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Otransformador de potência é,

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O

transformador de potência é, certamente, o equipamento de maior custo e de maior im-portância de uma subestação. Por essa razão, a manutenção desses equipa-mentos merece uma atenção especial, já que a sua falha implica transtornos e prejuízos de grande monta.

De acordo com a referência [1], a grande maioria das falhas ocorridas nos transformadores de potência em âmbito nacional é causada pelos co-mutadores sob carga. Por outro lado, devido à necessidade de se man-terem os níveis de tensão em valores normalizados, o uso desses

disposi-tivos nos transformadores de potên-cia é indispensável. Outros disposi-tivos fundamentais para a operação dos transformadores de potência são os de medição de temperatura. Os termômetros exercem papel funda-mental para se determinar a condição de carregamento dos transforma-dores de maneira segura e confiável.

Visando à operação mais segura dos transformadores de potência, aliada à redução dos custos de manutenção, iniciou-se um estudo para a modernização dos sistemas de regulação de tensão e medição de temperatura dos transformadores de potên-cia.

Histórico de ocorrências Primeiramente, foi feito um levantamento detalhado de todas as manutenções reali-zadas em dispositivos de

re-Modernização

da medição de

temperatura e da

regulação

de tensão

Problemas com a operação de comutadores sob carga e falhas em termômetros levaram à realização de um projeto-piloto, aqui apresentado, de modernização dos sistemas de regulação de tensão e medição de temperatura de um

transformador de potência. Os resultados incluíram aumento da confiabilidade operacional e redução dos custos de

manutenção, e o projeto serviu como piloto para a

modernização de outros transformadores. Vagner Vasconcellos, da CPFL Piratininga

TRANSFORMADORES

172 EM DEZEMBRO, 2004 O transformador modernizado: durante quatro anos, nenhum desligamento para manutenção — só inspeções de rotina e

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gulação de tensão e de aferição de temperatura. Com base nesse levan-tamento, verificou-se que, anual-mente, era realizada uma grande quantidade de serviços nesses dis-positivos. Além dos custos envolvi-dos nessas manutenções, propria-mente ditas, também era necessário desligar os transformadores para os reparos.

A grande maioria dos problemas encontrados foi de imprecisão dos valores fornecidos, principalmente pelos termômetros. A maior parte das falhas detectadas nos termômetros foi nos capilares, que, devido à ação do tempo, se rompiam e deixavam vazar de seu interior o líquido uti-lizado no processo de aferição. A im-precisão dos termômetros causou grandes transtornos, tais como alarmes falsos, desligamentos inde-vidos e outros. Além disso, a ino-perância e falta de precisão desses dispositivos comprometia significa-tivamente a operação segura e con-fiável dos transformadores.

Outra constatação do levantamen-to foi o grande número de ocorrên-cias envolvendo relés de tensão utilizados no controle dos comuta-dores sob carga dos transformado-res. Algumas anomalias detecta-das nos relés causaram, em certos

ca-sos, problemas sérios nos comuta-dores.

Com base nos resultados desse le-vantamento, decidiu-se escolher um transformador para a execução de um projeto-piloto de modernização dos dispositivos.

Definição do transformador Na região da Baixada Santista, Estado de São Paulo, um transfor-mador de 60 MVA encontrava-se com o sistema de regulação de ten-são bloqueado e os sistemas de medição de temperatura funcionando de maneira precária. Após uma análise particular desse equipamen-to, constataram-se reclamações de clientes quanto aos níveis de tensão de saída. Havia também reclamações por parte de operadores de subes-tação, a respeito da imprecisão dos termômetros desse transformador. Devido à inoperância do relé au-tomático de tensão, era necessária a presença de um operador na subes-tação em tempo integral, para efe-tuar manualmente a regulação de acordo com a variação da carga ao longo do dia.

Levantamento dos dados Inicialmente, efetuou-se uma aná-lise detalhada de todo o diagrama

elétrico de controle da regulação de tensão e aferição de temperatura do transformador. O transformador es-colhido é um equipamento especial, dotado de dois comutadores sob car-ga operando de forma paralela e si-multânea. A utilização de dois comu-tadores sob carga no mesmo trans-formador foi uma opção do fabri-cante, para possibilitar a operação em correntes elevadas.

