INNOVATTI - INDUSTRIA E COMERCIO DE ESTERES

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1 XXII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétri SENDI a 10 de novembro Curitiba - PR - Brasil Alan Sbravati Marcelo Neves Martins INNOVATTI - INDUSTRIA E COMERCIO DE ESTERES alan_sbravati@cargill.com marcelo_n_martins@cargill.com Marcos Antonio Roussenq CELESC Distribuição S.A. maroussenq@celesc.com.br Regis Hamilton Coelho CELESC Distribuição S.A. regishamiltoncoelho@gmail.com Estudo de Ocorrência em Transformador Móvel Isolado com Éster Natural Isolante (Óleo Vegetal Isolante) Palavras-chave ANÁLISE DE FALHA TRANSFORMADORES MÓVEIS ÉSTER NATURAL ÓLEO VEGETAL Resumo O desenvolvimento dos fluidos de alto ponto de combustão (classe K), anteriormente denominados fluidos resistentes ao fogo, remonta ao início da década de 70, quando se intensificaram as pesquisas por fluidos alternativos e o desenvolvimento de padrões de ensaios e requisitos mínimos para mitigação do risco de incêndio. Em outubro de 2013, uma ocorrência em um transformador móvel da CELESC Distribuição comprovou a elevada segurança contra incêndio proporcionada pelos fluidos classe K e ratificou a importância e seriedade com que a referida empresa gerencia sua política de segurança. A Celesc Distribuição tem optado pela utilização do óleo vegetal isolante em transformador móvel em função de características de operação, somados à possibilidade de otimização e aumento da potência do equipamento sem ultrapassar os limites de peso e dimensões para transporte. O uso de óleo vegetal isolante junto com isolação do tipo aramida permitiu o aumento da potência máxima dos transformadores móveis sem ultrapassar as dimensões limites para trânsito sem necessidade de autorizações especiais. 1/11

2 1. Introdução INTRODUÇÃO Experimentos utilizando fluidos à base de éster natural (óleo vegetal) como refrigerante dielétrico começaram aproximadamente na mesma época que os primeiros ensaios com óleo mineral. Mas os óleos vegetais demonstraram ser menos atrativos que o produto mineral naquele momento, devido a sua menor estabilidade à oxidação e valores mais elevados de ponto de fluidez, permissividade e viscosidade [1]. Hoje, os transformadores utilizam principalmente óleo mineral como líquido isolante, entretanto, alternativas como transformadores a seco ou líquidos não inflamáveis, foram comercializados décadas atrás para uso em aplicações especiais. Quase todos os fluidos não inflamáveis usados em transformadores pertencem ao grupo químico dos hidrocarbonetos halogenados, tipicamente com cloro ou flúor. Fluidos dielétricos halogenados, principalmente Ascarel (PCB - bifenilas policloradas), foram promovidos num determinado momento por suas excelentes propriedades de segurança contra fogo, porém foram considerados indesejáveis posteriormente devido aos riscos a saúde e persistência no meio ambiente. Em 1976, o Ato de Controle de Substâncias Tóxicas [2] atingiu os PCB s, principal componente do Ascarel, e foi seguido de regulamentos abrangentes da Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA). O banimento da produção e comercialização de PCB s e a adoção de regulamentações federais e estaduais cada vez mais restritivas alavancaram a introdução de outros tipos de fluidos classe K. NORMALIZAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS COM LÍQUIDOS CLASSE K A incorporação formal dos fluidos classe K na NEC ( National Electrical Code, EUA) ocorreu em Até 1984, esses fluidos eram conhecidos como líquidos de alto ponto de combustão ou fluidos resistentes ao fogo. Para sua classificação com fluido classe K, esses fluidos devem apresentar ponto de combustão, em recipiente aberto, igual ou superior a 300 C. A edição do NEC de 1981 passou a exigir certificação de terceira parte dos fluidos classe K e a Factory Mutual (FM) foi o primeiro laboratório de teste reconhecido para certificar os fluidos classe K em transformadores [3]. Em 1984, a idéia de combinar a resistência ao fogo inerente desses fluidos com outros métodos efetivos de proteção do transformador foi introduzida pela Underwriters Laboratories (UL), em conjunto com os fabricantes de transformadores [4] [5]. Em 1994, a FM publicou seu guia de aprovação 3990, um guia de instalações de transformadores que enfatiza a proteção aprimorada desses equipamentos. Os fabricantes de transformadores passaram a ter, então, a oportunidade de oferecer um transformador aprovado e classificado pela FM, junto com um fluido classe K também aprovado pela instituição [6]. Assim, as exigências de instalação com base na taxa específica de liberação de calor foram eliminadas para fluidos classe K aprovados pela FM. Na atualidade, a FM não realiza mais testes nem publica taxas de liberação de calor para fluidos classe K. Essa mudança deve-se ao comprovado histórico de segurança dos fluidos classe K (não se tem conhecimento da ocorrência de incêndios) e a testes extremos que indicam a quase impossibilidade de tal ocorrência, conforme será apresentado na descrição de testes realizados [7] [8]. VALIDAÇÃO DA SEGURANÇA AO FOGO EM TESTES DE LABORATÓRIO Em 1994 a FM realizou ensaios de curto-circuito internos em transformadores de pequeno porte. As condições definidas 2/11

