Estudos sobre Transformadores de Potência: Sistema Elétrico Celg

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1 1 Estudos sobre Transformadores de Potência: Sistema Elétrico Celg C. H. B. Azevedo, A. P. Marques, J. A. L. dos Santos, Celg D, e C. J. Ribeiro, EMC/UFG Resumo - O transformador de potência é um equipamento de custo elevado e estratégico para o sistema de energia elétrica. Por causa de seu grande porte, o seu remanejamento ou substituição são difíceis, onerosos e demorados. Nesse sentido, o objetivo deste trabalho é apresentar as tendências de defeitos e falhas nesse equipamento, com a identificação de pontos críticos, e os resultados da aplicação de uma nova metodologia para o aprimoramento de seus desempenhos. Diante dos resultados, evidenciam-se as viabilidades técnica e econômica da metodologia empregada, comparada a outras técnicas, em virtude da maior eficiência alcançada nas análises com a aplicação de um conjunto de técnicas preditivas de manutenção preventiva (composta pela detecção de descargas parciais pelo método de emissão acústica e pela análise de gases dissolvidos em óleos). para localização de informações das interrupções, dentre outros. O desenvolvimento desta etapa da pesquisa baseou-se: a) na identificação das partes que compõem os transformadores, que foram analisadas e divididas em blocos, conforme é apresentado na Fig. 1; e b) na caracterização e análise dos pontos de falhas e de defeitos detectados nesses equipamentos relativos às interrupções por falhas e por defeitos no período em análise. Palavras-Chave - descargas parciais, emissão acústica, manutenção preventiva, técnicas preditivas, transformadores de potência. O I. INTRODUÇÃO objetivo deste artigo é apresentar as tendências de defeitos e falhas nos transformadores de potência, com a identificação de pontos críticos, e os resultados da aplicação de uma nova metodologia para a área de manutenção preventiva, em virtude de sua importante aplicabilidade no setor elétrico. Os estudos realizados sobre o desempenho de transformadores e autotransformadores do sistema elétrico da Celg, acerca do número de interrupções de serviço, na área de transmissão de energia elétrica, correspondem a um período de 28 anos 1979 a 2007 e referem-se a equipamentos de tensões nominais de 34,5kV, 69 kv, 138 kv e 230 kv [1]. Para a caracterização e para as análises realizadas, foi desenvolvida uma planilha eletrônica, com base em 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, relacionadas: à interpretação de dados em fichários e consulta a registros localizados na oficina da empresa, entrevistas com funcionários da área técnica, para confirmar e detalhar alguns dados das fichas, pesquisa em programas e registros; ao processo de filtragem em softwares Este trabalho teve o apoio financeiro da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A.P. Marques, C.H.B Azevedo e J.A.L. dos Santos fazem parte do quadro de funcionários da CELG Distribuição ( s: andre.pm@celg.com.br; claudio.hb@celg.com.br; jose.augusto@celg.com.br). C.J. Ribeiro é docente da Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computação da Universidade Federal de Goiás ( cacilda@eeec.ufg.br). Fig. 1. Subdivisão do transformador de potência em blocos. A faixa de potência nominal dos equipamentos abordados neste trabalho foi de 0,15MVA a 150MVA, totalizando 255 equipamentos e bancos trifásicos, escalonados em 38 valores de potências nominais diferentes. O gráfico da Fig. 2 mostra o número de interrupções para os diversos componentes. A identificação dos pontos críticos, em relação às interrupções de serviço, por falhas e por defeitos, refere-se aos seguintes componentes atingidos: enrolamentos (34%), comutadores de derivação (20%), buchas (14%). Juntas, as interrupções associadas a esses três componentes representaram 68% do total, índice este que poderia ser reduzido, caso fosse possível monitorar e diagnosticar falhas incipientes em tais equipamentos, por meio de técnicas preditivas adequadas [1]. O item componente não identificado (11 %) refere-se àqueles componentes dos quais não se obtiveram registros confiáveis das ocorrências por motivos diversos. As taxas de falha dos equipamentos de 34,5 kv, 69 kv, 138 kv e 230 kv (Tabela I) foram calculadas considerando-se o número de equipamentos em operação, não se computando, assim, os equipamentos em reserva no período de estudo.