Em função da particularidade do equipamento e da importância da subestação, o fabricante foi informa-do a respeito da intenção de moder-nização. Após o sinal verde do fabri-cante, iniciou-se uma detalhada pes-quisa no mercado sobre equipamen-tos de regulação de tensão e medição de temperatura para transformadores de potência. O próprio fabricante do transformador auxiliou nessa pes-quisa, indicando algumas empresas que forneciam tais dispositivos. Requisitos básicos

Com base nos resultados da pes-quisa, a engenharia de manutenção da CPFL elaborou uma especificação técnica com os requisitos mínimos a ser apresentados pelos equipamen-tos:

•possibilidade de alimentação em corrente contínua e corrente alterna-da entre 80 V e 270 V, 50/60 Hz; •consumo máximo de 15 W por equipamento;

•temperatura de operação: de –10ºC a 70ºC;

•sensor de temperatura do óleo: Pt 100 Ω, ou Cu 10 Ω;

•transformador de corrente de 5 A; •corrente de saída de 20 mA; •precisão de 1% de fundo de esca-la; e

•comunicação serial RS 485 ou RS 232.

Ensaios requeridos

Os dispositivos deveriam também apresentar também os seguintes cer-tificados de ensaio:

•surtos e transientes (IEC 266-6); •impulso (IEC 255-5);

•tensão aplicada (IEC 255-4/6); DEZEMBRO, 2004 EM 173

Os painéis de medição de temperatura (à esquerda) e de regulação de tensão: robustez e confiabilidade em ambientes agressivos

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climático (IEC 68-2-14); e compatibilidade eletromag-nética (IEC 61000-4-2).

Além dos dados técnicos dos equipamentos e certifi-cados de ensaio, só foram considerados na pesquisa os fornecedores que já tinham aplicação comprovada em concessionárias de energia elétrica. Durante a pesquisa, foram consultadas outras concessionárias que já dis-punham de dispositivos si-milares instalados em seus transformadores. Foram ob-tidas informações sobre o funcionamento dos disposi-tivos, problemas apresen-tados e suas vantagens e des-vantagens.

Após a análise de vários fornece-dores, selecionaram-se três para uma análise mais criteriosa, de acordo com as particularidades do transfor-mador envolvido na modernização. Assim, como o transformador é dota-do de dota-dois comutadota-dores sob carga operando simultaneamente, além do relé regulador de tensão, foram ne-cessários equipamentos auxiliares para se efetuar a supervisão do para-lelismo dos comutadores. Na oca-sião, somente um dos fornecedores possuía um equipamento específico para esse fim, enquanto os outros dois ofereceram esse

con-trole por meio de relés auxi-liares.

Análise das soluções apresentadas

Com base na análise téc-nica das propostas, optou-se pela solução que, além de ser a mais vantajosa economica-mente, também apresentou maior confiabilidade. Tec-nicamente, o motivo princi-pal dessa escolha foi a uti-lização de microcontrolado-res ao invés de microproces-sadores nos equipamentos de controle.

A utilização de

microcon-troladores torna os equipamentos mais confiáveis e seguros para ope-rar em um ambiente de subestação. Como não se utilizaram micropro-cessadores nos equipamentos, não foi necessária a aquisição de painéis especiais para sua instalação nos transformadores. Esse detalhe con-tribuiu para a redução dos custos fi-nais da modernização, e também pa-ra a maior confiabilidade global.

Outro ponto considerado para a escolha dessa solução foi o número reduzido de componentes utilizados na modernização. Com menos

com-ponentes nos painéis, há uma diminuição dos pontos de defeito, o que significa maior confiabilidade opera-cional.

Regulação de tensão

Por se tratar de um trans-formador especial, dotado de dois comutadores sob carga operando em paralelo e simultaneamente, foi uti-lizada uma configuração também especial. Em cada comutador sob carga foi instalado um supervisor de paralelismo, por meio do qual determinou-se a condi-ção de mestre para um co-mutador e de comandado para o outro.

