Transformador de Potência_instalação e Manutenção

52 Apoio

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Em 1885, George Westinghouse Jr. compra

os direitos da patente de Goulard-Gibbs para

construir transformadores de corrente alternada

e encarrega William Stanley dessa tarefa. Stanley

desenvolveu o primeiro modelo comercial

do que, naquele momento, nomeou-se de

transformador. O transformador possibilitava

a elevação das tensões diminuindo as perdas

na transmissão de energia elétrica, permitida

pelo uso da corrente alternada, ao contrário da

corrente contínua de Edison.

O transformador é um equipamento elétrico,

sem partes necessariamente em movimento,

que transfere energia elétrica de um ou mais

circuitos (primário) para outro ou outros

circuitos (secundário, terciário), alterando os

valores de tensões e correntes em um circuito

de corrente alternada, ou modificar os valores

de impedância do circuito elétrico, sem

alterar a frequência do sistema. A necessidade

da utilização de baixos níveis de tensão no

consumidor e a necessidade de transmitir

energia elétrica com tensões elevadas tornam

muito importante o papel desempenhado pelo

transformador de potência.

Os transformadores representam o ativo mais

caro da cadeia que conecta a geração até os pontos

de utilização de energia elétrica. Atualmente,

Por Marcelo Paulino*

Capítulo I

Princípios básicos de transformadores de potência

com a pressão imposta pelas necessidades

técnicas e comerciais, como as condições de um

mercado de energia livre ou pelos esforços em

manter o fornecimento de energia com qualidade

a todos os seus clientes, aumentam as abordagens

de uma manutenção baseada nas condições do

equipamento.

As equipes envolvidas com comissiona-

mento e manutenção têm sofrido crescente

pressão para reduzir custos, mesmo sendo

forçadas a manter antigas instalações em

operação por tanto tempo quanto possível.

Os equipamentos elétricos instalados em

subestações podem ser solicitados a operar sob

diversas condições adversas, tais como: altas

temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga

e, dessa forma, mesmo tendo uma operação

e manutenção de qualidade, não se pode

descartar a possibilidade de ocorrerem falhas

que deixem indisponíveis as funções de

transmissão e distribuição de energia elétrica

aos quais pertencem.

Entretanto, a checagem regular das condições

de operação desses equipamentos torna-se

cada vez mais importante. Torna-se imperativa

a busca de procedimentos e de ferramentas que

possibilitem a obtenção de dados das instalações

de forma rápida e precisa. Portanto, para

Novo!Novo!

53Apoio

subsidiar os artigos futuros sobre aspectos e procedimentos

de manutenção, o presente texto apresenta os princípios

básicos de funcionamento de transformadores de potência.

Princípio de funcionamento do transformador monofásico

O transformador é um aparelho estático, sem partes

em movimento, que se destina a transferir energia elétrica

de um circuito para outro, ambos de corrente alternada

(CA), sem mudança no valor da frequência. O lado que

recebe a potência a ser transferida é chamado de circuito

primário e o lado do transformador que entrega potência

é chamado de circuito secundário. A transferência é

realizada por indução eletromagnética.

Simplificando-se a lei de Lenz-Faraday, tem-se que,

sempre que houver movimento relativo entre um campo

magnético e um condutor, será induzida uma tensão

(f.e.m. - força eletromotriz) em seus terminais.

Pode-se ainda afirmar que ocorrerá a indução de

corrente quando uma espira condutora é colocada (imóvel)

em uma região onde existe um campo magnético variável

ou quando um circuito é posto em movimento dentro

de um campo magnético constante. A Figura 1 mostra

a representação do estabelecimento do fluxo magnético

pela bobina primária devido à aplicação da tensão U1.

Aplicando-se a tensão U1, no primário do transformador,

circulará uma pequena corrente denominada “corrente

em vazio”, representada neste texto por I0. Se a tensão

aplicada é variável no tempo, a corrente I0 também o é.

De acordo com a lei de Ampère, tem-se:

Figura 1 – Estabelecimento do fluxo entre duas bobinas.

Tensão Alternada de Entrada U1

Tensão Alternada de Saída U2

Fluxo Magnético - ∅

SecundárioPrimário

Em que:

• H é a intensidade do campo;

• l é o comprimento do circuito magnético;

• N1I0 é a força magnetomotriz.

54 Apoio

Com o transformador operando em vazio, ou sem

carga, a corrente I0 magnetiza o transformador e induz

as tensões E1 e E2. Fechando-se a chave S do circuito

secundário do transformador, haverá circulação da

corrente I2 em seu enrolamento, cujo valor depende

exclusivamente da carga ZC. Como visto, de acordo

Em que:

Da expressão (4) é possível concluir que, em

qualquer condição de operação do transformador,

sempre existirá a corrente I0 e que somente ela

é responsável pela indução de E1 e E2, em outras

palavras, E1 e E2 independem do regime de carga.

Relação de transformação de um transformador monofásico

A relação de transformação das tensões de um

transformador monofásico é definida de duas formas:

Relação de transformação teórica ou relação de espiras

A relação de número de espiras, definida por KN, é

dada pela relação das quedas de tensão internas nas

bobinas do transformador. Assim, tem-se:

Em que:

• Re é a relutância do núcleo;

• φ é o fluxo magnético.

Dessa forma, verifica-se que a força magnetomotriz

impulsiona o fluxo magnético pelo núcleo, sendo

limitado pela relutância. Naturalmente, se a corrente

é variável no tempo, o fluxo magnético também

é. Por outro lado, sabe-se pela lei de Faraday que

“sempre que houver movimento relativo entre o

fluxo magnético e um circuito por ele cortado serão

induzidas tensões neste circuito”.

O transformador em operação

Considerando a Figura 3:

A expressão (1) pode ser rescrita como:

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Figura 2 – Aplicação de tensão no primário do transformador e estabelecimento da corrente em vazio.

Figura 3 – Representação do transformador operando em vazio.

com a lei de Ampère, I2 criará o fluxo de reação φ2 e de

dispersão φdisp2, sendo que o primeiro tende a anular φm.

Para que o transformador continue magnetizado, haverá

uma compensação de fluxo no primário, ou seja: para

manter a magnetização, o transformador exigirá da rede

uma corrente suplementar a I0, de modo a compensar φ2;

esta corrente receberá a denominação de I2’, a qual cria

o fluxo φ1. Assim, a corrente primária I1 é:

Para o transformador operando em vazio, tem-se que:

Devido a este fato, a queda de tensão primária é

mínima; assim:

Além disto, nesta condição:

Assim

56 Apoio

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tran

sfor

mado

res A expressão (9) é importante, pois E1 e E2 são acessíveis

a uma medição. Assim, utilizando-se um voltímetro

no primário, obtêm-se U1 e, no secundário, estando o

transformador em vazio, U2; desta forma, acha-se a relação

do número de espiras com pequeno erro.

Relação de transformação real

Ao aplicar uma carga ZC ao secundário, a corrente I2

circula pelo secundário e I1 assume valores superiores

a I0 assim, haverá queda de tensão no primário e no

secundário e, portanto:

Observe-se que:

• se K > 1, o transformador é abaixador; e,

• se K < 1, o transformador é elevador.

Princípio de funcionamento do transformador trifásico

A transformação trifásica pode ser realizada com

um único transformador destinado a este fim ou por um

banco de transformadores monofásicos. No caso de um

transformador único, o custo inicial é inferior ao uso de

bancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto, exige

outro transformador de mesma potência como reserva.

A Figura 4 mostra a representação de um transformador

trifásico com as bobinas de cada fase dispostas em uma

única perna do núcleo magnético. Além de promover a

sustentação mecânica para as bobinas, o núcleo cria o

caminho para a condução do fluxo magnético.

Núcleo

O núcleo do transformador é construído com uso

de chapas de aço-silício, laminadas e cobertas por uma

película isolante. Com laminação a frio e tratamento

Nestas condições, define-se a relação de transformação

real ou a relação entre as tensões primárias e secundárias

quando do transformador em carga, ou seja:

Eventualmente, se a queda de tensão secundária

for pequena (o que acontece para transformadores bem

projetados) pode-se supor que:

Figura 4 – Representação de um transformador trifásico.

Figura 5 – Núcleo de um transformador trifásico real.

térmico, ocorre a orientação dos domínios magnéticos

permitindo a redução das perdas e da corrente de

magnetização e possibilitando alcançar altas densidades

de fluxo. A estrutura formada pelas chapas é sustentada

por traves metálicas solidamente amarradas por faixas de

fibra de vidro impregnadas com resina.

Um sistema trifásico simétrico e equilibrado possui três

correntes com mesmo módulo, porém, defasadas de 120º

elétricos uma das outras. Pela lei de Ampère, elas originam

fluxos nos núcleos monofásicos, também defasados de

120º. Analogamente às correntes trifásicas, quando os

fluxos juntarem-se em um ponto, sua soma será nula, o

que ocorre no local de união dos três núcleos. A solução

que se adota, em termos práticos, é bastante simples, ou

seja: retira-se um dos núcleos, inserindo entre as colunas

(ou pernas) laterais, outra com as mesmas dimensões.

O circuito magnético das três fases, neste caso, resulta

desequilibrado. A relutância da coluna central é menor que

as outras, originando uma pequena diferença nas correntes

de magnetização de cada fase. Existem diversos tipos de

núcleo, entretanto o mostrado na Figura 5 é o mais comum

devido à sua facilidade construtiva e de transporte.

Este tipo de núcleo, em relação a três monofásicos,

apresenta como vantagem o fato de que quaisquer

57Apoio

Figura 6 – Disposição dos enrolamentos montados no núcleo do transformador.

Figura 7 – Conexões possíveis dos enrolamentos de um transformador trifásico: (a) estrela, (b) delta, (c) zig-za

desequilíbrios magnéticos causados pelas diferentes

condições elétricas das três fases, tendem desaparecer

graças à interconexão magnética existente entre elas; assim,

a fluxo de cada perna distribui-se obrigatoriamente pelas

outras duas. Além disso, existe a economia de material

em relação ao uso de três transformadores monofásicos, e

consequente diminuição das perdas em vazio.

Como desvantagem, tem-se que as unidades reservas são

mais caras, pois deverão ter a potência total do transformador

a ser substituído; o monofásico de reserva, por outro lado,

pode ter apenas um terço da potência do conjunto.

Enrolamentos

Responsável pela condução da corrente de carga, os

condutores são enrolados em forma de bobinas cilíndricas

e dispostas axialmente nas pernas do núcleo. A Figura 6

mostra a disposição dos enrolamentos com ordem crescente

de tensão, ou seja, a bobina de tensão inferior é colocada

próxima ao núcleo e assim por diante.

Os enrolamentos de um transformador trifásico

podem ser conectados em estrela (Y), delta (Δ) ou zig-

zag, conforme mostra a Figura 7.

As ligações delta e estrela são as mais comuns.

A ligação zig-zag é tipicamente uma conexão

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res secundária. A sua característica principal é sempre

afetar igual e simultaneamente duas fases primárias,

pois os seus enrolamentos são montados em pernas

distintas seguindo uma ordem de permutação circular.

Naturalmente, este fato a torna mais adequada para ser

utilizada em presença de cargas desequilibradas.

Adotando-se o padrão de designar as ligações

primárias por meio de letras maiúsculas e secundárias

por letras minúsculas, tem-se na Tabela 1 as conexões

dos enrolamentos. O princípio de funcionamento é

basicamente o mesmo do monofásico, tanto em vazio

como em carga.

Relação de transformação de transformadores

trifásicos

Como se sabe, a relação de transformação real é

definida como a relação entre as tensões primárias (U1)

e as secundárias (U2), ou seja:

No transformador trifásico a relação de

transformação tem a mesma definição, sendo as tensões

entre fases; porém, devido à conexão dos enrolamentos

(E1 e E2 são tensões induzidas entre os terminais dos

enrolamentos), ela não será, em todos os casos, igual à

relação de espiras. A Figura 8 mostra duas conexões de

transformadores trifásicos.

Entretanto, como os enrolamentos podem estar

conectados de diversas maneiras, nota-se que para

cada modo de ligação haverá uma diferença entre a

relação de transformação e a relação do número de

espiras. A Tabela 2 mostra os valores de K em função

de KN para cada ligação:

Corrente em vazio

Nos transformadores trifásicos, com a montagem

de núcleo mostrada, as correntes de magnetização

devem ser iguais entre si, nas fases laterais, e

ligeiramente superiores na fase da perna central.

Isto se deve ao fato de que as relutâncias das pernas

correspondentes as laterais são maiores. Dessa

forma, adota-se um valor médio para a corrente em

vazio, ou seja:

Circuito equivalente e parâmetros do

transformador

De uma forma geral, os sistemas de potência

são representados por apenas uma fase e um

neutro, considerando as restantes como simétricas,

evidentemente, consegue-se isto com a ligação Y. No

caso dos parâmetros percentuais, tal fato é irrelevante,

pois independem das conexões dos enrolamentos,

enquanto nos magnetizantes, ocorre exatamente o

contrário.

Assim no caso do primário em ligação delta,

utiliza-se transformá-la na estrela equivalente. Desta

forma, o transformador trifásico será representado

Sendo assim, as relações de transformação K e KN

para cada caso seriam:

Na Figura 8a:

Sendo (13) e estando o transformador em vazio, tem-se:

Na Figura 8b:

Então:

Tabela 1 – Conexões dos enrolamenTos

D D D Y Y Y

d y z d y z

Primário

Secundário

Figura 8 – Conexões de transformador trifásico.

Tabela 2 – Valores de K em função de Kn para as diVersas ligações

DD DY Dz YY YD YzLigação

K

59Apoio

pelos parâmetros de uma fase, supondo as conexões

primárias em estrela e carga trifásica simétrica e

equilibrada.

Tipos de transformadores de potência São classificados como transformadores de

potência em dois grupos:

• Transformadores de potência ou de força, os

quais são utilizados, normalmente, em subestações

abaixadoras e elevadoras de tensão, empregados para

gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica. Podem

ser considerados como transformadores de força

aqueles com potência nominal superior a 500 KVA,

operando com tensão de até 765 KV;

• Transformadores de distribuição, cuja função é

de abaixar a tensão para a distribuição a centros de

consumo e clientes finais das empresas de distribuição.

São normalmente instalados em postes, plataformas

ou câmeras subterrâneas. Possuem potência típicas

de 30 kVA a 300 kVA. Em alta tensão apresenta de 15

kV ou 24,2 KV, e em baixa tensão de 380 V a 127 V.

Figura 9 – Transformadores de distribuição (monofásico e trifásico, respectivamente).

Figura 10 – (a) Transformador subterrâneo utilizado em câmaras abaixo do nível do solo. (b) Transformador enclausurado em que o óleo do transformador não tem contato com o exterior.

60 Apoio

A função do isolante em transformadores é garantir o

isolamento elétrico entre as partes energizadas e permitir

a refrigeração interna. Transformadores utilizam óleo

mineral derivado de petróleo, óleos sintéticos como

óleos de silicones e ascaréis, óleos isolantes de origem

vegetal, isoladamente a base de compostos resinosos a

seco ou isolado a gás SF6 (hexafluoreto de enxofre).

A partir da definição do isolante, um transformador

pode ser classificado como:

• Transformador em líquido isolante, cujas partes ativas são

imersas em óleo isolante mineral, vegetal ou sintético; ou

• Transformador a seco, geralmente isolados com resinas.

Critérios de classificação

Vários autores e trabalhos técnicos têm classificado

os transformadores de acordo com sua função no

sistema, com os enrolamentos, com o material do

núcleo, com a quantidade de fases, dentre outros

elementos. A seguir são apresentados alguns desses

critérios:

Figura 12 – (a) Transformador de força a óleo. (b) Transformador a seco.

Finalidade

• De corrente

• De potencial

• De distribuição

• De potência

Função no sistema

• Elevador

• Abaixador

• De interligação

Sobre os enrolamentos

• Dois ou mais enrolamentos

• Autotransformador

Material do núcleo

• Ferromagnético

• Núcleo a ar

Quantidade de fases

• Monofásico

• Polifásico

Normas técnicas As principais normas da ABNT sobre

transformadores de potência são as seguintes:

• ABNT NBR 5356-1 – Transformadores de potência

– Parte 1: Generalidades;


– Parte 2: Aquecimento;


– Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e

espaçamentos externos em ar;

• ABNT NBR 5356-4 – Transformadores de potência –

Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de

manobra para transformadores e reatores;

• ABNT NBR 5356-5 – Transformadores de potência –

Parte 5: Capacidade de resistir a curto circuitos;

• ABNT NBR 5416 – Aplicação de cargas em

Transformadores de potência – Procedimento;

• ABNT NBR 5440 – Transformadores para redes

aéreas de distribuição – Requisitos;

• ABNT NBR 5458 – Transformadores de potência –

Terminologia;

• ABNT NBR 7036 – Recebimento, instalação e

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Figura 11 – (a) Transformador autoprotegido incorpora componentes para proteção do sistema de distribuição contra sobrecargas e curto circuitos na rede. (b) Transformador de pedestal (pad-mounted), que, além dos componentes de proteções contra sobrecargas, curtos-circuitos e falhas internas, possui características particulares de operação, manutenção e segurança.

