DECISÃO: REPARAR OU ADQUIRIR TRANSFORMADOR NOVO. Bernardo Paula Lima Salum SIEMENS São Paulo

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1 V WORKSPOT- INTERNATIONAL WORKSHOP ON POWER TRANSFORM ERS BELÉM, PA 15 A 18 DE ABRIL DE 2008 DECISÃO: REPARAR OU ADQUIRIR TRANSFORMADOR NOVO Bernardo Paula Lima Salum SIEMENS São Paulo 1 SUMÁRIO Neste trabalho são analisados os aspectos que envolvem a decisão de reparar ou de adquirir um transformador novo. No caso da decisão ser pelo reparo, neste trabalho são também analisadas, considerando-se os aspectos técnicos, logísticos, econômicos e de qualidade, as alternativas de reparo no campo ou na fábrica. Nestas analises foram consideradas as condições de contorno à expectativa de vida do transformador, a saber: Idade do parque instalado Expectativa de vida dentro das condições vigentes do sistema elétrico Idade média dos equipamentos reparados no Brasil. Principais mudanças no sistema que impactam na expectativa de vida dos transformadores. 2 PALAVRAS CHAVE Compra ou Reparo de transformadores no campo ou na fabrica 3 INTRODUÇÃO As regras ditadas pelo mercado causam uma pressão nas empresas de geração, transmissão e distribuição, bem como na indústria em geral, no sentido de manter o sistema elétrico confiável e de qualidade com os menores custos possíveis. Os transformadores representam uma parcela considerável dos investimentos da estrutura do sistema elétrico, a aquisição de um transformador chega a representar 40% do valor de uma subestação. A definição da compra de um transformador / autotrafo ou de seu reparo tem sido um ponto de dúvidas ou de decisões tomadas apenas pelo sentimento ou somente pela analise econômica dos fatos. Este artigo tem como objetivo ser uma ferramenta que possa direcionar adequadamente a tomada desta decisão. 1

2 A expectativa de vida de 40 anos requerida pelo mercado não acompanha a realidade dos fatos e isso devido a diversos fatores, que aliados determinam a redução da expectativa de vida dos transformadores. Pode-se destacar, porém não limitando a um nível maior de carregamento do sistema, o aumento de surtos atmosféricos, problemas de harmônicos, nível maior de chaveamento, a menor faixa de variação de tensão que acarreta a um maior nível de comutações do comutador sob carga, etc. 4 S ITUAÇÃO CORRENTE Traçando um panorama, ou melhor, um pano de fundo para estas analises, torna-se necessário apresentar algumas constatações e situações existentes hoje no sistema. O sistema hoje se encontra de um modo geral com um carregamento 30% superior ao existente 10 anos atrás. O perfil de cargas ao longo do dia também se alterou nestes últimos anos. Percebe-se que antes no período da tarde onde havia uma região de carregamento mais baixo em comparação aos valores de carga que iniciavam por volta das 18:00h. Este patamar prosseguia até às 20:00 h, hoje esta região de carregamento mais baixo inexiste. Existe um carregamento constante à partir das 14:00 h que somente diminui à partir das 21:00 h. A limitação da variação de tensão tem ocasionado um maior nível de atuação dos comutadores sob carga com o conseqüente aumento do desgaste de contatos fixos e móveis. O comentário a seguir retrata com muita precisão a situação existente no passado: O OLTC chegava a ser atuado apenas no manual O problema de harmônicas no sistema é um problema e é muito grave. [1] Aumento significativo de chaveamentos no sistema. Aumento da taxa de falha em torno de 10% por ano. Gastos com manutenção e reparos na base instalada excederão aos investimentos para novos equipamentos no período de dez anos. [2] A privatização levou a um maior grau de utilização dos equipamentos da rede de distribuição. Falta um conhecimento mais profundo da condição atual dos equipamentos. Riscos financeiros facilmente excedem o valor do ativo. A idade média dos últimos três anos dos transformadores reparados nas maiores reparadoras do Brasil está em 28 anos. [3] O histórico das seguradoras nos USA aponta para uma expectativa média de vida de transformadores para 18 anos. [4] Média de idade da população dos transformadores no Brasil está em torno de 27 anos. Abaixo podemos ver um gráfico feito com uma amostragem de aproximadamente 2000 transformadores, colhidos junto as maiores concessionárias brasileiras. Pode-se concluir que 60% dos transformadores instalados alcançaram o fim de vida teórico/estatístico. 2

