XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

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1 XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA GTM 22 a 25 Novembro de 2009 Recife - PE GRUPO XIII GRUPO DE ESTUDO DE TRANSFORMADORES, REATORES, MATERIAIS E TECNOLOGIAS EMERGENTES - GTM DESEMPENHO DOS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DE 69 KV, 138 KV E 230 KV, NO PERÍODO DE VINTE OITO ANOS, NO SISTEMA DA CELG André Pereira Marques * Cláudio Henrique Bezerra Azevedo Paulo Roberto Nepomuceno Cacilda de Jesus Ribeiro, Denise Cascão Poli Souza, Renato Pereira Baeta Santos * Celg Distribuição Escola de Engenharia Elétrica e de Computação Universidade Federal de Goiás RESUMO Nas atividades de manutenção do setor elétrico, há uma grande preocupação na detecção de defeitos nos transformadores, antes que estes possam comprometer a operação desses importantes equipamentos. O monitoramento e diagnóstico realizados visam evitar os desligamentos indesejados que comprometem o fornecimento de energia elétrica. Sendo assim, o objetivo contido neste trabalho é apresentar um estudo sobre o desempenho dos transformadores de potência de 69 kv, 138 kv e 230 kv do sistema da Celg, concernente a defeitos e falhas ocorridos nos mesmos em um período de vinte e oito anos. É destacada a importância de implementação de novas técnicas preditivas que permitam um melhor acompanhamento dos equipamentos. Palavras-chave: Interrupções, Defeitos, Falhas, Manutenção e Transformadores de potência INTRODUÇÃO O foco principal deste estudo refere-se ao transformador de potência, que é um dos equipamentos de maior importância para o sistema elétrico e um dos de maior custo (1). A sua importância está diretamente vinculada ao fornecimento de energia elétrica, uma vez que, invariavelmente, a sua perda, por falha ou por retirada para correção de defeito, significa a suspensão do suprimento de energia. Trata-se de um equipamento de grande porte e a sua substituição além de ser onerosa, demanda muito tempo de mão-de-obra do setor de manutenção. Neste trabalho, a falha é uma anomalia em um equipamento que leva forçosamente à interrupção do funcionamento do equipamento, retirando-o obrigatoriamente de serviço (2). O defeito é considerado como sendo uma anomalia em um equipamento que leva o mesmo a funcionar de forma irregular e/ou aquém de sua capacidade nominal, e que se não corrigida a médio o a curto prazo, leva o equipamento a falhar e ser retirado de serviço (2). Nesta linha de raciocínio, a expressão interrupção é utilizada para designar a interrupção de serviço dos equipamentos, ou seja, a retirada dos mesmos de serviço quer seja por defeito ou por falha. A expressão transformador é utilizada no trabalho para designar tanto transformadores como autotransformadores. Nesse sentido, tem-se por objetivo neste artigo apresentar um estudo sobre o desempenho dos transformadores de potência de 69 kv, 138 kv e 230 kv do sistema elétrico da CELG, em relação às falhas e aos defeitos ocorridos em um período de vinte e oito anos (de 1979 a 2007), bem como apresentar percentuais de interrupções em função dos componentes dos transformadores. A base do desenvolvimento deste trabalho é descrita nos itens subseqüentes: identificação das partes dos transformadores que foram analisadas e divididas em blocos; caracterização e análise dos pontos de falhas e de defeitos detectados nestes equipamentos relativos às interrupções por falhas e por defeitos no período em análise; (*) Rua C-182, Nº 370, ap.701, Setor Jardim América, CEP , Goiânia GO - BRASIL Telefone: (62) , Fax: (62) ,