3 para o ensaio visavam simular uma falta de baixa energia que aquecesse o líquido isolante do transformador até temperaturas superiores as nominais. Essa falha evoluiria para uma falta de alta energia que ocasionaria uma explosão interna com rompimento do disco de ruptura do tanque do transformador, resultando assim na descarga do fluido em queima sobre a superfície do solo. O óleo mineral isolante foi utilizado como referência no primeiro ensaio. O óleo mineral foi pré-aquecido à temperatura de 128 C, em seguida um curto circuito interno foi gerado no tanque de um transformador com diâmetro de 0,47m e altura de 0,9 m, equipado com um disco de ruptura calibrado à pressão de 20 PSI e instalado em um flange de 3 (diâmetro de 80,8mm). Conforme esperado, o arco interno, mantido por quase 8s, provocou a elevação da pressão interna e ruptura do disco. Um spray de óleo mineral inflamado foi formado pelo contato do óleo mineral aquecido com o oxigênio do ar ambiente, sem a necessidade de uma fonte de ignição externa. O fogo se mantém após a ignição, com grande dificuldade para sua extinção. Figura 1 Início do ensaio com óleo mineral pré-aquecido. Figura 2 Ruptura do disco, com saída de spray de óleo. Figura 3 Auto-ignição pelo contato com o ar ambiente. O segundo ensaio utilizou um fluido classe K (hidrocarboneto de alto peso molecular), com ponto de combustão de 312 C. As condições de ensaio foram repetidas, com o pré-aquecimento do fluido à temperatura de 140 C seguido por um curto-circuito interno mantido também por quase 8 segundos. Nesse segundo ensaio também houve aumento da pressão interna, pela vaporização e craqueamento do fluido, com o rompimento do disco de ruptura. A diferença em relação ao ensaio com óleo mineral foi que não houve ocorrência de fogo, apesar da grande energia aplicada num pequeno volume de fluido. 3/11

