Desenvolvimento e Análise de Indicadores de Condição de Transformadores de Potência

(1)

F

ACULDADE DE

E

NGENHARIA DA

U

NIVERSIDADE DO

P

ORTO

Desenvolvimento e Análise de

Indicadores de Condição de

Transformadores de Potência

Vinício Manuel Azevedo Ribeiro

MESTRADOINTEGRADO EMENGENHARIA ELETROTÉCNICA E DE COMPUTADORES

MAJOR EM ENERGIA

Orientador: Professor Doutor Cláudio Monteiro Coorientador: Engenheiro João Vasco Ferreira

(2)

c

(3)

Resumo

Os Transformadores de Potência constituem uma das classes de equipamentos mais impor-tantes e mais dispendiosos no contexto das empresas de distribuição elétrica, exigindo um pla-neamento criterioso e constante da gestão dos ativos e de eventuais ações de manutenção e rea-bilitação. Isto é feito de acordo com o nível de criticidade identificado, o historial de falhas e a condição do mesmo, baseados em determinados métodos de ensaio e diagnóstico levados a cabo pelas equipas técnicas no terreno.

Uma vez que os Transformadores de Potência correspondem a ativos bastante complexos a todos níveis e impactam diretamente no normal funcionamento do sistema elétrico de energia no caso de eventuais avarias e saídas de serviço, é fundamental inventariar os equipamentos que po-derão ser relativamente problemáticos porque a colocação em manutenção de um grande número de transformadores em simultâneo é impraticável.

Assim, pretende-se com a presente dissertação desenvolver indicadores de saúde para Trans-formadores de Potência de modo a caraterizar o estado destes ativos e permitir identificar as neces-sidades imediatas em termos de manutenção, definindo uma ordem de prioridades no tratamento dos mesmos, segundo critérios técnicos, económicos e estratégicos. Esta abordagem é feita recor-rendo a técnicas de clustering, o que corresponde a uma forma inovadora no contexto das práticas da empresa.

Além disso, é também apresentada uma análise da aplicação destes indicadores de condição ao parque de Transformadores de Potência da EDP Distribuição – Energia, S.A., e uma compara-ção entre a metodologia atual adotada pela empresa e os resultados obtidos com o novo modelo proposto neste trabalho.

Verificou-se que os principais parâmetros (aqueles que têm um peso relativo mais significa-tivo) são os mesmos em ambos os casos de cálculo dos indicadores de saúde estudados. Adicional-mente, a avaliação feita por estes indicadores quando estamos perante um par de Transformadores de Potência é, na maioria dos casos, coincidente no que diz respeito a selecionar um deles como tendo o melhor estado de saúde.

Palavras-chave: Transformador de Potência, Índice de Saúde, Gestão de Ativos, Clustering.

(4)

(5)

Abstract

Power Transformers constitute one of the most important classes of equipment and more ex-pensive in the context of electrical distribution companies, requiring a careful and constant plan-ning and asset management of any maintenance actions and rehabilitation. This is done according to the criticality level identified, the history of failures and the condition of it, based on certain testing and diagnostic methods carried out by technical staff on the substations.

Since Power Transformers correspond to very complex assets at all levels and directly impact the normal operation of the electric power system in case of any faults and service outlets, it is essential to inventory the equipment may be relatively problematic because the commissioning maintaining a large number of processors simultaneously is impractical.

Thus, with this work it is intended to develop health indicators for Power Transformers in order to characterize the status of these assets and help to identify the immediate needs in terms of maintenance, setting an order of priorities in the processing of the same, according to tech-nical, economic and strategic criteria. This approach is done using clustering techniques, which corresponds to an innovative way in the context of the company practices.

In addition, it is also presented an analysis of the application of these status indicators to the park of Power Transformers of EDP Distribuição – Energia, S.A., and a comparison between the current methodology adopted by the company and the results obtained with the new model proposed in this work .

It was observed that the main parameters (those that have a more significant relative weight) are the same in both cases calculation of health indicators studied. Besides that, the assessment made by these indicators when we are facing a couple of Power Transformers is, in the majority of the cases, coincident with respect to select one of them to have a better health.

Keywords: Power Transformer, Health Index, Asset Management, Clustering.

(6)

(7)

Agradecimentos

Em primeiro lugar, nada disto seria possível sem o apoio incondicional dos meus pais e da minha irmã, a quem muito agradeço.

Queria deixar um cumprimento muito especial ao meu Orientador da FEUP, Professor Doutor Cláudio Monteiro, por todo o tempo dispensado e pelo permanente envolvimento, dedicação e apoio ao longo de todo o desenvolvimento da dissertação.

Agradeço à Direção de Manutenção – Planeamento e Controlo da EDP Distribuição – Energia, S.A. e, em particular, ao meu Coorientador, Engenheiro João Vasco Ferreira, pelo conhecimento e experiência partilhados e pelo auxílio ao longo do semestre de estadia na empresa. Como finalista da FEUP, foi para mim um privilégio ter tido a oportunidade de vivenciar e estar em contacto com a realidade empresarial — de facto bastante diversa do ambiente académico — nestes meses de dissertação.

Aos Engenheiros Cristina Carvalho e Pinto Sá pelas sugestões de abordagem do problema e de aproximação da componente matemática à realidade física dos Transformadores de Potência.

À Engenheira Marta Rolo pelo material facultado e pela motivação proporcionada.

Aos Engenheiros Miguel Freitas e António Rúben Neves pela receção e pelo à-vontade em que me colocaram no contexto da empresa.

Às equipas técnicas que me proporcionaram as saídas de campo às subestações AT/MT da EDP Distribuição – Energia, S.A., pelos esclarecimentos prestados e documentação fornecida, designadamente na pessoa do senhor Hélder José Ribeiro.

Finalmente, um cumprimento para os meus amigos da faculdade que me acompanharam ao longo do meu percurso académico. E ainda a todos aqueles que, de uma forma ou de outra, contribuíram para a minha evolução como pessoa e como engenheiro.

A todos o meu Muito Obrigado!

Vinício Ribeiro

(8)

(9)

“It always seems impossible until it’s done.”

Nelson Mandela

(10)

(11)

Conteúdo

1 Introdução 1

1.1 Motivação e Enquadramento . . . 1

1.2 Objetivos . . . 2

1.3 Estrutura da Dissertação . . . 2

1.4 Informação e Software Utilizados . . . 3

1.5 Apresentação da Empresa e do Contexto de Realização da Dissertação . . . 3

2 Transformador de Potência AT/MT: uma Perspetiva da Gestão de Ativos 5 2.1 Aspetos Construtivos . . . 6

2.1.1 Elementos Ativos . . . 6

2.1.1.1 Enrolamentos . . . 7

2.1.1.2 Circuito Magnético . . . 8

2.1.2 Elementos Não Ativos . . . 8

2.1.2.1 Cuba . . . 8

2.1.2.2 Materiais Isolantes Sólidos (Papel) . . . 9

2.1.2.3 Materiais Isolantes Líquidos (Óleo) . . . 9

2.1.2.4 Comutador de Tomadas em Carga . . . 10

2.1.2.5 Sistema de Refrigeração . . . 11

2.1.2.6 Travessias . . . 12

2.1.2.7 Proteções Próprias . . . 14

2.2 Manutenção e Gestão de Ativos . . . 14

2.2.1 Tipos de Manutenção . . . 15

2.2.2 Monitorização e Gestão de Ativos . . . 16

2.3 Ensaios e Métodos de Diagnóstico . . . 17

2.3.1 DGA (Dissolved Gas Analysis) . . . 17

2.3.2 Qualidade do Óleo . . . 19

2.3.3 Compostos Furânicos . . . 20

2.3.4 Termografia . . . 20

2.3.5 Inspeção Visual . . . 21

2.3.6 Ensaios Elétricos . . . 21

2.3.6.1 Medição da Resistência dos Enrolamentos . . . 21

2.3.6.2 Medição da Relação de Transformação . . . 23

2.3.6.3 Medição da Resistência de Isolamento . . . 26

2.3.6.4 Ensaio das Proteções Próprias . . . 26

2.4 Modos de Falha . . . 27

2.4.1 Falhas, Causas e Efeitos . . . 27

2.4.2 Frequência de Falhas por Componente . . . 29

2.5 Síntese do Capítulo . . . 30

(12)

x CONTEÚDO

3 Modelo de Referência 31

3.1 Descrição do Modelo Atual . . . 31

3.1.1 Índice de Saúde (IS) . . . 31

3.1.1.1 Idade . . . 33

3.1.1.2 DGA (Dissolved Gas Analysis) . . . 33

3.1.1.3 Qualidade do Óleo . . . 34 3.1.1.4 Compostos Furânicos . . . 35 3.1.1.5 Fator de Potência . . . 36 3.1.1.6 Histórico de Carga . . . 36 3.1.1.7 Termografia . . . 37 3.1.1.8 Inspeção Visual . . . 37