3 25,0 20,0 Faixa Etária da Base Instalada (Transformadores) 20,8 16,2 % 15,0 10,0 9,5 9,2 11,9 10,0 5,0 5,5 5,7 6,3 5,0 0,0 0 ~ 5 6 ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ 45 >45 Idade (Anos) 5 REPARAR OU ADQUIRIR UM TRANSFORMADOR NOVO Cientes deste pano de fundo no qual estamos inseridos é imprescindível estarmos bem fundamentados onde alocarmos nossos recursos e sustentarmos adequadamente nossos negócios. Para podermos estar em condição de fazer analises consistentes sobre asolução mais favorável de ou reparar ou adquirir um novo transformador, devemos como primeiro passo, definir o grau de reparo mínimo requerido. Esses níveis de reparo dependem do estado do equipamento, dos recursos e do período máximo de indisponibilidade aceitável. A seguir são mostrados alguns exemplos ilustrativos de níveis de reparos requeridos usualmente: NÍVEL 1 Foco em diminuição da Temperatura: Eliminação de sujeira do óleo, dos radiadores. Aumento da capacidade do sistema de refrigeração através de elementos adicionais, ou através de um tipo de refrigeração mais efetiva ONAN > ONAF > OFAF. Eliminação de sobreaquecimentos locais nas conexões internas, nas partes metálicas das blindagens e reparos nos aterramentos. NÍVEL 2 Foco em redução do volume de oxigênio: Redução do volume de oxigênio com a instalação de um sistema de preservação do óleo mais eficiente com bolsa de borracha, e/ou através da desgaseificação do óleo. Estas simples intervenções já trazem algumas vantagens como a diminuição da taxa de envelhecimento e uma interpretação mais precisa da gascromatografia e com um baixo investimento. Secagem da parte ativa NÍVEL 3 Foco em renovação da isolação: Renovação da isolação através da filtragem, desgaseificação, inibição do óleo, limpeza da parte ativa, troca do óleo e secagem da parte ativa. NÍVEL 4 Foco em melhorar a capacidade de suportar curto-circuito: Melhorar a capacidade de suportar curto circuito através de prensagem dos enrolamentos e a substituição dos enrolamentos e isolações. 3

4 Na continuidade de nosso assunto iremos considerar apenas a intervenção no nível 4, pois neste nível temos uma condição comparável a de um equipamento novo. Estamos considerando a troca de todos os enrolamentos, de toda a isolação, das buchas, modernização do painel, uma sistemática substituição de acessórios e normalmente uma meticulosa recuperação do comutador quando não de sua substituição. Neste nível de recuperação a expectativa de vida e a garantia dada pelo fabricante/recuperador após reparo é idêntica a de um equipamento novo. O tópico troca de todos os enrolamentos deve-se levantar algumas questões. É bastante comum a solicitação da troca parcial dos enrolamentos, é claro que o custo será menor, porém em contra partida a questão garantia será um ponto de discussão e a modernização do equipamento é limitada. Este tópico fica mais emocionante quando esta troca parcial de enrolamentos acontece onde o recuperador não é o fabricante original do equipamento. Há conflitos de tecnologia e limitação de introdução de novas técnicas. Cabe ressaltar que os maiores reparadores são os próprios fabricantes que separaram áreas de suas instalações para atender a recuperação de equipamentos. Portanto, quando há troca de todos os enrolamentos, quase sempre um novo projeto é executado dentro da tecnologia atual utilizada em equipamentos novos, estabelecendo então a modernização ao estado da arte de cada fabricante. Alguns aspectos têm que ser vistos quando do reparo de um equipamento. É obvio que se reparam equipamentos falhados ou em fim de vida útil ou com fins de repotencialização. Do ponto de vista de se aproveitar ao máximo a vida do equipamento tende-se a usá-lo até o fim, porém nesta situação, corre-se o risco de se ter uma falha catastrófica e nesta situação o reparo é mais dispendioso. De um modo geral, do ponto de vista econômico, um reparo passa a ser viável quando o núcleo e o tanque podem ser aproveitados dentre outras partes. Abaixo uma tabela comparativa de vantagens e desvantagens de se reparar. VANTAGENS E DESVANTAGENS EM SE REPARAR VANTAGENS DESVANTAGENS Custo de no máximo 75% de um equipamento novo. (Pese neste tópico que foi considerada a sucata tanto para novos quanto ao que seria reparado, bem como os impostos diferenciados, a base utilizada é de reparo executado em fábrica). Facilidades e menores custos de instalação quando reinstalado no local original. Prazo de entrega normalmente menor Aumento menor do capital Possibilidade de aumento de potência de aproximadamente 30% (sem considerar a utilização de Nomex) Período de garantia igual a de um novo. Indisponibilidade do equipamento durante o período de reparo Projeto nem sempre mais enxuto quando comparado com um novo. É limitado em função do núcleo que normalmente é reaproveitado. Perdas em vazio ligeiramente superiores em até 5% em função do material utilizado no núcleo em se comparando com um equipamento novo. 4