4 Figura 4 Início do ensaio com fluido classe K pré-aquecido. Figura 5 Ruptura do disco, com saída de spray de óleo. Figura 6 Pressão para saída do fluido já reduzida, sem ignição. Com o intuito de reproduzir uma condição ainda mais crítica, considerou-se que simultaneamente à falha interna do transformador houvesse ainda uma chama externa pré-existente à frente do disco de ruptura. Repetindo as mesmas condições de ensaio anteriores, o arco foi mantido por 10 segundos e sua energia provocou a vaporização e craqueamento do fluido, gerando gases combustíveis que sofreram queima quando em contato com a chama externa. Mesmo assim, o fluido classe K não entra em combustão e ainda consegue apagar a chama externa. Figura 7 Início do ensaio com fluido classe K pré-aquecido e chama externa. Figura 8 Ruptura do disco, saída de spray de óleo, e gases inflamados pela chama préexistente. Figura 9 Fluido ainda saindo atra disco enquanto chama externa já fo A produção do fluido classe K à base de hidrocarbonetos de alto peso molecular foi encerrada há vários devido à crescente demanda por fluidos classe K à base de éster natural (óleo vegetal isolante). Além de possuir ponto de combustão muito maior (360 C), o óleo vegetal isolante é um fluido renovável, biodegradável e não tóxico, apresentando assim benefícios na segurança contra incêndio e ambiental. Outra vantagem do óleo vegetal é sua capacidade de manter o papel isolante mais seco e aumentar consideravelmente sua vida útil. 2. Desenvolvimento EXPERIÊNCIA EM CAMPO DE TRANSFORMADORES COM ÓLEO VEGETAL Os transformadores em serviço com óleo vegetal isolante são estimados em mais de unidades em todo o mundo, em sua maioria formado por transformadores de distribuição mas com uma crescente quantidade de transformadores de potência (faixa nominal acima de 10MVA e 69kV). Ao longo de já 20 anos de aplicação comercial não houve nenhuma ocorrência de incêndio nessa população de equipamentos, constituindo uma evidência muito relevante da segurança contra incêndio desses fluidos. Não há nenhum registro de ocorrência de fogo em transformadores com fluidos classe K desde a adoção do critério, na década de Adicionalmente, ensaios comprovaram que o óleo vegetal isolante é auto-extinguível, ou seja, mesmo quando inflamado por fonte de ignição externa, o calor gerado pela queima do fluido não é suficiente para mantê-lo em chamas. APLICAÇÃO DOS ÓLEOS VEGETAIS EM TRANSFORMADORES MÓVEIS A aplicação de óleo vegetal isolante em transformadores e subestações móveis é especialmente interessante devido à 4/11

5 capacidade do fluido mitigar os riscos associados a incêndio e/ou vazamentos danosos ao meio-ambiente. As consequências de uma falha nesses transformadores podem ser mais críticas que em equipamentos fixos. O óleo vegetal isolante ajuda a mitigar os riscos durante o transporte, pois são classificados como biodegradáveis e não tóxicos em ensaios de toxicidade aguda aquática e oral. Além disso, o óleo vegetal possui melhor desempenho em temperaturas mais elevadas, associado ou não a materiais de isolamento sólido de alta temperatura, possibilitando o aumento da temperatura de trabalho do transformador. Geralmente, a potência é limitada pelas dimensões externas e peso máximo do transformador móvel. A maior temperatura de trabalho proporcionada pelo óleo vegetal isolante permite o aumento efetivo de potência do equipamento, mantendo-se o mesmo dimensional. A CELESC E A RESPONSABILIDADE AMBIENTAL As Centrais Elétricas de Santa Catarina foi criada em 1955 com a atribuição de planejar, construir e explorar o sistema de produção, transmissão e distribuição de energia elétrica do Estado, operando diretamente, através de subsidiárias ou empresas associadas. Com a missão atuar de forma diversificada no mercado de energia, com rentabilidade, eficiência, qualidade e responsabilidade socioambiental; a CELESC começou a estudar e aplicar óleos vegetais isolantes em 2003, fruto de uma política de mitigação dos riscos de acidentes relacionados ao meio ambiente, transporte de óleo/ transformadores e falha catastrófica com incêndio do equipamento. A utilização de óleo vegetal em transformadores móveis veio acompanhada da decisão de não mais transportar transformadores de potência com óleo encobrindo a parte ativa. Tal decisão não teve motivação legal, mas sim de evitar um eventual vazamento de óleo mineral durante o transporte. As características geográficas do estado de Santa Catarina, com extensa rede hidrográfica e principais centros urbanos à beira-rio, são um fator de agravamento do risco. Dentro deste contexto, como solucionar a questão para o transporte de transformadores-móveis? Justamente os equipamentos mais transportados? As características de biodegradabilidade e toxicidade do óleo vegetal, associada às características de fluido de alto ponto de combustão (classe K) foram a solução encontrada. O primeiro transformador móvel, classe 138 kv, a utilizar óleo vegetal isolante no Brasil foi adquirido pela Celesc Distribuição, da Trafo Equipamentos Elétricos, em ANÁLISE DA OCORRÊNCIA Um dos transformadores móveis da Celesc Distribuição, fabricado em 2007 pela TRAFO (número de série KA2988), o TM-10 é um transformador móvel selado com colchão de nitrogênio, peso de kg, tensões de operação (+- 8x1,25%)/23,1-13,8 kv, potência de 30MVA, com comutador sob carga, utilizando litros de fluido classe K tipo Envirotemp FR3. O isolamento sólido das bobinas é do tipo aramida. O equipamento estava temporariamente instalado numa área industrial, atendendo a uma demanda local (Figura 10). Sendo uma subestação teleassistida, um técnico da Celesc D efetuava visitas de rotina à subestação quando percebeu, pelo ruído, que os trocadores de calor estavam desligados. Aproximando-se do transformador percebeu que a bomba de circulação de óleo também estava desligada e notou que a válvula de alívio, instalada na região do colchão de 5/11