2 2 apresentação de uma proposta de complementação das técnicas preditivas na empresa analisada. 2. CARACTERIZAÇÃO DAS FALHAS E DOS DEFEITOS. As partes que compõem os transformadores de potência foram organizadas em blocos e em suas subdivisões, objetivando detalhar os locais onde as falhas e os defeitos podem ocorrer com maior incidência, tais como: a) parte ativa: enrolamento e núcleo. b) buchas: buchas e TCs de bucha. c) comutadores de derivações: CDC Comutador de Derivação em Carga e CDST Comutador de Derivação sem Tensão; d) sistema de refrigeração: ventiladores, radiadores e óleo. e) sistema de proteção e controle: relé de pressão, relé Bucchholz, indicador de nível de óleo, válvula de alívio, termômetro do óleo, termômetro do enrolamento e outras proteções. f) tanque e acessórios: tanque, tanque de expansão (conservador), válvulas dos radiadores, caixa terminal dos TCs de bucha, registros, flanges, compartimento de sílica gel, tubulação de óleo, dispositivo para coleta de gás do relé, janela de inspeção e janela de visita. g) óleo (sistema isolante). Para a caracterização e para as análises realizadas, foi desenvolvida uma planilha eletrônica, a partir de pesquisas associadas tanto a softwares recentes, como também a registros e antigos fichários (impressos) da empresa. Cabe observar que esta etapa do trabalho apresentou inúmeras dificuldades, como: interpretação de dados em fichários e consulta a registros localizados na oficina da empresa, entrevistas com corpo funcionários da área técnica, para confirmar e detalhar alguns dados das fichas, pesquisa em programas e registros; processo de filtragem em softwares para localização de informações das interrupções, dentre outros. Neste sentido, foi necessário dividir a planilha detalhadamente, de modo que se permitisse fazer a análise estatística destas interrupções, nas seguintes características: a) cadastrais (código do equipamento, fabricante, ano de fabricação, número de série); b) construtivas (quantidade de derivações, número de enrolamentos, número de fases, classe de temperatura, sistema de preservação do óleo, tipo de resfriamento, volume do óleo, tipo de comutação); c) elétricas (potência nominal, classe de tensão, corrente nominal, tipo de ligação); d) de interrupção (tipo de interrupção, data da interrupção e local da interrupção); e) de proteções atuadas (relé de distância, relé de religamento em circuito de corrente alternada, relé de freqüência, relé de sobretensão, relé de temperatura do óleo, relé de pressão, relé Bucchholz, relé de sobrecorrente, relé diferencial, relé de bloqueio, válvula de alívio, nível de óleo, termômetro do óleo e termômetro do enrolamento); f) de ensaios de amostras de óleo (cromatográficas e/ou físico-químicos); g) de pontos de interrupção de falha ou de defeito do transformador. 3. RESULTADOS E DISCUSSÕES 3.1 Número de interrupções dos equipamentos No período analisado foram identificadas 393 interrupções, ocorridas em 149 transformadores e autotransformadores (trifásicos ou bancos trifásicos). Como o número de interrupções é maior do que o número de equipamentos pode-se perceber que muitos dos equipamentos sofreram mais de uma ocorrência. 3.2 Evolução da quantidade de transformadores e de autotransformadores A Figura 1 apresenta a evolução no quantitativo de transformadores e de autotransformadores da classe de tensão de 69 kv, 138 kv e 230 kv da empresa, no decorrer dos 28 anos considerados, ou seja, de 1979 a 2007.

3 Número de transformadores e autotransformadores Anos 69 KV 138 KV 230 KV Figura 1: Evolução da quantidade de equipamentos ao longo do tempo. Cabe ressaltar que, muitos equipamentos foram sucateados e outros foram adquiridos no decorrer deste período de 28 anos. Estima-se que 10 % do quantitativo dos equipamentos apresentados na Figura 1 estejam (ou estiveram) na reserva do sistema ao longo desses anos. Tal fato deve-se ao critério adotado pela CELG de manter um percentual que gira em torno de 10 %, das unidades instaladas, como unidades para reserva técnica. 3.3 Percentual de transformadores e de autotransformadores por tempo de uso O percentual de transformadores e de autotransformadores por tempo de uso, em operação no sistema elétrico da CELG, ao longo do tempo, é mostrado na Figura % Percentual de transformadores e autotransformadores (%) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Anos 1 A A A A A 50 Figura 2: Percentual de transformadores de 69 kv, 138 kv e 230 kv por ano e por tempo de uso.