2 2 Fig. 2. Número de interrupções de transformadores por componentes. TABELA 1 TAXAS DE FALHAS NO PERÍODO DE 1979 A Tensão 34,5kV 69kV 138kV 230kV Taxa (%) 1,40 2,03 1,36 0,49 II. NOVA METODOLOGIA PARA DETECÇÃO DE DESCARGAS PARCIAIS EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA Comparando as técnicas preditivas utilizadas na manutenção de transformadores de potência, consta-se que a metodologia analisada neste trabalho (análise de gases dissolvidos em óleo conjugada com o método de emissão acústica) possui caráter inovador porque apresenta maior eficiência em relação à localização de falhas incipientes decorrentes de descargas parciais, ao contrário de outras técnicas. A técnica de termografia, por exemplo, permite localizar pontos com elevações anormais de temperatura como em conectores de buchas, mas apenas externamente ao equipamento, sendo, portanto, bastante limitada no que diz respeito a defeitos ou falhas internos. A técnica de resposta em freqüência tem a desvantagem de só poder ser aplicada com o transformador fora de serviço, ou seja, desligado, além disso, não permite localizar pontos de falhas incipientes. A técnica de análise de gases dissolvidos em óleo isolante (AGD), mesmo sendo uma técnica consagrada, também apresenta algumas fragilidades, principalmente por ser de baixa sensibilidade para detecção de descargas parciais [2] e por não permitir localizar a falha incipiente no interior do transformador. Por isso, se usada isoladamente, a AGD pode não ser suficiente, em certos casos, para detectar falhas elétricas incipientes nesses equipamentos. Nesse contexto se insere a detecção de descargas parciais (DPs) pelo método de emissão acústica (EA), cuja característica principal é a indicação, em coordenadas x, y e z, da região onde está ocorrendo atividade de DPs [3]. No entanto, para a utilização da técnica preditiva de detecção de descargas parciais, torna-se necessária a aplicação de uma metodologia que propicie mais qualidade nos diagnósticos, conforme se apresenta neste artigo. Como estratégia de manutenção nesses equipamentos, considera-se importante implementar técnicas preditivas não interruptivas do fornecimento de energia elétrica, como a AGD e a de detecção de DPs. Além disso, propõe-se acompanhar os resultados ao longo do tempo, de modo a se planejar uma intervenção antes da ocorrência de uma possível falha que leve o transformador a colapso. Nesse sentido, para que a técnica de detecção de DPs seja eficiente, é fundamental a observância de alguns procedimentos e requisitos [4], como apresentado nessa nova metodologia, a qual é composta das seguintes etapas: a) conhecimento da geometria do projeto da parte ativa, tanque e buchas do transformador; b) mapeamento e definição da assinatura da atividade de descargas parciais específica para o equipamento, no ensaio de detecção, durante a realização do primeiro ensaio; c) realização do ensaio vinculado ao ciclo típico de carga do transformador sob avaliação, contemplando as diferentes condições operativas às quais ele é submetido durante o ciclo de carga, definindo, portanto, a duração; e d) análise de dados com base em diagnósticos comparativos com transformadores de mesmo projeto (equipamentos idênticos), submetidos ao ensaio simultaneamente. III. APLICAÇÃO DA METODOLOGIA Para a análise dos resultados dessa nova metodologia, apresentam-se aqui os ensaios de detecção de descargas parciais pelo método acústico [5] [8], realizados simultaneamente em três transformadores de potência trifásicos, de 33,33 MVA cada um. Dois deles são denominados, respectivamente, T1 e T2 e são feitos por um mesmo fabricante (projetos idênticos). O outro, denominado T3, possui projeto diferente dos dois primeiros. Juntos, eles fornecem um total de 0 MVA à rede primária de distribuição. Os ensaios foram realizados durante um ciclo completo de carregamento (vinte e quatro horas) e com a padronização adequada dos procedimentos realizados. Sistema SDP2 de 15 canais Sistema SDP1 de 28 canais Fig. 3. Sistemas de detecção de descargas parciais (SDP1 e SDP2). Para viabilizar a análise dos resultados, foram utilizados 28 sensores piezoelétricos no T1 e T2 do Sistema SDP1