6 nitrogênio, havia atuado, permitindo a saída de óleo, conforme pode ser verificado nas figuras 11 e 12. Figura 10 Local de instalação do transformador móvel onde houve a falha. Imediatamente o técnico se dirigiu ao painel de controle do transformador, buscando entender o que havia acontecido e porque não havia ocorrido qualquer sinalização de problema. 6/11

7 Figura 11 Foto da válvula de alívio do TM-10. Figura 12 Base da carreta com depósito de óleo exp transformador. Pelos sinais de curto circuito no painel de controle, o técnico identificou que essa falha, possivelmente provocada por um animal de pequeno porte que conseguiu penetrar no painel, desligou o disjuntor de CA e CC, desligando bombas, motoventiladores e a sinalização de defeito. Dessa maneira, a falha não foi percebida pelo sistema supervisório e não houve atuação do trip. Mesmo com a atuação da válvula de alívio de pressão, cujo momento de atuação não pode ser determinado, o transformador continuou em operação. No total, foram 38 horas de operação sem refrigeração (das 18h30min do dia 27/10/13 até as 08h30min do dia 29/10/13), já que as bombas de circulação de óleo e motoventiladores dos trocadores de calor estavam desligadas. A carga teve uma variação compatível com o comportamento de uma carga predominantemente residencial com máximo de 19 MW e mínimo de 11 MW. A temperatura ambiente teve uma variação de 16 C (noite) e 28 C (dia). 7/11

8 Figura 13 Estado do painel do transformador após o curto-circuito. Figura 14 Área principal da falha, que comprometeu a alimentação. Observando-se os gráficos do supervisório, nota-se que a temperatura do topo do óleo partiu de um patamar de 40ºC atingindo uma estimativa de 170ºC (visto que houve saturação de final de escala). Provavelmente a temperatura atingiu valores tão altos como 170 C. Serviram como atenuantes do crescimento da temperatura do óleo, a queda da temperatura ambiente noturna bem como a diminuição da carga demandada no período noturno do dia 28/10/13, o que impediu o surgimento de temperaturas ainda superiores. Provavelmente foi neste período a atuação da válvula de alívio de pressão. Mesmo com condições tão críticas e temperatura muito superior a nominal, toda a ocorrência com o transformador foi limitada ao curto circuito no painel, que foi o início da falha, e a abertura da válvula de alívio. A temperatura registrada perto das 21h do dia 28/10/13, limite superior do gráfico do sistema supervisório, já seria suficiente para superar o ponto de fulgor e atingir o ponto de combustão caso esse transformador operasse com óleo mineral. A abertura da válvula de alívio teria como provável consequência o incêndio do equipamento. 8/11