5 6 REPARO NO CAMPO OU NA FÁBRICA Nos últimos anos temos presenciado uma tendência que tem ganho espaço nas concessionárias e grandes industrias, a execução dos trabalhos no próprio local da instalação do equipamento. Cabe então uma nova questão: reparar no campo ou reparar em fábrica. A seguir elencaremos de uma forma sucinta quando é viável um reparo no campo: Quando há grandes distâncias e um longo tempo de transporte acarretando em custos muito elevados Estradas em condições precárias que podem colocar em risco a qualidade do trabalho executado. Quando a quantidade de transformadores em um mesmo local permite diluir o custo da infra-estrutura de reparo no campo tornando-o mais atrativo. Quando o local dispõe de facilidades tais como: meios de içamento, local abrigado e com boa condição de limpeza. O processo de reparo no campo envolve várias etapas onde é necessário todo um suporte de especialistas, das facilidades, ferramentais e soluções; a seguir: Montagem da infra-estrutura no local de reparo: Este ponto é um grande divisor de águas na tomada de decisão de se reparar no campo ou em fabrica. Basicamente temos duas opções de reparo no campo: o Instalação em local abrigado com meios de içamento Vista externa da cabine Vista externa da cabine tipo tenda A cabine onde se executa os trabalhos deve ter abertura superior para o trabalho de içamento e deve ser apta para manter o ambiente em condições extremamente limpas e com pressão positiva e isto é obtido através de gerador de ar seco e condicionadores de ar. o Instalação em local aberto sem meios de içamento. Nesta situação trabalha-se com uma cabine para ambiente abrigado protegida por uma estrutura metálica tipo galpão ou uma estrutura tipo circo com altura adequada que permita a instalação de guindaste ou pórtico. Movimentação do equipamento no site Desmontagem do equipamento Abertura do tanque e desmontagem de sua parte ativa Reparos e embaralhamento do núcleo. Cabe salientar que é necessário a montagem de mesa de núcleo para permitir o tombamento e seu levantamento. 5

6 Fabricação, secagem em Vapour Phase, prensagem e testes de capacitância, relação de espiras, resistência ôhmica e continuidade das bobinas na fábrica. Transporte das bobinas da fabrica para o campo através de tanques pressurizados Tanque para transporte de bobinas Dispositivo para teste em fabrica Montagem das bobinas e da parte ativa Secagem da parte ativa através de hot oil spray ou através de uma combinação de ciclos sucessivos de vácuo e circulação de óleo quente. Tratamento e enchimento de óleo sob vácuo. Montagem final Ensaios no campo inclusive testes dielétricos através de unidades móveis de testes. Unidade móvel de testes Unidade móvel de testes Estas unidades móveis de testes são providas de um modo geral de um gerador de freqüência variável, motor de corrente contínua, transformadores reguladores e elevadores, capacitores, TC s, equipamento para medição de descargas parciais, mesas/salas de controle, etc. Desta forma é possível a execução dos seguintes ensaios: Resistência elétrica dos enrolamentos Relação de tensões Resistência de isolamento Deslocamento angular e seqüência de fases Perdas à vazio e corrente de excitação a 90%, 100% e 110% da tensão nominal Perdas em carga e impedância com corrente reduzida. 6