3.1.2 Índice de Fatores Externos (IFE) . . . 38

4 Metodologia de Cálculo 39 4.1 Descrição do Modelo Proposto . . . 39

4.1.1 Normalização Sigmoidal . . . 40

4.1.2 Algoritmo Fuzzy C-Means . . . 42

4.1.2.1 Nota Introdutória . . . 42

4.1.2.2 Descrição e Sintaxe . . . 43

4.1.3 Determinação do Indicador ISCA . . . 44

4.1.4 Integração de Novo TP . . . 45

4.1.4.1 Estimativa de Parâmetros Ausentes (EPA) . . . 45

5 Aplicação, Validação e Resultados 47 5.1 Análise dos Dados . . . 47

5.2 Resultados da Aplicação da Metodologia . . . 49

5.2.1 Relação entre Clusters e IS . . . 49

5.2.2 Relação entre IS e ISCA . . . 50

5.2.2.1 Análise Estatística Comparativa . . . 51

5.2.3 Relação entre Parâmetros e Indicadores IS e ISCA . . . 52

5.2.4 Os Clusters Saudável e Não Saudável . . . 58

5.2.4.2 Relação entre Parâmetros para os Clusters Saudável e Não Sau-dável . . . 60

5.3 Validação da Metodogia . . . 61

5.3.1 Os Clusters Bom, Intermédio e Mau . . . 62

5.3.2 Teste de Hipóteses Comparativo — IS versus ISCA . . . 65

6 Conclusões e Trabalhos Futuros 67 6.1 Satisfação dos Objetivos e Conclusões Gerais . . . 67

6.2 Trabalhos Futuros . . . 68

(13)

Lista de Figuras

2.1 Transformador de Potência 60/15 kV. . . 5

2.2 Chapa de caraterísticas de um TP. . . 6

2.3 Esquema da parte ativa de um Transformador de Potência [3]. . . 7

2.4 Configuração do tipo Colunas (Core), à esquerda, e do tipo Couraçado (Shell), à direita [1]. . . 7

2.5 Representação espacial do conservador, da cuba e do relé de Buchholz. [5] . . . . 8

2.6 Exsicador (depósito de sílica gel) de um TP. . . 9

2.7 Princípio de funcionamento do OLTC [10]. . . 10

2.8 Sistema de arrefecimento do tipo ONAN, à esquerda, e do tipo ONAF, à direita [11]. 11 2.9 Sistema de arrefecimento do tipo OFAF [11]. . . 12

2.10 Aspetos construtivos de uma travessia AT do tipo OIP (Oil Impregnated Paper) [15]. 13 2.11 Variação da taxa de avarias com o tempo de funcionamento (componente elé-trico) [17]. . . 15

2.12 Variação do custo com o nível de manutenção adotado [19]. . . 16

2.13 Formação de gases em função da temperatura do óleo isolante [22]. . . 19

2.14 Deteção de um sobreaquecimento na travessia da fase L3 de um TP (relatório da Labelec – Estudos, Desenvolvimento e Atividades Laboratoriais, S.A.) [25]. . . . 21

2.15 Mala de ensaios RMO60TD [26]. . . 22

2.16 Comportamento estático (resistência em cada uma das 23 posições de tomada) num TP [27]. . . 22

2.17 Comportamento dinâmico (corrente durante a comutação de tomadas) num TP [27]. 23 2.18 Mala de ensaios TRT63B com um esquema exemplo de ligação para teste [28]. . 24

2.19 Relação de transformação (amplitude), em cada posição de tomada, num TP [27]. 24 2.20 Relação de transformação (desvio), em cada posição de tomada, num TP [27]. . . 25

2.21 Relação de transformação (ângulo), em cada posição de tomada, num TP [27]. . . 25

2.22 Corrente de excitação, em cada posição de tomada, num TP [27]. . . 26

2.23 Modelo conceptual para falhas em equipamentos [29]. . . 28

2.24 Distribuição de falhas em Transformadores de Potência [32]. . . 30

3.1 Valorização definida para o fator Idade. . . 33

4.1 Fluxograma do modelo proposto. . . 40

4.2 Gráfico de uma função sigmóide. . . 41

5.1 Distribuição de TP da EDP Distribuição em função da potência (MVA). . . 48

5.2 Distribuição de TP da EDP Distribuição em função da idade em 2015 (anos). . . 48

5.3 Distribuição de TP da EDP Distribuição em função das classes de IS. . . 49

5.4 Relação entre o cluster Saudável e o IS . . . 50

5.5 Relação entre o cluster Não Saudável e o IS. . . 50

(14)

xii LISTA DE FIGURAS

5.6 Relação entre o IS (eixo das abcissas) e o ISCA (eixo das ordenadas). . . 51

5.7 Diagramas de extremos e quartis para os indicadores IS (à esquerda) e ISCA (à direita). . . 52

5.8 Correlação entre a Tensão Interfacial (IFT) e o ISCA. . . 54

5.9 Correlação entre a Cor e o ISCA. . . 54

5.10 Correlação entre o Índice de Acidez e o ISCA. . . 55

5.11 Correlação entre a Idade e o ISCA. . . 55

5.12 Correlação entre a tan(δ ) e o ISCA. . . 56

5.13 Correlação entre a Idade e o IS. . . 56

5.14 Correlação entre o Índice de Acidez e o IS. . . 57

5.15 Correlação entre o Teor de Água e o IS. . . 57

5.16 Correlação entre a Tensão Interfacial (IFT) e o IS. . . 58

5.17 Correlação entre a Cor e o IS. . . 58

5.18 Diagramas de extremos e quartis para os indicadores IS (à esquerda) e ISCA (à direita), no caso do cluster Saudável. . . 60

5.19 Diagramas de extremos e quartis para os indicadores IS (à esquerda) e ISCA (à direita), no caso do cluster Não Saudável. . . 60

5.20 Gráficos que relacionam os parâmetros dos clusters dois a dois. . . 61

5.21 Relação entre o cluster Bom e o IS. . . 62

5.22 Relação entre o IS (eixo das abcissas) e o ISCA (eixo das ordenadas), para cada um dos três grupos de validação: Bom (Verde), Intermédio (Amarelo) e Mau (Vermelho). 63 5.23 Diagramas de extremos e quartis para os indicadores IS (à esquerda) e ISCA (à direita), no caso do cluster Bom. . . 64

5.24 Diagramas de extremos e quartis para os indicadores IS (à esquerda) e ISCA (à direita), no caso do cluster Intermédio. . . 64

5.25 Diagramas de extremos e quartis para os indicadores IS (à esquerda) e ISCA (à direita), no caso do cluster Mau. . . 65

(15)

Lista de Tabelas

2.1 Condição (Índice de Saúde), Vida Restante e Requisitos para um TP. . . 16

2.2 Diagnóstico de falhas e defeitos a partir dos gases dissolvidos no óleo. . . 18

2.3 Quadro-síntese dos modos de falha num TP. . . 29

3.1 Valorização de cada nível discreto de classificação. . . 32

3.2 Parâmetros e pesos respetivos para o cálculo do IS. . . 32

3.3 Gamas de classificação (Si) e ponderação específica (Wi) para os gases dissolvidos no óleo. . . 34

3.4 Valorização definida para o fator DGA. . . 34

3.5 Gamas de classificação (Si) e ponderação específica (Wi) para a Qualidade do Óleo (QO). . . 35

3.6 Valorização definida para o fator Qualidade do Óleo (QO). . . 35

3.7 Valorização definida para o fator 2FAL (mg/kgóleo). . . 36

3.8 Valorização definida para o Fator de Dissipação Dielétrica. . . 36

3.9 Valorização definida para o fator de carga (LF). . . 37

3.10 Valorização definida para os Pontos Quentes. . . 37

3.11 Valorização definida para a Condição das Travessias. . . 37

3.12 Valorização definida para o Nível de corrosão Cuba/Conservador/Radiadores. . . 38

3.13 Valorização definida para a Condição de Ventilação. . . 38

3.14 Valorização definida para as Fugas de Óleo. . . 38

5.1 Análise estatística comparativa entre IS e ISCA. . . 51

5.2 Correlações entre os parâmetros (normalizados) e os indicadores IS e ISCA. . . . 53

5.3 Análise estatística comparativa entre os clusters Saudável e Não Saudável (se-gundo os indicadores IS e ISCA). . . 59

5.4 Análise estatística comparativa entre os clusters Bom, Intermédio e Mau (segundo os indicadores IS e ISCA). . . 63

5.5 Resultados do teste de hipóteses efetuado. . . 65

(16)

(17)

Abreviaturas e Símbolos

o_C _{graus Celsius}

2FAL 2-Furfural

ASTM American Society for Testing and Materials AT Alta Tensão BT Baixa Tensão C2H6 Etano C2H4 Etileno C2H2 Acetileno CH4 Metano CO Monóxido de Carbono CO2 Dióxido de Carbono

DGA Dissolved Gas Analysis

DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia DNT Direção de Normalização e Tecnologia DP Degree of Polymerization

DST Descarregador de Sobretensões EDP Energias de Portugal, S.A.