9 Figura 15 No gráfico superior a linha verde representa a potência ativa. No gráfico inferior a linha vermelha representa a temperatura do topo do óleo e a linha azul representa a temperatura ambiente. Registro do momento da falha do sistema de refrigeração. Temperatura do óleo vegetal no topo do transformador em 40ºC. Figura 16 No gráfico superior a linha verde representa a potência ativa. No gráfico inferior a linha vermelha representa 9/11

10 a temperatura do topo do óleo e a linha azul representa a temperatura ambiente. Registro do momento da saturação de final de escala da temperatura do óleo vegetal no topo do transformador em 150ºC. ENSAIOS ANTES E APÓS FALHA Para avaliar possíveis danos ao transformador, foram realizados ensaios elétricos de rotina que resultaram satisfatórios. Os resultados da gascromatografia indicam que o papel isolante sofreu grande aquecimento, com consumo adicional de vida útil, porém sem qualquer indicação de falha interna. Para tanto, compararmos o resultado da amostra coletada no dia 30/10/2013 (após a sobretemperatura) com amostras anteriores. Figura 17 Cromatografia de gases dissolvidos do transformador, em gráfico escala monolog. REPARO DO TRANSFORMADOR Como não foi identificada qualquer falha no transformador, além do evidente curto circuito no painel, o reparo do painel foi efetuado em um dia. Após o reparo do painel, foi completado o nível do líquido isolante e foram repetidos os ensaios elétricos, que atestaram a integridade do transformador. Um dia após a identificação da falha, o transformador já se encontrava novamente apto à operação. 10/11

11 3. Conclusões O uso de óleos vegetais isolantes tem apresentado um crescimento muito acelerado nos últimos anos. Alguns dos principais motivos desse crescimento são descritos nesse artigo técnico. Apesar de indesejadas, a ocorrência de falhas é parte da rotina das empresas e, em especial, das equipes de manutenção. A avaliação das perdas que podem ser evitadas pela mitigação das consequências dessas falhas é, em geral, bastante difícil, legada aos valores intangíveis da aplicação do óleo vegetal. Considerando a hipótese de essa falha ter ocorrido num transformador imerso em óleo mineral, que certamente resultaria num incêndio e provável perda total do equipamento, o prejuízo estimado (perda do equipamento, multas ANEEL, energia não distribuída, e gastos indiretos com transporte, engenharia, etc) atingiria alguns milhões de reais. Casos como esse são evidências muito forte da robustez da solução e mitigação de riscos e perdas, com o uso de óleos vegetais isolantes. 4. Referências bibliográficas [1] F.M. Clark, Insulating Materials for Design and Engineering Practice. New York: Wiley, Inc., 1962 [2] Toxic Substance Control Act, USA Public Law [3] Factory Mutual Approval Guide, [4] R-temp fluid UL classification marking, Gas & Oil Equipment Directory, Underwriters Laboratories, [5] S.D. Northrup, Protection of transformers for prevention of rupture, explosion, and fire, in Edison Electric Institute Transmission and Distribution Conf., Fort Worth, TX, 1985, pp.1-19 [6] Less and Nonflammable Liquid-Insulated Transformers, Approval Standard Class Number 3990, Factory Mutual Research Corporation, [7] Loss Prevention Data Sheet 5-4/14-8, Factory Mutual Research Corp., Norwood, MA, pp. 1-26, Jan. 1997, revised September [8] NEC Requirement Guidelines, 1999 Code Options for the Installation of Listed Less Flammable Liquid-Filled Transformers, Cooper Power Systems, Waukesha, WI, /11