7 Tensão induzida de curta duração Tensão induzida de longa duração com medição de descargas parciais Funcional dos acessórios Resposta em freqüência (teste especial) Obs.: Paralelamente à execução dos testes é feito o acompanhamento dos gases dissolvidos no óleo. A execução de ensaios de Impulso atmosférico e de manobra é inviável de execução no campo. 6.1 O ASPECTO CUSTO Nossa avaliação contemplará reparos onde é necessário a substituição dos enrolamentos e consequentemente a necessidade de se estabelecer uma infra-estrutura completa que possibilite intervenções de largo alcance e conseqüentemente custo mais elevado de infraestrutura. Evidentemente o custo de um reparo altera-se em função do equipamento a ser reparado, seu peso, da distância até a fabrica, das facilidades encontradas no local. Discorrendo um pouco sobre estes itens temos: O Transporte Para fins comparativos a potência e tensão do equipamento são irrelevantes, porém o peso e suas dimensões afetam significativamente o custo de transporte. Desta forma foram escolhidos transformadores com pesos da parte mais pesada para transporte com 30, 50, 72, 112, 150 e 262 TON que se enquadram nos principais tipos de transportes, a saber, transporte com prancha, com linha de eixo e com gôndola. Um transporte com prancha atende no máximo um peso de 70 TON, uma linha de eixo atende até 136 TON e com gôndola acima de 136 TON. Para o aspecto distância foram escolhidas 4 níveis de distância 250, 700, 1300, 2300 km. Esclarecemos que utilizamos como quilometro zero a cidade de São Paulo, outro ponto a ser enfatizado é que uma rodovia pedagiada onera significativamente o transporte. Em nossa abordagem utilizamos um valor médio. Para as grandes distâncias foi considerado trajeto para o norte do pais onde há maiores dificuldades de acesso e de qualidade das vias. Na custo do transporte evidentemente foi levado em conta os seguros, impostos, carga e descarga do equipamento. 2 Transporte 2000 V alor em km 1300 km 700 km 250 km ,0 50,0 72, 0 112, 0 150,0 262,0 Peso em ton 7

8 A Infra-estrutura O custo da infra-estrutura para local abrigado com dispositivo de içamento compatível não é muito sensível ao tamanho do equipamento visto que o item que mais onera na instalação não é aplicavel, pois é justamente o meio de içamento. Portanto, não está sendo levado em conta em nossa avaliação, já para o local sem meios próprios de içamento avaliamos de acordo com os pesos anteriormente informados. Para a determinação do custo da infra-estrutura em local abrigado e com dispositivo de içamento compatível com o equipamento foi levado em conta valores ponderados para: a climatização com ar seco e ar condicionado da cabine, a instalação do container escritório/almoxarifado, as bancadas, ferramentas e facilidades para a execução dos trabalhos o tanque transportador de bobinas, a termovácuo para enchimento de óleo e para secagem, a unidade móvel para ensaios, o transporte das bobinas dos materiais para instalação e para o trabalho o traslado, hospedagem e alimentação do pessoal na obra a movimentação interna do equipamento no site. 390 Custos de infra estrutura Instalação local abrigada com meios de içamento KM 700 KM 1300 KM 2300 KM No caso de instalação em local aberto e sem meios próprios de içamento foram considerados além dos itens acima os seguintes itens: Barraca tipo circo para proteção contra intempérie da cabine pressurizada. Meios de içamento (guindaste ou pórtico) 700 Custos de infra estrutura km Instalação local aberto sem meios de içamento 700 Custos de infra estrutura km Instalação local aberto sem meios de i çamento TON 50 TON 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON TON 50 TON 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON 8

9 750 Custos de infra estrutura km Instalação local aberto sem mei os de içamento 850 Custos de i nfra estrutura - 2 km Instalação l ocal aberto sem meios de içamento TON 50 TON. 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON 30 TON 50 TON. 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON Se o critério para definição de se fazer um reparo no campo ou na fabrica for apenas um critério econômico, basta sobrepormos os gráficos de custos relativos a transporte com os gráficos relativos aos custos de infra-estrutura que teremos com uma certa precisão a resposta a decisão a ser tomada. Custos de infra estrutura x Custo de Transporte Instalação local abrigada com meios de içamento KM 700 KM 1300 KM 2300 KM Infraestrutura 30 ton 50 ton 72 ton 112 ton 150 ton 262 ton 800 Custos de infra estrutura x Transporte km Instalação local aberto sem m eios de içam ento Custos de infra e strutur a x Tr ansporte km Instalaç ão local aber to sem m eios de iça mento Infraestrutura Transpo rte In fraestrutura Transpo rte TON 50 TON 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON TON 50 TON 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON 9