Medição de temperatura

Como já mencionado, o trans-formador apresentava sistemas de medição de temperatura funcionando de maneira precária, o que colocava em risco o bom funcionamento do equipamento. Tendo em vista a im-portância dos termômetros para a operação segura e confiável do trans-formador, foi feita para estes a mes-ma pesquisa realizada para a mo-dernização dos sistemas de regu-lação de tensão.

Um dos requisitos mais impor-tantes analisados na escolha dos dispositivos de medição de temperatura foi a precisão e confiabilidade dos dados fornecidos. A precisão é muito importante, pois, nos momentos de necessidade de operação em sobrecarga, o carregamento é feito de acordo com os valores máxi-mos de temperatura do óleo e do enrolamento.

Além dos certificados de aferição, outro ponto levado em consideração foi a confi-abilidade operacional e as formas de alerta no caso de inoperância dos termôme-tros ou de perda de

comuni-176 EM DEZEMBRO, 2004

TRANSFORMADORES

Fig. 1 – Comparativo de custos entre soluções

Fig. 2 – Comparativo de custos de manutenção entre transformadores

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nicação. Essa preocupação se deveu principalmente pelo fato de, além da sua importância para o equipamento, tratar-se de um dispositivo eletrônico trabalhando em ambiente agressivo.

Após a análise técnica e econômi-ca dos fornecedores, optou-se pelo mesmo fornecedor dos relés de regulação de tensão. Este apresentou a melhor proposta técnica e eco-nômica e, além disso, seus termô-metros oferecem uma proteção a mais, no caso de falha de comunica-ção com o transformador: os ventila-dores são automaticamente ligados e é emitido um alarme remoto ao cen-tro de operação, indicando a anoma-lia no dispositivo. Com isso, não se perde confiabilidade no transforma-dor, já que, ao ligar os motoventila-dores, garante-se a refrigeração deste até que o problema no termômetro seja sanado.

Definição dos sistemas utilizados

Após criteriosa análise dos for-necedores de equipamentos, optou-se pelo mesmo fornecedor para os equi-pamentos de regulação de tensão e supervisor de paralelismo. A de-finição foi baseada em critérios téc-nicos, econômicos e de confiabilida-de, além de comprovada eficiência na utilização em concessionárias de energia.

A figura 1 mostra a comparação de custos entre os sistemas analisa-dos.

Instalação e adequação dos sistemas

Uma vez definido o fornecedor, foi-lhe solicitado o envio do projeto de adequação e de instalação dos eq-uipamentos para análise e apro va ção. Após a aprovação do projeto apre-sentado, foi programada a logística para a substituição dos siste-mas, visando reduzir ao mínimo o tempo de interrupção do transformador.

Para a instalação dos novos siste-mas, foram necessárias seis horas de

interrupção do transformador. Nes se tempo, retiraram-se todos os equipa-mentos antigos e instalaram-se os novos, com as devidas alterações.

Vantagens do novo sistema

Com a implantação dos novos sistemas de regulação de tensão e me dição de temperatura foram obti-das as seguintes vantagens:

• aumento da confiabilidade opera-cional do transformador;

• redução dos custos operacionais, devido à não-necessidade de opera-dor na subestação para efetuar a re-gulação de tensão;

• melhoria dos níveis de tensão em função da melhor regulação efetuada pelo novo sistema;

• possibilidade de comunicação e operação remota;

• possibilidade de monitoramento do transformador em tempo real; e • utilização de microcontroladores ao invés de microprocessadores, au-mentando a confiabilidade dos siste-mas.

Como uma das vantagens da mo-dernização dos sistemas, foi possível aumentar a periodicidade de ma-nutenções do transformador, já que a principal atividade realizada na ma-nutenção anual era a revisão geral dos sistemas de medição de tempera-tura.

Na mesma subestação há dois transformadores idênticos, um com o sistema original de projeto e ou-tro com o sistema já modernizado. Após a modernização, foi iniciado o acompanhamento dos dois trans forma -dores, aplicando-se critérios de ma-nutenção diferentes para cada um.

