XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

XX SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Versão 1.0 XXX.YY 22 a 25 Novembro de 2009 Recife - PE GRUPO XIII GRUPO DE ESTUDO DE TRANSFORMADORES, REATORES, MATERIAIS E TECNOLOGIAS EMERGENTES - GTM APLICAÇÃO DE CARGA EM TRANSFORMADORES Roberto Asano Junior (*) ABB Miguel Carlos Medina Pena CHESF RESUMO O envelhecimento do transformador é basicamente atribuído à degradação do meio isolante sólido, geralmente o papel que envolve os condutores, devido a sua impossibilidade de substituição ou manutenção durante o ciclo de vida do equipamento. Os agentes externos e catalisadores do envelhecimento, tais como contaminantes e umidade, podem ser minimizados por processos fabris controlados e por ações de manutenção adequadas. O efeito térmico diretamente relacionado à aplicação de carga do transformador, assim, torna-se o fator mais importante na determinação da perda de vida do transformador. Esse informe técnico apresenta os fatores que impactam no envelhecimento, os riscos para os equipamentos, as recomendações para a especificação de transformadores, bem como as possibilidades para desenvolvimentos futuros. PALAVRAS-CHAVE Transformadores, aplicação de carga, norma técnica, envelhecimento 1.0 - INTRODUÇÃO Desde janeiro de 2008, já estão publicadas as normas ABNT NBR 5356 partes 1 a 5 baseadas no modelo da IEC 60076 de semelhante divisão [1]. Estas partes atualizaram as condições de especificação, ensaio e dimensionamento do transformador. Entretanto, as condições de operação, mais especificamente carregamento, somente são tratadas pela parte 7 da IEC 60076 [2] que ainda não teve seu processo de revisão concluído no âmbito do COBEI (Comitê Brasileiro de Eletricidade). Tal descolamento entre o transformador, desenhado para atender as atuais especificações de dimensionamento e ensaio, e a utilização baseada em padrões desenvolvidos a mais de 10 anos [3] pode ocasionar equívocos de interpretação e conduzir a danos irreparáveis aos equipamentos. Algumas situações ocasionadas pela interpretação do guia de carregamento [3] produziram desconforto entre as empresas transmissoras de energia e a regulamentação [4-7], o que impeliu um enorme esforço para esclarecimentos e compatibilização do entendimento dos documentos. Estes fatos mostraram não só a necessidade de atualizar o guia brasileiro de acordo com o modelo internacional, mas acima de tudo, compatibilizá-lo com os possíveis modos de operação e as condições locais e com os equipamentos especificados e produzidos de acordo com as ABNT NBR pertinentes. (*) Av. Monteiro Lobato, n 3411 CEP 07190-9904 Guarulhos, SP Brasil Email: roberto.asano@br.abb.com

2 2.0 - FATORES QUE LIMITAM O CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR Apesar da simplicidade dos princípios básicos de funcionamento, transformadores de potência são máquinas extremamente complexas em que fenômenos físicos e químicos de diversas naturezas tais com elétrica, magnética, mecânica, mecânica de fluidos, transferência de calor e degradação de materiais ocorrem simultaneamente e interativamente. As interações dependem essencialmente do desenho do equipamento, mas sua intensidade é moderada conforme as condições em que o equipamento é operado e mantido. Assim, os limites para carregamento de um transformador são dados por seu projeto e acessórios utilizados, estado do equipamento, considerando suas condições de manutenção, e pela temperatura atingida nos componentes que é responsável pelo envelhecimento térmico e é resultado da combinação da temperatura ambiente e do aquecimento destes componentes em função da circulação de corrente de carga do transformador (efeito joule). 2.1 Acessórios Acessórios que compõem o transformador, tais como bucha e comutador, possuem especificação própria e bastante sensível à corrente de circulação e à temperatura. Estes equipamentos são selecionados e adquiridos de acordo com as informações disponíveis na especificação do transformador. Todavia, as normas ABNT NBR não relacionam diretamente a corrente máxima que um transformador pode suportar em operação acima dos valores nominais (sobrecarga) e a corrente máxima dos acessórios como buchas e comutadores. Desta forma, o conhecimento prévio das condições de contingência e a especificação dos valores máximos de carregamento (corrente), e sua duração poderão auxiliar os fabricantes de transformadores a dimensionar e aplicar acessórios adequados para não se tornarem os fatores limitantes da operação do transformador acima dos valores nominais. 2.2 Temperatura e sua relação com o carregamento Na fabricação de transformadores de potência são aplicados diversos materiais como aço silício na composição do núcleo, aço estrutural nas amarrações e vigas, condutores e cobre, calços e barreiras de pressboard e papel para isolação dos condutores dos enrolamentos e conexões entre enrolamentos. Sendo que este último, quando formados por celulose, é o material mais afetado pela ação da temperatura. O efeito do aquecimento da celulose tende a quebrar a ligação glicosídica e abrir o anel de glicose. Essa reação produz moléculas de glicose livre, umidade, monóxido e dióxido de carbono e ácidos orgânicos. Figura 1: Degradação térmica da celulose A quebra das cadeias celulósicas causa a redução da capacidade das fibras de suportarem os esforços mecânicos, reduzindo a capacidade de resistir a curto-circuito ou qualquer deslocamento dos condutores, enfraquecendo também a rigidez dielétrica e, conseqüentemente, a vida útil do transformador. Essa reação é irreversível nas condições de operação do transformador. O aquecimento do transformador é causado principalmente pela dissipação das perdas devido ao efeito joule nos condutores e nas demais partes metálicas devido ao efeito de campos magnéticos. Estas perdas, por sua vez, são proporcionais ao quadrado da corrente que passa pelo equipamento (carga).