61Apoio

Tabela 3 - Tipos de Transformadores em relação ao Tipo de subesTação

TiPo de SubeSTação

AbrigADA em AlvenAriA

AbrigADA em cAbine metálicA

SubterrâneA eStAnque

SubterrâneA não eStAnque

Ao tempo no nível Do Solo

Ao tempo AcimA Do nível Do Solo

Para uSo inTerior

X

X

Para uSo exTerior

X

X

Força

X

X

X

X

diSTribuição

X

SubTerrâneo

X

SubmerSíveL

X

PedeSTaL

X

manutenção de transformadores de potência para

distribuição, imersos em líquidos isolantes;

• ABNT NBR 7037 – Recebimento, instalação e

manutenção de transformadores de potência em óleo

isolante mineral;

• ABNT NBR 8926 – Guia de aplicação de relés para

proteção de transformadores – Procedimento;

• ABNT NBR 9368 – Transformadores de potência de

tensões máximas até 145 kV – Características elétricas

e mecânicas;

• ABNT NBR 9369 – Transformadores subterrâneos –

Características elétricas e mecânicas – Padronização;

• ABNT NBR 10022 – Transformadores de potência

com tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV –

Características específicas – Padronização;


secos – Especificação;


de tensões máximas até 36,2 kV e potência de 225

kVA até 3750 kVA – Padronização;

• ABNT NBR 15349 – Óleo mineral isolante –

Determinação de 2-furfural e seus derivados;

• ABNT NBR 15422 – Óleo vegetal isolante para

equipamentos elétricos.

Tipos de transformadores em relação aos tipos de subestações

Conforme a seção 9 da ABNT NBR 14039

(subestações), os transformadores podem ser

instalados em subestações abrigadas (em alvenaria

ou cabinas metálicas), subterrâneas (em câmaras

estanques ou não à penetração de água) e ao tempo

(no nível do solo ou acima dele).

Neste sentido são definidos na ABNT NBR 5458 os

seguintes tipos de transformadores:

*Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro

eletricista e especialista em Manutenção de Sistemas

elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá

(eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco

|[email protected].

• Transformador para interior: aquele projetado para

ser abrigado permanentemente das intempéries;

• Transformador para exterior: aquele projetado para

suportar exposição permanente às intempéries;

• Transformador submersível: aquele capaz de

funcionar normalmente mesmo quando imerso em

água, em condições especificadas;

• Transformador subterrâneo: aquele construído para

ser instalado em câmara, abaixo do nível do solo;

A Tabela 3 indica os tipos de transformadores

que podem ser utilizados em função dos tipos de

subestações definidos na ABNT NBR 10439.

Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de

transformadores de potência. Curso de Especialização

em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.

• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em

líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.

• OLIVEIRA, J. C.; ABREU. J. P. G.; COGO, J. R.

Transformadores: teoria e ensaios. São Paulo: Edgard

Blucher, 1984

• GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS

BRASILEIRAS. São Paulo, Atitude Editorial, 2011.

Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br

Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected]

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res

No estabelecimento de um sistema de

manutenção para um determinado processo

produtivo ou um equipamento individual,

devem-se estabelecer métodos buscando

o desenvolvimento e a melhoria dos meios

de execução das atividades realizadas pelo

equipamento ou processo. Este texto discute

modelos de planejamento de um sistema

integrado de manutenção, apresentando as

atividades desenvolvidas pelas equipes de

manutenção e o conceito de manutenção.

Deve-se estabelecer uma ideia clara e

uniforme dos conceitos e dos princípios em

que se baseiam as atividades de manutenção

e buscar novas tecnologias, equipamentos e

ferramentas que facilitem essa atividade. Dessa

forma, o conceito de manutenção também

tem se aperfeiçoado, no passado era definida

como o reestabelecimento das condições

originais dos equipamentos/sistemas, hoje se

define como a garantia da disponibilidade

da função dos equipamentos/sistemas com

disponibilidade e confiabilidade, segurança

e preservação do meio ambiente, sempre ao

menor custo possível.


Capítulo II

Considerações sobre manutençãoAspectos relacionados à manutenção de equipamentos e de instalações

Conceito de manutenção A ABNT NBR 5462/94 define a manutenção

como “a combinação de ações técnicas

e administrativas, incluindo supervisão,

destinadas a manter ou recolocar um item em

um estado no qual possa desempenhar uma

função requerida”. Nestes termos, “manter”

significa “fazer tudo o que for preciso para

assegurar que um equipamento continue

a desempenhar as funções para as quais

foi projetado, num nível de desempenho

exigido”.

Assim, tem-se que a manutenção

pode ser encarada como um conjunto

de atividades onde se devem estabelecer

todas as ações necessárias para manter um

item em funcionamento, ou restabelecer

seu funcionamento, segundo a finalidade

para qual ele se destina, em condições

satisfatórias. Este conjunto de atividades se

caracteriza pela formação de um quadro de

mão de obra qualificada e da implementação

de um sistema, o qual integre todas as

áreas da empresa, em prol do aumento

da produtividade e diminuindo os custos

47Apoio

de produção. Tecnicamente, tem-se a utilização de

sistemas e equipamentos que facilitem a detecção de

problemas.

Portanto, uma definição mais atual poderia ser: um

conjunto de ações de gestão, técnicas e econômicas,

aplicadas ao bem, com o objetivo de mantê-lo,

aumentando seu ciclo de vida. Uma comparação entre

o conceito de manutenção convencional e o conceito

aplicado hoje é descrito por Kardec e Lafraia (2002),

em que “até pouco tempo, o conceito predominante era

de que a missão da manutenção era de restabelecer as

condições originais dos equipamentos/sistemas. Hoje,

a missão da manutenção é garantir a disponibilidade

da função dos equipamentos e instalações de modo

a atender a um processo de produção ou de serviço,

com confiabilidade, segurança, preservação do meio

ambiente e custo”.

A importância da manutenção Na indústria, o capital empregado em máquinas e

equipamentos é elevado e, portanto, é interessante

que essas máquinas e equipamentos ofereçam uma

produção satisfatória, tanto em termos de eficiência

quanto em termos de tempo em que estes estarão aptos

a operar.

A Associação Brasileira de Manutenção (Abraman)

destaca em pesquisa o crescimento, nos últimos

anos, da utilização de métodos de engenharia de

manutenção, como a Manutenção Centrada em

Confiabilidade (MCC) e seis sigmas. A engenharia da

manutenção é considerada um tipo de manutenção,

pois é a adoção de técnicas e ferramentas de gestão

que são aplicados no dia a dia da função. Uma gestão

estratégica da manutenção avança do nível mais baixo

de planejamento, ou seja, manutenção corretiva não

planejada, para o nível mais alto, a engenharia de

manutenção. A mesma pesquisa aponta que a relação

entre o custo da manutenção pelo faturamento bruto da

empresa fica em torno de 4% na série histórica de 1999

a 2011. Observa-se tendência de queda na proporção

custo total da manutenção/faturamento bruto. Essa é

uma tendência nas empresas brasileiras, à medida que

se emprega tipos de manutenção mais eficazes, embora

o alto custo inicial, a médio e longo prazo, reduz-se

48 Apoio

Manu

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ão de

tran

sfor

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res o comprometimento do faturamento bruto. Entretanto,

torna-se evidente a importância da manutenção no

orçamento empresarial.

Uma boa manutenção reduz perdas de produção

porque visa assegurar a continuidade da produção, sem

paradas, atrasos, perdas e assim entregar o produto em

tempo hábil. Em resumo, a manutenção é de grande

importância, porque:

• aumenta a confiabilidade, pois a boa manutenção

resulta em menos paradas de máquinas;

• melhora a qualidade, já que máquinas e equipamentos

mal ajustados têm mais probabilidade de causar erros

ou baixo desempenho e podem causar problemas de

qualidade;

• diminui os custos, devido ao fato de que, quando

bem cuidados, os equipamentos funcionam com maior

eficiência;

• aumenta a vida útil, mesmo com cuidados simples,

como limpeza e lubrificação, garantem a durabilidade

da máquina, reduzindo os pequenos problemas que

podem causar desgaste ou deterioração;

• melhora a segurança, pois máquinas e equipamentos

bem mantidos têm menos chance de se comportar de

forma não previsível ou não padronizada, evitando,

assim, possíveis riscos ao operário.

As atividades de manutenção A divisão clássica das atividades de manutenção

é aquela em que se tem a corretiva, a preventiva, a

preditiva e a sistemática. Diversos autores têm oferecido

classificações como:

• Manutenção corretiva

• Manutenção preventiva

• Manutenção preditiva

• Manutenção Produtiva Total (TPM)

A manutenção corretiva é a forma mais primária

de manutenção é a realizada após a ocorrência de um

defeito qualquer, o qual, em geral, torna indisponível o

equipamento. Naturalmente, isto implica desligamentos

fora de previsão, em momentos pouco adequados,

levando, por vezes, a prejuízos consideráveis.

A manutenção preventiva é o conjunto de atividades

desenvolvidas visando à solução para ocorrência de

condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem, evitar que se

tomem cumulativas. Resultam em reduzir a necessidade

de se adotarem ações corretivas.

A manutenção sistemática é aquela que se caracteriza

pela substituição de componentes dos equipamentos

ou de todo ele. Entretanto, com o desenvolvimento

da Manutenção Produtiva Total (TPM) inicia-se o

planejamento de um sistema de manutenção integrado

com todo o processo produtivo, onde a manutenção não

mais figura como uma atividade secundária, e sim como

um sistema onde ocorra uma melhoria na aplicação dos

diversos métodos de manutenção, buscando aperfeiçoar

os fatores técnicos e econômicos da produção.

Na realidade, a nomenclatura não é o mais importante,

embora gere confusões, mas, sim, o conceito. Isso

permite a escolha do tipo mais conveniente para um

determinado equipamento, instalação ou sistema. Uma

classificação proposta bastante adequada e difundida

em relação aos tipos de manutenção é:

• Manutenção corretiva não planejada

• Manutenção corretiva planejada

• Manutenção preventiva

• Manutenção preditiva

• Manutenção detectiva

• Engenharia de manutenção

Manutenção corretiva A manutenção corretiva é a forma mais primária de

manutenção. Na realidade, é a reparação de instalações

e equipamentos, geralmente de emergência, sendo,

normalmente, realizada após a ocorrência de um problema

qualquer, o qual os torna indisponíveis. De acordo com a

ABNT NBR 5462/94, ela é “a manutenção efetuada após a

ocorrência de uma pane, destinada a colocar um item em

condições de executar uma função requerida”.

De qualquer forma, o objetivo é a atuação para

correção da falha ou do desempenho menor que

o esperado. Portanto, podemos então definir como

manutenção corretiva não planejada a correção da

falha de maneira aleatória, ou seja, é a correção da

falha ou defeito após a ocorrência do fato. Esse tipo de

manutenção implica em altos custos, pois causa perdas

de produção; a extensão dos danos aos equipamentos

é maior. Naturalmente, isto implica desligamentos fora

de previsão, em momentos pouco adequados, uma

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sfor

mado

res extensão maior dos danos aos equipamentos e levando,

por vezes, a prejuízos consideráveis.

A evolução desse processo é a manutenção corretiva

planejada. Consiste na atividade de manutenção em

função de um acompanhamento preditivo, detectivo,

ou até pela decisão gerencial de se operar até a

falha. Consequentemente, esse tipo de manutenção é

planejado e, deste modo, acarreta menor custo, mais

segurança e maior rapidez na atuação.

A organização, planejamento e controle são fatores

que proporcionam a confiabilidade no investimento

de manutenção, ou seja, são pontos vitais para a

sobrevivência da manutenção e seus resultados.

Manutenção preventiva A manutenção preventiva é todo serviço de

manutenção realizado em máquinas que não estejam

em falha, estando com isso em condições operacionais

ou em estado de defeito. Ainda define-se como a

manutenção efetuada em intervalos predeterminados

ou de acordo com critérios prescritos, destinada a

reduzir a probabilidade de falha ou a degradação

de um funcionamento de um equipamento. A

ABNT NBR 5462/94, por sua vez, define como a

manutenção efetuada em intervalos pré-determinados,

ou de acordo com critérios prescritos, destinada a

reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do

funcionamento de um item.

Um plano de manutenção preventiva é um

conjunto de ações executadas em intervalos fixos

ou segundo critérios preestabelecidos. Tem como

meta principal a redução ou eliminação de falhas ou

defeitos nos equipamentos ou sistemas, além de evitar

que se tornem cumulativas, resultando em redução

da necessidade de se adotarem ações corretivas, com

finalidade de evitar quebras e paradas desnecessárias

no processo, tornando-o mais confiável e capaz, com

maior produtividade e qualidade. Fundamentalmente,

a manutenção preventiva deve agir com antecedência

para acabar ou diminuir as causas potenciais de falhas

nos equipamentos.

Para tal, deve conter um conjunto de medições

tecnicamente adequadas, as quais devem ser

selecionadas entre uma grande variedade de alternativas;

além disto, é necessário que se associe confiabilidade e

custo com um programa de atividades compatíveis.

Naturalmente, as medidas preventivas são

endereçadas para as causas mais comuns de faltas

dos equipamentos de certa instalação. Nasce então a

necessidade das equipes de manutenção estar dotadas

de sistemas de teste capazes de simular as causas mais

comuns de faltas e propiciar uma pesquisa sólida de

defeitos, no menor tempo possível.

Quando a manutenção preventiva baseia-se em

intervalos de tempo, é conhecida como Manutenção

Baseada no Tempo (Time Based Maintenance – TBM).

Atente-se para o fato de que definir os intervalos

entre intervenções em cada equipamento é um dos

aspectos mais problemáticos para uma boa preventiva.

Como há dúvida sobre os tempos mais adequados, há a

tendência de se agir com conservadorismo e, assim, tais

intervalos, normalmente, são menores que o necessário,

implicando em paradas e troca de peças desnecessárias.

A seguir é transcrito o resultado de pesquisa

realizada pelo Cigré Brasil com a colaboração de

12 empresas de transmissão, geração e distribuição

entre os meses de agosto e setembro de 2012, sobre

práticas de manutenção baseada no tempo. Os

resultados das práticas de manutenção realizadas

nestas empresas validaram o apresentado na pesquisa

realizada pelo Cigré internacional. Dos resultados

apresentados nesta pesquisa pode-se destacar que

as práticas de manutenção variam significativamente

entre os usuários do transformador. Os fatores

possíveis que podem influenciar nas práticas de

manutenção são:

• Características e especificações do transformador;

• A qualidade dos componentes instalados no

transformador;

• A função exigida do transformador (carga, operação

do CDC);

• O ambiente em que o transformador está instalado

(temperatura, umidade);

• O índice histórico de falhas do transformador e tipos

de falha;

• O nível de redundância do transformador e as

consequências de sua indisponibilidade;

• A modalidade de falha e os seus efeitos na segurança

da subestação;

• A cultura e o foco de companhia baseados na

manutenção;

51Apoio

• A disponibilidade e os custos de trabalho;

• O grau de implementação de tecnologias modernas;

• A presença de um programa de otimização da manutenção.

A Tabela 1 resume as práticas de manutenção típicas

que foram relatadas na pesquisa. Caberá a cada usuário

determinar que nível de manutenção seja apropriado

dependendo da situação. Pode-se igualmente notar que

o nível de manutenção pode ser diferente para cada

ação realizada no mesmo grupo de transformadores,

dependendo de cada situação particular.

A designação do intervalo de manutenção como

leve, regular e intensivo refere-se à intensidade da

realização das atividades de manutenção posto

que muitos fatores influenciam na política de

manutenção. Portanto, a Tabela 2 descreve os três

diferente níveis.

Tabela 1 – Pesquisa do Cigré inTernaCional: resulTados enTre manuTenções adoTadas (Cigré brasil, gT a2.05, 2013)

Intervalo de manutenção

ação

Inspeção visual

Inspeção visual detalhada

Análise dos gases dissolvidos

Teste físico-químico do óleo

Limpeza do sistema de resfriamento

Verificação de acessórios

Ensaios elétricos básicos

Ensaios de isolamento (Fator de potência)

Inspeção interna do CDC

ComentárIo

Em operação

Em operação

A periodicidade pode variar com a instalação de sistema de monitoramento

O desligamento do equipamento poderá ser necessário

Com desligamento do equipamento



Considerar recomendações do fabricante, número de operações e

tecnologia empregada

regular

6 meses

1 ano

2 anos

6 anos

Condicional

12 anos ou condicional

Condicional

Condicional

12 anos

leve

1 mês

3 meses

1 ano

2 anos

Condicional

6 – 8 anos

Condicional

6 – 8 anos

6 – 8 anos

IntensIvo

1 ano

1 semana

3 meses

1 ano

Qualquer intervalo

1 – 2 anos

Qualquer intervalo

2 – 4 anos

4 anos

52 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res Tabela 2 – inTervalos de manuTenções versus CaraCTerísTiCas

(Cigré brasil, gT a2.05, 2013)

Intervalos de

manutenção

Leve

Intensivo

Regular

CaraCterístICas

• Transformadores equipados com componentes que são conhecidos

por serem muito confiáveis;

• Baixa carga e baixo número de operações de comutadores de tap;

• O transformador não opera em um ambiente agressivo;

• Tecnologias avançadas do transformador exigem menos manutenção;

• Baixas consequências em caso de falha;

• Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente;

• Carga elevada, número elevado de operações do comutador sob

carga;

• Transformador que operam em ambiente agressivo;

• Graves consequências em caso de falha inesperada;

• Qualquer situação que esteja entre os níveis anteriores.