O transformador que continha o sistema original de fábrica sofreu in-tervenções anuais, com desligamen-tos, em que foram revisados os siste-mas de medição de temperatura, en-tre outras atividades. Já o transfor-mador modernizado só passou por inspeções de rotina e teve seus siste-mas acompanhados ao longo de qua-tro anos. Nesse período, não foi

efet-178 EM dEzEMbro, 2004 Transformadores

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uado nenhum desligamento para re-alização de trabalhos de ma nu tenção. O acompanhamento dos sistemas foi realizado por meio de comparação de parâmetros como, por exemplo, cor-rente de carga e carre ga mentos simi-lares em outros equi pamentos.

Durante esses quatro anos, os sistemas instalados não apresentaram nenhum problema e mostraram-se muito confiáveis. Após dois anos de funcionamento, foi feita uma simula-ção de perda de comunicasimula-ção para a realização de testes de alarme do ter-mômetro. Nesse teste, após a perda de comunicação com o sistema, o dispositivo imediatamente acionou os dois conjuntos de ventiladores e passou a emitir alarme de proble-mas.

A figura 2 mostra os custos de manutenção envolvidos no período de quatro anos, para os dois transfor-madores da subestação. Como se pode verificar nesse gráfico, com a modernização dos sistemas houve uma redução de custos da ordem de 60%, em comparação com o sistema convencional. Outro ponto a salien-tar são as condições climáticas de onde está localizada a subestação, com temperatura ambiente acima dos 35ºC e umidade relativa do ar entre 60% e 80%, em grande parte do tempo.

Conclusão

O resultado da modernização foi muito positivo, já que, ao término do processo, houve uma melhoria das condições operativas do transforma-dor devido ao aumento de sua con-fiabilidade, além da redução dos cus-tos de manutenção.

Com a correta medição da tem-peratura, o transformador passa a operar de maneira mais confiável, pois já não se corre mais o risco de carregar o equipamento acima dos valores de norma para temperatura do óleo e do enrolamento. Além dis-so, o sistema de medição de tempera-tura conta com uma concepção fa-vorável à utilização em ambientes de

subestação, já que é dotado de micro-controladores ao invés de micropro-cessadores.

Outra vantagem desse dispositivo de medição de temperatura em rela-ção aos convencionais é quanto à necessidade de manutenção. Por se tratar de um dispositivo eletrônico e totalmente fechado, não requer inter-venções preventivas como os con-vencionais.

Em relação ao quesito segurança, todos os equipamentos se mostraram bastante confiáveis, haja vista que, em mais de dois anos de operação, não apresentaram nenhum problema, além de funcionarem perfeitamente numa simulação de perda de comuni-cação. Outro ponto positivo da mo-dernização foi o restabelecimento da regulação de tensão, que contribuiu sensivelmente para a melhoria da qualidade de fornecimento de ener-gia aos clientes.

Essa configuração serviu como modelo para a especificação da au-tomação dos transformadores, no processo de automação das su-bestações realizado posteriormente. Com base nesse trabalho, a engenha-ria de manutenção realiza um pro-cedimento para aumentar os interva-los entre as manutenções dos trans-formadores que já tenham sofrido esse processo de modernização.

Referências

[1] Mendes, J. C.: Redução de falhas em grandes transformadores de alta tensão. Tese de doutorado. Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. 1995.

[2] IEC 255-5: Insulation, coordination for measuring relays and protection equipments requirement and tests.

[3] IEC 68-2-14: Environmental testing. Part 2: Tests. Test N: Change of temperature.

[4] IEC 61000-4-2: Electromagnetic compatibility (EMC) Part 4-2. Test and measurement techniques – Electrostatic discharge immunity test. [5] NBR 6797: Ensaios básicos climáticos de calor

seco com variação de temperatura para espécimes que dissipem calor. ABNT. Brasil.

[6] NBR 5416: Aplicação de cargas em transformadores de potência – Procedimento. ABNT. Brasil. [7] Milasch, M.: Manutenção de transformadores em

líquido isolante.

[8] Oliveira, J. C.; Cogo, J. R.; Abreu, J. P. G.: Transformadores – Teoria e ensaios.

Trabalho apresentado no XVII SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (19 a 24 de outubro de 2003).

Referências

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