3 As perdas são distribuídas ao longo do enrolamento, mas os pontos de aquecimento mais crítico são, em geral, nas extremidades dos enrolamentos. Nas extremidades as perdas joule são intensificadas pela influencia da distorção do campo magnético. Por isso, nestas regiões são geralmente encontrados os pontos mais quentes em contato com o material celulósico e que, portanto são os mais importantes em relação ao envelhecimento ou perda de vida do equipamento. Os efeitos da temperatura de operação, ao longo do tempo, na isolação, podem ser medidos de várias maneiras. A norma brasileira NBR-5416/1997 segue um adaptação da teoria de Arrhenius, que estabelece que o logaritmo da vida da isolação é uma função do inverso da temperatura absoluta: LOG VIDA(horas) = A + B / T Onde: T = Temperatura absoluta em graus; A e B = Constantes da curva de expectativa de vida. Conforme estabelecido nessa norma, considerando-se condições bem controladas de umidade e oxigênio, a expectativa de 65.000 horas (7,42 anos) de vida dos transformadores de potência é considerada normal, quando sua operação é contínua com o ponto mais quente do enrolamento a 95 ºC para o papel Kraft neutro e 110 ºC para o papel termoestabilizado, ou seja, transformadores de classe de elevação de temperatura de 55 ºC e 65 ºC, respectivamente. Deste modo, se for desejado que o transformador tenha uma maior vida útil, é primordial o controle do carregamento e da temperatura do óleo e enrolamentos. 2.3 Estado de conservação do transformador Três fatores influenciam no envelhecimento do transformador: a presença de umidade, a presença de oxigênio e a temperatura. Os dois primeiros dependem basicamente das condições de envelhecimento e manutenção do equipamento. A umidade no óleo é responsável pela degradação hidrolítica do papel e é o mais crítico individualmente, pois, pequenas variações na concentração de umidade no sistema papel-óleo aceleram rapidamente o processo de envelhecimento. Figura 2: Degradação hidrolítica da celulose Adicionalmente, o bom controle das condições de umidade é pré-requisito para permitir a operação acima dos valores nominais. O excesso de umidade pode aumentar o risco, até tornar a operação acima dos valores nominais proibitivas devido à probabilidade de formação de bolhas. As bolhas formadas na interface do papel e óleo reduzem as propriedades dielétricas, podendo, dependendo da região onde é formada ou para aonde se mover, causar a ruptura do sistema isolante e levar a falha súbita do equipamento. Já o oxigênio degrada o papel isolante, ataca o óleo mineral formando ácidos que atacam o próprio papel, e, em um estágio mais avançado de degradação, forma-se borra que dificulta a circulação de óleo e provoca sobreaquecimento dos enrolamentos do transformador.