Manutenção preditiva A manutenção preditiva é composta pelas tarefas de

manutenção preventiva que visam acompanhar a máquina

ou as peças, por monitoramento, por medições ou por

controle estatístico e tentar predizer a proximidade da

ocorrência da falha. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez,

define como “aquela que permite garantir uma qualidade

de serviço desejada, com base na aplicação sistemática de

técnicas de análise, utilizando-se de meios de supervisão

centralizados ou de amostragem para reduzir a um mínimo

as manutenções corretivas e preventivas”.

A manutenção preditiva é o conceito moderno

de manutenção, na qual emprega-se um conjunto

de atividades de acompanhamento de determinados

elementos, das variáveis ou parâmetros que indicam o

desempenho dos equipamentos, de modo sistemático,

visando definir a necessidade ou não de intervenção.

Este tipo de manutenção baseia-se na possibilidade de

predição da ocorrência de uma falha ou defeito, por meio

de vários métodos que envolvem desde equipamentos

modernos de medição e análise até a pura observação do

comportamento do equipamento. A manutenção preditiva

visa substituir, se possível, a manutenção preventiva, assim

como, reduzir ao máximo as intervenções corretivas. No

entanto, se os seus resultados indicarem a necessidade,

ocorrerá a Manutenção Baseada na Condição (Condition

Based Maintenance – CBM).

Algumas empresas adotam uma classificação em que

a preventiva engloba a Manutenção Baseada no Tempo

e a Manutenção Baseada na Condição. Isso significa, na

realidade, que a manutenção preditiva pode ser encarada

como uma subárea da manutenção preventiva. No

entanto, apresenta algumas características específicas:

• Não é necessário que haja o desligamento do

equipamento para a sua aplicação;

• Não há o dano do equipamento, como no caso da corretiva;

• Não se baseia em informações sobre a durabilidade

de certo componente.

A manutenção preditiva permite maior tempo de

operação dos equipamentos e o planejamento das

intervenções de manutenção com base em dados e

não em suposições, promovendo o mínimo de paradas.

Entretanto, esse processo necessita de acompanhamentos,

monitoramentos e inspeções periódicas, por meio de

instrumentação específica, além de procedimentos

adequados para obtenção de dados. Outro ponto é

a necessidade de profissionais especializados para

execução das atividades. Esse cenário causa aumento

significativo de custos.

Manutenção detectiva A manutenção detectiva efetua um processo de

monitoramento dos dados do sistema por meio de

informações dos sistemas de medida, proteção e comando,

buscando detectar falhas, defeitos ocultos ou não

perceptíveis para o pessoal de operação e manutenção. À

medida que ocorre o aumento da utilização de dispositivos

eletrônicos inteligentes nos sistemas de proteção, controle

e automação nas instalações, maior será a capacidade

de atuação da manutenção detectiva para garantir a

confiabilidade e a manutenção da instalação.

Uma grande vantagem da manutenção detectiva

é a verificação do sistema sem parada de operação,

possibilitando uma correção da não conformidade

encontrada com o sistema em operação. Sua desvantagem

consiste na necessidade do uso de modernos sistemas de

controle e automação e a excelência dos profissionais

com treinamento e com habilitação para execução do

trabalho. Esse tipo de manutenção é novo e, por isso

mesmo, muito pouco mencionado no Brasil.

Engenharia de manutenção Conforme já descrito anteriormente, a Engenharia de

54 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res Manutenção é definida como o conjunto de atividades

que permite o aumento de confiabilidade e garantia de

disponibilidade. Basicamente é adotar procedimentos

para diminuir as atividades corretivas, eliminando

problemas crônicos, melhorando os padrões e processos,

além de desenvolver a “manutenibilidade”, ou seja,

dotar a instalação de características como facilidade,

precisão, segurança e economia na execução de ações

de manutenção.

A engenharia de manutenção procura obter soluções

definitivas para eliminar ou diminuir o máximo possível

a ocorrência de defeitos ou falhas no sistema ou

equipamento. Dado um evento, estudam-se as possíveis

causas e realizam-se ações que resultem em uma

modificação do componente e eliminação do mesmo. A

engenharia de manutenção utiliza os dados obtidos nas

demais atividades de manutenção para implementação

das melhorias.

Outras atividades relacionadas ao sistema de manutenção

Outras atividades que se relacionam com o conceito

de manutenção, porém não estão inclusas nas definições

clássicas, são o comissionamento, a inspeção e a

recepção de equipamentos.

A recepção é o conjunto de atividades desenvolvidas

para a colocação de uma instalação ou equipamento

em operação. Tais atividades caracterizam-se pelo

acompanhamento e execução dos serviços e encargos

referentes às diversas fases por que passa uma instalação,

desde a fase de planejamento até a fase de entrada em

operação comercial.

O comissionamento é uma etapa das atividades de

recepção, que consiste em fazer verificações e executar

ensaios que demonstrem estarem todos os equipamentos e

instalações de acordo com o projeto e funcionamento dentro

das garantias contratuais e especificações, antes da entrada

em operação comercial. Por outro lado, observe-se que,

normalmente, os equipamentos comprados são ensaiados na

fábrica e, dependendo do seu grau de importância e custo, é

necessário que o comprador verifique se o fabricante atende

as normas e dispositivos contratuais. Assim é necessário

inspecionar a execução de tais atividades.

Nesse sentido, é possível levantar a questão sobre o

fato de que se o equipamento já foi ensaiado na fábrica,

por que testá-los antes da entrada em operação?

Os motivos são variados, ou seja, os testes permitem:

• Verificar se o equipamento não foi danificado no transporte;

• Verificar se o equipamento, quando armazenado à

espera de montagem, não sofreu qualquer avaria (corrosão,

umidade, danos, etc.);

• Verificar aspectos corretos de montagem e alguns testes

do fabricante.

Tem-se ainda que os objetivos principais do

comissionamento são:

• Fazer verificações e executar os ensaios que demonstrem

estar sendo ligados ao sistema, para operação comercial,

equipamentos e instalações em condições de manter

o nível de confiabilidade, continuidade e segurança

exigidos de acordo com o projeto e funcionamento dentro

das especificações e garantias contratuais;

• Levantar características, aferir e ajustar todos os

componentes dos diversos circuitos de controle, proteção,

medição, supervisão, etc.;

• Registrar valores iniciais dos parâmetros determinantes

de cada equipamento, indispensáveis ao estabelecimento

de um sistema confiável de manutenção e controle;

• Verificar a fidelidade dos desenhos finais e fornecer

subsídios para elaboração dos desenhos “como construído”

(As built);

• Garantir a segurança do pessoal e dos equipamentos;

• Estabelecer os limites operativos confiáveis para os

diversos equipamentos;

• Completar o treinamento específico da equipe técnica

responsável pela operação e manutenção da instalação;

• Garantir a segurança da energização inicial;

• Assegurar o fornecimento das peças reservas, acessórios

e ferramentas especiais previstas em contrato;

• Orientar os órgãos das áreas financeiras quanto aos itens

a serem capitalizados/patrimoniados;

• Transferir para os órgãos responsáveis a responsabilidade

pela guarda, operação e manutenção da instalação.

Ciclo de operação e manutenção de transformadores

Caso seja detectada alguma não conformidade no

transformador, técnicas adequadas são utilizadas para

determinar sua extensão ou gravidade. Os resultados

serão utilizados para subsidiar a decisão de intervenção,

55Apoio

*Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro

eletricista e especialista em manutenção de sistemas


(eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |

[email protected].

Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br

Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected]

manutenção corretiva ou retorno à operação. A Figura

1 mostra um fluxograma com o ciclo de operação e

manutenção de transformadores.

Referências• PAULINO M. E. C. Considerações sobre modelos de sistema

integrado de manutenção e testes automatizados de proteção

Elétrica. Congresso Brasileiro de Manutenção – ABRAMAN, 2005.

• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de

transformadores de potência. Curso de Especialização em

Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.

• FERREIRA, A. B. H. Novo Aurélio – O Dicionário da Língua

Portuguesa – Século XXI. São Paulo: Ed. Nova Fronteira, 2001.

• ABNT NBR 5462. Confiabilidade – terminologia. Associação

Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), 1994.

• KARDEC, Alan; LAFRAIA, João. Gestão estratégica e confiabilidade.

Rio de Janeiro: Qualitymark, ABRAMAN. 80 f., 2002.

• ABRAMAN, Associação Brasileira de Manutenção. A situação da

manutenção no Brasil – documento nacional 2011, 26º Congresso

Figura 1 – Ciclo de operação e de manutenção do equipamento, desde o seu comissionamento até o fim de sua vida útil (Cigré Brasil, GT A2.05, 2013).

Brasileiro de Manutenção, Curitiba, 2011.

• NEPOMUCENO, L. X. Técnicas de manutenção preditiva. São

Paulo: Edgard Bluche,

v. 1, 501 f., 1989.

• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência.

CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.

• WG A2.34. Guide for transformer maintenance. CIGRE

Internacional, Working Group A2.34, 2011.

• BATITUCCI, M. D. Comissionamento a primeira atividade de

manutenção. Manutenção,

n. 28, jan./fev. 91, p. 31-38.

54 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

As principais avarias em transformadores

dizem respeito a deficiências dos enrolamentos

sejam por má compactação das bobinas,

por assimetrias existentes entre primário e

secundário ou deformação das bobinas causada

por curto-circuito. São significativas também as

solicitações térmicas e dielétricas, provocando

a alteração das características elétricas e físico-

químicas dos seus materiais isolantes. Isto

implica “envelhecimento” de parte ou de toda

a isolação. Os estágios avançados do processo

produzem sedimentos oriundos da oxidação,

que, em última análise, podem comprometer a

operação do transformador.

A ocorrência de falhas no funcionamento de

um transformador não pode ser eliminada, mas

sim reduzida a um número e a uma intensidade

que não causem danos ao sistema elétrico, por

meio de equipamentos e métodos utilizados

para seu controle.

O bom funcionamento de um transformador

depende de uma série de fatores, os quais

podem ser resumidos na maneira pela

qual é feita a sua manutenção e proteção,

assim como também na qualidade dos seus


Capítulo III

Anormalidades em transformadores de potência

componentes. Vale ressaltar que as instalações

e os transformadores em operação têm

envelhecido de uma forma geral, tornando-os

suscetíveis a falhas. A seguir são apresentados

alguns dados.

Figura 1 – Transformadores de 110/220 KV na Alemanha.

Figura 2 – Faixa etária de transformadores no Brasil.

55Apoio

Estatística de ocorrência Para a definição da estratégia de manutenção a ser

adotada é adequada a obtenção de informações referentes

ao estado dos equipamentos da instalação, separados em

classificações que permita a análise dos defeitos e respectivas

ocorrências. A seguir serão apresentados diversos estudos

que mostram, além dos tipos de falhas, a classificação de

ocorrências. Tais estudos são aqui apresentados apenas como

exemplos do estabelecimento do processo de definição das

anormalidades em transformadores. Informações adicionais

devem ser buscadas na referência bibliográfica.

Os trabalhos de diagnóstico foram desenvolvidos

a partir da coleta e da análise de dados acerca dos

registros operacionais dos equipamentos, condições

circunstanciais das ocorrências, análises de materiais em

laboratórios especializados e inspeções realizadas em

campo e em fábrica durante o processo de desmontagem

de cada um deles. Os resultados aqui obtidos visam

contribuir com o aprimoramento de técnicas para

diagnóstico e caracterização de falhas de equipamentos,

classificando a suscetibilidade de transformadores de

diferentes tipos de aplicação e suas falhas.

Estatística de defeito – Estudo de caso 1 Neste trabalho são relacionados e descritos os

principais modos de falha normalmente verificados em

transformadores, associados ao levantamento estatístico que

compõe um banco de dados elaborado a partir de perícias

realizadas entre os anos de 2000 e 2008 para companhias

seguradoras. É apresentada (por BECHARA) e desenvolvida

uma análise de falhas verificadas em cerca de uma centena

de transformadores com diferentes tipos de aplicação,

classes de tensão e níveis de potência. O objetivo do estudo

é contribuir com um melhor entendimento de causas de

falhas e os tipos de transformadores mais suscetíveis a cada

uma delas. Um extrato desse trabalho é agora apresentado.

Os transformadores inspecionados são utilizados

por concessionárias de energia elétrica do sistema

elétrico brasileiro, tendo sido fabricados por empresas

nacionais e estrangeiras. A Tabela 1 mostra o conjunto

de equipamentos analisados. Os critérios de arranjo dos

dados da Tabela 1 teve por base a análise dos dados de

manutenção e resultado de ensaios conforme o roteiro

de investigação de cada caso. A Tabela 2 classifica os

principais tipos de falhas nos transformadores.

56 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res Tabela 1 – ConjunTo de Transformadores de poTênCia analisados

Tipo

Elevador

Transmissão

Subtransmissão

Número de unidades

23

22

47

92

Classe de tensão (kV)

69, 138, 230, 345, 440, 550

230, 345, 440, 550, 765

69, 88, 138

Potência (MVA)

Até 418,5

Até 550

Até 60

ToTAl

Tabela 2 – levanTamenTo esTaTísTiCo de falhas em Transformadores de poTênCia

FAlhA

Tipos

Elevadores

Transmissão

Subtransmissão

ToTAl

Defeito de

fabricação

2

4

1

7

Comutador

0

3

8

11

Manobra

VFT

6

0

4

10

Buchas

4

4

1

9

Descarga

Atmosférica

1

0

1

2

Manutenção

inexistente

inadequada

0

0

3

3

Curto

circuito

externo

0

6

16

22

Enxofre

corrosivo

2

0

0

2

Envelhe-

cimento

4

0

7

11

Componentes Sobretensões transitórias Defeito

após reparo

1

2

2

5

Não

apurado

2

3

4

9

Com o objetivo de obter parâmetros de referência de

falhas para os transformadores analisados, a Figura 3 mostra

os modos de falha mais significativos pela quantidade para

cada tipo de transformador. Vale ressaltar que do conjunto

de dados em estudo, 50% dos transformadores pertencem

ao sistema de substransmissão. Portanto, a incidência das

falhas nesse sistema terá um peso maior na análise de

todo o conjunto, como a percentagem de curtos-circuitos

externos, conforme mostrado na Figura 4.

Figura 4 – Porcentagem de falhas em transformadores.

Figura 3 – Tipos e quantidade de falhas identificadas nos transformadores.

A análise do item mais suscetível a falhas é mostrada

na Figura 5. Nela pode-se notar que as bobinas são a

maior fonte de problemas no transformador, com 70%

das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e

buchas (10,9%).

Estatística de defeito – Estudo de caso 2 O trabalho desenvolvido por Souza teve o objetivo

de estudar as falhas e os defeitos ocorridos em

transformadores de potência de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV

e 230 kV do sistema elétrico da Companhia Energética

de Goiás (Celg), referente ao período de 28 anos (1979

a 2007). O desenvolvimento da pesquisa baseou-se na

identificação das partes dos transformadores que foram

analisadas e divididas em blocos, na caracterização e

na análise dos pontos de falhas e de defeitos detectados

nestes equipamentos relativos às interrupções. A seguir

são apresentados alguns resultados obtidos.

Souza apresenta neste estudo o registro de 549

interrupções de serviço, no período de dezembro de

1979 a maio de 2007, ocorridas em 255 transformadores

e autotransformadores (trifásicos ou bancos trifásicos),

Figura 5 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.

58 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

ou seja, muitos dos equipamentos sofreram mais de uma

ocorrência.

A seguir são analisados os dados de interrupções de

serviço, não considerando o sistema de proteção, no

período de 09/12/1979 a 25/05/2007, ou seja, proteções

não inerentes ao equipamento (relé de distância, relé

de religamento em circuito de CA, relé de frequência,

relé de sobretensão, relé de sobrecorrente) e proteções

inerentes dos equipamentos (relé de temperatura do óleo,

relé de pressão, relé Bucchholz/gás, relé diferencial, relé

de bloqueio, válvula de alívio, nível de óleo, termômetro

do óleo e termômetro do enrolamento).

A Figura 6 mostra o número absoluto de

transformadores e autotransformadores por ano e por

classe de tensão, pertencentes às classes de tensão de

34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV, na qual se observa que

houve um crescimento do número de equipamentos no

decorrer dos anos.

A Figura 7 apresenta o percentual de interrupções

em transformadores e autotransformadores versus

componentes. A figura evidencia que os componentes

mais atingidos foram os enrolamentos (34%), as buchas

(14%) e os comutadores (20%), sendo 10% para o OLTC

Tabela 3 – QuanTidade de eQuipamenTos por faixa TrifásiCa nominal e por Tensão nominal

Tensão nominal

34,5 kV

69 kV

138 kV

230 kV

Total

MENor

0,15

1

7

36

MAior

12

20

62,5

150

Número total de equipamentos

(trifásicos ou bancos)

106

79

53

17

255

Potência trifásica

Figura 6 – Número de transformadores e autotransformadores por ano e por classe de tensão.

Figura 7 – Interrupções em transformadores e autotransformadores versus componentes.

(comutadores com carga) e 10% para comutadores sem

tensão.

Assim, as interrupções associadas a estes três

componentes representam, juntas, 68% do total, e o item

componente não identificado (11%) refere-se àqueles

equipamentos dos quais não se obtiveram registros

confiáveis e/ou exatos das ocorrências.

59

Figura 8 – Incidência de problemas em transformadores (em %).