EPA Estimativa de Parâmetros Ausentes

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos FCM Fuzzy C-Means

FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto FMEA Failure Mode and Effect Analysis

FMECA Failure Mode, Effect and Criticality Analysis H2 Hidrogénio

HPLC High Performance Liquid Chromatography IEC International Electrotechnical Commission IF Índice de Falha

IFE Índice de Fatores Externos IFT Tensão Interfacial

IP Índice de Polarização IS Índice de Saúde

ISCA Índice de Saúde do Cluster Ajustado

ISO International Organization for Standardization LF Load Factor

MT Média Tensão

OLTC On Load Tap Changer ODAF Oil Directed Air Forced ODWF Oil Directed Water Forced OFAF Oil Forced Air Forced

(18)

xvi ABREVIATURAS E SÍMBOLOS

OFWF Oil Forced Water Forced OIP Oil Impregnated Paper ONAF Oil Natural Air Forced ONAN Oil Natural Air Natural

Ω Ohm

PQ Ponto Quente QO Qualidade do Óleo RBP Resin Bonded Paper RI Resistência de Isolamento RIP Resin Impregnated Paper RND Rede Nacional de Distribuição SE Subestação Elétrica

SEE Sistema Elétrico de Energia λ (t) Taxa de Avarias

TI Transformador de Intensidade TP Transformador de Potência TRT Turns Ratio Test

TT Transformador de Tensão V Volt

(19)

Capítulo 1

Introdução

1.1 Motivação e Enquadramento

O Transformador de Potência (TP) é o principal ativo de uma rede de distribuição de energia elétrica — devido à sua função, ao seu valor económico e aos aspetos de segurança inerentes — e, portanto, representa a maior fatia de investimento e manutenção levados a cabo.

O propósito de assegurar uma continuidade e uma qualidade de serviço cada vez mais exi-gentes, associados aos elevados custos de investimento, leva à necessidade de ponderação das ações a tomar e da avaliação da sua pertinência. Deseja-se, pois, prolongar o ciclo de vida destes equipamentos, fazendo a gestão de desempenho dos mesmos em condições de segurança adequa-das e otimizando os custos de operação e de manutenção requeridos, por meio de uma análise custo-benefício.

Naturalmente que uma certa falha num TP pode acarretar consequências importantes se im-plicar a sua saída de serviço e a eventual não alimentação dos consumidores (ainda que num curto espaço de tempo).

Pelo exposto e dada a importância do TP, têm vindo a ser desenvolvidos indicadores de con-dição — de que é exemplo o Índice de Saúde (IS) — que permitam monitorizar o estado do ativo e programar as ações de manutenção preventiva. De referir que estes indicadores têm por base os resultados obtidos em ensaios e métodos de diagnóstico definidos para TP, constituindo um meio fundamental para construir e avaliar o plano de ações de manutenção e eventuais operações de reabilitação destes ativos técnicos.

Devido à complexidade associada, é fundamental conhecer com algum detalhe o ativo — desde os elementos constituintes e os aspetos de construção, reconhecendo os modos de falha e as suas causas e efeitos, até aos processos de gestão, monitorização e diagnóstico.

Neste contexto, é proposto este tema de dissertação pela Direção de Manutenção – Planea-mento e Controlo da EDP Distribuição – Energia, S.A. e é desenvolvido nesta parceria de modo a aprofundar o tratamento do problema e obter resultados frutuosos para ambas as partes.

(20)

2 Introdução

1.2 Objetivos

Os objetivos gerais que se pretendem alcançar com este trabalho prendem-se com o desen-volvimento e a análise de indicadores de condição e de saúde para Transformadores de Potência AT/MT.

Assim, em seguida, listam-se os objetivos precisos a alcançar:

• construir uma nova metodologia de cálculo sob a forma de um algoritmo matemático a aplicar a todo o parque de Transformadores de Potência da EDP Distribuição;

• proceder ao tratamento estatístico adequado com vista à retirada de conclusões que per-mitam caraterizar a saúde dos transformadores, no que diz respeito ao seu estado atual, e identificar as prioridades em termos de intervenção e de programas de manutenção e reabi-litação dos equipamentos considerados;

• estabelecer uma análise comparativa dos indicadores de saúde trabalhados — o atual ado-tado pela empresa e o novo indicador proposto.

1.3 Estrutura da Dissertação

Esta dissertação encontra-se dividida em seis capítulos.

A introdução é feita no presente capítulo, apresentando o enquadramento e as motivações para o trabalho, os objetivos a atingir com o mesmo, as fontes de informação e o software utilizado e, ainda, o contexto empresarial de desenvolvimento da dissertação.

No Capítulo2, é apresentado o Estado da Arte e é detalhada a fundamentação teórica e as no-ções essenciais que permitem compreender o trabalho desenvolvido. Designadamente, detalham-se os elementos constituintes de um TP, os ensaios e métodos de diagnóstico levados a cabo, os modos de falha típicos e alguns conceitos sobre manutenção e gestão de ativos. Em suma, trata-se de uma compilação de material existente — da empresa, de artigos de referência, de projetos na área e dissertações — que possibilitam uma percepção clara e natural do tema, imprescindível para os capítulos subsequentes.

No Capítulo 3, é descrita a metodologia de cálculo aplicada atualmente na empresa para o cálculo dos indicadores de condição dos transformadores de potência, apresentando todos os com-ponentes e parâmetros associados ao modelo. Esta metodologia é da responsabilidade da Direção de Manutenção – Planeamento e Controlo da empresa.

No Capítulo4, é apresentado um novo modelo de cálculo tendo por base uma técnica de clus-tering— o chamado algoritmo Fuzzy C-Means (FCM) — que é utilizada para o reconhecimento de padrões nos dados disponibilizados e para a determinação do novo indicador ISCA (Índice de Saúde do Cluster Ajustado).

(21)

1.4 Informação e Software Utilizados 3

No Capítulo5, procede-se à análise do conjunto dos dados dos TP da empresa e à aplicação, validação e descrição dos resultados da metodologia introduzida anteriormente. Estabelecem-se as relações entre as variáveis e os indicadores de saúde trabalhados, numa análiEstabelecem-se estatística comparativa.

As conclusões finais expõem-se no Capítulo6que finaliza este trabalho com a avaliação dos pontos fortes e limitações do trabalho desenvolvido, implicações que poderá ter nas atividades e no apoio à tomada de decisão pela empresa. Por último, são apontadas possíveis linhas de desenvolvimento de trabalhos futuros de aprofundamento do tema em estudo.

1.4 Informação e Software Utilizados

Para a realização desta dissertação foram utilizados dados numéricos e igualmente informação bibliográfica provenientes da EDP Distribuição – Energia, S.A..

Designadamente, foram disponibilizados os dados relativos aos resultados de ensaios e testes de diagnóstico referentes ao conjunto de TP da empresa, realizados pelas equipas técnicas e pelos laboratórios da Labelec – Estudos, Desenvolvimento e Atividades Laboratoriais, S.A.. A informa-ção bibliográfica diz respeito a procedimentos e métodos adotados e, ainda, artigos de referência na área.

Foram ainda consultados materiais bibliográficos provenientes de outras fontes sobre o tema em estudo, referenciados ao longo do texto.

No que se refere ao software, foi utilizado o MatLab para consumar a implementação do algoritmo Fuzzy C-Means (FCM). Adicionalmente, todo o tratamento de dados e análise sucessiva foram efetuados recorrendo às funcionadlidades do Microsoft Excel.

1.5 Apresentação da Empresa e do Contexto de Realização da

Dis-sertação

Esta secção começa por apresentar brevemente a empresa e o seu campo de atuação, funções, atividade e responsabilidades. Após o que se ilustra o contexto específico de desenvolvimento deste trabalho e a respetiva ligação entre este documento e a empresa.

A EDP Distribuição – Energia, S.A. é a empresa do Grupo EDP, referência incontornável no setor da Energia, que é responsável em Portugal pela atividade de Distribuição de Eletricidade. A EDP Distribuição é supervisionada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), que define as tarifas, parâmetros e preços para a energia elétrica e outros serviços no país e con-trola o cumprimento dos níveis de qualidade de serviço exigidos pela Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG).

De referir que a EDP Distribuição é concessionária da Rede Nacional de Distribuição (RND), rede de distribuição de energia eléctrica em Média Tensão (MT) e Alta Tensão (AT) no território do Continente, sendo também concessionária da quase totalidade da rede de distribuição de Baixa Tensão (BT), através de contratos de concessão celebrados com os municípios do Continente.