10 Custos de infra estrutura x Transporte km Instalação local aberto sem meios de içamento Infraestrutura Transporte 30 TON 50 TON. 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON Custos de infra estrutura x Transporte km Ins talação local aberto s em meios de içame nto Infraestrutura Transporte 30 TON 50 TON. 72 TON 112 TON 150 TON 262 TON 6.2 ASPECTO QUALIDADE Torna-se necessário enfatizar o aspecto qualidade comparativamente nos trabalhos executados na fabrica e no campo. Sem duvida alguma as facilidades disponíveis na fabrica são superiores às oferecidas no campo ressaltem-se as condições de secagem da parte ativa que no campo são feitas através de hot oil ou através de uma combinação de ciclos sucessivos de vácuo e circulação de óleo quente comparadas com o sistema de vapour phase. O sistema de hot oil e de ciclos sucessivos tem uma eficácia muito boa mas raramente atingem aos níveis do vapour phase. Um outro aspecto que corre em paralelo, é a condição de que um reparo no campo permite um acompanhamento muito próximo do cliente e isso pode ser encarado como um treinamento. O pessoal operacional do cliente tem a oportunidade de acompanhar todas as etapas de desmontagem, montagem e cuidados tomados no processo. Outro aspecto importante são os testes que não são executados no campo dentre eles o teste de impulso atmosférico, o impulso de manobra e elevação de temperatura. O ensaio de elevação de temperatura tem como objetivo confirmar a potência do equipamento e informar as temperaturas alcançadas a plena carga. É entendimento geral que com as informações de projeto e dados colhidos durante seu pleno carregamento podem de alguma forma relevar a execução deste ensaio. O ensaio de impulso atmosférico tem o propósito de verificar a integridade dielétrica contra estresses as solicitações atmosféricas, neste teste verifica-se a suportabilidade do enrolamento sob teste e os demais enrolamentos para a terra, ao longo do enrolamento, através da isolação principal, entre fases e a isolação entre espiras. O Impulso de manobra é um teste com o propósito de verificar a suportabilidade aos transitórios oriundos de manobras. A nova norma NBR 5356 informa que se o ensaio de tensão induzida de curta duração for especificado, o ensaio de impulso de manobra não é necessário [5], isso significa que o ensaio de tensão induzida que é executado nos reparos no campo atende o que o ensaio de Impulso de manobra se propõe a controlar. O ensaio de tensão induzida de curta duração tem o objetivo de verificar a suportabilidade de cada terminal de linha e seus enrolamentos. Também verifica a suportabilidade entre espiras e entre fases ao longo dos enrolamentos sobre testes. O ensaio de tensão induzida de longa duração com medição das descargas parciais tem como objetivo controlar o nível de descargas parciais que refletem a qualidade do projeto, materiais e mão de obra empregada no reparo. Atesta que não há nenhuma descarga parcial perigosa devido a uma secagem imperfeita, a problemas de material isolante e de produção. Que não 10

11 há nenhum problema na montagem do núcleo e dos enrolamentos, ou conexão solta ou potencial flutuante nos enrolamentos, nas buchas e nas blindagens do tanque. É importante frisar que no ensaio de tensão induzida tão importante é o nível das descargas quanto o comportamento e tendência destas descargas. Desta forma, podemos concluir que o ensaio de tensão induzida de curta duração mais o ensaio de longa duração com medição de descargas parciais pode com um risco aceitável atestar a qualidade de um trabalho executado no campo para a maioria dos transformadores e auto trafos. 7 CONCLUSÃO Para as questões que este artigo se propõe podemos afirmar com muita precisão que com a idade média do nosso parque instalado se aproximando de 30 anos, que em torno de 65% dos equipamentos encontram-se com mais de 25 anos de uso e que as condições do nosso sistema estão mais severas do que 10 anos atrás. Todos estes fatores indicam que a necessidade de se manter o parque instalado em condições confiáveis é hoje a questão principal, portanto a opção de se reparar em vez da compra de um equipamento novo é extremamente atraente e vantajosa principalmente se feita com planejamento adequado. A questão de se reparar na fábrica ou no campo tem aspectos comerciais, de qualidade e de logística envolvidos. Se ganha em prazo na maioria das vezes quando é feito um reparo no campo, pois se exclui o período gasto no transporte que pode chegar até a 4 meses, 2 meses na ida e 2 meses na volta. Se ganha na qualidade dos serviços executados na fabrica, porém este gap de qualidade é na maioria dos casos aceitável. O aspecto comercial mostra que de acordo com os gráficos apresentados acima há opções vantajosas em função da distância, do peso e das condições de instalação porém cabe salientar que há vários fatores que alteram os custos desde o roteiro do frete, das disponibilidades no local e até as condições do mercado. BIBLIOGRAFIA [1] Curso de Transmissão em Corrente Continua Cigré-Brasil CE B4 Rio de Janeiro, 2007 [2] Conferência da Doble 2003 [3] Dados fornecidos por WEG, ABB e SIEMENS [4] Transformer Committee da IEEE [5] NBR Parte 3 tabela 1 Bernardo Paula Lima Salum bernardo.salum@siemens.com 11