Estatística de defeito – Estudo de caso 3 A título de ilustração, a Figura 8 apresenta um

levantamento estatístico, realizado por um grande

usuário, da incidência de problemas nas diversas partes

do transformador.

Análise de anormalidades Analisa-se, a seguir, algumas das anormalidades

de ocorrência mais comuns, seus efeitos e suas

causas básicas. Via de regra, as seguintes condições

são responsáveis pelos problemas a seguir:

• Sobretemperatura: sobretemperaturas podem

ser causadas por sobrecorrentes, sobretensões,

resfriamento insuficiente, nível reduzido do

óleo, depósito de sedimentos no transformador,

temperatura ambiente elevada, ou curto-circuito

entre enrolamentos. Em transformadores a seco,

esta condição pode ser devido a dutos de ventilação

entupidos.

• Falha em contatos internos: o transformador

possui diversas conexões internas interligadas por

elementos fixos, como conectores e parafusos, além

de dispositivos móveis. A falha nesses componentes

resulta na deficiência do contato e aumento da

densidade de corrente nas partes condutoras, com

consequente sobreaquecimento. Causados por

montagem incorreta, baixa qualidade dos materiais

ou solicitações mecânicas devido a eventos de alta

corrente no transformador, essa ocorrência tende a

evoluir de um defeito para uma falha.

• Falha de isolamento: este defeito se constitui

em uma falha do isolamento dos enrolamentos

do transformador; pode envolver faltas fase-terra,

fase-fase, trifásicas com ou sem contato para a

60 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res terra ou curto-circuito entre espiras. A causa destas

falhas de isolamento podem ser curtos-circuitos,

descargas atmosféricas, condições de sobrecarga ou

sobrecorrentes, óleo isolante contendo umidade ou

contaminantes.

• Tensão secundária incorreta: esta condição pode

ser oriunda de relação de transformação imprópria,

tensão primária anormal e/ou curto-circuito entre

espiras no transformador.

• Descargas internas: descargas internas podem vir a

ser causadas por baixo nível de óleo que resultem na

exposição de partes energizadas, perda de conexões,

pequenas falhas no dielétrico. Usualmente, descargas

internas acabam por se tornar audíveis e causam

radiointerferência.

• Falhas do núcleo: esta condição pode ser devido a

problemas com parafusos de fixação, abraçadeiras e

outros.

• Alta corrente de excitação: usualmente, altas

correntes de excitação são devido a núcleo “curto-

circuitado” ou junções do núcleo abertas.

• Falha da bucha: as falhas de buchas podem ser

causadas por descargas devido à acumulação de

contaminantes sólidos e a descargas atmosféricas

A ocorrência em buchas costuma causar sérios

prejuízos com explosões e incêndios, resultando na

contaminação dos enrolamentos e danos generalizados

em todo transformador. No caso de explosões,

pedaços de porcelana podem ser lançados com risco

de acidentes pessoais e danos dos equipamentos

adjacentes. Essa ocorrência está diretamente associada

à perda das propriedades dielétricas do isolamento

da bucha, com envelhecimento ou contaminação

do isolamento óleo e papel (buchas OIP) ou do

isolamento óleo e resina (RIP), além de degradação

do corpo de porcelana com trincas e rachaduras.

• Baixa rigidez dielétrica: esta condição pode ser

causada por condensação e penetração de umidade,

devido à ventilação imprópria em transformadores

a seco, nas serpentinas de resfriamento, nos

resfriados a água, ou diafragmas de alívio de pressão

danificados ou, ainda, fugas ao redor dos acessórios

do transformador nos demais tipos.

• Descoloração do óleo isolante: a descoloração

do óleo isolante deve-se, principalmente, à

sua carbonização devido a chaveamentos nos

comutadores sob carga (LTC – Load Tap Changers),

falha do núcleo ou contaminação.

• Perda de óleo isolante: a perda de óleo isolante

em um transformador pode ocorrer pelos parafusos

de junções, gaxetas, soldas, dispositivos de alivio

de sobrepressão e outros. As principais causas são:

montagem inadequada de partes mecânicas, filtros

impróprios, junções inadequadas, acabamento de

superfícies incompatíveis com o grau necessário,

pressão inadequada nas gaxetas, defeitos no material

utilizado e falta de rigidez das partes mecânicas.

• Problemas com equipamentos de manobra: muitos

transformadores são equipados com LTCs (Load Taps

Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais

transformadores podem apresentar problemas extras

associados a estes dispositivos como, por exemplo,

os oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixos

e móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudança

de taps, condensação de umidade no óleo destes

mecanismos entre outros. O desgaste excessivo

dos contatos pode ser atribuído à perda de pressão

das molas (molas fracas) ou a um tempo de espera

insuficiente durante o percurso. Problemas devido

ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de

taps são, usualmente, devido a ajustes incorretos

dos controladores de contatos. A condensação de

umidade e carbonização deve-se a operação excessiva

ou ausência de filtragem. Outros problemas, como

queima de fusíveis ou parada do sistema motor, são

devidos a curtos-circuitos nos circuitos de controle,

travamento de origem mecânica, ou condições de

subtensão no circuito de controle.

Em função do exposto verifica-se que uma série de

itens e procedimentos deve ser observada ao longo

do histórico de operação de um transformador sob

pena de comprometer seu funcionamento correto.

Deste modo, as rotinas de inspeção objetivando a

manutenção preventiva aplicáveis devem possuir um

forte vínculo com os problemas de pequena monta e

defeitos que eventualmente ocorram ao longo da vida

útil do equipamento.

referências

• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção

61

* Marcelo eduardo de carvalho

Paulino é engenheiro eletricista

e especialista em manutenção de

sistemas elétricos pela escola

Federal de engenharia de itajubá

(eFei). atualmente, é gerente

técnico da adimarco |mecpaulino@

yahoo.com.br.

Continua na próxima ediçãoConfira todos os artigos deste fascículo em

www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser

encaminhados para o e-mail [email protected]

de Transformadores de Potência.

Curso de Especialização em

Manutenção de Sistemas Elétricos

– UNIFEI, 2012.

• WECK, K. H. Instandhaltung

von Mittelspannungsnetzen,

Haefely Symposium, Stuttgart

2000.

• SALUM, B. P. Reparar ou

Adquirir um Transformador Novo,

CIGRE A2 – WORKSPOT, Belém,

2008.

• BECHARA, R. Análise de Falhas

em Transformadores de Potência.

Dissertação de Mestrado, Escola

Politécnica da Universidade de

São Paulo, São Paulo, 2010.

• SOUZA, D. C. P. Falhas

e Defeitos Ocorridos em

Transformadores de Potência

do Sistema Elétrico da Celg, nos

Últimos 28 Anos: Um Estudo de

Caso. Dissertação de Mestrado,

Escola de Engenharia Elétrica e

de Computação da Universidade

Federal de Goiás/UFG, Goiânia,

2008.

• SANTOS, F. G. P. S.

Transformadores de Potência

– Inspeção e Manutenção,

Companhia Siderúrgica Nacional,

CSN, Volta Redonda, RJ.

58 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

Este capítulo apresenta os procedimentos

de teste de resistência ôhmica e avaliação do

OLTC (comutador sob carga) realizados com

instrumentos convencionais e os procedimentos

de teste utilizando o sistema de teste CPC100.

Mostra o método da queda de tensão e o

procedimento de teste avaliando o desempenho

da comutação do OLTC.

Resistência ôhmica dos enrolamentos

Os procedimentos para a determinação

de resistências ôhmicas estão entre os mais

usuais. Consistem geralmente na determinação

da resistência elétrica utilizando corrente

contínua a uma determinada temperatura. O

testador deverá avaliar o valor da resistência a

ser medida para determinar qual método e/ou

equipamentos serão utilizados.

O princípio utilizado por esses métodos

consiste na medição da tensão entre os terminais

do objeto sob teste e ao mesmo tempo a medida

da corrente que passa pelo objeto. Efetua-se


Capítulo IV

Ensaio de resistência ôhmica de enrolamentos e avaliação do comutador sob cargaTipos de falhas e defeitos em transformadores de potência

assim o cálculo da resistência ôhmica por

meio da lei de Ohm. Após a realização dos

testes, além da correção da medida realizada

para a temperatura de referência, o testador

deve comparar os valores obtidos no teste

com o histórico do objeto sob teste e os

resultados de testes anteriores ou mesmos

dados de fábrica. Essa comparação irá balizar

a análise final do teste. Apresentaremos o

método da queda de tensão, consagrado

pelo uso e sugerido por diversas normas

internacionais. Entretanto, outros métodos

poderão ser utilizados, dependendo dos

equipamentos de medida disponíveis para

o testador, como método da ponte (Kelvin e

Wheatstone) ou uso de equipamentos que

promovem a automatização do processo de

medida.

Método da queda de tensão O método da queda de tensão, também

chamado de método do voltímetro e

amperímetro, consiste na medida da

59Apoio

resistência R percorrida pela corrente I e da tensão sobre

a resistência sob ensaio V. Respectivamente, a corrente

I e a tensão V são medidas com um amperímetro e um

voltímetro.

Esquemas de montagem

Existem duas conexões a serem usadas por este

método, mostradas nas Figuras 1 e 2:

Sendo Ra a resistência interna do amperímetro e Rv a

resistência do voltímetro, temos as seguintes aplicações:

• A montagem à montante, Figura 1, deve ser usada para

medir resistências R>>Ra;

• A montagem à jusante, Figura 2, deve ser usada para

medir resistências R<<Rv.

Procedimento de teste

Depois de realizada a conexão de teste, o testador

deve seguir o seguinte procedimento:

Figura 1 – Esquema de ligação no método da queda de tensão – montagem à montante.

Figura 2 – Esquema de ligação no método da queda de tensão – montagem à jusante.

60 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

Tabela 1 – avaliação de resisTência ôhmica de enrolamenTo

Diferença entre

valor do ensaio e

valor de referência

ΔR < 3%

3% < ΔR < 5%

ΔR > 5%

Avaliação

Resultado aprovado

Ensaio deve ser repetido e resultado investigado

Indicação de defeito ou falha

a) Com a fonte de corrente contínua, o testador aplica

uma tensão correspondente a uma corrente medida pelo

amperímetro menor que 15% do valor nominal do objeto

sob teste, isto é, a corrente que circula pela resistência

a ser medida não deve ser superior a 15% de seu valor

nominal;

b) O tempo de aplicação da corrente de teste não deve

ultrapassar 1 minuto;

c) As indicações dos instrumentos devem estar

estabilizadas para a realização das leituras desses

instrumentos;

d) As leituras dos valores medidos pelo voltímetro e pelo

amperímetro devem ser realizadas simultaneamente;

e) Utilizando a lei de Ohm, o testador deve calcular a

resistência. Para a Figura 1 temos:

(1)

Em que:

E – resultado obtido com o voltímetro [V]

I – resultado obtido com o amperímetro [A]

Rv – Resistência interna do voltímetro [Ω]

f) Utilizando-se a resistência variável, o testador deve

efetuar de três a cinco leituras com valores de corrente

diferentes. Deve-se então obter a média aritmética e

desprezar os valores com diferenças maiores que 1% do

valor médio;

g) Dependo dos componentes conectados durante

o teste (fonte de corrente contínua, enrolamento sob

teste), o acionamento da fonte de alimentação do

circuito pode causar sobretensões importantes, podendo

danificar os equipamentos de medida. Recomenda-se

a desconexão do voltímetro antes do acionamento da

fonte e a realização de um curto-circuito nos terminais

do amperímetro.

Correção de temperatura

A resistência elétrica dos enrolamentos varia com a

temperatura. Para que se tenha uma base comparativa, a

resistência elétrica dos enrolamentos devem ser referidas

a uma mesma temperatura. Isto pode ser executado pela

expressão (106), ou seja:

(2)

Em que:

• Rθr – resistência elétrica na temperatura de referência;

• Rθe – resistência elétrica na temperatura do ensaio;

• θr – temperatura de referência;

• θe – temperatura dos enrolamentos nas condições do

ensaio.

Se o enrolamento for de alumínio, utilizar 225 ao invés de

234,5 na expressão (2).

Critérios de avaliação

As resistências obtidas devem ser comparadas com

resultados anteriores ou com dados do fabricante, tendo-se

o cuidado de utilizar as correções de temperatura a uma

mesma base. Para transformadores, a temperatura de

referência é normalmente 75 °C, para máquinas girantes

(motores e geradores), a temperatura de referência é

normalmente 40 °C.

Em caso de discordâncias maiores que 5%, devem ser

pesquisadas a existência de anormalidades tais como:

espiras em curto, número incorreto de espiras, dimensões

incorretas do condutor e outros. Neste sentido, é

importante que haja o histórico das medidas efetuadas.

Por outro lado, a principal causa de diferenças de

medida de resistência ôhmica é o mau contato nos

terminais, principalmente naqueles mal prensados.

Observa-se que, muitas vezes, a resistência de contato

pode apresentar valores significativos se comparada com

a dos enrolamentos, principalmente do lado de baixa

tensão.

Pelo exposto, é importante que haja o histórico das

medidas efetuadas. O autor recomenda os seguintes valores

para avaliação de resistência ôhmica de enrolamentos,

para medidas na mesma base de temperatura, mostrados

na Tabela 1.

Avaliação do comutador sob carga As resistências do enrolamento são testadas no

campo para se detectar perda de conexões, condutores

62 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res abertos e alta resistência de contato no comutador.

Muitos transformadores são equipados com LTCs (Load

Taps Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais

transformadores podem apresentar problemas extras

associados a estes dispositivos como os oriundos

do excessivo desgaste dos contatos fixos e móveis,

sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps,

condensação de umidade no óleo destes mecanismos,

entre outros.

O desgaste excessivo dos contatos pode ser atribuído à

perda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo de

espera insuficiente durante o percurso. Problemas devido

ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps são,

usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladores

de contatos. A condensação de umidade e carbonização

deve-se a operação excessiva ou ausência de filtragem.

Outros problemas, como queima de fusíveis ou

paradas do sistema motor, são devidos a curtos-circuitos

nos circuitos de controle, travamento de origem mecânica,

ou condições de subtensão no circuito de controle.

Este artigo mostra procedimentos para identificação

de problemas em transformadores de potência utilizando

medidas de resistência ôhmica e adicionalmente

apresenta a medição da resistência dinâmica. Essa

resistência dinâmica possibilita uma análise do transitório

na operação da chave de comutação.

Testes do comutador sob carga (OLTC) Para uma melhor compreensão das medidas de

resistência, é necessário entender o método de operação

da mudança de tap. Na maioria dos casos, a mudança

de tap consiste de duas unidades, conforme mostrada na

Figura 3.

A primeira unidade é o seletor de tape que está localizado

dentro do tanque do transformador e muda para o próximo

tape (maior ou menor) sem condução de corrente. A segunda

unidade é a chave de comutação, que muda sem nenhuma

interrupção de um tape para o próximo enquanto conduz

corrente de carga. As resistências de comutação R limitam

a corrente de curto-circuito entre taps que poderiam, por

outro lado, vir a ser muito alta devido à livre interrupção na

mudança dos contatos. O processo de mudança entre dois

tapes leva aproximadamente de 40 ms a 80 ms.

A conexão de teste é realizada na configuração a

quatro fios, pois as resistências do enrolamento são muito

pequenas. Uma fonte de corrente constante é usada para

alimentar o enrolamento com corrente contínua. Uma

tensão relativamente alta sem carga possibilita uma

saturação rápida do núcleo e um valor final é alcançado

apenas com variações menores. Consequentemente, na

maioria das vezes, o tempo de carregamento por tap é

claramente menor que 30 segundos.

Um grande número de medições pode ser executado

eficientemente em pouco tempo. Até agora, somente

a característica estática das resistências de contato são

levadas em consideração no teste de manutenção. Com a

medida da resistência dinâmica, o procedimento dinâmico

de mudança da chave de comutação pode ser analisado.

Ensaios realizados com equipamento microprocessado

O CPC100 é usado para medir a resistência individual

dos tapes de um comutador de transformador de potência

e também checa a comutação da comutador sob carga

(OLTC) sem interrupções. De uma fonte CC de corrente

constante, o CPC100 injeta uma corrente no transformador

de potência. Esta corrente é medida por um amperímetro

também CC. Com esse valor de corrente e a tensão medida

por um voltímetro 10VDC, a resistência do enrolamento é

calculada.

No momento em que o tape é comutado, a entrada

medida de corrente detecta o transitório da comutação, ou

seja, um evento de curta duração registrando os dados da

Figura 3 – Representação de um OLTC.Figura 4 – Oscilografia da forma de onda da corrente que flui pela comutação.

63

Figura 5 - Ripple e slope na forma de onda da corrente de mutação.

forma de onda da corrente que flui pela comutação. Esta

transição na comutação dos tapes é mostrada na Figura 4.

As características de um comutador trabalhando

apropriadamente diferem de um equipamento com

mau funcionamento, isto é, uma interrupção durante

a comutação é indicada pela variação dos valores de

ripple e do slope (inclinação) da forma de onda da

corrente da comutação. A Figura 5 mostra uma corrente

de comutação oscilografada indicando o ripple e o slope,

cujos valores são indicados na tabela de resultados do

CPC100.

Para a medição da resistência dinâmica, a corrente

de teste deve ser a mais baixa possível. Caso contrário,

pequenas interrupções ou oscilações nos contatos da chave

de comutação não são detectadas. Neste caso, o arco

voltaico introduzido tem o efeito de reduzir a abertura dos

contatos internamente.