(22)

4 Introdução

As redes de distribuição, para além das linhas aéreas e cabos subterrâneos de AT, de MT e de BT, são constituídas por subestações, postos de transformação e demais equipamentos acessórios necessários à sua exploração. Fazem ainda parte das redes de distribuição os equipamentos ligados à iluminação pública.

Em resumo, a missão da empresa passa por:

• garantir a ligação às redes de distribuição de todos os utilizadores de energia elétrica, de forma racional, transparente e não discricionária;

• manter a continuidade do fornecimento de energia elétrica a todos os clientes com elevada fiabilidade e qualidade;

• facilitar a ação do mercado elétrico, contribuindo para a sua dinamização, tendo em conta a observância dos princípios gerais de salvaguarda do interesse público, da igualdade de tratamento, da não discriminação e da transparência das decisões.

Nesta fase, e considerando o ornanograma da empresa subdividido hierarquicamente em di-reções e em áreas, é importante precisar que o acolhimento na empresa foi feito na Direção de Manutenção, na área de Planeamento e Controlo.

Foi igualmente estabelecido um contacto próximo com a área de Subestações, que possibilitou as visitas a algumas das Subestações Elétricas (SE) da empresa e o acompanhamento de trabalhos de diagnóstico e manutenção de ativos técnicos — entre os quais os Transformadores de Potência. De registar também a colaboração direta para a construção de uma base de dados pioneira no contexto da empresa e fundamental para esta dissertação. Estes dados correspondem ao registo para todo o parque de TP dos valores obtidos em ensaios e testes realizados e que permitem calcular o indicador de saúde utilizado no presente pela empresa.

Em síntese, este trabalho pretende dar continuidade ao que já se iniciou com outras disser-tações e projetos sobre o cálculo de índices de saúde de TP e, com o aprofundamento do tema, corresponder a uma mútua mais-valia — quer do ponto de vista empresarial quer do ponto de vista académico.

(23)

Capítulo 2

Transformador de Potência AT/MT:

uma Perspetiva da Gestão de Ativos

Um Transformador de Potência (TP) é uma máquina elétrica que baseia o seu funcionamento no fenómeno de indução magnética e permite converter energia elétrica em energia elétrica com caraterísticas modificadas [1].

Neste capítulo são apresentados os princípios basilares associados à compreensão do funcio-namento de um Transformador de Potência AT/MT, desde os aspetos construtivos, noções relativas à manutenção e gestão de equipamentos até aos ensaios típicos que permitem avaliar a condição do ativo e os principais tipos de falhas.

Figura 2.1: Transformador de Potência 60/15 kV.

(24)

6 Transformador de Potência AT/MT: uma Perspetiva da Gestão de Ativos

2.1 Aspetos Construtivos

Existem diversos tipos de TP — desde os convencionais (monofásicos e trifásicos) até aos autotransformadores (monofásicos e trifásicos), transformadores de medida (de tensão e de inten-sidade de corrente) e de sinal [1].

O caso típico, relevante para esta análise, é o TP trifásico presente nas Subestações Elétricas AT/MT da EDP Distribuição (ilustrado na Figura2.1).

Um TP é constituído por diversos subsistemas (blocos funcionais) que se podem agrupar em dois grandes grupos — Elementos Ativos e Elementos Não Ativos — que se detalham de seguida. No que se refere a aspetos construtivos e grandezas de referência, é importante notar que pode ser encontrada em qualquer TP a respetiva chapa de caraterísticas com o detalhe desses mesmos elementos, como se observa na Figura2.2.

Figura 2.2: Chapa de caraterísticas de um TP.

2.1.1 Elementos Ativos

A parte ativa, representada na Figura2.3, compreende os enrolamentos e o circuito magnético. Note-se que, atendentendo à configuração básica dos circuitos magnéticos e montagens típicas dos enrolamentos, se distinguem dois grandes tipos construtivos [1] [2]:

• Tipo Colunas (Core) — enrolamentos constituídos por bobinas concêntricas em torno do núcleo sendo que, em geral, o enrolamento interior é o de menor tensão (a montagem tem eixo na vertical);

(25)

2.1 Aspetos Construtivos 7

• Tipo Couraçado (Shell) — enrolamentos constituídos por bobinas alternadas em galettes, numa configuração tipo “sanduíche”, isto é, os enrolamentos de alta e de média tensão alternam entre si em camadas (a montagem tem eixo na horizontal).

Figura 2.3: Esquema da parte ativa de um Transformador de Potência [3].

As configurações tipo Shell têm uma maior robustez mecânica que as de tipo Core, mas tam-bém maior complexidade de montagem e maiores custos associados aos materiais utilizados [4]. Assim, verifica-se que a configuração típica nos TP da EDP Distribuição é do tipo Core.

Figura 2.4: Configuração do tipo Colunas (Core), à esquerda, e do tipo Couraçado (Shell), à direita [1].

2.1.1.1 Enrolamentos

A solução mais utilizada para os enrolamentos de um TP é o cobre eletrolítico recozido de alta condutividade, sob a forma de barras isoladas usualmente com papel do tipo Kraft [4]. De referir, ainda, que na continuidade dos enrolamentos, existem terminais de ligação em cobre que recebem os isoladores de travessia.

(26)

2.1.1.2 Circuito Magnético

No que se refere ao núcleo magnético é prática comum o uso de chapas ferromagnéticas lami-nadas que permite reduzir as correntes de Foucault e as perdas associadas uma vez que a resistivi-dade elétrica é maior [1].

2.1.2 Elementos Não Ativos

A parte não ativa compreende o sistema de isolamento e outros elementos construtivos entre os quais a aparelhagem de manobra, regulação e proteção, o sistema de refrigeração e a cuba.

2.1.2.1 Cuba

A cuba garante suporte e proteção mecânica dos diversos componentes. No seu interior encontra-se o óleo isolante e está imersa a parte ativa do TP.

É condição fundamental assegurar que a cuba é estanque para evitar fugas de óleo e para impedir o contacto deste com o meio ambiente, o que levaria à degradação das caraterísticas dielétricas do óleo isolante. É igualmente a cuba que assegura as ligações à terra do circuito magnético e das várias partes metálicas do TP [3].

O conservador é o depósito de óleo superior, tendo ligação à cuba e permitindo compensar as dilatações ou contrações do volume do óleo em função das variações de temperatura (detetadas pelo relé de Buchholz), representado na Figura2.5.

Figura 2.5: Representação espacial do conservador, da cuba e do relé de Buchholz. [5]

De referir que a variação do volume de óleo no conservador com a temperatura é compensada com a entrada e saída de ar do conservador, por um tubo ligado ao exterior através de um depósito

(27)

de sílica gel, conhecido por exsicador (ou “secador de ar”), para assim minimizar o efeito da humidade e partículas presente nessa massa de ar [3].

Na Figura2.6, mostra-se um exemplo de exsicador com coloração normal em tom laranja e que tem prevista a substituição da sílica gel quando a descoloração é superior a 2/3.

Figura 2.6: Exsicador (depósito de sílica gel) de um TP.

2.1.2.2 Materiais Isolantes Sólidos (Papel)

Tipicamente, os isolantes sólidos têm por base o uso de papel Kraft, que permite uma elevada impregnação com óleo isolante mineral, o que resulta em excelentes propriedades dielétricas [6]. Tem caraterísticas mecânicas que permitem boa estabilidade no óleo, sendo materiais de fácil manuseamento para as diversas operações do processo de fabrico e montagem. Ainda se pode destacar o seu baixo preço como ponto favorável [7].

É utilizado no isolamento entre espiras e entre os enrolamentos, facilitando a refrigeração pela circulação do óleo e assegurando também o suporte mecânico.

2.1.2.3 Materiais Isolantes Líquidos (Óleo)

O óleo mineral isolante utilizado num TP é o meio mais eficiente para absorver o calor do núcleo magnético e dos enrolamentos e transmiti-lo às superfícies exteriores que, como se verá adiante, podem ser arrefecidas naturalmente ou por circulação forçada [4].

Este tipo de óleo é obtido por Hidrogenação Catalítica e Tratamento Ácido a partir da refi-nação do petróleo, permitindo ter as propriedades — dielétricas e refrigerantes — exigidas para desempenhar as suas funções essenciais: isolamento elétrico e dissipação de calor [8].

(28)

Enumeram-se agora as principais caraterísticas que um óleo isolante deve possuir [9]: • Elevada rigidez dielétrica — suportar as solicitações em serviço a que está sujeito; • Viscosidade baixa — garantir a função de refrigeração;

• Resistência à oxidação — prolongar o tempo de vida útil;

• Outras — não ser corrosivo, resistir ao fogo, ter pouca reatividade química.