4 Figura 3: Degradação da celulose por oxidação Por isso, conhecer e manter o transformador de acordo com rigorosos procedimentos de manutenção e padrões são requisitos fundamentais para não limitar a operação do transformador acima dos valores nominais, nem comprometer significativamente sua expectativa de vida. Estes fatores são ainda mais críticos quando se verifica que mais da metade dos transformadores instalados no Brasil já têm mais de 25 anos de operação [8]. 2.4 Formação de bolhas Os riscos de formação de bolhas estão associados a vários fatores: nível de saturação do óleo com gases (quantidade de gases dissolvidos no óleo); sistema de preservação; teor de umidade contida na celulose; variações bruscas da pressão atmosférica; temperatura ambiente; curva de carga. O princípio técnico de formação de bolhas se desenvolve quando a pressão interna do gás dentro da bolha supera a pressão estática deste ponto. A variação da temperatura do óleo e do ponto mais quente do transformador, durante a aplicação de um ciclo de carga, pode provocar três mecanismos de formação de bolhas, reduzindo a confiabilidade do equipamento: I. temperaturas elevadas próximas a 130ºC (dependendo do teor de umidade da isolação), devido a vaporização da umidade contida no papel. Todavia, uma publicação recente do Cigre [14] alerta que o risco de formação de bolhas pode iniciar aos 100 o C durante condições de sobrecarga ou curto circuito. II. elevações bruscas de temperatura, devido a formação de zonas com temperaturas diferentes (nãouniformes), que favorecem a formação de bolhas; III. reduções bruscas de temperatura, pois durante o resfriamento ocorre a redução das distâncias entre as cadeias moleculares, aumentando a pressão dos gases dissolvidos no óleo, provocando a expulsão do gás e formando bolhas. Vale destacar também os efeitos da variações de volume e pressão no óleo devido às temperaturas maiores durante a operação acima dos valores nominais, ou seja o aumento do volume de óleo de expansão que exige o correto dimensionamento do conservador (normalmente dimensionados apenas para regime permanente) e a colocação da quantidade adequada de óleo, durante o enchimento, e conseqüentes variações de pressão estática (coluna de óleo) na pressão de formação de bolhas associadas as variações de temperatura estabelecidas por esta condição de operação. Em outros casos a operação acima dos valores nominais de um transformador, cuja isolação apresenta teor elevado de umidade interna, resulta na elevação da concentração de água no óleo através de processo de difusão isolação-óleo, provocando a redução da rigidez dielétrica do óleo, podendo estabelecer condições de falhas elétricas internas. 3.0 - RELAÇÕES ECONÔMICAS ENTRE CARREGAMENTO E VIDA ÚTIL DO TRANSFORMADOR No passado, o carregamento de transformadores acima dos valores nominais só ocorria em condições de contingência e emergenciais, entretanto, devido a desregulamentação, aumento da concorrência, necessidade de redução do capital investido e do uso mais eficiente do equipamento, as condições de carregamento acima dos valores nominais passaram a ser planejadas.

5 Modelos econômicos baseados em experiência internacional demonstram que é possível obter um retorno acelerado do investimento quando os transformadores são utilizados em condições de carregamento acima dos valores nominais [9], entretanto tal modelo de carregamento não se aplica ao caso brasileiro. No modelo do setor elétrico brasileiro as empresas são remuneradas pela disponibilidade do equipamento, praticamente independente do fluxo de carga que atravessa o transformador (exceção prevista pela resolução ANEEL 513 de 2002 que estabelece os procedimentos para determinação de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil em instalações de transmissão do sistema elétrico). Neste caso, o planejamento da potência passante nas unidades transformadoras e das possíveis condições de contingência é realizado e especificado pelo órgão regulador que repassada para o agente detentor do ativo de transformação os requisitos do sistema por meio do edital de licitação. O órgão regulador, portanto, assume a difícil tarefa de avaliar tecnicamente as necessidades atuais e futuras do sistema a ser licitado, considerando a otimização dos recursos e assegurando a operação do sistema minimizando os riscos em casos de contingência. A questão restante é traduzir o resultado deste trabalho em um documento que seja ao mesmo tempo entendido pelos fornecedores e completo o suficiente para assegurar o atendimento de todos os requisitos. Para isso, as normas têm uma responsabilidade essencial e devem estar sintonizadas com o modelo do setor elétrico e suas necessidades. 