Comparações com dados anteriores, os quais foram

coletados quando o equipamento estava em condição (boa)

conhecida, permitem uma análise eficiente. Um detector

mede o pico do ripple e a inclinação (slope) da corrente

medida, visto que estes critérios são importantes para uma

comutação correta (sem bouncing ou outras pequenas

interrupções).

Se o processo de comutação é interrompido, mesmo

por um curto período de tempo, o ripple (=Imax – Imin) e

a inclinação da variação da corrente (di/dt) aumentam. O

valor para todos os tapes e particularmente os valores das

três fases é comparado. Desvios importantes em relação ao

valor médio indicam comutação com falha.

Procedimentos de teste

As conexões são realizadas utilizando-se o equipamento

CPC100 da Omicron montam um circuito de medida a

quatro fios, mostrado na Figura 6.

O procedimento de teste automático devolve para o

64 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro

eletricista e especialista em manutenção de

sistemas elétricos pela escola Federal de

engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente

técnico da adimarco |[email protected].


www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail

[email protected]

testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A

Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS

Word com a tabela de dados.

Da tabela de resultados podem ser feitos gráficos

comparando a resistência ôhmica na subida e na descida

dos tapes.

A Figura 8 mostra um exemplo dessa avaliação em

Figura 6 – Conexões para teste de OLTC de transformadores de potência. Medida da resistência de enrolamento e resistência dinâmica da comutação.

Figura 7 – Relatório.

Times

42.000 s29.000 s31.000 s31.000 s28.000 s33.000 s36.000 s33.000 s47.000 s32.000 s34.000 s34.000 s34.000 s35.000 s42.000 s51.000 s46.000 s51.000 s40.000 s

I Test: 5.000AT Meas.: 14.0° CT ref.: 20.0° CResults:

R meas.

649.7mΩ

633.4mΩ

622.6mΩ

613.2mΩ

614.6mΩ

610.9mΩ

607.0mΩ

597.6mΩ

594.0mΩ

537.0mΩ

569.3mΩ

560.7mΩ

568.8mΩ

568.9mΩ

555.9mΩ

557.4mΩ

554.2mΩ

548.9mΩ

526.6mΩ

Dev.

-0.17% 0.10%-0.01%-0.03%-0.07%0.04%-0.01%0.01%0.14%-0.05%-0.03%0.06%-0.02%-0.03%0.08%0.28%0.10%0.05%-0.03%

R ref.

664.9mΩ

648.3mΩ

637.2mΩ

627.6mΩ

629.0mΩ

625.2mΩ

621.2mΩ

611.7mΩ

607.9mΩ

549.7mΩ

582.6mΩ

573.9mΩ

582.2mΩ

582.3mΩ

568.9mΩ

570.6mΩ

567.3mΩ

561.8mΩ

538.9mΩ

Ripple

90.45%1.01%0.92%0.92%0.86%0.87%0.88%0.80%0.81%0.74%0.86%0.82%0.80%0.76%0.73%0.76%0.75%0.74%0.78%

Slope

-8.024mΑ/s-173.3mΑ/s-170.5mΑ/s-151.6mΑ/s-143.5mΑ/s-129.5mΑ/s-123.2mΑ/s-113.1mΑ/s-106.1mΑ/s-92.74mΑ/s-111.7mΑ/s-84.09mΑ/s-85.78mΑ/s-82.80mΑ/s-81.17mΑ/s-68.81mΑ/s-79.97mΑ/s-70.01mΑ/s-70.50mΑ/s

IDC

4.9203Α4.9215Α4.9215Α4.9215Α4.9203Α4.9191Α4.9179Α4.9179Α4.9179Α4.9227Α4.9191Α4.9179Α4.9155Α4.9143Α4.9143Α4.9143Α4.9131Α4.9131Α4.9143Α

VDC

3.1965V3.1175V3.0641V3.0177V3.0238V3.0049V2.9849V2.9391V2.9210V2.6436V2.8002V2.7573V2.7962V2.7958V2.7317V2.7394V2.7230V2.6969V2.5877V

Figura 8 – Transformador de 220/110kV, fabricado em 1961.

um teste realizado em um transformador de 220/110 kV,

fabricado em 1961.

O procedimento de teste automático devolve para o

testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A

Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS

Word com a tabela de dados.

68 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

O objetivo deste capítulo é apresentar os

conceitos de polaridade e defasamento angular de

transformadores e as metodologias para a medição

da relação de transformação de transformadores

trifásicos (considerando-se todas as conexões

padronizadas), a partir do conhecimento prévio

de seu defasamento angular.

Introdução O conceito sobre polaridade de transformadores

deve ser estabelecido como base para o entendimento

do funcionamento do transformador, pois, com

a instalação de dois ou mais transformadores em

paralelo, as conexões dos secundários formarão

uma malha. Se todos possuírem a mesma

polaridade, as forças eletromotrizes anulam-se,

ou seja, a tensão resultante será zero. Quando a

soma das forças eletromotrizes resultarem em um

valor diferente de zero, surgirá uma corrente de

circulação com valores elevados, pois é limitada

apenas pelas impedâncias secundárias. Assim,

tem-se que umas das principais condições para

estabelecer o paralelismo de transformadores é a

de possuírem a mesma polaridade.

Nos circuitos de medição e proteção são

utilizados transformadores de corrente (TC) e

transformadores de potencial (TP). A inversão da

polaridade nesses circuitos ocasionará a inversão


Capítulo V

Polaridade e relação em transformadores de potência

da corrente de circulação no secundário,

promovendo uma atuação indevida da proteção

ou leitura enganosa, principalmente em circuitos

de medição de energia.

No caso de transformadores trifásicos,

apenas o conceito de polaridade é insuficiente

para apresentar uma relação definida entre as

tensões induzidas nos enrolamentos primário e

secundário. Isso se deve aos diversos tipos de

conexões dos enrolamentos (delta, estrela ou

ziguezague), como será abordado neste texto.

Nestes casos, utiliza-se a diferença de fases

(defasamento) ou deslocamento angular entre as

tensões dos terminais de tensão inferior e tensão

superior.

No caso da verificação da relação do número

de espiras dos enrolamentos do transformador, o

mantenedor disporá de um recurso valioso para

se verificar a existência de espiras em curto-

circuito, de falhas em comutadores de derivação

em carga e ligações erradas de derivações.

Para determinar a correta relação do

transformador, podem ser utilizados diversos

métodos para execução do teste de relação

de espiras ou relação de tensões, sendo que

o método do transformador de referência de

relação variável, conhecido como TTR, é o mais

comum.

69

Polaridade de um transformador A polaridade de um transformador é a marcação existente

nos terminais dos enrolamentos dos transformadores, indicando

o sentido da circulação de corrente em um determinado

instante em consequência do sentido do fluxo produzido. Em

outras palavras, a polaridade é uma referência determinada pelo

projetista, fabricante ou usuário para determinar a marcação

da polaridade dos terminais dos enrolamentos e a condição

dos enrolamentos conforme sua disposição, isto é, a relação

entre os sentidos momentâneos das forças eletromotrizes nos

enrolamentos primário e secundário.

Portanto, a polaridade depende de como são enroladas as

espiras que formam os enrolamentos primário e secundário. O

sentido da queda de tensão (força eletromotriz) será determinado

pelo sentido do enrolamento e pela marcação realizada.

A Figura 1 mostra duas situações distintas para as tensões

induzidas em um transformador monofásico. Na primeira

figura, as tensões induzidas U1 e U2 dirigem-se para os bornes

adjacentes H1 e X1. Na outra figura, a marcação é feita de

maneira contrária, sendo as tensões induzidas dirigidas para os

bornes invertidos. Nota-se também que, na Figura 1a, as tensões

possuem mesmo sentido (estão em fase) ou “mesma polaridade

instantânea”. Na outra, elas estão em oposição (defasadas de

180o) ou com polaridades opostas.

Figura 1 – Sentidos instantâneos nos terminais do enrolamento de um transformador monofásico.

70 Apoio

Figura 2 – Determinação da polaridade pelo método do golpe indutivo.

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res Pelo exposto, a polaridade refere-se ao sentido relativo entre as

tensões induzidas nos enrolamentos secundários e primários, ou

à maneira como seus terminais são marcados. Quando ambos os

enrolamentos possuem a mesma polaridade, o transformador é de

polaridade subtrativa e, em caso contrário, polaridade aditiva.

Métodos de ensaios para determinação de polaridade

De acordo com a ABNT NBR 5380, os métodos de ensaio

usados para a determinação da polaridade de transformadores

monofásicos são:

• Método do golpe indutivo com corrente contínua;

• Método da corrente alternada;

• Método do transformador padrão;

• Método do transformador de referência variável.

A disponibilidade de um instrumento de teste moderno que

possibilite a medida do defasamento angular entre as tensões

primárias e secundárias já possibilita a determinação da polaridade

do transformador testado.

Descreveremos o método do golpe indutivo devido à sua

maior aplicabilidade. O esquema de ligações para o método é

indicado na Figura 2.

Observe que os terminais de tensão superior são ligados

a uma fonte de corrente contínua. Instala-se um voltímetro de

corrente contínua entre esses terminais, de modo a se obter uma

deflexão positiva ao se ligar a fonte CC, ou seja, a polaridade

positiva do voltímetro ligado no positivo da fonte e esses em H1.

Em seguida, insere-se o positivo do voltímetro em X1 e o

negativo em X2. A chave é fechada, observando-se o sentido

de deflexão do voltímetro. Quando as duas deflexões são em

sentidos opostos, a polaridade é aditiva. Quando no mesmo

sentido, é subtrativa. Tais conclusões baseiam-se na lei de Lenz.

O mesmo procedimento é aplicado a transformadores

trifásicos, observando-se os terminais de conexão da fonte nos

enrolamentos de AT e analisando-se os resultados observadas

nas buchas de BT.

Relação de transformação A medida da relação de transformação de um transformador

é padronizada como ensaio de rotina e como teste básico em

programas de manutenção preventiva em transformadores

reparados ou submetidos a reformas ou, ainda, no

comissionamento das unidades.

Os métodos mais frequentemente empregados para a sua

obtenção são:

• Método do voltímetro – medida da relação de tensões entre

os enrolamentos de AT e BT, obedecendo-se o fechamento

do transformador;

• Método do TTR – medida da relação de espiras por meio de

um equipamento construído especificamente para este fim.

Qualquer método utilizado deve oferecer valores

suficientemente precisos para que seja válido. Para avaliar um

transformador, os resultados do teste, independentemente do

método aplicado ou dos instrumentos de medição utilizados,

devem possibilitar medidas com variação máxima admissível é

± 0,5%, em todos os tapes de comutação.

O erro percentual é calculado em função da relação medida

e da relação nominal do transformador, sendo:

Em que:

• E% é o erro percentual;

• Rmed é a relação medida, ou seja, o resultado do teste;

• Rnom é a relação teórica ou relação nominal do transformador.

Relação de transformação (tensões) e relação de espiras

Conforme já descrito em capítulos anteriores, a relação do

número de espiras (KN) e a de transformação ou de tensões (K)

nos transformadores monofásicos são iguais numericamente,

em termos práticos.

Entretanto, nos transformadores trifásicos podem diferir

conforme as conexões dos enrolamentos envolvidas, ou seja,

como mostrado na Tabela 1.

Assim, qualquer medição da relação do número de espiras para

se obter a de transformação nos transformadores trifásicos deve

considerar tais valores.

Determinação da relação de transformação

O ensaio de relação de tensões realiza-se aplicando a um dos

72 Apoio

Tabela 1 – Valores de K em função de Kn para as diVersas conexões

Ligação

K =

Dd

KN

Yy

KN

Dy Dz Yd Yz

enrolamentos uma tensão igual ou menor que a sua tensão nominal,

bem como a frequência igual ou maior que a nominal.

Para transformadores trifásicos, apresentando fases independentes

e com terminais acessíveis, opera-se indiferentemente, usando-se

corrente monofásica ou trifásica. No caso da utilização de um teste

com correntes monofásicas, o fechamento do transformador deve

ser observado para realização das conexões de teste, conforme já

exposto.

Os métodos usados para o ensaio de relação de tensões são:

• Método do voltímetro;

• Método do transformador padrão;

• Método do resistor potenciométrico;

• Método do transformador de referência de relação variável.

A ABNT NBR 5356 estabelece que este ensaio deve ser

realizado em todas as derivações, o que se constitui uma boa

prática, principalmente na recepção do transformador. Observa-se

que as tensões deverão ser sempre dadas para o transformador em

vazio.

A citada norma admite uma tolerância igual ao menor valor

entre 10% da tensão de curto-circuito ou

± 0,5% do valor da tensão nominal dos diversos enrolamentos, se

aplicada tensão nominal no primário.

A seguir são apresentados os métodos do voltímetro e do

transformador de referência de relação variável, por serem os mais

utilizados.

Método do voltímetro

O princípio deste método é alimentar o transformador com

certa tensão e medi-la juntamente com a induzida no secundário.

A leitura deve ser feita de forma simultânea com dois voltímetros.

Se necessário devem-se utilizar transformadores de potencial.

No caso do uso de instrumentação manual, sem automatismos,

recomenda-se que se faça um grupo de leituras, permutando-se os

instrumentos visando compensar seus eventuais erros. A média das

relações obtidas desta forma é considerada como a do transformador.

Observe que, em geral, por facilidade e segurança, a alimentação

do transformador é feita pelo lado de AT com níveis reduzidos de

tensão em relação nominal do tap considerado.

Tal prática, entretanto, resulta em dois problemas fundamentais,

Manu

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tran

sfor

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res

KN3

2KN

3KN

3

2KN

3

a saber:

• A fonte, em grande parte dos casos, apresenta tensões

desequilibradas, mascarando os resultados das medições;

• Se aplicados, por exemplo, três níveis distintos de tensões, mesmo

balanceadas, podem resultar em três valores diferentes de relação

de transformação.

Em ambas as situações, os erros e as incertezas descaracterizam

os objetivos de se medir a relação de transformação.

Atualmente, equipamentos de teste microprocessados

têm oferecido soluções adequadas para o teste de relação de

transformação, com tensões estabilizadas e medidas precisas.

Entretanto, cabe ao mantenedor e responsável pelo teste a avaliação

de tal instrumentação, antes da realização dos ensaios.

A Figura 3 mostra uma aplicação com um equipamento

microprocessado multifuncional (CPC100 Omicron), realizando

um ensaio de relação de transformação utilizando uma fonte de

tensão alternada e um voltímetro. Adicionalmente, a corrente de

excitação é medida em amplitude. Também é obtida a diferença de

fase entre as tensões primária e secundária.

TTR

A sigla TTR (iniciais de Transformer Turn Ratio) tornou-se sinônimo

de equipamentos para medição da relação de transformação. Em

sua concepção original, incorpora um transformador monofásico

padrão com número de espiras variáveis, que é posto em paralelo

com o que se quer medir. Na atualidade, esse modelo tradicional

Figura 3 – Medida da relação de tensões com CPC100 Omicron.

73

Figura 4 – TTR, (a) analógico monofásico (MEGGER), (b) trifásico digital (RAYTECH).

é chamado de TTR “monofásico”, pois existem os “trifásicos” e os

eletrônicos.

No TTR monofásico, quando a relação de seu transformador

monofásico com número de espiras variáveis se iguala à do que se

quer medir, não há diferença de potencial em seus secundários, nem

corrente de circulação. Assim, o valor correto pode ser verificado

em um indicador (microamperímetro) nulo.

A conexão do equipamento às buchas do transformador a ser

testado é executada por meio de quatro conectores, sendo dois

conectores, normalmente do tipo “sargento” para serem ligados aos

enrolamentos de baixa tensão e dois conectores do tipo “jacaré”

para serem ligados aos enrolamentos de alta tensão. As polaridades

destas bobinas possuem grande importância, pois, se estiverem

invertidas, o TTR não fornecerá leitura.

Apesar de a finalidade básica do TTR ser a de fornecer a relação

do número de espiras (KN) com precisão, pode ser empregado para

a obtenção da relação de tensões dos transformadores trifásicos.

Nesse caso, como nem sempre K e KN são iguais, é necessário que

se aplique os fatores da Tabela 1.

REFERÊNCIASALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de

transformadores de potência. Curso de Especialização em

Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012.

* Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected].



[email protected]

56 Apoio

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res

Qualquer máquina ou equipamento elétrico

deverá suportar campos elétricos, onde determinada

parte de sua estrutura deverá ter uma resistividade

muito alta, assegurando uma oposição à passagem

de corrente elétrica de condução. O elemento que

promove tal condição é chamado de dielétrico,

sendo chamado de isolante o material que o

constitui.

Afinalidadedodielétriconaindústriaelétricaé

realizar o isolamento entre os elementos condutores

doequipamentoelétrico,alémdemodificarovalor

do campo elétrico existente em determinado local.

Portanto, os sistemas de isolamento constituem

um dos principais componentes de um equipamento

elétrico. Na sua composição são utilizados diferentes

tipos de materiais isolantes que são submetidos a

diversos tipos de solicitações dielétricas e térmicas

ao longo de sua vida útil.Tais solicitações podem

resultar em falhas dos componentes deste isolamento,

resultando em desligamentos e prejuízos. Pode-se

afirmarqueavidaútildeumequipamentoelétrico

qualquer é considerada como a do próprio sistema

de isolamento. A falha da isolação implica na falha

do equipamento.