4 4 Na Figura 2 verifica-se que, a representação gráfica do número percentual de transformadores e de autotransformadores por ano e por idade ilustra o envelhecimento progressivo e percentual dos equipamentos, onde: o número de equipamentos na faixa de idade de 1 a 10 anos vai proporcionalmente diminuindo no decorrer dos anos, enquanto que o número dos equipamentos nas outras faixas de idade aumenta. 3.4 Número de interrupções de transformadores e de autotransformadores versus componentes A Figura 3 apresenta o percentual de interrupções em transformadores e autotransformadores em relação aos componentes, não considerando as interrupções decorrentes do próprio sistema de proteção e nem aqueles provocados por falha humana. Observa-se também na Figura 3 que os componentes mais atingidos, no período de 1979 a 2007, foram os enrolamentos (30 %), buchas (14 %) e os comutadores de derivações com carga, CDC, (20 %). O item componente não identificado (7 %) refere-se àqueles equipamentos dos quais não se obtiveram registros confiáveis das ocorrências, por motivos diversos. Figura 3: Número de interrupções de transformadores e de autotransformadores versus componentes. 3.5 Taxas de falhas de transformadores Como dito anteriormente, as interrupções de serviço podem ser provocadas tanto por defeitos como por falhas. A diferença entre elas é que as intervenções nos equipamentos para corrigir defeitos podem ser programadas, ao contrário das falhas, que, via de regra, são emergências no setor elétrico. Assim, torna-se imprescindível conhecer as taxas de falha dos transformadores em separado. As taxas de falhas em transformadores do sistema Celg por ano e por tensão nominal, desconsiderando as falhas decorrentes do sistema de proteção e por falha humana, são apresentadas na Figura 4. Diante dos resultados, observa-se nesta figura que, embora haja taxas de falha de até 9 % (ano de 1992, 138 kv), as taxas globais para todo o período de 28 anos são bastante aceitáveis, conforme se pode perceber na tabela 3, as quais foram calculadas utilizando-se a equação 1 (2). = t.100 e, i i= 1 Sendo: T f : taxa de falhas ocorridas no período considerado [%] T f N f N (Eq.1) (3.2)

5 5 N f: N e,i: t : número de falhas ocorridas no período considerado número de equipamentos existentes em cada ano i considerado número de anos do período considerado As taxas de falha dos equipamentos de 69 kv, 138 kv e 230 kv, não considerando os equipamentos de reserva (estimados em 10% do total dos transformadores de potência) no período de estudo, são mostradas na Tabela 1. Tabela 1 - Taxas de falhas em transformadores no período de 1979 a Tensão 69kV 138kV 230kV Taxas de falhas (%) 2,03 1,36 0,49 Pelo que se podem perceber, as taxas de falha dos transformadores do sistema Celg são relativamente baixas, o que se explica pelo uso de técnicas preditivas na concessionária. O setor de Engenharia de manutenção, preocupado com a continuidade de fornecimento de energia elétrica, com conseqüente diminuição de falhas, tem buscando novas técnicas preditivas, destacando-se a detecção de descargas parciais em transformadores pelo método acústico, que ainda está em fase de estudo e implantação na concessionária. A Figura 4 apresenta as taxas de falhas de transformadores ao longo do tempo Taxas de falhas (%) Anos 69 KV 138 KV 230 KV Figura 4: Taxas de falhas de transformadores ao longo do tempo Eficiência da técnica de cromatografia Para analisar a eficiência da técnica de cromatografia empregada ao longo dos vinte e oito anos, foi realizada uma comparação do número de interrupções em transformadores e em autotransformadores que poderiam ter sido detectados pela cromatografia, com o número de interrupções que foram detectadas por esta mesma técnica. Por exemplo: no ano de 2007 a eficiência da técnica de cromatografia foi de 100%, ou seja, as interrupções que ocorreram neste ano foram todas detectadas pela técnica. Nas ocorrências analisadas, somente foram consideradas as interrupções que continham informações confiáveis para este estudo, sendo desconsideradas todas aquelas com informações duvidosas. Assim, foram selecionadas algumas interrupções nas quais as falhas incipientes dos equipamentos poderiam ter sido detectadas pela cromatografia. Desta forma, das ocorrências selecionadas para análise, constatou-se que 75 % do total foram detectadas previamente pela cromatografia. Porém, cabe ressaltar que, a amostragem de óleo dos transformadores para ensaios de cromatografia é feita num período determinado, em função da lógica do software de controle de cromatografia e da especificidade de cada equipamento. Devido a isso, entre uma amostragem de óleo e outra, o equipamento pode sofrer impactos de

