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TRABAJO
Título
ESTUDO DE CASOS, SOBRE FALHAS NA FABRICAÇÃO E MONTAGEM
DE TRANSFORMADORES A SECO, NA QUAL, APÓS A EVOLUÇÃO DO
PROBLEMA, CAUSAM A QUEIMA DO TRANSFORMADOR.
Nº de Registro (Resumen)
223
Empresa o Entidad
CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S/A - ELETRONORTE
Nombre
Gecivan de Sousa França
Autores del Trabajo
País
e-mail
Brasil
[email protected]
Olavo Pedro Pereira
Brasil
[email protected]
Ipojucan Lopes de Carvalho
Brasil
[email protected]
Fernando Wilson Conceição
Brasil
[email protected]
Manuel Joaquim da Silva Oliveira
Brasil
[email protected]
Palabras Clave
Transformador a seco, ensaios elétricos, termografia
[Resumo:
Este trabalho foi desenvolvido em meio a um estudo sobre casos de queimas em transformadores a seco,
provocadas por falhas na fabricação e ou montagem do equipamento. Essas falhas, conforme demonstrado
no estudo, não são diagnosticados pelos testes básicos de comissionamento e seus efeitos passam por um
período de evolução, podendo levar meses e até anos para manifestarem-se.
O problema pode ser previsto com antecedência, porém, será necessário a aplicação de técnicas
especiais, dentre elas a termografia.
Outras técnicas também poderiam obter eficácia, tais como, a medição de descargas parciais e resposta
em freqüência, porém, na maioria dos casos poderia ser inviável, visto que, os testes exigem a desativação
do transformador e portanto a interrupção da energia elétrica.
O ponto de maior destaque é o fato de que nos ensaios elétricos, os transformadores avariados, apesar
de visivelmente danificados, apresentam valores satisfatórios na maioria dos tap’s de comutação, algo que
pode induzir o técnico ou engenheiro, a um erro de diagnóstico, comprometendo a segurança das
instalações e até mesmo do corpo técnico.
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I. INTRODUÇÃO
Historicamente, o procedimento comum a todo
equipamento adquirido pelas empresas de energia
elétrica, é submetê-lo, antes da energização ou aplicação
em campo, aos ensaios de comissionamento. Esses testes
têm como objetivo final, assegurar a qualidade do
equipamento e a segurança não apenas da instalação
como para o corpo técnico da empresa.
Os testes elétricos, mecânicos e químicos, são
aplicados de acordo com cada equipamento, sendo
necessário os mais diversos e sofisticados instrumentos
encontrados no mercado. Até pouco tempo, o
comissionamento seria considerado o suficiente para
garantir a tranqüilidade e repassar a confiança
necessária aos técnicos e engenheiros que os colocam
como parte do sistema.
O presente trabalho apresenta um estudo de caso sobre
falhas de fabricação e montagem em transformadores a
seco que podem comprometer a qualidade do
equipamento, causando danos irreparáveis ao mesmo.
Transformadores a seco, segundo a NBR10295/88,
são transformadores cuja parte ativa, não são imersas em
óleo isolante. Isso o leva a sua principal característica,
que seria a segurança e confiabilidade, visto que, são
quase isentos de manutenção.
Sua utilização é hoje, exigida em ambientes que
exigem maior segurança contra riscos de incêndio como
no caso de shopings, lojas e supermercados,
considerando que a subestação transformadora ficará em
local abrigado.
Estes casos demonstram também, uma vulnerabilidade
nos ensaios elétricos básicos de recebimento do
equipamento, que envolvem a relação de transformação,
resistência de isolamento e resistência de enrolamento,
pois estes, não possuem a capacidade de detectar tais
falhas.
A base e motivação para o início do estudo foi a
queima de transformadores a seco, 13.800V / 440V, que
atendiam o serviço auxiliar de Usinas hidroelétricas e
termoelétricas, sem qualquer causa aparente, causando
prejuízos financeiros e riscos de acidentes elétricos.
II. ANÁLISE DE CASOS.
Para o estudo, foram escolhidos transformadores de
fabricantes diferentes que, após a queima, apresentavam
a melhor condição.
Dois deles encontram-se em destaque, nas figuras 01
e 02.
Figura 1. Transformador a seco n.º 01.