Conforme descrito no Capítulo 1, um sistema

de isolamento de equipamentos, como utilizado

principalmente em transformadores, tanto de

potência e transformadores de instrumentos, é


Capítulo VI

Avaliação do isolamento em transformadores de potência

composto principalmente de papel-óleo. Portanto,

este trabalho abordará preferencialmente as

características deste tipo de isolamento.

Este artigo descreverá as principais

características de um sistema de isolamento, suas

propriedades básicas e os tipos de testes e ensaios

comumente executados. Os testes apontados serão

apresentados e discutidos nos próximos capítulos.

Características dos sistemas de isolamento

Classificação dos materiais dielétricos

A classificação dosmateriais dielétricos pode

ser apresentada como:

a) Gases (ar, anidrido carbônico, hidrogênio, gases

raros,hexafluoretodeenxofreSF6);

b) Líquidos (óleos minerais, óleos sintéticos, óleos

vegetais);

c)Sólidos(resinas,PVC,polietilenoPE,papelKraft,

porcelana,vidro);

d)Vácuo;

e) Compostos ou Híbridos (sistemas papel-óleo,

PE-óleo).

Propriedades dos dielétricos

As principais propriedades dos meios dielétricos

são apresentadas a seguir:

57Apoio

Assim, para umoutromeio qualquer, pode-se definir a

permissividade relativa (εr)pormeiode:

A capacitância de um capacitor de área A e distância

entre placas d para um dielétrico qualquer, é dada por:

Assim podemos designar, em função da capacitância, a

permissividaderelativadeummaterial,definidapelarazão

mostrada a seguir, em que C é a capacitância entre duas

placas paralelas separadas pelo material isolante e C0 é a

capacitância das mesmas placas paralelas separadas por

vácuo, desprezando-se o efeito de borda.

Normalmente, εr não é um parâmetro fixo, mas depende

da temperatura, da frequência, bem como da estrutura

molecular do material.

Polarização

A maior parte dos elétrons nos materiais isolantes não

está livre para se movimentar. Quando um campo elétrico é

aplicado, as forças eletrostáticas resultantes criam um nível

de polarização, direcionando as cargas e formando dipolos.

Os tipos de polarização são descritos a seguir.

O primeiro tipo de polarização é caracterizado por

polarizações eletrônica e iônica que ocorrem praticamente

instantaneamente sob a ação de um campo elétrico e sem

Permissividade ou constante dielétrica

Dado um campo elétrico aplicado nas extremidades

de um material dielétrico, a permissividade elétrica é

determinada pela capacidade deste material polarizar-se,

cancelando parcialmente o campo elétrico dentro do material.

A permissividade ou constante dielétrica (ε)tambémpodeser

descrita como a facilidade que o material dielétrico permite o

estabelecimento de linhas de campo em seu interior.

A permissividade ou constante dielétrica para o vácuo (ε0)

é dada por:

58 Apoio

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s dissipação de energia. Caracteriza-se por um deslocamento

elásticodeíonsouelétronsligadosaonúcleodeumátomo.

A polarização dipolar difere da eletrônica e da iônica

com relação ao movimento térmico das partículas. As

moléculas dipolares, que se encontram em movimento

térmico desorganizado inicialmente, orientam-se

parcialmente pela ação do campo, causando o efeito da

polarização.

A polarização estrutural aparece apenas em corpos

amorfos e em sólidos cristalinos polares (por exemplo,

vidro), ondeumcorpo amorfo é parcialmente constituído

de partículas de íons. Ela se estabelece pela orientação

de estruturas complexas de material, devido à ação de

um campo externo, causando um deslocamento de íons e

dipolos.

Corrente de fuga

Nos isolantes sólidos, mesmo caracterizados por

uma resistividade muito grande, possuem elétrons livres

devido, entre outras causas, a impurezas e forças internas

no material, proporcionando uma pequena corrente que

atravessa o isolante. Entretanto, pela acumulação de poeira

e umidade na superfície do material ou na fronteira entre

dois materiais diferentes, forma-se um novo caminho

para a passagem da corrente elétrica, chamada corrente

superficial. Esses dois eventos caracterizam o aparecimento

da corrente de fuga no isolamento.

Esse efeito pode ser representado, em termos de circuito

elétrico, por um resistor em paralelo com um capacitor,

comomostraaFigura1.Aquantificaçãodadificuldadede

circulação da corrente de fuga pelo dielétrico é chamada

de resistência de isolamento.

Figura 1 – Representação esquemática do dielétrico – corrente de fuga.

Rigidez dielétrica

A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico

que pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este

perca suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se

afirmar que após um valor de tensão, designada por tensão

de ruptura, o material isolante passa a conduzir corrente.

Assim, define-se rigidez dielétrica como a capacidade de

resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme

a distância entre os dois pontos de aplicação. Este valor é

dadoemV/m.

A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para

cada material, pois depende fundamentalmente da espessura

do isolante, da pureza do material, do tempo e método de

aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do

tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da

temperatura, da umidade, entre outros fatores ambientais.

Descargas parciais

UmaDescargaParcial (DP)écaracterizadacomouma

descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em

uma região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita

a um campo elétrico, onde o caminho formado pela

descarga não une as duas extremidades dessa região de

forma completa. A ocorrência de descarga parcial depende

Figura 2 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.

59Apoio

da intensidade do campo aplicado nas extremidades desse

espaço, além do tipo de tensão de teste aplicada (tensão

alternada,tensãocontínua,sinaltransitórioouimpulso).

AnormaIEC60270fazreferênciaàmedidadedescargas

parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões

alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos tem-se a

ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios.

Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em

espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas

no dielétrico líquido. Portanto, descargas parciais são

iniciadas geralmente se a intensidade do campo elétrico

dentro do espaço vazio exceder a intensidade do campo do

gás contido nesse espaço.

As descargas parciais podem ser classificadas de acordo

com a natureza da sua origem. Podem ser:

• Descargas internas, que ocorrem nos espaços,

geralmente vazios preenchidos com gás, presentes

nos materiais sólidos e líquidos usados em sistemas de

isolamento.

• Descargas superficiais, que ocorrem em gases ou

líquidos na superfície de um material dielétrico,

normalmente partindo do eletrodo para a superfície.

• Descargas parciais no ar ambiente geralmente são

classificadas como descargas externas e frequentemente

chamadas de descargas corona. No início do processo

de indução da tensão, brilho e correntes de descargas

podem aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de

pontas agudas em eletrodos metálicos em partes com

pequenos raios de curvatura.

Resistências de isolamento

Uma vez que o campo elétrico estabelecido não

ultrapasse o valor da tensão de ruptura, o dielétrico impede

a passagem da corrente elétrica. Este evento é dependente

da natureza e características do dielétrico e de suas

condições físicas.

Por não se tratar de um dielétrico perfeito, se aplicada

uma tensão no isolante, ele será atravessado por uma

corrente. O quociente entre a tensão U e a corrente I é

chamada resistência de isolamento. Esta resistência não é

constante, ou seja, os isolantes geralmente não obedecem à

lei de Ohm.

60 Apoio

Perdas no sistema de isolamento Nosdielétricossujeitosaumatensãocontínuaverifica-se

uma perda por efeito Joule tal como nos condutores. A

corrente de perdas, se bem que muito limitada, dá lugar a

um certo aquecimento. Estas perdas não têm importância, a

não ser quando dão lugar a um aquecimento, permitindo, por

consequência, maior corrente e maiores perdas.

Nos dielétricos sujeitos a uma tensão alternada há, da

mesma forma, a perda por efeito Joule, mas surge um outro

fenômeno que origina perdas e que tem o nome de histerese

dielétrica. A energia perdida é também transformada em

calor. O nome deste fenômeno é dado pela analogia existente

com a histerese magnética. A explicação física das perdas

por histerese dielétrica é dada por consideração da falta de

homogeneidade do dielétrico.

A avaliação é realizada pela medida da capacitância, do

FatordeDissipação(tgδ)ouFatordePotência(cosφ)obtidos

componteScheringeponteDoble.

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Figura 3 – Exemplo de medida de resistência de isolamento - esquema de conexão.

Ensaios e avaliação do isolamento A avaliação do sistema de isolamento pode ser realizada

com ensaios elétricos básicos ou avançados, considerando o

grau de complexidade da análise a ser realizada. Os ensaios

têm por finalidade garantir as condições das características

funcionais do isolamento dos transformadores de tal forma

que possam entrar em operação segura todo o equipamento.

A escolha do teste a ser realizado depende de vários

fatores como o local de realização, testes de aceitação

em fábrica ou em campo, o tempo disponível para teste,

importância do equipamento, condições operativas, dentre

outros.

As características elétricas de um dielétrico podem ser

comprovadas em termos práticos por meio de testes ou

ensaios não destrutivos com aplicação de tensão contínua

ou alternada. Dos testes e ensaios elétricos não destrutivos,

temos:

• Resistência de isolamento com corrente contínua,

também chamado de teste de absorção de corrente pelo

dielétrico, com aplicação de corrente contínua, obtidos,

normalmente com o medidor de alta resistência, expresso

emMΩ.O ensaio consiste em submeter o isolamento

a uma tensão contínua, normalmente entre 500 V e

10.000 V, provocando circulação de uma pequena

corrente elétrica, na ordem de microampères. Esta

corrente depende da tensão aplicada, da capacitância do

isolamento, da resistência total, das perdas superficiais,

da umidade e da temperatura do material. Conforme já

descrito, podemos afirmar que, para uma mesma tensão,

quanto maior a corrente, menor a resistência.

• Manutenção em fluídos dielétricos, realizada pelo

teste de rigidez dielétrica, com aplicação de corrente Figura 4 – Esquema de conexão para medidas Capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ).

61Apoio

alternada expresso em termos de tensão disruptiva e a

análise cromatográfica dos gases dissolvidos nos óleos

isolantes(cromatografia),quepermitedetectareventuais

faltas ou defeitos associados aos dielétricos, inclusive

antes de um eventual dano do equipamento.

• Teste de perdas dielétricas expresso por meio dos

valores de capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ)

ouFatordePotência(cosφ)obtidoscomponteSchering

e ponte Doble, respectivamente, com aplicação de

corrente alternada. A avaliação do isolamento é

realizada pela análise dos componentes capacitiva e

resistiva que flui pelo dielétrico.

• Análise de descargas parciais realizada com

instrumentos convencionais analógicos, dependentes do

conhecimento do testador, ou modernos sistemas digitais

de medida de descargas parciais que torna possível e mais

eficazadiscriminaçãoentreoseventos,sejamdescargas

parciais ou ruídos. Capacita também o sistema de teste

paraidentificaçãodostiposdefalhasesualocalização.

• Avaliação da umidade no isolamento papel-óleo por meio

da espectroscopia do dielétrico no domínio do tempo e no

domínio da frequência. Realizada pela medida da umidade

e degradação do isolamento papel-óleo, identificando

a resposta do meio dielétrico mediante a aplicação dos

testes de corrente de polarização e despolarização e

espectroscopia no domínio da frequência.

Os próximos capítulos abordarão cada um dos testes

descritos.

Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de

transformadores de potência, Curso de Especialização em

Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.

• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido

isolante. São Paulo: Ed. EDGARD BLUCHER, 1984.

• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de

potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.




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A avaliação do sistema isolante consiste em

uma das principais ferramentas para determinar a

condição operacional dos equipamentos elétricos.

Assim, este texto analisa os aspectos conceituais

referentes à medida da resistência do isolamento,

os procedimentos para executá-la e avaliar os

resultados obtidos. Em relação às propriedades

elétricas de um fluido refrigerante e isolante, o

texto abordará o ensaio de rigidez dielétrica do

óleo do transformador.

Ensaio de resistência de isolamento A resistência de isolamento é a medida da

dificuldade oferecida à passagem de corrente

pelos materiais isolantes. Seus valores se alteram

com a umidade e com a sujeira – alterações da

capacitância do isolamento, da resistência total,

das perdas superficiais e da temperatura do material

– constituindo-se em uma boa indicação da

deterioração dos equipamentos elétricos provocada

por estas causas. O ensaio consiste em aplicar no

isolamento uma tensão em corrente contínua, com

valores entre 500 V e 10.000 V. Isso provocará a

circulação de um fluxo pequeno de corrente.

Deve-se observar, entretanto, que as várias

normas sobre este assunto estabelecem que

este ensaio não se constitui em critério para

aprovação ou rejeição do equipamento. Pelas suas

características, constata-se que é bastante útil para

a verificação de curtos-circuitos francos, ficando a

identificação dos defeitos menos pronunciados a

cargo dos ensaios com tensão alternada, de tensão

aplicada e tensão induzida.

Para a medição da resistência de isolamento

utiliza-se um instrumento denominado megôhmetro

ou, popularmente, megger (o que, na realidade, é a

marca de um fabricante). Os megôhmetros atuais são

analógicos ou digitais (motorizados ou eletrônicos),

mas, também, podem ser manuais (ou seja, com um

"cambito" ou "manivela").


Capítulo VII

Ensaios de resistência de isolamento e de rigidez dielétrica

Figura 1 – Megôhmetro digital.

57Apoio

A resistência resultante medida neste ensaio é a soma da

resistência interna do condutor (valor pequeno) mais a resistência

de isolação, que é dividida em três componentes (subcorrentes)

independentes:

a) Corrente de deslocamento ou corrente de carga capacitiva (IC);

b) Corrente de absorção (IA); e

c) Corrente de dispersão ou corrente de fuga por meio do

dielétrico (IL).

Figura 2 – Megôhmetro manual.

A corrente de deslocamento ou de carga capacitiva (IC) é

aquela que surge no instante inicial da energização e possui a

mesma função que uma corrente de carga de um capacitor devido

ao efeito capacitivo existente entre condutores ou entre condutor

e a terra. Dependendo do tipo e da forma do material isolante.

Note-se que ela assume o valor máximo quando da energização

e decresce rapidamente a um valor desprezível depois que a

isolação foi carregada eletricamente por completo.

A corrente de absorção (IA) é aquela responsável pela

polarização dos dipolos elétricos que constituem a massa do

dielétrico. Em equipamentos de baixa capacitância, a corrente é

alta pelos primeiros segundos e decresce vagarosamente a quase

zero. Ao ensaiar equipamentos de alta capacitância ou isolação

com teor de umidade elevado e contaminada, não haverá

decréscimo na corrente de absorção por um longo período. Um

exemplo prático desse fenômeno é o ressurgimento de tensão nos

terminais de um capacitor quando se retira o curto empregado para

descarregá-lo. Em função deste aspecto, é necessário observar que

ela também assume o seu valor máximo próximo à energização

e decresce a valor desprezível em um intervalo variável entre dez

minutos e várias horas.

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s

A corrente de dispersão ou de fuga (IL), por meio do dielétrico,

flui pela superfície e pelo interior da massa do dielétrico, entre

condutores ou de um condutor para a terra e é de caráter

irreversível. Constitui-se no componente mais importante na

medição do ensaio de isolamento em corrente contínua quando

se deseja avaliar o estado em que se encontra o isolamento. Tal

corrente não varia com o tempo de aplicação de tensão e, nestas

condições, se houver alguma elevação de seu nível é indicativo

que o isolamento pode vir a falhar. A Figura 3 mostra a corrente

total com seus três componentes definidas anteriormente.

Procedimentos de teste A seguir são descritos procedimentos como exemplos para

realização do teste de resistência de isolamento. Entretanto,

tais procedimentos devem ser adequados aos instrumentos

de teste utilizados, obedecendo suas características de uso e

aos equipamentos a serem testados. Assim, para o ensaio de

resistência de isolamento:

• Deverão ser obedecidos todos os procedimentos relativos às

recomendações de segurança, segundo as especificações da

instalação ou da empresa.

• Desenergizar o transformador;

• Desconectar os cabos externos. Os ensaios de resistência

de isolamento devem ser executados com todos os cabos do

transformador desconectados das buchas, inclusive o cabo da

bucha de neutro;

• Caso não seja possível a desconexão dos cabos, deve-se

proceder a anotação detalhada do esquema de teste com

respectiva descrição;

• Curto-circuitar os terminais das buchas de um mesmo

enrolamento para obter uma melhor distribuição do potencial;

• O tanque do transformador deve ser aterrado;

• Inspecionar e limpar as buchas com pano seco ou embebido

• De forma que as leituras não sofram influências de

resistências em paralelo com a que se está avaliando,

deve-se utilizar do cabo "GUARDA". Assim, os terminais do

megôhmetro deve ser aplicado como mostrado na Tabela 2

(exemplo utilizando transformador de dois enrolamentos).

A Figura 4 mostra um esquema de conexão para medida

de resistência entre os enrolamentos de alta e baixa tensão.

Figura 3 – Componentes de corrente no ensaio de resistência do isolamento DC (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013).