2.1.2.4 Comutador de Tomadas em Carga

A função do Comutador de Tomadas em Carga (OLTC – On Load Tap Changer) é regular o nível de tensão adicionando ou subtraindo espiras dos enrolamentos do TP [4].

Assim, para responder às variações de consumo solicitado em qualquer instante, o OLTC desempenha um papel fundamental garantindo um patamar de tensão adequado pela variação da relação de transformação do TP. O OLTC constitui uns dos poucos dispositivos dinâmicos do TP e atua no enrolamento primário (lado AT), sendo que a cada tomada está associada uma certa quantidade de espiras [10].

Naturalmente não é aceitável a interrupção de fornecimento num TP e, por isso, o OLTC cumpre um complexo processo de troca de tomada sem corte de corrente. Aplica-se o princípio de ligar a tomada seguinte antes de desfazer a ligação anterior, por meio de impedância de transição, na forma de reatância ou de resistência sem alteração significativa da corrente de carga [3].

(29)

Neste sentido, o OLTC é constituído por dois dispositivos principais (ilustrados respetivamente na Figura2.7) [4] [10]:

• Componente de seleção (Seletor) — efetua a escolha da tomada pretendida (sem carga);

• Componente de comutação (Rutor) — transfere a corrente da tomada atual para a tomada escolhida pelo seletor.

Note-se que os contactos do rutor e as impedâncias de transição encontram-se imersos em cuba de óleo própria, separada da cuba principal do transformador para evitar a contaminação do óleo isolante.

2.1.2.5 Sistema de Refrigeração

Como qualquer equipamento elétrico, o TP tende a aquecer quando em serviço e, por isso, é necessário considerar um sistema de arrefecimento (baseado na circulação natural ou forçada de óleo e ar ou água). Este sistema é essencial para o funcionamento do TP, influenciando as condições de exploração e contribuindo para reduzir o envelhecimento do óleo isolante, entre outros componentes [4].

No tanque do TP, o óleo quente tende a ocupar uma posição mais elevada e, na parte superior, entra nas tubagens dos radiadores, arrefecendo gradualmente devido à grande área de superfí-cie das mesmas e à proximidade do meio ambiente (os radiadores são colocados externamente à cuba) [11]. Regressa, depois, ao interior da cuba como representado na Figura2.8.

No caso de existir ventilação, esta tarefa é facilitada uma vez que o arrefecimento será forçado (caso do tipo ONAF na Figura2.8).

Figura 2.8: Sistema de arrefecimento do tipo ONAN, à esquerda, e do tipo ONAF, à direita [11].

Adicionalmente, poderão existir bombas de circulação de óleo, como é o caso exemplificado na Figura2.9.

(30)

Figura 2.9: Sistema de arrefecimento do tipo OFAF [11].

Em síntese, o sistema de arrefecimento pode então ser classificado num dos seguintes ti-pos [3] [4] [12]:

• ONAN (Oil Natural Air Natural) — é o mais simples processo com circulação natural do óleo isolante e convecção natural do ar;

• ONAF (Oil Natural Air Forced) — circulação natural do óleo isolante e convecção forçada do ar por meio de ventiladores;

• OFAF (Oil Forced Air Forced) — circulação forçada do óleo isolante por meio de bombas e convecção forçada do ar por meio de ventiladores;

• OFWF (Oil Forced Water Forced) — circulação forçada do óleo isolante por meio de bombas e convecção forçada de água;

• ODAF (Oil Directed Air Forced) — versão avançada/melhorada de OFAF (arrefecimento mais rápido);

• ODWF (Oil Directed Water Forced) — versão avançada/melhorada de OFWF (arrefeci-mento mais rápido).

Na EDP Distribuição, como divulgado pela DNT – Direção de Normalização e Tecnologia, o arrefecimento dos transformadores deve ser do tipo ONAN ou ONAF [13].

2.1.2.6 Travessias

A função de uma travessia é garantir o isolamento na zona de passagem dos condutores exte-riores para os condutores inteexte-riores de ligação aos enrolamentos do TP [3].

Existem diversos tipos de travessias, classificadas de acordo com os tipos construtivos, ma-teriais isolantes e níveis de tensão de serviço. De um modo geral, consideram-se dois grandes grupos [3] [10] [14]:

(31)

• Tipo Capacitivo — utilização generalizada para níveis de tensão superiores a 25 kV. O material isolante é o papel em três configurações possíveis (OIP (Oil Impregnated Paper), RBP (Resin Bonded Paper) ou RIP (Resin Impregnated Paper));

• Tipo Não Capacitivo — corresponde a um condutor central revestido por um isolante como a porcelana ou o silicone. O campo de aplicação é limitado a níveis de tensão inferiores.

(32)

Note-se que na parte externa da travessia da Figura2.10junto à fronteira entre o interior (óleo) e o exterior (ar), existe uma tomada capacitiva que permite levar a cabo medições de capacidade e do Fator de Dissipação Dielétrica (detalhado na Secção2.3).

2.1.2.7 Proteções Próprias

Num TP, existem diversos acessórios de controlo, medição e proteção que permitem monitori-zar o seu funcionamento e detetar situações anómalas. Tipicamente, estes têm alarmes associados e alguns ainda circuitos que provocam o disparo dos disjuntores do TP, atribuindo-se por isso a designação genérica de proteções próprias a estes acessórios [3] [4].

Seguidamente, apresenta-se uma descrição sumária dos diversos tipos de proteções próprias presentes num TP [3] [4] [16]:

• Relé de Buchholz — proteção da parte ativa do TP. Instalado na tubagem de ligação da cuba principal ao conservador, permite detetar a produção e acumulação de gases libertados na cuba, perda de óleo isolante e eventual fluxo de óleo da cuba para o conservador; • Relé de Fluxo de Óleo — proteção ao nível do comutador em carga. Instalado na tubagem

de ligação da cuba do OLTC ao conservador, permite detetar eventual situação de fluxo de óleo anormal entre estes;

• Válvula de Sobrepressão — garante a eliminação rápida de sobrepressões internas (após o que retorna automaticamente à sua posição de repouso). Estas sobrepressões podem estar relacionadas com a formação significativa de gases resultantes de descargas elétricas ou também com o enchimento indevido de óleo;

• Indicador de Nível de Óleo — permite sinalizar eventuais perdas significativas de óleo e também acompanhar operações de esvaziamento e enchimento;

• Termómetro de Óleo — medição direta da temperatura do óleo da cuba por imersão de sonda térmica (alojada na tampa da cuba). Uma temperatura anormal pode indiciar um eventual defeito;

• Termómetro de Enrolamentos (Imagem Térmica) — medição da temperatura dos enro-lamentos no “ponto mais quente” por imersão de sonda térmica (alojada na tampa da cuba) combinada com uma resistência de aquecimento.

2.2 Manutenção e Gestão de Ativos

Um TP, como qualquer equipamento, está sujeito a falhas e avarias provocadas por diversos fatores (a analisar em detalhe na Secção2.4). Com o passar do tempo, a variação típica da taxa de avarias — λ (t) — de um componente elétrico é a que se apresenta na Figura2.11.

A manutenção do ativo tem assim enorme importância quer para prolongar o tempo de vida útil quer para prevenir falhas e avarias indesejáveis.

(33)

2.2 Manutenção e Gestão de Ativos 15

Figura 2.11: Variação da taxa de avarias com o tempo de funcionamento (componente elé-trico) [17].

A taxa de avarias — que não é mais do que é a probabilidade de o componente avariar com o tempo de funcionamento — pode ser descrita em três períodos distintos [17]:

• Infância — a taxa tem um valor elevado mas diminui rapidamente (as avarias podem ser causadas por defeitos originados no transporte e/ou montagem, deficiências nos componen-tes e também problemas nos processos de controlo de qualidade);

• Vida Útil — a taxa é praticamente constante (geralmente é conveniente que os equipa-mentos funcionem no seu período de vida útil o máximo de tempo possível, planeando as manutenções adequadas);

• Velhice — a taxa aumenta rapidamente, tratando-se do fim de vida do componente (ideal-mente a manutenção preventiva deveria assegurar que este período nunca é atingido).

2.2.1 Tipos de Manutenção

A manutenção é uma ferramenta essencial para garantir o correto funcionamento dos equipa-mentos e, usualmente, consideram-se dois grandes tipos de manutenção [18]:

• Manutenção Preventiva — ação programada para minimizar o risco de falha de um com-ponente. Deve ser sistemática, isto é, ser feita com uma certa periodicidade previamente definida ou, ainda, quando é detetada uma eventual anomalia (antes da ocorrência de falha); • Manutenção Corretiva — ação que é consequência de uma falha do ativo. Tem como objetivos detetar eventuais danos, definir medidas corretivas e avaliar a possibilidade de reentrada em serviço do equipamento.