6 6 descargas atmosféricas, curtos-circuitos externos, condições operativas adversas impostas aos mesmos, que podem disparar ou acelerar falhas incipientes e levar o equipamento a falhar antes da próxima reamostragem, mascarando a eficiência do sistema de cromatografia. Portanto, estima-se que a eficiência da técnica de cromatografia, em si, esteja na realidade acima do valor constatado de 75% Implementação de novas técnicas A partir de vários resultados que vem sendo obtidos a partir da análise de desempenho de equipamentos, a Empresa tem buscado aprimorar e implementar novas técnicas de diagnóstico de falhas em fase incipiente. A principal técnica proposta para implementação na Empresa, no caso específico de transformadores, é a de medição de descargas parciais pelo método acústico, que complementaria as técnicas preditivas já existentes, como a cromatografia, que é uma técnica consagrada no setor elétrico (3, 4 e 5). Esta técnica de medição de descargas parciais pelo método emissão acústica (6, 7 e 8) está em fase de implantação na concessionária. 4. CONCLUSÕES Conforme apresenta a Figura 1, houve um crescimento significativo do número de equipamentos no decorrer dos anos, resultante do crescimento do sistema elétrico da concessionária; no entanto, verificaram-se, na Figura 4, valores baixos de taxas de falhas. Sobre as interrupções ocorridas por ano e por classe de tensão em transformadores, no período analisado, têm-se as seguintes médias do número de interrupções (por ano), nas tensões de 69kV, 138kV e 230kV, respectivamente: 3,0 ; 1,5 e 0,52. Objetivando reduzir ainda mais a taxa de interrupções, é importante a implantação de outras técnicas preditivas que sejam sensíveis a defeitos incipientes em transformadores e autotransformadores de potência, principalmente a problemas em enrolamentos, buchas e comutadores que, juntos, representam aproximadamente 70% das ocorrências em componentes destes equipamentos. Este conjunto de técnicas preditivas exige um investimento com ações em médio prazo, pois envolve a aquisição dos equipamentos necessários e o treinamento de pessoal. Porém, já está evidenciado o interesse e a prioridade desta implementação de melhorias na empresa, visando a qualidade no fornecimento de energia elétrica, com a diminuição das interrupções de serviço por falha e por defeito, e consequentemente, a preservação do bom desempenho destes importantes equipamentos do sistema elétrico. AGRADECIMENTOS Este trabalho foi realizado com a colaboração do Setor de Engenharia de Manutenção da Celg Distribuição, CELG D, e da Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás (EEEC/UFG); por meio da parceria no Projeto de P&D Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) MARQUES, A. P. Eficiência energética e vida útil de transformadores de distribuição imersos em óleo mineral isolante. Dissertação de Mestrado - Escola de Engenharia Elétrica e de Computação, Universidade Federal de Goiás, Goiânia, (2) LAPWORTH, J. Transformers reliability surveys. Revista Electra, n.227, p August, Cigré, (3) ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS, Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço, NBR-7274, Brasil, (4) SOKOLOV, V.; BULGAKOVA, V.; BERLER, Z., Assessment of power insulation condition, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, nº , (5) MYERS, S. D.; KELLY, J.J.; PERRISH, R.H., A guide to transformer maintenance, 1º ed, Akron, S. D. Inc, (6) INSTITUTE OF ELETRCTRICAL AND ELECTRONIC ENGINEERS IEEE Std. SAHA, T. K. Review of modern diagnostic techniques for assessing insulation condition in aged transformers. Proceedings of the 2003 IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Australia, October, v.10, n.5, 2003, p (7) ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS, Técnicas de ensaios elétricos de alta tensão medição de descargas parciais, NBR-6940, Brasil, (8) T.K. SAHA, Review of modern diagnostic techniques for assessing insulation condition in aged transformers, Proceedings of 2003 IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Australia, October, v.10, n.5, pp , 2003.

7 7 DADOS BIOGRÁFICOS André Pereira Marques Nascido em Araguari, Minas Gerais, em 25/02/1961. Mestre (2004) em Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia Elétrica e de Computação (EEEC) da Universidade Federal de Goiás (UFG) e Graduado (1984) em Engenharia Elétrica na EEEC/UFG. Empresa: CELG Distribuição S.A. Atua no Setor de Engenharia de Manutenção da CELG Distribuição e também como professor do Curso de Eletrotécnica do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás.

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