Corrente

(em μΑ)

Tempo

(em segundos)

Resistência de

Isolação

(em Megohms)

∞0

Corrente Total

(IA+IC+IL)

em álcool e anotar qualquer irregularidade constatada;

• Cuidar para que os cabos do megôhmetro não toquem

em outras partes do equipamento, ou se toquem, para evitar

alteração na medida da resistência do isolamento;

• Ajustar o megôhmetro segundo especificações do

equipamento utilizado;

• Deve-se nivelar o megôhmetro, nos casos de medidores com

indicador de ponteiros;

• Nos megôhmetros manuais é necessário manter invariável a

rotação do cambito na especificada pelo fabricante, para que a

tensão aplicada seja constante;

• Deve-se sempre observar cuidadosamente o ponteiro do

megôhmetro quando em operação. Se ele apresenta oscilação

excessiva é provável que haja mau contato, fugas intermitentes

pela superfície do cabo de ligação ou influência de circuitos

energizados nas proximidades;

• Antes de começar a medição, aciona-se o megôhmetro,

sem executar qualquer contato entre os terminais e ajustar o

ponteiro no “infinito”, girando o botão de ajuste para tal fim;

• Deve ser obtida a temperatura dos enrolamentos;

• Selecionar a tensão para teste de acordo com o equipamento

a ser testado, segundo proposto na Tabela 1.

Tabela 1 – Tensões de TesTe conforme a Tensão nominal do equipamenTo

Tensão do equipamento (V)

< 1.000

1.000 a 2.500

2.501 a 5.000

5.001 a 12.000

> 12.000

Tensão de teste (V)

500

500 a 1.000

1.000 a 2.500

2.500 a 5.000

10.000

Tabela 2 – conexões para TesTe em Transformador de dois enrolamenTos

Resistência entre

AT – BT

AT – CARCAÇA

BT – CARCAÇA

Line

AT

AT

BT

Guard

Carcaça

BT

AT

Earth

BT

Carcaça

Carcaça

Circuitos conectados aos terminais

60 Apoio

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Critérios de avaliação A avaliação é realizada pela comparação dos valores de

resistência de isolamento obtidos ao longo do ensaio, sendo

realizadas medidas em intervalos de 30 segundos a 1 minuto,

com duração total de geralmente dez minutos. Além da

interpretação da curva mostrada na Figura 5, a condição do

Índice de Polarização e Índice de Absorção apontarão o estado

do isolamento. Assim, na curva da Figura 5, um crescimento

contínuo na resistência indica boa isolação, em contrapartida,

uma curva uniforme ou decrescente indica isolação degradada.

A Tabela 3 mostra a orientação para o diagnóstico com os índices.

Considerações sobre resistência de isolamento Os resultados obtidos no ensaio de resistência de isolamento

não podem ser considerados um critério exato de avaliação das

condições do isolamento do transformador e de sua capacidade

operativa. Entretanto, os valores medidos podem ser usados

como uma orientação sobre o seu estado, baseando-se na

avaliação do histórico do equipamento.

Basicamente, a degradação do isolamento pode ser avaliada

por meio de testes ao longo do tempo com o ensaio de resistência

de isolamento em CC, e também determinada a condição do

isolamento como um teste “passa ou não passa”. Neste caso, a

existência de uma falha grave no isolamento, como um curto-

circuito franco, é evidenciada. Caso contrário, a avaliação deve ser

realizada pelo ensaio de perdas em corrente alternada, ensaios de

tensão aplicada e tensão induzida.

Ensaio de rigidez dielétrica A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico que

pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este perca

suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se afirmar

que após um valor de tensão, designada por tensão de ruptura,

o material isolante passa a conduzir corrente. Assim, define-se

rigidez dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem

que haja a citada descarga, conforme a distância entre os dois

pontos de aplicação. Este valor é dado em V/m.

Tabela 3 – Tabela orienTaTiva para o diagnósTico com os índices ip e ia

Condições de isolamento

Pobre

Duvidoso

Aceitável

Bom

Índice de absorção (R1min/R30s)

< 1,0

1,0 a 1,4

1,4 a 1,6

> 1,6

Índice de absorção (R10min/R1min)

< 1,0

1,0 a 2,0

2,0 a 4,0

> 4,0

Figura 4 – Conexões para medida de AT-BT em transformadores de dois enrolamentos.

Figura 5 – Comportamento típico de ensaio de Resistência do Isolamento (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013).

boa

isolação

isolação

quebrada

Tempo

(em minuTos)

0 10 minuTos

resisTência

(em megohms)

A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para

cada material, pois depende fundamentalmente da espessura

do isolante, da pureza do material, do tempo e do método

de aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do

tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da

temperatura, da umidade, dentre outros fatores ambientais.

O óleo apresenta alta rigidez dielétrica se possuir baixo teor de

agua e baixo teor de partículas contaminantes. Água e partículas

sólidas em níveis elevados tendem a migrar para regiões de tensão

elétrica elevada e reduzir dramaticamente a rigidez dielétrica.

Portanto, a rigidez dielétrica indica a presença de contaminantes.

Um baixo valor da rigidez dielétrica pode indicar que uma ou

ambas estão presentes. Entretanto, uma alta rigidez dielétrica não

indica necessariamente a ausência de todos os contaminantes.

Como o teste é realizado obtendo-se o valor de tensão

na qual ocorre uma ruptura do fluido entre dois eletrodos

posicionados no interior de uma cuba de material isolante

• O resultado das medidas deve ser corrigido para a temperatura

de referência.

61Apoio




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Tabela 4 – valores recomendado para Transformadores (méTodo abnT nbr iec 60156 - cigre brasil, gT a2.05, 2013)

Tensão

≤ 72,5 kV

> 72,45 / ≤ 242 kV

> 242 kV

Valores limites

≥ 40 kV

≥ 50 kV

≥ 60 kV

Figura 6 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.

Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.

em condições preestabelecidas, o resultado dependerá das

condições em que o teste foi realizado.

Os procedimentos mais utilizados no Brasil incluem o uso

de eletrodos e respectivos espaçamentos em milímetros de

formatos ASTM (ou ANSI ou ABNT) e VDE. A Figura 6 mostra a

cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.

Independentemente do tipo de teste a ser executado,

é importante que a cuba e os eletrodos estejam bem limpos

e secos antes do enchimento do óleo. A Tabela 4 mostra os

valores recomendados para transformadores segundo a ABNT

NBR IEC 60156.

52 Apoio

Manu

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res

A avaliação de equipamentos de subestação

tem evoluído com a utilização de procedimentos e

sistemas de teste dotados de técnicas e ferramentas

que promovem uma avaliação eficaz e rápida

desses equipamentos. Essa avaliação deve ser

aprimorada, de forma a garantir o funcionamento

contínuo das instalações responsáveis pelo

suprimento de energia elétrica.

Como os equipamentos elétricos instalados

em subestações podem ser solicitados a operar

sob diversas condições adversas, tais como: altas

temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa

forma, mesmo tendo uma operação e manutenção

de qualidade, não se pode descartar a possibilidade

de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as

funções de transmissão e distribuição de energia

elétrica aos quais pertencem. Assim, as atividades

de comissionamento e manutenção periódica para

verificação regular das condições de operação

desses equipamentos tornam-se cada vez mais

importante. E torna-se imperativo a busca por


Capítulo VIII

Avaliação do isolamento em transformadores de potênciaEnsaio de perdas dielétricas e capacitância

procedimentos e ferramentas que possibilitem

a obtenção de dados das instalações de forma

rápida e precisa.

Este trabalho mostra técnicas de avaliação e

testes de transformadores utilizando varredura de

frequências. Por meio da observação do fenômeno

do efeito pelicular e do fenômeno da polarização

do meio dielétrico, o trabalho avalia a condição

do isolamento de transformadores de potência e

buchas de alta tensão.

Medida de capacitância, fator de potência e fator de dissipação com variação de frequência

Medida da Capacitância (C) e Fator de

Dissipação (FD) estão estabelecidos como

importantes métodos de diagnóstico de

isolamento, publicado primeiro por Schering em

1919 e utilizado para esse propósito em 1924.

Em um diagrama simplificado do isolamento, Cp

representa a capacitância e Rp, às perdas.

53Apoio

Figura 1 – Diagrama simplificado do isolamento.

O fator dissipação é definido como:

Na Figura 2, C1 e R1 conectados em série representam as

perdas do objeto em teste, e C2 representa perdas livres do

capacitor de referência.

Novas aplicações de avaliação do isolamento com variação de frequência

Até os dias de hoje, o fator de dissipação ou o fator de potência

só foram medidos na frequência da linha. Com a fonte de potência

do equipamento utilizado neste trabalho é possível agora fazer

essas medições de isolamento em uma larga faixa de frequência.

Relações entre o fator de potência e o fator de dissipação

A relação entre fator de potência (FP), definido como o

cosseno do ângulo entre a corrente total e a tensão aplicada

(cos ϕ), e o fator de dissipação (FD), definido como a tangente

do ângulo entre a corrente total e a corrente capacitiva (tan

δ). Matematicamente, a correlação entre os dois pode ser

escrita como:

(1)

Figura 2 – Representação de uma Ponte Shering.

(2)

(3)

54 Apoio

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orma

dore

s

Além da possibilidade de aplicar uma larga faixa de

frequência, as medições podem ser feitas em frequências

diferentes da frequência da linha e seus harmônicos. Com

este princípio, as medições podem ser realizadas também na

presença de alta interferência eletromagnética em subestações

de alta tensão.

A faixa de frequência utilizada varia de 15 Hz a 400 Hz. Os

testes podem ser realizados sem problemas, pois, nesta faixa

de frequências, as capacitâncias e as indutâncias do sistema

elétrico testado são praticamente constantes. Para avaliarmos

o isolamento, devemos considerar que o dielétrico perde sua

capacidade de isolar devido a:

• Movimento de íons e elétrons (corrente de fuga);

• Perdas por causa do efeito da polarização.

Procedimentos gerais Em linhas gerais, seguem alguns procedimentos para a

realização das medidas de capacitância e fator de potência

para transformadores de dois enrolamentos. A Figura 3 mostra a

representação esquemática do isolamento para transformadores

de dois enrolamentos.

Em que:

• Cab representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta

Tensão (AT) e os enrolamentos de Baixa Tensão (BT);

• Ca representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta

Tensão (AT) e a carcaça;

• Cb representa o isolamento entre os enrolamentos de Baixa

Tensão (BT) e a carcaça.

Assim:

• O transformador deve estar desenergizado e completamente

isolado do sistema de potência;

• O aterramento adequado do tanque do transformador deve

ser checado;

• Os terminais das buchas de alta tensão devem ser isolados

Figura 3 – Representação esquemática do isolamento para transformadores de dois enrolamentos.

da conexão das linhas;

• Todos os terminais das buchas de um determinado grupo,

como os terminais A, B, C (e Neutro) do enrolamento de Alta

Tensão; A, B, C (e Neutro) do enrolamento de baixa tensão

e A, B, C (e Neutro) do enrolamento terciário devem ser

conectados;

• Os terminais do neutro de todos os enrolamentos conectados

em estrela com ponto aterrado devem ser desconectados do

terra (tanque);

• Se o transformador tiver um comutador de taps, então ele

deve ser posto na posição de neutro (0 ou no meio dos taps);

• Conectar os terminais de aterramento do equipamento de

teste no aterramento do transformador (subestação);

• Conectar a saída de alta tensão do equipamento de teste

(fonte) no enrolamento de alta tensão do transformador (de

acordo com as instruções de conexão). Deve-se evitar que

partes desparafusadas ou soltas do cabo de teste de alta

tensão toquem qualquer parte como buchas e o tanque do

transformador. Isto pode causar abertura de arcos (flashovers);

• Conecte o cabo de medida (vermelho) no enrolamento

de baixa tensão, e o cabo Guarda (azul) carcaça do

transformador (de acordo com as instruções de conexão do

equipamento de teste utilizado). Neste caso é realizada a

medida:

♦ UST-A: medida de AT para BT, guardando carcaça

(Cab).

• Alguns equipamentos de teste possuem a facilidade de

trocarem a função dos cabos, ou seja, o cabo vermelho pode

ser um cabo de medida ou Guarda, dependendo da escolha

do testador. O mesmo ocorre para o cabo Azul. Assim, com

a mesma conexão é realizada a medida:

♦ GST-A: medida de AT para carcaça, guardando BT (Ca).

• Para realizar o teste de BT para carcaça, conecte o cabo de

medida (vermelho) no enrolamento de alta tensão, e o cabo

de saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no

Figura 4 – Transformador preparado para teste.

56 Apoio

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mado

res Tabela 1 – Condições do isolamenTo pela ieee sTd. 62-1995

Transformador

Novo

Antigo sob serviço

Todos os valores medidos a 20 °C

Condições do isolamento

Bom

DF < 0.5%

DF < 0.5%

Aceitável

-

0.5% < DF < 1%

Deve ser investigado

-

DF > 1%

enrolamento de baixa tensão. O cabo Guard (azul) continua

na carcaça do transformador. É realizada a medida:

♦ GST-A: medida de BT para carcaça, guardando AT (Cb).

Neste caso é importante que o testador use o histórico do

equipamento para realizar uma análise adequada.

Com o desenvolvimento de novas técnicas e novos equipamentos

de teste, a avaliação do isolamento pode ser feita com a variação de

frequência da tensão de teste. Assim capacita o testador a realizar

testes sem problemas de interferência eletromagnética e com

maior capacidade de avaliação. Com a variação de frequência, o

resultado mostra uma tendência que pode ser usada para avaliação,

pois à medida que elevamos a frequência, as perdas aumentam, ou

seja, os valores de FP ou FD tendem a aumentar. As Figuras 7 e 8

mostram o comportamento do FP com variação de frequência para

um transformador novo de 69 kV.

A seguir temos um exemplo de resultado onde é realizada a

comparação das medidas de fator de potência entre as buchas

das três fases de um banco de reatores ASEA/BROWN BOVERI,

tipo RM46, 2002, com potência: 40,33 MVAr, tensão HV: 500

kV, corrente HV: 127 A. A Figura 9 mostra um dos reatores e a

Figura 10 mostra os valores de FP para as três fases do banco.

• “Curte-circuite” todos os TCs de bucha, se houver;

• Não faça nenhum teste com alta tensão em transformadores

sob vácuo;

• A tensão de teste pode ser alterada respeitando-se a tensão

do enrolamento sob teste;

• Todos os testes devem ser feitos com a temperatura do

óleo próxima a 20 °C. Correções de temperatura podem ser

calculadas usando as curvas de correção, mas elas dependem

em grande parte do material isolante, do conteúdo de água e

de vários outros parâmetros;

• É importante obedecer às determinações registradas nos

manuais dos equipamentos de testes.

Avaliação do ensaio de fator de potência Para os testes realizados apenas na frequência da linha

(60 Hz), o range dos valores de fator de potência para novos

e antigos transformadores são publicados pelas normas e por

outras literaturas. Pela IEEE Std. 62-1995, são determinados

os seguintes valores:

Figura 5 – Esquema de conexão para medidas AT-BT e AT-carcaça.

Figura 6 – Esquema de conexão para medidas BT-carcaça.

Figura 7 – Transformador novo de 69 kV.

Figura 8 – Fator de potência para transformador novo de 69 kV.

57Apoio

Nota-se que o fator de potência tende a aumentar

com o aumento da frequência, comprovando o descrito

anteriormente. Entretanto, registraram-se picos negativos e

positivos exatamente sobre a frequência de 60 Hz. Isso ocorreu

devido à forte interferência eletromagnética na medida, pois

os reatores avaliados estão instalados ao lado do bay de 500

kV energizado. Vale ressaltar que, se as medidas fossem feitas

apenas com 60 Hz, os resultados anotados certamente estariam

errados, pois não levariam em consideração as condições reais

do isolamento sob teste.

Diagnóstico de umidade no isolamento Para a avaliação do conteúdo de umidade no isolamento

líquido e sólido, o emprego do método Karl Fischer, além de

amplamente utilizado, serve como dado de referência para

outros métodos, tais como os métodos de resposta dielétrica.

Entretanto, este método sempre é afetado por diversas

influências, como o ingresso de umidade do ambiente durante

a coleta, transporte e preparação da amostra. Isso compromete

os resultados e dificulta a comparação com valores referenciais.Figura 10 – Medidas de fator de potência nas fases A, B e V.

Figura 9 – Reator ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46 (154 kV-20 kV).

58 Apoio

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sfor

mado

res Buscando uma solução para determinação da umidade,

métodos de diagnóstico de dielétricos foram desenvolvidos para

deduzir a umidade no papel e realiza a análise das características

do isolante. Os trabalhos da Força Tarefa D1.01.09 do Cigré

mostram a validade desses métodos. Estes trazem a promessa

de dar maior precisão ao diagnóstico e determinação da

umidade no isolamento. Métodos de diagnósticos do dielétrico

deduzem o teor de umidade no isolamento sólido empregando

os mecanismos de estabelecimento de correntes polarização e

despolarização, bem como fator de dissipação com variação de

frequência. A seguir é descrito o método que combina medidas

no domínio do tempo e medidas no domínio da frequência. Isso

possibilita diagnósticos seguros até mesmo para isolamentos

muito antigos.

Medidas das propriedades dielétricas Sobre as propriedades do dielétrico, o isolamento de um

transformador é composto de espaçamentos preenchidos com

óleo isolante. Sendo aplicada tensão de teste no enrolamento

de alta tensão, a corrente flui na isolação principal e é medida

no instrumento de teste. Essa corrente é medida na ordem de

[nA] e [pA]. As propriedades medidas são a condutividade da

celulose e do óleo, além do efeito de polarização interfacial.

