transporte
Instalação local abrigada com meios de içamento
MR$
2.200
2.000
1.800
1.600
Infraestrutura
30 ton
50 ton
72 ton
112 ton
150 ton
262 ton
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
250 KM
700 KM
1300 KM
2300 KM
Custos de infra est rut ura x T ransp orte - 250 kM
Instalação local aberto sem m eios de içam ento
Custos de infra estrutura x Transporte - 700 kM
Instalação local aberto sem meios de içamento
800
1.000
700
900
600
800
700
Infraestrutura
400
M R$
M R$
500
600
500
In fraestrutura
300
400
Transpo rte
200
300
Transpo rte
200
100
100
30 TON
50 TON
72 TON
112 TON
150 TON
262 TON
30 TON
50 TON
72 TO N
112 TON
150 TON
9
262 TON
Custos de infra est rutura x Transporte - 1300 kM
Instalação local aberto sem meios de içamento
Custos de infra estrutura x Transporte - 2300 kM
Instalação local aberto sem meios de içamento
1.200
1.000
MR $
MR$
800
600
400
Infraes tr utur a
Transporte
200
3 0 TON
50 TON.
72 TON
1 12 TON
1 50 TON
2 62 TON
2.200
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
-
Infraestrutura
Transporte
30 TON
50 TON.
72 TON
112 TON
150 TON
6.2 AS PECTO QUALIDAD E
Torna-se necessário enfatizar o aspecto qualidade comparativamente nos trabalhos executados
na fabrica e no campo. Sem duvida alguma as facilidades disponíveis na fabrica são
superiores às oferecidas no campo ressaltem-se as condições de secagem da parte ativa que no
campo são feitas através de hot oil ou através de uma combinação de ciclos sucessivos de
vácuo e circulação de óleo quente comparadas com o sistema de vapour phase. O sistema de
hot oil e de ciclos sucessivos tem uma eficácia muito boa mas raramente atingem aos níveis
do vapour phase.
Um outro aspecto que corre em paralelo, é a condição de que um reparo no campo permite um
acompanhamento muito próximo do cliente e isso pode ser encarado como um treinamento.
O pessoal operacional do cliente tem a oportunidade de acompanhar todas as etapas de
desmontagem, montagem e cuidados tomados no processo.
Outro aspecto importante são os testes que não são executados no campo dentre eles o teste de
impulso atmosférico, o impulso de manobra e elevação de temperatura.
O ensaio de elevação de temperatura tem como objetivo confirmar a potência do equipamento
e informar as temperaturas alcançadas a plena carga. É entendimento geral que com as
informações de projeto e dados colhidos durante seu pleno carregamento podem de alguma
forma relevar a execução deste ensaio.
O ensaio de impulso atmosférico tem o propósito de verificar a integridade dielétrica contra
estresses as solicitações atmosféricas, neste teste verifica-se a suportabilidade do enrolamento
sob teste e os demais enrolamentos para a terra, ao longo do enrolamento, através da isolação
principal, entre fases e a isolação entre espiras.
O Impulso de manobra é um teste com o propósito de verificar a suportabilidade aos
transitórios oriundos de manobras.
A nova norma NBR 5356 informa que “se o ensaio de tensão induzida de curta duração for
especificado, o ensaio de impulso de manobra não é necessário”[5], isso significa que o
ensaio de tensão induzida que é executado nos reparos no campo atende o que o ensaio de
Impulso de manobra se propõe a controlar.
O ensaio de tensão induzida de curta duração tem o objetivo de verificar a suportabilidade de
cada terminal de linha e seus enrolamentos. Também verifica a suportabilidade entre espiras
e entre fases ao longo dos enrolamentos sobre testes.
O ensaio de tensão induzida de longa duração com medição das descargas parciais tem como
objetivo controlar o nível de descargas parciais que refletem a qualidade do projeto, materiais
e mão de obra empregada no reparo. Atesta que não há nenhuma descarga parcial perigosa
devido a uma secagem imperfeita, a problemas de material isolante e de produção. Que não
10
262 TON
há nenhum problema na montagem do núcleo e dos enrolamentos, ou conexão solta ou
potencial flutuante nos enrolamentos, nas buchas e nas blindagens do tanque.
É importante frisar que no ensaio de tensão induzida tão importante é o nível das descargas
quanto o comportamento e tendência destas descargas.
Desta forma, podemos concluir que o ensaio de tensão induzida de curta duração mais o
ensaio de longa duração com medição de descargas parciais pode com um risco aceitável
atestar a qualidade de um trabalho executado no campo para a maioria dos transformadores e
auto trafos.
7 CONCLUS ÃO
Para as questões que este artigo se propõe podemos afirmar com muita precisão que com a
idade média do nosso parque instalado se aproximando de 30 anos, que em torno de 65% dos
equipamentos encontram-se com mais de 25 anos de uso e que as condições do nosso sistema
estão mais severas do que 10 anos atrás. Todos estes fatores indicam que a necessidade de se
manter o parque instalado em condições confiáveis é hoje a questão principal, portanto a
opção de se reparar em vez da compra de um equipamento novo é extremamente atraente e
vantajosa principalmente se feita com planejamento adequado.
A questão de se reparar na fábrica ou no campo tem aspectos comerciais, de qualidade e de
logística envolvidos.
Se ganha em prazo na maioria das vezes quando é feito um reparo no campo, pois se exclui o
período gasto no transporte que pode chegar até a 4 meses, 2 meses na ida e 2 meses na volta.
Se ganha na qualidade dos serviços executados na fabrica, porém este gap de qualidade é na
maioria dos casos aceitável.
O aspecto comercial mostra que de acordo com os gráficos apresentados acima há opções
vantajosas em função da distância, do peso e das condições de instalação porém cabe salientar
que há vários fatores que alteram os custos desde o roteiro do frete, das disponibilidades no
local e até as condições do mercado.
BIBLIOGRAFIA
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
Curso de Transmissão em Corrente Continua – Cigré-Brasil CE B4 – Rio de Janeiro,
2007
Conferência da Doble – 2003
Dados fornecidos por WEG, ABB e SIEM ENS
Transformer Committee da IEEE - 2007
NBR 5356 – 2007 - Parte 3 – tabela 1
Bernardo Paula Lima Salum – [email protected]
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