4.0 - NORMAS LINGUAGEM COMUM PARA ESPECIFICAÇÃO DAS NECESSIDADES A normalização é um processo de consolidação de tecnologia, um poderoso meio de progresso tecnológico, de desenvolvimento econômico e de melhoria da qualidade de vida. Ela tem por objetivo fornecer documentos de referência que estabeleçam soluções para problemas técnicos e comerciais de produtos, bens de serviço de uso corrente nas relações entre parceiros econômicos, científicos, técnicos e sociais. Entre os benefícios da normalização destacam-se: equalização de conhecimento e padronização de procedimentos; racionalização da produção pelo domínio das características técnicas dos produtos; validação dos métodos de produção e obtenção dos ganhos de produtividade; conformidade de produtos e serviços, promovendo qualidade, segurança e confiabilidade; garantia de segurança dos operadores e das instalações; recursos para participar, com sucesso, da internacionalização dos mercados, vencendo barreiras técnicas; aumento da competitividade e suporte à regulação e ao desenvolvimento tecnológico; contribuição na preservação do meio ambiente; transferência de novas tecnologias, idéias e produtos; satisfação dos clientes. A norma técnica, portanto, é fixadora de know-how (novos conhecimentos em equipamentos, produtos, materiais, especificações, reduções de variedades etc.) e de registro de boas práticas (procedimentos e métodos) [10]. No caso dos transformadores de potência, as boas práticas de aplicação de carga encontram-se registradas na ABNT NBR 5416 e os conhecimentos em equipamentos para especificações estão ABNT NBR 5356. Assim, do ponto de vista da normalização é importante que estas duas normas sejam coerentes entre elas de forma que um equipamento especificado, construído e ensaiado conforme a ABNT NBR 5356 seja operado dentro de sua capacidade física segundo as recomendações do procedimento de aplicação de carga. Esta coerência, portanto, permite conectar as necessidades do sistema, determinadas pelos estudos de planejamento, com a especificação, construção e ensaios do transformador numa linguagem comum. O guia de carregamento, embora seja elaborado com a finalidade de estabelecer os limites de carregamento para um determinado equipamento, pode e deve ser utilizado também sob o raciocínio inverso para a definição do equipamento a ser submetido a um determinado carregamento ou ciclo de carregamento. Ou seja, com o resultado dos estudos de planejamento, temperatura ambiente e de possíveis condições contingências o responsável pela definição do equipamento pode utilizar-se dos algoritmos do guia de carregamento para então definir a potência nominal do equipamento a ser destinado para esta determinada aplicação. É possível que valores de potência não típicos sejam frutos desta metodologia, entretanto a principal vantagem de se realizar este procedimento encontra-se na adequada especificação do equipamento numa linguagem comum para fabricantes e compradores, a norma. Com o valor da potência definido pela necessidade, o equipamento fabricado será dimensionado, construído e, principalmente, ensaiado para demonstrar sua capacidade de operar na condição especificada. Com o objetivo de informar esta necessidade, algumas vezes, especifica-se a curva de carga, temperatura ambiente, condições de contingência, etc. ao fabricante, mas não se altera a potência nominal com receio que esta alteração incremente os custos. Todavia é preciso desmistificar esta questão. Com ou sem a alteração do

6 valor da potência nominal impresso na placa de identificação do transformador, esses equipamentos construídos para atender uma determinada condição de carregamento serão fisicamente iguais e, portanto terão os mesmos custos. A diferença quando não se adéqua o valor da potência nominal será a execução dos ensaios numa condição menos crítica que a considera no projeto. 5.0 - TECNOLOGIA A CHAVE PARA MAIOR FLEXIBILIDADE O acesso às condições reais do equipamento com o uso de ferramentas de media de temperatura, umidade e indicação de tendência dos gases dissolvidos no óleo pode aumentar bastante a confiabilidade quando se procura melhorar a utilização da capacidade de carregamento [11]. Equipamentos de monitoramento modernos registram histórico, prevêem tendência, avaliam a estimativa de vida dos transformadores e permitem até mesmo o planejamento do carregamento admissível partindo-se de qualquer condição instantânea. Nestes complexos modelos de carregamento, os dados são extraídos do transformador em tempo real e considera-se não só o envelhecimento térmico, mas os demais riscos envolvidos como a formação de bolhas, por exemplo. Em uma outra abordagem, o uso de fluidos isolantes destinados a operação em mais alta temperatura, como o éster natural (óleo vegetal biodegradável) [12], em combinação com aramida, mostra-se como uma solução tecnológica para assegurar flexibilidade com confiabilidade. No Brasil, esta tecnologia vem sendo empregada com sucesso, em transformadores de 138 kv, para flexibilização do carregamento máximo admissível e também para carregamento acima dos valores nominais por mais de 2 anos [13]. 