Claro que será necessário encontrar o ponto ótimo de compromisso custo-benefício porque quer a manutenção quer a falha têm custos associados. A manutenção preventiva reduz de formas

(34)

significativa os custos decorrentes de falhas. No entanto, a partir de certo ponto o investimento em manutenção preventiva pode comprometer o custo global associado (com uma redução de falhas insignificante) [19]. Assim, pretende-se otimizar, como mostrado na Figura2.12, a política de manutenção implicando uma correta monitorização e gestão dos ativos em causa e das suas condições de funcionamento (a desenvolver na Subsecção 2.2.2).

Figura 2.12: Variação do custo com o nível de manutenção adotado [19].

2.2.2 Monitorização e Gestão de Ativos

Se for conhecida a condição dos equipamentos, identificando os componentes críticos, a gestão de ativos tomará as decisões correspondentes de forma avisada, no sentido da intervenção imediata ou programando o adiamento da mesma.

No caso dos transformadores, a avaliação da sua condição é feita do modo explicitado no Capítulo 3e, posteriormente, é considerada a Tabela2.1 para efeitos de classificação, análise de tempo de vida útil e requisitos exigidos.

Tabela 2.1: Condição (Índice de Saúde), Vida Restante e Requisitos para um TP.

Condição

(IS) Vida Restante Requisitos

Muito Bom (85 - 100) Mais de 15 anos Manutenção Normal Bom (70 - 85) Mais de 10 anos Manutenção Normal Aceitável (50 - 70) Entre 3 a 10 anos

Aumentar ensaios de diagnóstico, beneficiação ou substituição de acordo com a criticidade Mau

(30 - 50) Menos de 3 anos

Planeamento de substituição ou reabilitação/beneficiação tendo em consideração risco e consequências de falha Muito Mau

(0 - 30) Perto do fim de vida

Avaliação de risco imediata;

(35)

2.3 Ensaios e Métodos de Diagnóstico 17

Em termos gerais, a gestão de ativos tem por base a avaliação presente na Matriz de Risco da empresa, que define diversos níveis de severidade e diferentes impactos: de Sustentabilidade, de Reputação, de Qualidade de Serviço e Económicos. Considera, ainda, a frequência de ocorrência e o período médio entre ocorrências (em anos).

A conjugação dos impactos nos valores do negócio com os níveis de severidade levam a que o risco possa estar estar situado num dos casos possíveis apresentados na Matriz de Risco:

• Não Tolerável — nível de risco que ultrapassa o aceitável, exigindo soluções urgentes mi-nimizadoras do risco;

• Moderado — implica estudo de medidas de monitorização, a implementar no caso de serem economicamente justificáveis;

• Tolerável — apenas necessário o acompanhamento da evolução do risco.

2.3 Ensaios e Métodos de Diagnóstico

Os ensaios e métodos de diagnóstico a seguir descritos permitem monitorizar a condição do Transformador de Potência e programar eventuais ações de manutenção preventiva.

Enumeram-se agora os vários testes e ensaios a discutir em seguida: • DGA (Dissolved Gas Analysis);

• Qualidade do Óleo; • Compostos Furânicos; • Termografia;

• Inspeção Visual;

• Ensaios Elétricos — incluindo a Medição da Resistência dos Enrolamentos, a Medição da Relação de Transformação, a Medição da Resistência de Isolamento e, finalmente, o Ensaio das Proteções Próprias do TP.

2.3.1 DGA (Dissolved Gas Analysis)

Através da análise de gases dissolvidos no óleo isolante do TP é possível quantificar a concen-tração dos gases que resultam da degradação do óleo e do papel isolante na sequência de defeitos térmicos ou elétricos.

O óleo isolante de um TP corresponde a uma mistura complexa de moléculas de hidrocarbo-netos, contendo os grupos químicos CH3, CH2 e CH. A cisão de algumas ligações C-H e C-C,

como resultado dos ditos defeitos, produz fragmentos iónicos ou radicais que se recombinam para formar outras moléculas de gases hidrocarbonetos não presentes inicialmente na composição do óleo e que são monitorizadas pelo processo DGA [3].

(36)

Assim, o processo DGA — utilizado de forma generalizada hoje em dia e constituindo um dos melhores indicadores para a condição do TP — monitoriza a presença dos seguintes gases:

• Hidrogénio (H2);

• Metano (CH4);

• Etano (C2H6);

• Etileno (C2H4);

• Acetileno (C2H2);

• Monóxido de Carbono (CO);

• Dióxido de Carbono (CO2).

De referir que os gases hidrocarbonetos estão relacionados com a decomposição do óleo, en-quanto que o CO e o CO2 têm que ver com a degradação do papel isolante. Apresentam-se na

Tabela 2.2 os principais tipos de falhas/defeitos que se podem inferir a partir da presença dos gases dissolvidos no óleo em cada situação [20] [21].

Tabela 2.2: Diagnóstico de falhas e defeitos a partir dos gases dissolvidos no óleo.

Diagnóstico da falha/defeito Gás principal Outros gases presentes (menores proporções) Descargas elétricas parciais Hidrogénio (H2) Metano (CH4)

Defeito térmico (óleo isolante) Etileno (C2H4)

Etano (C2H6),

Metano (CH4),

Hidrogénio (H2)

Arcos elétricos / Descargas elétricas Acetileno (C2H2), Hidrogénio (H2)

Metano (CH4),

Etileno (C2H4)

Defeito térmico (papel isolante) Monóxido de carbono (CO), Dióxido de carbono (CO2)

Na Figura2.13mostra-se a relação entre a formação de gases como função da temperatura do óleo isolante.

O hidrogénio é o gás ideal para a deteção precoce de uma alteração na condição do transfor-mador, dada que é o único em que se verifica que a taxa de formação de H2aumenta sempre com

(37)

Figura 2.13: Formação de gases em função da temperatura do óleo isolante [22].

2.3.2 Qualidade do Óleo

Existem também os ensaios físico-químicos e dielétricos à qualidade do óleo de que se desta-cam os seguintes:

• Tensão Disruptiva — valor de tensão (em kV) que provoca o contornamento entre dois elétrodos imersos no óleo com distância e geometria especificadas pela norma IEC 60156;

(38)

• Tensão Interfacial (IFT) — valor de força (em mN/m) necessária para puxar um pequeno anel ao longo da interface óleo/água (ensaio conhecido por “Método do Anel”, de acordo com a norma ASTM D 971-12);

• Índice de Acidez — expresso como sendo a quantidade de Hidróxido de Potássio (KOH) necessária para neutralizar um grama de óleo (mgKOH/góleo) e determinado por titulação

potenciométrica, de acordo com os requisitos da norma IEC 62021-1;

• Teor de Água — determinado por titulação coulométrica de Karl Fisher, de acordo com os requisitos da norma IEC 60814, expresso em mgH2O/kgóleo;

• Cor — com base na escala ISO 2049;

• Aspeto — classificado como Límpido (L) ou Turvo (T), seguindo a norma IEC 60296;

• Fator de Dissipação Dielétrica (Fator de Potência) — dado pela tan(δ ) a 90o_{C, tendo por}

base o Anexo C da norma IEC 60247.

2.3.3 Compostos Furânicos

Os compostos furânicos são uma medida da degradação do papel isolante. Com o avançar da idade do TP, o grau de polimerização (DP) e a robustez mecânica tendem a reduzir-se. O DP apenas pode ser determinado diretamente pela extração de uma amostra de papel isolante, o que configura uma operação pouco prática pela necessidade de colocar o TP fora de serviço [23].

No entanto, o estado de degradação do papel isolante do TP pode ser avaliado de forma indireta através do nível de concentração de compostos furânicos dissolvidos no óleo. O composto furânico que melhor traduz a condição do papel isolante é o 2-Furfural (2FAL)1. Esta análise pode ser feita por Cromatografia em Fase Líquida (HPLC), sendo os compostos obtidos através de uma extração sólido-líquido, de acordo com as especificações da norma IEC 61198 [24].

2.3.4 Termografia

As inspeções termográficas num TP permitem identificar e quantificar os sobreaquecimentos eventualmente presentes nos seus componentes. Tipicamente considera-se uma escala de clas-sificação de pontos quentes composta por três níveis: C (pede reparação a médio prazo, até 6 meses), B (pede reparação a curto prazo, até 3 meses) ou A (o mais gravoso exigindo reparação imediata) [25].

A título de exemplo, a Figura2.14apresenta o resultado de uma inspeção levada a cabo num TP, mostrando a presença de um ponto quente de tipo B (nível intermédio) na travessia de uma das fases de média tensão (15 kV) [25].

1_{De referir que existem outros compostos furânicos como sendo o 5-Hidroximetil-2-Furfural (5HMF), o 2-Álcool} Furfurílico (2FOL), o 2-Acetilfurano (2ACF) e o 5-Metil-2-Furfural (5MEF), todos expressos em mg/kgóleo.