3 3 (equipamento DISP), sendo 14 sensores em cada um. No T3 empregaram-se 14 sensores do Sistema SDP2 (equipamento SH II), conforme Fig. 3. Vale observar que foi utilizado, para registrar os ruídos originados por chuva (caso chovesse), mais um canal do SDP2, chegando-se assim a um total de 43 sensores. A Fig. 4 ilustra os equipamentos em operação em subestação de energia elétrica da Celg, submetidos aos ensaios simultaneamente. Os dois sistemas de detecção foram adequadamente conectados à malha de aterramento elétrico da subestação. realizados em campo, com esses dois sistemas de detecção utilizados (SDP1 e SDP2), eles possuem desempenhos semelhantes e apresentam resultados eficientes para a aplicação dessa nova metodologia. Os sensores de emissão acústica foram posicionados nos três equipamentos considerando-se: a) as características construtivas dos equipamentos (projetos); b) as características operativas do sistema; e c) os históricos dos equipamentos submetidos aos ensaios. As dimensões (largura X, altura Y e comprimento Z ) e os desenhos dos transformadores encontram-se, respectivamente, na Tabela 2 e nas Fig. 6 e 7. TABELA 2 DIMENSÕES DOS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA Transformadores X Y Z Diagonal de potência T1 e T T T1 T2 T3 H1 H2 H3 Fig. 4. Ensaio de detecção de descargas parciais realizado simultaneamente em três transformadores trifásicos de 33,33 MVA, 138kV/13,8kV cada um. 8 Na Fig. 5 ilustra-se o posicionamento de alguns dos 42 sensores de emissão acústica nos transformadores, sendo 28 do Sistema SDP1 e 14 do Sistema SDP2, todos operando em faixa entorno de 150 khz, cujos valores são referentes às frequências típicas de descargas parciais Fig.6. Desenho do projeto dos transformadores de potência T1 e T2 (em mm). H1 H2 H3 Sensores de emissão acústica Fig. 5. Posicionamento dos sensores nos transformadores de potência. Cabe ressaltar que, de acordo com os diversos ensaios 3940 Fig.7. Desenho do projeto do transformador de potência trifásico T3 (em mm).

4 4 Conforme é descrito na norma NBR 15633/2008 [7], os sensores de emissão acústica foram distribuídos na superfície externa do tanque dos equipamentos, de forma a permitir que todo o volume interno fosse monitorado, e também respeitando distâncias menores que 3 metros entre os sensores. As condições ambientais foram medidas em três pontos diferentes e próximos aos equipamentos, no início e no final do ensaio, e os valores médios de temperatura e de umidade relativa do ar foram de 27,2 ºC e 37,1%, respectivamente. O serviço em campo com esses equipamentos energizados foi realizado atendendo-se às exigências de segurança no trabalho, sendo que todos os membros da equipe possuem formação preceituada pela Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho e Emprego NR (Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade) e utilizaram adequadamente todos os equipamentos de proteção individual e de proteção coletiva [8]. Outro critério importante adotado neste trabalho foi a instalação do sistema de detecção de DPs no lado em que os para-raios são de invólucro polimérico, evitando-se proximidade com os de porcelana, para maior segurança à equipe e aos instrumentos durante os ensaios. Após a montagem do sistema de detecção, foi executada uma verificação do acoplamento dos sensores e da continuidade do circuito. Para isso, uma onda acústica reprodutível foi gerada pela quebra de uma ponta de grafite 2H, com 0,3 mm de diâmetro, sobre a parede do tanque, ao lado de cada sensor [7]. Assinale-se que foi quebrado sempre o mesmo comprimento de grafite (2 mm ou 3 mm, como é recomendado), em um mesmo ângulo e orientação. A amplitude do pico, detectada desse evento simulado, foi de aproximadamente 90 db e não houve variação maior que 3 db na média de todos os sensores. Essa verificação deve ser repetida imediatamente sempre que houver indicações da possibilidade de uma mudança na eficiência do acoplamento ou na continuidade do circuito. Sendo assim, para a realização deste teste (de verificação das respostas dos sensores), foi utilizado um dispositivo desenvolvido pela própria equipe para a quebra uniforme do grafite, conforme ilustra a Fig. 8-a. A análise dos resultados mostrou que os sensores estavam acoplados devidamente, uma vez que as diferenças entre as médias das leituras individuais de cada sensor, em relação à média geral, foram menores que 3 db, valor este adotado neste trabalho. tanque principal do equipamento, de forma a gerar um sinal acústico que possa ser percebido pelos sensores distribuídos ao longo do tanque do transformador. Os sinais detectados pelos vários sensores foram comparados, para verificar sua consistência. Procedeu-se ao teste de abrangência dos sensores com um dispositivo também desenvolvido nesta pesquisa (ilustrado na Fig. 8-b), para possibilitar a repetibilidade nos procedimentos de ensaio. Os