6.0 - CONCLUSÃO E RECOMENDAÇÕES PARA DESENVOLVIMENTO Esse informe técnico apresentou os fatores técnicos que impactam no carregamento do transformador e as questões econômicas relacionando-o ao modelo do setor elétrico brasileiro bem como apresentou caminhos para harmonizar o entendimento e aumentar as tecnologias disponíveis para aumentar a flexibilidade e confiabilidade do carregamento acima dos valores nominais. No planejamento e especificação da potência nominal dos transformadores é importante considerar as condições de carregamento acima dos valores nominais. A especificação apenas dos ciclos de carga, correntes e períodos acima dos valores nominais, pode ser suficiente para o dimensionamento do transformador, mas não refletirá em ensaios condizentes. Vale ressaltar também que, ao alterar o valor nominal da potência, o comprador assegurará o fornecimento do equipamento adequado certificado por ensaios. Para a revisão do guia de carregamento é importante contemplar a temperatura ambiente efetiva no Brasil devido ao seu impacto sobre o envelhecimento dos equipamentos. Também será necessário manter a coerência entre o que é esperado de um equipamento dimensionado com a norma de especificação ABNT NBR 5356 e seus acessórios, de forma que os transformadores construídos e ensaiados conforme esse padrão estejam aptos a serem carregados pelo novo guia de carregamento. Finalmente observa-se que novas tecnologias vêm sendo desenvolvidas cada vez mais rápido e trazem consigo avanços e diferenciais que também precisam ser contemplados nos novos desenvolvimentos de padrões. Pois, somente assim, será possível extrair o real benefícios dessas tecnologias. 7.0 - RECONHECIMENTO Aos profissionais que ativamente participaram do grupo de trabalho A2.01 e do comitê de estudo A2 do CIGRÉ Brasil e da comissão de estudo CE 14 do COBEI que colaboraram, apoiaram e compartilharam dos objetivos e resultados deste trabalho. 8.0 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Capinos, I. at al, Transformadores de potência Revisão da NBR 5356 e da NBR 5380 XVIII SNPTEE, Curitiba, 2005

7 [2] International Electrotechnical Commission, Norma IEC 60076-7 Power Transformers Part 7: Loading guide for oil-immersed power transformers, Geneva, 2005 [3] Associação Brasileira de Normas Técnicas, Norma ABNT NBR 5416 Aplicação de carga em transformadores de potência Procedimento, Rio de Janeiro, 1997 [4] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL, RESOLUÇÃO Nº 44, DE 17 DE MARÇO DE 1999 [5] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL, RESOLUÇÃO N o 513, DE 16 DE SETEMBRO DE 2002. [6] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL, RESOLUÇÃO NORMATIVA N 191 DE 12 DE DEZEMBRO DE 2005 [7] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL, RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 240, DE 5 DE DEZEMBRO DE 2006 [8] Salum, B. P. L., Decisão: reparar ou adquirir transformador novo V Workspot, Belém, 2008 [9] Cheim, L. e Silveira, J. G., How Long Should a Transformer Live - A New Technical-Economical Approach IV Workspot, Recife, 2006 [10] Azevedo, R. A., Gioseffi, C. S. e Bezerra, C. A. M., ATUAÇÃO DA COMISSÃO DE NORMALIZAÇÃO DE LUBRIFICANTES DO ABNT/ONS 34 - Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 2005 [11] Boss, P. at al, Economical aspects and practical experiences of power transformer on-line monitoring CIGRÉ, Paris, 2000. [12] Oommen, T.V. and Claiborne, C.C., Biodegradable Insulating Fluid from High Oleic Vegetable Oils CIGRÉ, Paris, 1998. [13] Mendes, J.C. at al, Advanced Application of a Natural Ester Vegetable Oil in a HV Power Transformer CIGRÉ, Paris, 2008. [14] Sokolov, V. et al, Moisture equilibrium and moisture migration within transformer insulation systems CIGRÉ, Paris, 2008. 9.0 - DADOS BIOGRÁFICOS Roberto Asano Junior graduou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) em 1998 e se especializou no desenvolvimento de Transformadores de Potência incluindo experiência em diversas tecnologias. Sendo membro ativo do COBEI desde 2003, em 2007 implantou as atividades do comitê brasileiro TC 14 (Transformadores) da IEC. No Cigre é membro do comitê de estudo A2 e coordenou as atividades do grupo de trabalho A2.01 (Aplicação de carga em transformadores) no período de 2007 a 2009. Desde 2008 lidera um projeto global de desenvolvimento de serviços para transformadores na ABB. Miguel Carlos Medina Pena graduou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade de Pernambuco em 1978, Mestre em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Itajubá em 2003. Ocupou o cargo de Gerente da Divisão de Engenharia de Manutenção de Transformadores de Potência e Serviços Essenciais da CHESF-Cia. Hidro Elétrica do São Francisco no período de 1998 a janeiro de 2009. Desde fevereiro de 2009 ocupa a gerência do Departamento de Manutenção de Subestações da CHESF. Coordena desde agosto de 2006 o Comitê de Estudos A2 Transformadores do CIGRE-Brasil.