(39)

Figura 2.14: Deteção de um sobreaquecimento na travessia da fase L3 de um TP (relatório da Labelec – Estudos, Desenvolvimento e Atividades Laboratoriais, S.A.) [25].

2.3.5 Inspeção Visual

As inspeções visuais traduzem uma análise externa ao estado dos componentes do TP. Usu-almente considera-se: a condição das travessias, a condição da cuba, o estado dos radiadores e ventiladores, a corrosão do conservador, o estado das fundações, das ligações à terra, das válvu-las/juntas/vedantes, a condição dos ligadores e, ainda, avaliação do nível de óleo e de possíveis fugas detetáveis.

2.3.6 Ensaios Elétricos

Os ensaios elétricos ao TP permitem detetar anomalias no núcleo do TP, nos enrolamentos, no comutador em carga e nas diversas proteções próprias. São levados a cabo com o TP fora de serviço (podendo enquadrar-se por isso no campo das Manutenções Corretivas).

Tipicamente consideram-se os seguintes ensaios: Medição da Resistência dos Enrolamentos; Medição da Relação de Transformação; Medição da Resistência de Isolamento; Ensaio das Prote-ções Próprias. Segue-se uma descrição sumária dos mesmos.

2.3.6.1 Medição da Resistência dos Enrolamentos

Este ensaio permite avaliar o estado das três fases dos enrolamentos do TP, efetuado para todas as posições do comutador em carga, garantindo que as ligações estão corretas e que não existem irregularidades no circuito. Tipicamente deverão obter-se valores muito reduzidos (idealmente inferiores a 1 Ω) [18].

O Comutador de Tomadas em Carga atua no enrolamento primário e tem função dinâmica. Deve ser verificada a continuidade do enrolamento na comutação de tomadas uma vez que, tratando-se de um dispositivo que transfere corrente em carga, eventuais falhas associadas à deterioração de contactos e ligações podem dar origem a problemas graves.

(40)

Figura 2.15: Mala de ensaios RMO60TD [26].

Para demonstração, apresenta-se a Figura2.16, segundo a qual se obtiveram resultados acei-táveis (pequenas variações percentuais relativamente à medição anterior/seguinte) no que diz res-peito ao comportamento estático para um TP. Note-se, ainda, que a posição 12 representa a comu-tação do inversor.

Figura 2.16: Comportamento estático (resistência em cada uma das 23 posições de tomada) num TP [27].

(41)

É ainda avaliado o comportamento dinâmico (Figura 2.17) através da análise da variação da corrente durante o processo de comutação de tomadas durante o qual, na transição de uma tomada para outra, ocorre uma queda brusca da corrente (conhecida por “Ripple”) [4] [18]. Estas mes-mas quedas devem ser idênticas de tomada para tomada verificando a integridade operacional do equipamento. É conveniente ainda verificar o tempo de transição (que deve ser reduzido).

Figura 2.17: Comportamento dinâmico (corrente durante a comutação de tomadas) num TP [27].

De referir que a resistência dos enrolamentos ilustrada anteriormente se refere ao lado AT do TP. No secundário do TP, deve igualmente ser feito o ensaio que é mais simples. Usualmente, do lado secundário (mais baixa tensão) a configuração é em triângulo, bastando fazer a medição direta entre cada duas fases (enrolamentos).

2.3.6.2 Medição da Relação de Transformação

Pretende-se verificar a correta relação de transformação em cada uma das tomadas, ou seja, com um desvio muito reduzido. Este ensaio inclui ainda o registo da corrente de excitação no lado AT e o registo do ângulo de desfasamento entre a tensão de teste e a tensão induzida no secundário.

Sendo um TP trifásico, existem duas formas alternativas de efetuar o ensaio [18]:

• aplicar tensão composta aos três enrolamentos primários do TP;

• aplicar tensões simples, à vez, a cada um destes.

Para levar a cabo esta medição, em todas as tomadas do transformador, é utilizada uma mala de ensaios, como a TRT63B (Turns Ratio Test) na Figura2.18.

(42)

Figura 2.18: Mala de ensaios TRT63B com um esquema exemplo de ligação para teste [28].

A título de exemplo, seguem-se as Figuras2.19,2.20,2.21e2.22que demostram a obtenção de resultados (considerados aceitáveis) para a medição da relação de transformação num dado TP. Note-se que o desvio máximo obtido, referenciado aos valores nominais (do fabricante), é de cerca de 0,2% (Figura2.20).

(43)

Figura 2.20: Relação de transformação (desvio), em cada posição de tomada, num TP [27].

Também o ângulo de desfasamento, em cada posição de tomada, é muito próximo de 0o (ver Figura2.21).

(44)

Figura 2.22: Corrente de excitação, em cada posição de tomada, num TP [27].

2.3.6.3 Medição da Resistência de Isolamento

Procede-se a um shunt entre os enrolamentos registando três medidas distintas [4] [18]: • entre o lado AT e o lado MT;

• entre o lado AT (ligado à terra) e o lado MT; • entre o lado AT e o lado MT (ligado à terra).

Aplica-se uma tensão de ensaio de 5 kV e efetua-se a medição da Resistência de Isolamento (RI) no tempo de um minuto e de dez minutos. Devem ser obtidos valores muito elevados na ordem dos GΩ.

Tendo os valores medidos, calcula-se o Índice de Polarização (IP) — que deve assumir valores superiores à unidade para serem considerados aceitáveis — pela Equação2.1:

IP= RI10min

RI_1min (2.1)

2.3.6.4 Ensaio das Proteções Próprias

O ensaio das proteções próprias é feito em conjunto com o Centro de Despacho e Condução. Após o acionamento de cada proteção, verifica-se a o aparecimento da sinalização correspondente e, se for o caso, o seu disparo no local, isto é, o desligar dos disjuntores AT e MT [18].

(45)

2.4 Modos de Falha 27

• Válvulas de Sobrepressão do TP e do Comutador;

• Alarme e disparo do relé de Buchholz;

• Alarme e disparo do Termómetro do Óleo;

• Alarme e disparo do Termómetro dos Enrolamentos (Imagem Térmica);

• Proteção do Comutador em Carga;

• Indicadores Nível de Óleo (alto/baixo);

• Sinalizações (“Falta C.A. Comutador em Carga”, “Defeito Ventiladores”, etc.).

2.4 Modos de Falha

Nesta secção enumeram-se os principais modos de avaria, considerando as suas causas e efei-tos por componente do ativo. Adicionalmente, mostra-se uma distribuição típica de falhas que podem suceder num TP.

2.4.1 Falhas, Causas e Efeitos

A investigação relativa aos modos de falha em TP tem um papel importante para a melhoria de fiabilidade e gestão de risco dos equipamentos. A identificação da causa primária da falha e a sua análise permite recomendar ações corretivas para futuro que levarão a prevenir e evitar eventuais idênticos problemas [29].

A uma determinada falha num TP podem estar associadas diversas causas, de origem interna ou externa, elétricas ou outras. Assim, para averiguar a causa da falha terão de ser analisados os diversos fatores envolvidos, tais como o estado atual dos componentes do transformador, as condições ambientais, as respetivas condições de exploração e outros fatores externos [4].

Naturalmente poderão também existir indícios de funcionamento anormal no TP, como seja a concentração de valores anormais de gases dissolvidos no óleo isolante, sem que ocorra necessa-riamente avaria ou saída de serviço.

Na Figura2.23apresenta-se uma interpretação sobre falhas em TP proposta pelo Cigré Wor-king Group[29]. Observa-se que nos primeiros tempos de vida, o TP tem uma margem de se-gurança muito grande entre aquilo que é a robustez do isolamento e o problema causado pelo incidente. Com o avançar do tempo e com a ocorrência de pequenos incidentes, reduz-se essa margem de reserva e pode levar a uma falha ou avaria propriamente dita.

(46)

Figura 2.23: Modelo conceptual para falhas em equipamentos [29].

De uma maneira geral, a análise do modo e efeito de falhas de sistemas pode ser feita através das seguintes metodologias [30]:

• Failure Mode and Effect Analysis (FMEA) — trata-se de um método qualitativo de análise de risco, que permite não só identificar os modos de falha, as respectivas causas e sequência de efeitos, como também os meios de deteção e prevenção desses modos de falha e de mitigação de efeitos;

• Failure Mode, Effect and Criticality Analysis (FMECA) — corresponde a uma variante do método FMEA que tem em conta a “criticidade” da falha. Esta modificação permite carate-rizar a importância de cada um dos modos de falha no funcionamento do sistema, e também o impacto que estes têm sobre a fiabilidade e a dimensão das respetivas consequências.

Apresentam-se na Tabela2.3os principais tipos de falhas que podem suceder num TP, enume-rando causas, modos e efeitos [10] [29] [31]. Considera-se a separação em componentes (blocos funcionais) do TP.