Figura 2. Transformador a seco n.º 02.
A. Medições preliminares
Testes de qualidade de energia foram feitos no local,
e constatou-se que os valores de tensão e corrente a que
os transformadores estavam submetidos, apresentavam
valores normais.
Os dispositivos de proteção do transformador não
sinalizaram níveis de sobrecarga e as condições
climáticas no momento da queima estavam favoráveis, o
que descartou a possibilidade de descargas atmosféricas.
B. Testes elétricos
Apesar de visivelmente afetado, os transformadores
apresentavam valores satisfatórios na maioria dos
ensaios elétricos e seus danos, mantinham-se
concentrados num único enrolamento . (Trafo 01 –
enrolamento H2; Trafo 02 – enrolamento H3).
Cada enrolamento de alta, é composto por vários
subenrolamentos e suas interligações em série é que
definem qual o valor de tensão em que o trafo será
energizado.
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para
13.800V,
impediriam,
tecnicamente,
o
aparecimento de uma ddp, na região danificada.
Matematicamente, seria necessário o surgimento de
uma resistência em paralelo com os terminais 01 e 02,
mas precisamente, entre os terminais 05 e 06, cujos
testes, apontaram valores satisfatórios e que
externamente, estavam intactos.
Figura 3. Representação em 3D, da formação de um
enrolamento de alta, de um transformador a seco.
Por esse motivo, os testes de resistência de
enrolamento, tiveram de ser realizados a cada posição
de tap, onde visava-se definir com precisão, qual teria
sido o ponto exato do curto-circuito.
B.1.1 - Desmontagem do transformador nº01
Os instrumentos, como a ponte Kelvin e a ponte de
Wheathstone não apontavam nenhum tipo de falha entre
os terminais 05 e 06, o que tornou necessário a
desmontagem do equipamento e escariação da área
danificada para constatação visual da falha.
A desmontagem compreendeu a retirada de toda a
parte superior do núcleo, o que possibilitou a extração
do enrolamento danificado.
Os resultados foram os seguintes:
B.1 - 1º CASO – Transformador a seco nº 01.
Figura 5. Representação gráfica das partes desmontadas do
transformador a seco.
A análise física do enrolamento demonstrou que a
parte visualmente atingida, serviu apenas de suspiro
para o curto- circuito, haja vista que, não teria sido a
origem do problema. As marcas conduziam para a caixa
de derivação de terminais.
Figura 4. Diagrama elétrico do transformador com a área
em vermelho, indicando a parte do enrolamento com valores
irregulares.
Os resultados dos testes indicaram avaria, entre os
terminais 1 e 2. O teste de resistência de isolamento
entre os terminais, apontaram para um possível curtocircuito em virtude de apresentarem valor ôhmico em
torno de 200Ω, enquanto que os demais, fase “A” e “V”,
tiveram como resultado, valores acima de 3TΩ.
Fato curioso e alheio ao esperado surge. O fato dos
terminais 05 e 06, estarem interligados por meio da
ponte de comutação, que estabelecia a posição de tap
O ponto onde ocorreu o curto-circuito foi então
localizado, entre os terminais 01 e 02, conforme
apontavam os testes.
Figura 6. Terminais 01 e 02 curto-circuitados e rompidos.
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A escariação da caixa de terminais prosseguiu e o
ponto de origem da queima do transformador revelou-se
no terminal de derivação 06.
B.1.3 – Análise da causa, sobre os danos sofridos
no terminal 06 ( Transformador nº01)
Tendo o terminal 06, sofrido uma considerável
redução de sua seção transversal, auxiliada pela
elevação de temperatura, atestada pelas marcas de
alumínio derretido, relacionou-se todos os itens que o
conduziram ao desgaste. Todas as falhas apontaram para
erros de montagem e fabricação.
Figura 7. Terminal 06, gravemente comprometido.
B.1.2 – Laudo sobre a queima do transformador
nº01.
Uma falha (redução da seção transversal),
acompanhada por elevações de temperatura ocorrida na
interligação do terminal de derivação (06) com o
enrolamento, causou o surgimento de uma alta
resistência no fechamento delta do primário, onde a
circulação de corrente, de acordo com a lei de Ohm, fez
surgir uma diferença de potencial que manifestou-se
entre os terminais 01 e 02.