resultados deste teste foram satisfatórios e foram registrados no arquivo de aquisição. Em seguida, realizou-se a configuração inicial do sistema de 28 canais e do sistema de 14 canais (mais um de chuva), ajustando-se a sensibilidade do sistema de modo a fornecer um padrão claro de emissão acústica. A sugestão é evitar o ruído originado por outras fontes, proporcionando uma configuração otimizada, para a análise futura dos resultados do ensaio. Para a conferência da montagem e da configuração do sistema, realizou-se um pré-ensaio de duas horas aproximadamente. O horário dos dois sistemas de detecção de descargas parciais (SDP1 e SDP2) foi ajustado de acordo com o horário do Centro de Operação do Sistema (COS). O período de tempo para o monitoramento depende das condições operativas do equipamento e deve ser estabelecido caso a caso. Por isso, após as verificações e ajustes, com a confirmação de bom desempenho da instalação e da configuração, iniciou-se o ensaio, com o período total de monitoramento estabelecido em 24 horas. Cabe ressaltar que, durante a realização deste ensaio (conforme ilustra a Fig. 9), amostras de óleo dos três equipamentos foram retiradas para a análise de gases dissolvidos (cromatografia) no laboratório da concessionária. 1,5 cm 6,7 cm Fig. 9. Amostras de óleo para a Análise de Gases Dissolvidos (AGD), retiradas durante a realização dos ensaios de detecção de descargas parciais. Figura 8. Dispositivos: (a) de acoplamento; e de (b) abrangência. IV. RESULTADOS Os resultados das atividades detectadas nos três transformadores de potência trifásicos T1, T2 e T3, de 33,33 MVA, 138kV/13,8 kv, monitorados simultaneamente pelos dois Sistemas de Detecção de DPs, são apresentados nas Fig., 11 e 12, respectivamente. Na sequência, realizou-se uma verificação complementar, chamada de teste de abrangência, que não substitui a anterior (de resposta dos sensores). Esta consiste em abalroar um objeto metálico contra as faces externas (uma por vez) do

5 5 Posição Y Posição Y Posição X Posição Z Posição X Posição Z HITS (a) TRANSFORMADOR T1, CANAL 3 70 T1, Sensor de N o ANGULO (GRAUS) Ângulo (graus) (b) Fig. 11. Transformador de potência trifásico T2 - gráficos: (a) do canal 8; e b) das coordenadas em três dimensões;. Os resultados das análises de gases dissolvidos (AGD) realizadas em conjunto (simultaneamente) com o ensaio de detecção de descargas parciais, nas amostras de óleo desses transformadores, foram considerados normais de acordo com os seus históricos de ensaios e com as características dos equipamentos. Posição Y (b) TRANSFORMADOR T1, CANAL 5 T1, Sensor de N o 5 50 HITS ANGULO (GRAUS) Ângulo (graus) (c) Fig.. Transformador de potência trifásico T1 - gráficos: (a) das coordenadas em três dimensões; b) do canal 3; e c) do canal 5. Posição X Posição Z Fig. 12. Transformador de potência trifásico T3 gráfico das coordenadas em três dimensões. HITS TRANSFORMADOR T2, CANAL T2, Sensor de N o ANGULO (GRAUS) Ângulo (graus) (a) V. CONCLUSÃO As interrupções ocorridas por ano e por classe de tensão em transformadores e em autotransformadores, no período analisado (de 28 anos), no Sistema Elétrico em estudo, apresentaram valores considerados baixos. Os pontos críticos desses equipamentos encontram-se nos componentes enrolamentos, buchas e comutadores de derivação, componentes esses que são os mesmos apontados no trabalho realizado pelo CIGRE [3]. Os parâmetros que indicam a necessidade de intervenção num determinado transformador que foi submetido ao ensaio

6 6 de descargas parciais pelo método de emissão acústica são: presença significativa de atividades detectadas de descargas parciais e/ou resultados críticos da cromatografia. No caso analisado, os resultados da aplicação da metodologia apresentada, diante dos resultados dos ensaios de emissão acústica nos transformadores de potência trifásicos, são os seguintes: a) na proximidade dos canais 3 e 5 do Transformador T1 (Fig. ), na região do comutador de derivações em carga, podem-se identificar atividades características de descargas parciais (hits com defasagens de 180 graus). Os demais canais só apresentam ruído, como, por exemplo, ruído mecânico em virtude da atuação do comutador de derivações em carga; b) no Transformador T2, no canal 22 (canal 8 da Fig. 11-b), na região do comutador de derivações em carga, verificase uma quantidade maior de hits com defasagens de 180 graus, relacionadas às atividades de descargas parciais; c) no transformador T3 (Fig. 12), não foram observadas indicações evidentes de sinais que