(47)

2.4 Modos de Falha 29

Tabela 2.3: Quadro-síntese dos modos de falha num TP.

Componente Modo de Falha Causa Efeito

Núcleo Falha mecânica Magnetização DC Perda de eficiência

Enrolamentos Falha mecânica

Sobretensão, Problema de construção,

Movimento do transformador Curto-circuito

Falha do isolamento Sobreaquecimento (pontos quentes), Presença de sulfeto de cobre

Cuba Falha mecânica

Alta pressão devido à formação de gases,

Montagem/movimento descuidado Fugas de óleo

Material Corrosão, Degradação das juntas

Isolantes sólidos (papel)

Falha mecânica Movimento do transformador,

Curto-circuito Perda de isolamento Falha do isolamento Sobreaquecimento (pontos quentes),

Presença de sulfeto de cobre Isolantes

líquidos (óleo) Falha do isolamento

Presença de partículas e de água Curto-circuito Problema de circulação do óleo,

Problema de circulação de ar Sobreaquecimento

Travessias Falha do isolamento

Sujidade,

Penetração de água Curto-circuito

Danos físicos Montagem/movimento descuidado, Vandalismo

Comutador em carga

Falha do seletor Desgaste/deterioração Impossibilidade de selecionar tomada

Falha do rutor Contaminação do óleo,

Desgaste/deterioração Curto-circuito

2.4.2 Frequência de Falhas por Componente

Na Figura2.24apresenta-se uma distribuição de falhas em TP pelo Cigré Working Group [32]. Note-se que estas distribuições dependem da empresa e do fabricante, entre outros fatores.

É de destacar que a grande maioria das avarias ocorre no comutador em carga e nos enrola-mentos, totalizando 60% das falhas apuradas.

(48)

Figura 2.24: Distribuição de falhas em Transformadores de Potência [32].

2.5 Síntese do Capítulo

O presente capítulo permitiu descrever os aspetos construtivos de um TP, os ensaios e méto-dos de diagnóstico tipicamente implementaméto-dos, os mométo-dos de falha mais comuns e, ainda, alguns conceitos sobre manutenção e gestão de ativos.

Em suma, introduziram-se os principais conceitos necessários à compreensão dos fundamen-tos sobre os fatores que afetam o índice de saúde e os métodos usados para a medição desses respetivos fatores.

(49)

Capítulo 3

Modelo de Referência

Este Capítulo apresenta o algoritmo de cálculo atualmente utilizado pela EDP Distribuição e aplicado massivamente ao parque de Transformadores de Potência da empresa. De referir que este modelo é da responsabilidade da empresa e serve de ponto de partida para o novo modelo proposto no Capítulo4.

Note-se que os indicadores de saúde a desenvolver nesta dissertação serão uma alternativa aos introduzidos pelo método de referência da empresa. É, por isso, essencial descrever agora a metodologia que servirá de base comparativa para o novo modelo desenvolvido.

3.1 Descrição do Modelo Atual

O estado de saúde e o tempo de vida útil de um determinado TP é dado pelo seu Índice de Saúde (IS), cujo cálculo tem em consideração determinados critérios que permitem avaliar a condição do equipamento. Para além deste indicador, é necessário ter em conta os fatores externos que podem ter impacto no funcionamento do ativo, que são dados pelo Índice de Fatores Externos (IFE) — na Subsecção3.1.2.

Assim, no final, o Índice de Falha (IF) de cada TP corresponde a uma percentagem obtida através da Equação3.1:

IF = 90% × IS + 10% × IFE (3.1)

Esta percentagem é posteriormente convertida para a escala de 1 a 5, por forma a aplicar a Matriz de Risco da empresa.

3.1.1 Índice de Saúde (IS)

Todos os parâmetros, exceto a Idade, após calculados, são classificados numa gama a que corresponde a um nível discreto. Esta classificação está organizada em cinco níveis do menos

(50)

32 Modelo de Referência

gravoso (Nível 1) ao mais gravoso (Nível 5). Por fim, cada nível tem associada a valorização presente na Tabela3.1.

Tabela 3.1: Valorização de cada nível discreto de classificação.

Nível Val. 1 100 2 75 3 50 4 25 5 0

Enumeram-se na Tabela3.2os parâmetros integrantes do cálculo do IS atualmente implemen-tado pela empresa e as respetivas ponderações associadas a cada um.

Tabela 3.2: Parâmetros e pesos respetivos para o cálculo do IS.

Parâmetro Constituintes do Parâmetro Peso parcial Peso global

Idade Idade em 2015 100% 10%

DGA

Hidrogénio (H2), Metano (CH4), Etano (C2H6),

Etileno (C2H4), Acetileno (C2H2),

Monóxido de Carbono (CO), Dióxido de Carbono (CO2)

12,2%

90% Qualidade

do Óleo

Tensão Disruptiva, Tensão Interfacial (IFT),

Índice de Acidez, Teor de Água, Cor 14,6%

Compostos Furânicos 2FAL 9,8%

Fator de Potência tan(δ ) 12,2%

Histórico de Carga Fator de Carga 12,2% Termografia Pontos Quentes (C, B, A) 12,2%

Inspeção Visual

Condição Travessias 9,8% Nível de corrosão Cuba/Conservador/Radiadores 6,1% Condição Ventilação 4,9%

Fugas de Óleo 6,1%

(51)

3.1 Descrição do Modelo Atual 33

Seguidamente, especifica-se a metodologia de cálculo para cada um dos parâmetros supraci-tados.

3.1.1.1 Idade

A idade do TP é o único parâmetro que não se baseia numa valorização discreta em cinco níveis. Assumiu-se, em vez disso, uma função exponencial que traduz essa valorização e que integra o cálculo do IS.

Esta função é baseada na probabilidade de falha empírica considerando que um TP novo tem uma probabilidade de falha muito reduzida e um TP com idade superior ou igual a 50 anos tem probabilidade unitária (admite-se situação de falha).

A Figura3.1traduz esta relação tal como é incluída no algoritmo de cálculo.

Figura 3.1: Valorização definida para o fator Idade.

3.1.1.2 DGA (Dissolved Gas Analysis)

Através da análise de gases dissolvidos no óleo isolante de um TP é possível quantificar as concentrações dos mesmos que resultam da degradação do óleo e do papel isolante na sequência de eventuais defeitos térmicos e/ou elétricos.

Por forma a distinguir e quantificar os vários níveis de grandeza dos defeitos referidos foi definido um indicador — DGAF (Dissolved Gas Analysis Factor) — seguidamente detalhado.

Uma certa medição de um gás tem associada uma banda de valores de concentração e o cor-respondente score (Si). Além disso, cada gás, dado o seu contributo diferenciado para a gravidade e intensidade dos defeitos, tem uma ponderação específica (Wi) como se observa na Tabela3.3.

(52)

34 Modelo de Referência

Tabela 3.3: Gamas de classificação (Si) e ponderação específica (Wi) para os gases dissolvidos no óleo. Gás Score (Si) Wi 1 2 3 4 5 6 H2(µl/lóleo) ≤ 100 100-200 200-300 300-500 500-700 > 700 2 CH4(µl/lóleo) ≤ 75 75-125 125-200 200-400 400-600 > 600 3 C2H6(µl/lóleo) ≤ 65 65-80 80-100 100-120 120-150 > 150 3 C2H4(µl/lóleo) ≤ 50 50-80 80-100 100-150 150-200 > 200 3 C2H2(µl/lóleo) ≤ 3 3-7 7-35 35-50 50-80 > 80 5 CO (µl/lóleo) ≤ 350 350-700 700-900 900-1100 1100-1400 > 1400 1 CO2(ml/lóleo) ≤ 2500 2500-3000 3000-4000 4000-5000 5000-7000 > 7000 1

Assim, é utilizada a Equação3.2para o cálculo do fator DGA [33] e é atribuído o respetivo nível de valorização presente na Tabela3.4:

DGAF=∑

7

i=1Si×Wi

∑7i=1Wi

(3.2)

Tabela 3.4: Valorização definida para o fator DGA.

Nível Fator DGA 1 DGAF < 1,2 2 1,2 ≤ DGAF < 1,5 3 1,5 ≤ DGAF < 2 4 2 ≤ DGAF < 3 5 DGAF ≥ 3 3.1.1.3 Qualidade do Óleo

Com o objectivo de caraterizar a qualidade do óleo isolante do TP ao nível das propriedades dielétricas e físico-químicas foi definido um indicador da Qualidade do Óleo (QO). Os indicadores de referência que servem de base à quantificação dos parâmetros que compõem este indicador são baseados nos valores presentes nas normas aplicáveis.

Na Tabela 3.5, apresentam-se, para cada ensaio, as bandas de valores que têm associado o respetivo score (Si). Além disso, cada ensaio tem igualmente uma ponderação especificada (Wi).