A montagem sobreposta dos terminais 01 e 02 na caixa
de comutação simularam o efeito de um capacitor onde,
não havendo isolação suficiente entre os terminais para
suportar a diferença de potencial surgida entre eles,
causou um curto-circuito, danificando o enrolamento da
fase B.
1ª - falha
Os terminais de derivação, que permaneceram
intactos e puderam ser avaliados, possuíam um
comprimento elevado frente a área disponível na caixa
de derivação. Isso obrigou a compactação forçada dos
terminais, causando excessos de dobras, o que pode ter
comprometido a qualidade do material.
A caixa de derivação mede apenas 16cm de diâmetro
por 5cm de altura e comporta 06 terminais com
25x2,5cm.
Figura 9. Detalhes da compactação e dobras entre terminais e
dacaixa de derivação.
2ª – falha
A compactação dos terminais leva-os a sobrepor-se
entre si causando a formação de capacitores.
3ª – falha
Má isolação entre os terminais.
4ª - falha
Baixa qualidade no material. Foram encontradas
emendas por solda nos terminais de derivação, algo que
pode ter comprometido a eficiência do alumínio.
Figura 8. Diagrama elétrico do circuito, com a formação da
resistência e capacitância.
Figura 10. Detalhes da emenda nos terminais de derivação,
feitas com o uso de solda.
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B.2 - 2º CASO – Transformador a seco n.º 02.
B.2.2 – Laudo sobre a queima do transformador
nº02.
Resultados apontados pelos ensaios elétricos.
Um curto circuito entre espiras no enrolamento que
comportava os terminais de derivação 01, 03 e 05 de
H3, causou aquecimento excessivo no local,
provocando a degradação do material isolante, e
consequentemente, elevando o número de camadas do
enrolamento em curto-circuito.
O terminal de derivação 01 não fazia parte do circuito
delta, portanto, não deveria haver circulação de corrente
pelo mesmo. No entanto, verificou-se que o ponto
de maior impacto estava situado exatamente sobre o
terminal, sugerindo que, inicialmente, o curto entre
espiras tenha sido provocado pela proximidade do
terminal com o enrolamento, podendo ainda ter havido a
presença de descargas parciais, sobreaquecendo a
região.
Figura 11. Diagrama elétrico com os pontos em vermelho, que
tiveram resultados irregulares de medição.
B.2.1 – Desmontagem do transformador nº02 e
avaliação da área danificada.
Assim como o transformador 01, a área visivelmente
exposta e atingida no enrolamento serviu apenas como
suspiro para o arco elétrico. A área que originou o curtocircuito, encontrava-se novamente na região, onde
concentravam-se as derivações de terminais.
Fig. 12 – Esquema elétrico do enrolamento danificado,
com destaque para terminal 01 que, causou o curto entre
espiras.
Esse aquecimento manteve-se durante um período
suficiente para proporcionar o seccionamento de uma ou
mais camadas vindo a provocar um arco elétrico, causando o
derretimento e até a fundição de algumas placas de alumínio
que formavam o enrolamento.
B.2.3 – Análise de falhas no transformador nº02.
enrolamento
Terminal de derivação 01
Figura 12. Área do enrolamento que sofreu o curto-circuito.
Além da falha de isolação entre o terminal e o
enrolamento, citado anteriormente, o transformador
apresentava outros quesitos que descumpriam com a
NBR 10.295, como;
I – O armário que o comportava não possuía abertura
para inspeção.
II – Havia dificuldade de refrigeração.
III – Não era possível ter acesso, nem mesmo visual,
á caixa de derivação.
IV – Foram localizados pontos energizados no
transformador que, mantinha-se a uma distância do
aterramento inferior a 05cm, quando o recomendado por
norma, seria no mínimo 15cm.
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E – Aplicação da termografia.
Figura 13 – Armário que abrigava o transformador a seco n.º
02.
C – Ensaios elétricos preditivos ineficazes
Os ensaios elétricos realizados anteriormente ao
sinistro como, resistência de isolamento, resistência de
enrolamento e relação de transformação mostraram-se
ineficazes, frente a problemas de fabricação e montagem
nos terminais.