estejam associados à ocorrência do fenômeno de descargas parciais. Sendo assim, diante dos resultados do ensaio e das observações dos gráficos de apoio às análises, desenvolvido nesta pesquisa, fica evidente a presença de atividades de descargas parciais em pequena intensidade nos transformadores T1 e T2, recomendando-se um acompanhamento periódico criterioso, de acordo com o cronograma de manutenção preventiva da empresa. Nas Fig., 11 e 12, destaca-se a importância da análise comparativa entre equipamentos similares, proporcionando maiores informações de referência para análise dos resultados. Vale observar que os três equipamentos têm a mesma idade (seis anos) e estão submetidos às mesmas condições operativas e climáticas. A viabilidade técnica dessa metodologia ficou evidenciada nos resultados dos ensaios obtidos em campo, em que sua utilização permitiu alcançar uma maior qualidade e eficiência nos diagnósticos dos equipamentos e maior acerto nas tomadas de decisão. Tais características fazem dessa nova metodologia uma importante ferramenta da área de manutenção. Portanto, trata-se de metodologia que também se mostra plenamente viável economicamente, uma vez que os diagnósticos e as ações de manutenção elaboradas com base nos seus resultados podem evitar os altos custos decorrentes de desligamentos indesejados no sistema elétrico de potência. VI. AGRADECIMENTOS Ao Setor de Engenharia de Manutenção e ao Setor de Manutenção de Subestações, ambos da CELG Distribuição CELG D, e à Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás (EEEC/UFG). VII. REFERÊNCIAS [1] C.J. Ribeiro, A.P. Marques, D.C.P. Souza, C.H.B. Azevedo, B.P. Alvarenga and R.G. Nogueira, Faults and Defects in Power Transformers A Case Study, in Proc. Electrical Insulation Conference EIC 2009, Montreal, Canada, June [2] C.H.B. Azevedo, Metodologia para a eficácia da detecção de descargas parciais por emissão acústica como técnica preditiva em manutenção de transformadores de potência imersos em óleo, Dissertação de Mestrado, Escola de Engenharia Elétrica e de Computação, Universidade Federal de Goiás, [3] I.A. Metwally, Failures, Monitoring and New Trends of Power Transformers, Potentials IEEE, vol. 30, pp , Jun [4] C.H.B. Azevedo, A.P. Marques and C.J. Ribeiro, Methodology for the detection of partial discharges in power transformers using the acoustic method, in Proc. EUROCON 2009 Conference, Saint Petersburg, Russia, May, [5] Associação Brasileira de Normas Técnicas, NBR 6940: Técnicas de ensaios elétricos de alta tensão medição de descargas parciais, ABNT, Rio de Janeiro, Brasil, [6] IEEE Guide for the Detection and Location of Acoustic Emissions from Partial Discharges in Oil-Immersed Power Transformers and Reactors, IEEE Standard C [7] IEEE Guide for Partial Discharge Measurement in Liquid-Filled Power Transformers and Shunt Reactors, IEEE Standard C R2002, Dec [8] Associação Brasileira de Normas Técnicas, NBR 15633: Ensaio não destrutivo Emissão acústica Detecção e localização de descargas parciais e anomalias térmicas e mecânicas (DPATM) em transformadores de potência e reatores isolados a óleo, ABNT, Rio de Janeiro, Brasil, [8] Ministério do Trabalho e Emprego (2011, jul.), Norma Regulamentadora NR : Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade. Disponível em: VIII. BIOGRAFIAS Cláudio Henrique Bezerra Azevedo, nascido em Goiânia, Goiás, em 27/05/1961. Mestre em Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia Elétrica e de Computação (EEEC) da Universidade Federal de Goiás (UFG) e graduado (1983) em Engenharia Elétrica na EEEC/UFG. Atua no Setor de Engenharia de Manutenção da CELG Distribuição S.A. 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. Atua no Setor de Engenharia de Manutenção da CELG Distribuição S.A. e também é professor do Curso de Eletrotécnica do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás (IFG). José Augusto Lopes dos Santos, nascido em Porto, Portugal, em 28/07/1954. Graduado (1982) em Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia Elétrica e de Computação (EEEC) da Universidade Federal de Goiás (UFG). Gerencia e atua no Setor de Manutenção de Subestações da CELG Distribuição S.A. Cacilda de Jesus Ribeiro, nascida em Matão, São Paulo, em 08/08/1971. Doutora (2002) e pós-doutora (2004) em Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia de São Carlos da Universidade de São Paulo. Atua como professora adjunta na Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica de Computação (EMC) da Universidade Federal de Goiás (UFG).