O motivo principal é que os instrumentos como a
ponte Kelvin ou TTR, operam com injeção de corrente
em níveis inferiores a 10A(amperes) . À baixa corrente,
não é possível perceber a redução da seção transversal
do condutor e nem os efeitos da elevação de temperatura
sobre a resistividade do material.
Problemas como o citado acima (redução da seção
transversal) podem ainda evoluir com o envelhecimento,
além de sofrer com a constante influência da elevação
de temperatura, principalmente tratando-se do fato de
que transformadores a seco, podem operar em condições
normais, em temperaturas em torno dos 100ºC.
O fato de o enrolamento vir isolado em resina de
epóxi, também impede a inspeção visual, a menos que
seja feita no ato da fabricação.
D – Necessidade de ensaios especiais.
Frente a situação encontrada, torna-se necessário
ensaios preditivos, capazes de apontarem o problema,
ainda em fase de evolução.
Alguns ensaios foram estudados para o problema,
mas mostraram-se inviáveis em virtude da necessidade
de desenergização do equipamento.
• Ensaio por medição acústica
• Ensaio por descargas parciais
• Testes de resposta em freqüência
A análise dos casos demonstraram que os
transformadores sofreram um longo processo de
aquecimento, que culminou no corte definitivo de
terminais ou espiras de enrolamento.
Essa temperatura elevada provocou a emissão de
radiação infravermelha que poderia ser captada e até
mensurada com o uso de um termovisor.
Existe uma dificuldade em detectar-se problemas
como esse em transformadores a óleo, em virtude da
equalização da temperatura proporcionada pelo líquido
isolante. O mesmo não ocorre em transformadores a
seco, que costumam manter seus enrolamentos dividos
em camadas distintas e interligadas em série, como na
imagem retratada na figura 03.
O ensaio por termovisão, poderá informar com
segurança a existência ou não de pontos de aquecimento
interno na caixa de derivação, ou enrolamentos,
podendo ainda, informar a gravidade do problema
auxiliando numa estimativa de prazo para possível troca,
além de poder ser feito com o transformador energizado,
dispensando assim a necessidade de intervenção no
sistema.
Placa com 0,5cm
de espessura
Placa com 1cm
Figura 14 – Experimento realizado para medição da
emissividade e condutividade térmica da resina de epóxi que
recobre os transformadores a seco.
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Testes executados em laboratório com o material
isolante (epóxi e fibra de vidro) que recobria os
enrolamentos, demonstraram que o material possui uma
boa condutividade térmica para regiões, onde a
espessura do material varia em torno de 0,5cm. Para
locais com espessuras acima de 1cm, existe uma perda
considerável de sensibilidade e portanto, a imagem
termográfica deverá ser capturada por no mínimo, dois
ângulos diferentes, com um deles incluindo a caixa de
derivação e o outro não.
F – SEMELHANÇAS DE CASOS.
Casos semelhantes ao discutido neste trabalho, foram
também encontrados e estudados, e apesar de
pertencerem a fabricantes diferentes tiveram a mesma
causa e portanto, tiveram o mesmo laudo de conclusão.
G - CONCLUSÃO
Os transformadores a seco possuem como
principal característica, o fato de serem quase isentos de
manutenção, porém, o trabalho demonstrou um ponto de
fragilidade no equipamento (fechamento dos terminais
de derivação), que tornam-se impossíveis de serem
reparados pela manutenção após ter sido lacrada com
resina de epóxi, e que portanto, precisa-se dos devidos
cuidados ainda no ato da fabricação e montagem.
Nos casos estudados, os terminais de derivação
sofreram degradação precoce ou causaram danos aos
enrolamentos, submentendo-os a curto-circuito entre
espiras.
A termografia no entanto, mostrou-se a única
técnica de inspeção capaz de prever casos como esse,
que aliada a eficiência e viabilidade, permitem a
emissão de laudos sem a necessidade de desenergizar o
equipamento.
H - BIBLIOGRAFIA
[1]
[2]
[3]
ABNT NBR 10295. Transformadores de potência secos: maio
1988. 72 p.
MILAN, Milash, Manutenção de transformadores em líquido
isolante, Florianópolis, março de 1983.
ITC, Infrared Training Center, Termografia Nível I, Stockholm –
Sweden, janeiro de 2007.