A polarização interfacial ocorre se dois materiais com

diferente condutividade e permissividade (óleo e papel) estão

dentro de um dielétrico. Assim, os íons em óleo viajam para

o elétrodo oposto e forma uma nuvem de carga que pode

ser medida externamente como um efeito de polarização. A

polarização e a condutividade são afetadas pela geometria do

isolamento e sua composição. A medida do isolamento de um

transformador consiste na medida da superposição de vários

efeitos, tais como as propriedades do papel sozinho e do óleo

isolante, mostradas na Figura 11.

A análise das propriedades dielétricas é dada com a

combinação da polarização interfacial no isolamento óleo

e papel no transformador de potência, combinando suas

características. A resposta dielétrica de isolamento pode ser

registrada no domínio do tempo ou no domínio frequência.

Uma vez no domínio do tempo tem-se o registro da medida

de carga e descarga das correntes pelo isolamento. Este

procedimento é conhecido como Corrente de Polarização

e Despolarização (Polarization and Depolarization Currents

– PDC). As medidas no domínio da frequência são obtidas

pelas medições de tangente delta, com uma faixa de

frequência maior, especialmente em baixas frequências. Este

procedimento é chamado de Espectroscopia no Domínio

da Frequência (Frequency Domain Spectroscopy – FDS).

A combinação dessas duas técnicas reduz drasticamente a

duração do teste comparado com as técnicas existentes.

Análise das medidas no isolamento e determinação da umidade

A umidade influencia fortemente grandezas como

correntes de polarização e despolarização, capacitância e

fator de dissipação. O fator de dissipação com variação de

frequência mostra uma forma de curva típica em formato de

“S”. Com o aumento do teor de umidade, da temperatura ou

com o envelhecimento, a curva aumenta para frequências

mais elevadas.

A seguir estão os resultados do teste em transformador

WEG 230-69-13,8 KV, fabricado em 1981 e reformado em

2010. A Tabela 2 mostra os resultados na frequência de 60

Hz extraídos do teste de PDC+FDS mostrado na Figura 13. A

Figura 14 mostra a unidade testada.Figura 11 – Fator de dissipação do papel e do óleo e a sobreposição dos efeitos na reposta global (óleo + papel).

Figura 12 – Interpretação para os dados de domínio da frequência com a discriminação entre as influências de vários fenômenos físicos.

59Apoio

Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012.• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.

Tabela 2 – ResulTado de TesTe em TRansfoRmadoR de 230 KV (60 Hz)

Teste realizado

AT – BT (CHL)

BT– massa (CLT)

Fator de dissipação

0,210%

0,226%

Umidade

1,2%

1,3%

Capacitância

2,4681 nF

4,6884 nF

Figura 13 – Resultados do teste em transformador 230-69-13.8 KV sob teste.

• GT A2.05 – Guia de manutenção para transformadores de potência. Cigre Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.

Figura 14 – Transformador 230-69-13.8 KV sob teste.




[email protected]

48 Apoio

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res

Este texto descreve os conceitos e princípios

da aplicação da análise de resposta em frequência

e impedância terminal. Mostra a diferença entre

as duas definições (função de transferência e

impedância terminal). Comumente esses dois

elementos são confundidos e tratados erroneamente

como sendo um único elemento. O trabalho

também descreve os princípios de avaliação e os

algoritmos utilizados como ferramenta que fornece

uma referência numérica e ajuda a equipe de teste

na tomada de decisão, eliminando erros na análise

do resultado. Assim aumenta-se consideravelmente

a confiabilidade do ensaio.

Introdução Da eletrônica temos a designação de análise da

resposta em frequência como o estudo da relação

entre dois sinais alternados com a variação da

frequência. Sua representação é realizada em

notação polar, definindo as funções amplitude e

fase da resposta em frequência, evidenciando a

relação existente entre as amplitudes e a diferença

entre as fases dos sinais de entrada e saída no objeto

em teste. As representações gráficas das funções

amplitude e fase da resposta em frequência, em

escala logarítmica, representam as assinaturas do


Capítulo IX

Análise de resposta em frequênciaDiagnóstico de transformadores de potência utilizando análise de resposta em frequência e impedância terminal

objeto em teste diante da variação de frequência.

A indústria elétrica usa essa técnica para

avaliar transformadores de potência, por meio da

função de transferência, ou seja, da relação das

tensões de entrada e saída do objeto em teste e

por sua impedância terminal. Análise de resposta

em frequência, geralmente conhecida dentro da

indústria como FRA, é uma técnica de teste de

diagnóstico poderosa. Consiste em medir a função

de transferência, também conhecida como resposta

em frequência, e a impedância dos enrolamentos.

Essas medidas podem ser usadas como um método

de diagnóstico para a detecção de defeitos elétricos

e mecânicos do transformador em cima de uma

larga escala de frequências. Para tal é realizada

a comparação entre a função de transferência

obtida com assinaturas de referência. Diferenças

podem indicar dano ao transformador que pode ser

investigado usando outras técnicas ou um exame

interno.

Os transformadores são equipamentos

essenciais em sistemas de transmissão e distribuição

de energia elétrica. Na ocorrência de uma falta no

sistema, descarga atmosférica ou uma falta dentro

do transformador, podem ser geradas altas correntes

circulantes nas bobinas e/ou uma alta tensão

49Apoio

sobre estas. Consequentemente ocasionam danos estruturais,

deformações nas bobinas e/ou de isolação do equipamento,

fechando-se curto-circuito entre espiras, entre bobinas ou

destas para a carcaça (ponto de terra).

Danos de transporte também podem ocorrer se os

procedimentos forem inadequados, podendo conduzir ao

movimento do enrolamento e núcleo. O circuito equivalente

de um transformador é complexo e composto de resistências,

indutâncias e capacitâncias provenientes dos enrolamentos,

assim como capacitâncias parasitas entre espiras, entre bobinas

e destas para o tanque. Este circuito possui características únicas

de resposta em frequência para cada transformador, funcionando

como uma impressão digital. Qualquer tipo de dano na sua

estrutura interna, tanto na parte ativa (enrolamentos e núcleo)

como na parte passiva (estrutura, suportes, tanque etc.), afeta

diretamente os parâmetros deste circuito equivalente, o que

altera sensivelmente a resposta em frequência deste circuito, que

comparado à sua resposta original pode claramente evidenciar

a falha. Um problema da análise de resposta em frequência é a

falta de procedimento padronizado internacional para que seja

feita a comparação das análises dos resultados.

Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das

diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na

função de transferência pode ser interpretada como uma

deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto,

é complicado estimar o correspondente grau de deformação

do enrolamento e identificar qual a extensão da variação das

medidas do FRA é aceitável para operação do transformador

sem falhas.

Definições Análise de resposta de frequência (Frequency Response

Analysis – FRA)

Análise de resposta de frequência, comumente chamada

de FRA, é uma técnica de diagnóstico utilizada para detectar

alterações nas características da estrutura de transformadores

de potência, principalmente deformações nas bobinas. Essas

modificações podem ser resultados de diversos tipos de

problemas elétricos ou mecânicos (danos durante o transporte,

a perda de fixação de partes internas, esforços mecânicos

causados por curto-circuito, etc.) O teste não é destrutivo e

pode ser usado tanto como uma ferramenta para detectar danos

de enrolamento, quanto uma ferramenta de diagnóstico para

estudo de defeitos observados em outros testes (por exemplo, o

50 Apoio

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s

fator de potência do isolamento, análise de gases dissolvidos,

impedância de curto-circuito, etc.). FRA consiste na medida da

função de transferência e na medida da impedância terminal

vista pelo sistema de medida. A medição é feita por uma

ampla gama de frequências e os resultados são comparados à

assinatura de referência ou "impressão digital" do enrolamento

para obtenção de um diagnóstico.

Método de varredura de frequência (Sweep Frequency Method)

Consiste na medida direta de uma resposta de frequência

por meio da injeção de um sinal de frequência variável. Este

sinal é injetado em um terminal de entrada e medida a resposta

no terminal de saída. Também designado por análise de

resposta em frequência por varredura (SFRA – Sweep Frequency

Response Analysis).

Método de impulso de tensão (Impulse Voltage Method)

Consiste na medida indireta de uma resposta de frequência,

realizada pela injeção de um ou mais sinais de impulso de

tensão em um terminal de entrada e medida a resposta no

terminal de saída. Se mais do que um impulso é utilizado,

as formas de onda são diferentes, de modo a proporcionar

uma densidade mais uniforme do espectro para calcular os

resultados. As medidas, realizadas no domínio do tempo, são

transformadas para o domínio de frequência.

Amplitude da função de transferência

A amplitude da resposta relativa ao sinal injetado determina

a função de transferência de tensão, geralmente expresso em

dB. O resultado corresponde à medida sobre a admitância

testada, com a relação entre a tensão de entrada e a tensão de

saída, calculado como:

Em que:

• A(dB): amplitude, em [dB]

• Vout: tensão de entrada

• Vin: tensão de saída

Fase da função de transferência

A mudança de ângulo de fase da resposta relativa ao sinal

injetado em função da frequência.

Impedância terminal (função impedância)

Consiste na representação gráfica da impedância própria

de uma bobina ou da impedância vista pelo sistema de

medida, apresentando a relação entre o sinal de tensão

de entrada e o sinal de corrente de entrada em função da

frequência, obtendo-se a Função Impedância Ui/Ii (f) e

Função Admitância Ii/Ui (f). Sua representação pode ser

realizada em forma gráfica como parte real e parte imaginária

ou como módulo e ângulo.

Autoadmitância do enrolamento

Quando um transformador é posto à prova por um teste de

resposta em frequência, as conexões são configuradas de tal

maneira que quatro terminais são usados. Estes quatro terminais

podem ser divididos em dois pares originais, em um par para

a entrada e em outro par para a saída. Estes terminais podem

ser modelados em um par de terminais duplos ou em uma

configuração como uma rede de duas portas. A Figura 2 mostra

esse modelo.

Figura 1 – Esquemas básicos de conexão: (a) Conexão para medida da função de transferência (b) Conexão para medida da impedância terminal.

52 Apoio

Figura 3 – (a) Princípio básico de conexão para medida do SFRA. (b) Circuito básico para teste.

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res

Figura 2 – Representação do quadripolo

Na diagonal da matriz [Y], Yii é a autoadmitância do nó

i, ou seja, é a soma de todas as admitâncias conectadas ao

nó i. Na prática, esta é a admitância medida pela aplicação

de uma tensão a uma extremidade de um enrolamento e

da medição da corrente por meio da outra extremidade do

enrolamento. Esses resultados são obtidos por meio das

medidas de impedância terminal do transformador sob

teste.

Admitância entre os enrolamentos

Segundo (2), Yij é a admitância entre enrolamentos ou a

admitância de acoplamento entre os nós i e j.

Representação da impedância do elemento em teste

pela função de transferência

Não se trata da medida de impedância terminal, mas

apenas da representação gráfica relativa à impedância

vista pelo sistema de medida, segundo os resultados

obtidos pela função de transferência. Quando é realizada

a medida da função de transferência H(jω), não é medida

a impedância do elemento em teste, ou seja, obtém-se a

relação das tensões de entrada e saída e não a impedância

Z(jω) deste elemento. A grande maioria dos instrumentos

de medida e arranjos de ensaio não fornece a medida da

impedância, eles o calculam em função de uma impedância

de referência. Quando o instrumento utilizado não é capaz

de medir a impedância, utiliza-se o recurso de substituir

uma corrente pela tensão de saída. Os arranjos de teste são

baseados no circuito apresentado pela Figura 3b, em que

Vfonte é o sinal injetado e Ventrada e Vsaída são as medidas

da tensão de referência e de teste. Zfonte é a impedância

interna do gerador de sinais ou do analisador de redes e

Z(jω) é a impedância do enrolamento. Uma impedância

Zfonte é definida como 50 Ω, por exemplo, e incorporada

em H(jω). As equações 3 e 4 mostram o relacionamento de

Z(jω) a H(jω), com a representação das tensões no domínio

da frequência.

Detecção de falhas no transformador A impedância do transformador é, principalmente, um

valor combinado da composição do enrolamento (resistências,

reatância de fuga e capacitâncias) e os componentes de

excitação (condutância, susceptância e capacitância). Os

componentes indutivos (L) e capacitivo (C) são responsáveis

pela característica transitória e pelas de ressonâncias, em que a

reatância indutiva é igual a reatância capacitiva. A frequência

de ressonância fr é dada por (5).

53Apoio

Conforme descrito, as técnicas de análise de resposta

em frequência são capazes de detectar diversos pontos de

ressonância. Portanto, é possível estimar as localizações

das alterações locais que não puderam ser detectados por

meio de técnicas de diagnóstico convencionais.

Algoritmos para análise

Um problema da análise de resposta em frequência é a falta

de procedimento padronizado internacional para que seja

feita a comparação das análises dos resultados. Assim, o

problema a ser resolvido é a interpretação das diferenças

entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na função de

transferência pode ser interpretada como uma deformação

no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto, é

complicado estimar o correspondente grau de deformação

do enrolamento e identificar qual extensão da variação das

medidas do FRA é aceitável para operação do transformador

sem falhas. As análises são feitas por pessoas capacitadas,

porém, há o risco de serem julgadas de maneira subjetiva.

Por isso, a necessidade de um algoritmo que permita a

determinação qualitativa e quantitativa de duas assinaturas

de FRA relacionadas com uma determinada faixa de

frequência. Para iniciarmos a discussão sobre os modelos

matemáticos aplicados a análise de falha nos testes de

reposta em frequência, definimos FT como função de

transferência.

Desvio entre funções de transferência

O cálculo do desvio ou erro entre uma FT de referência

e uma FT de teste é o método mais fácil de mostrar as

diferenças. Chamaremos essa diferença de função erro

representada por Δ0(f).

A desvantagem deste método é que a função erro

é calculada de maneira não uniforme pela faixa de

54 Apoio

Manu

tenç

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sfor

mado

res frequência. É necessário realizar uma normalização da

função erro para ficar independente da resposta da função

erro aplicada às funções de transferências consideradas.

Uma possibilidade é padronizar o valor médio da FT de

referência, |FTRef(f)| como mostrado em (5). Com isto,

o peso da função erro é o mesmo em toda a faixa de

frequência. A esperança E[Δ1(f)] descreve o erro relativo

médio da FT de teste. Se a FT de teste e a FT de referência

forem idênticas seu valor será zero. Também se Δ0(f) for

zero, isso significará apenas ruído.

Em que X(k) e Y(k) são sequências comparáveis da

resposta em frequência com comprimento N. O fator

Rxy avalia em diferentes valores das escalas os fatores de

avaliação do enrolamento, conforme os dados mostrados na

Tabela 1. Usando os fatores de avaliação do enrolamento

apresentados, as condições de deformação do enrolamento

do transformador são definidas na Tabela 2.

O desvio padrão é uma medida da variação do erro que

significa a distribuição estatística dos valores da função erro,

dada pela raiz quadrada positiva da variância. O desvio padrão

é zero para uma diferença constante entre as funções de

transferências.

O fator de correlação pode assumir valores apenas entre

-1 e +1. Uma completa correlação linear positiva (negativa)

de duas variáveis aleatórias é dada por um valor de +1(-1)

e uma correlação não linear é dada pelo valor do fator

de correlação igual a zero. O fator descreve o nível de

dependência linear entre duas variáveis aleatórias. Se duas

variáveis aleatórias são consideradas como dois vetores

N-dimensionais, o fator de correlação pode ser interpretado

como o cosseno do ângulo entre os dois vetores.

Padrão chinês de análise do FRA – Norma DL/T911-

2004

DL/T911-2004 é uma norma para análise da resposta

em frequência usada na República Popular da China. Para

maiores detalhes o usuário pode visitar o website www.

Fator de correlação cruzada

O fator de correlação é a medida da similaridade entre duas

curvas. No caso de variáveis discretas aleatórias, é definida

como o quociente entre a covariância (Cov) e o desvio padrão

(σ) dessas variáveis.

Tabela 1 – FaTores de avaliação de enrolamenTos de acordo com a norma dl/T911-2004

Fator de avaliação do enrolamento

RLF

RMF

RHF

Escala de frequência

1 kHz ..... 100 kHz

100 kHz ..... 600 kHz

600 kHz ..... 1 MHz

Tabela 2 – avaliação de enrolamenTos de acordo com a norma dl/T911-2004

Grau de Deformação do Enrolamento

Enrolamento normal (Normal winding)

Deformação leve (Slight deformation)

Deformação óbvia (Obvious deformation)

Deformação severa (Severe deformation)

Fator de Avaliação do Enrolamento

RLF ≥ 2,0 E RMF ≥ 1,0 E RHF ≥ 0,6

2,0 > RLF ≥ 1,0 OU 0,6 ≤ RMF < 1,0

1,0 > RLF ≥ 0,6 OU RMF < 0,6

RLF < 0,6

cepp.com.cn da empresa China Electric Power Publishing

Co. O algoritmo avalia a similaridade de duas respostas

em frequência de enrolamentos de transformadores (duas

assinaturas) pelo cálculo dos fatores RLF, RMF e RHF (ver

Tabela 1 – Fatores de avaliação de enrolamentos de acordo

com a norma DL/T911-2004). Para entendimento básico do

cálculo que envolve esse algoritmo, o cálculo dos fatores é

mostrado a seguir.

55





|[email protected].



[email protected]

A norma chinesa mostra-se uma boa tentativa para

apoiar as avaliações de ensaios de resposta em frequência,

mas atualmente não podemos assegurar sua plena utilização

sem a análise do testador. Uma possível solução seria a

integração de vários algoritmos.

Referências• PAULINO, M. E. C. Diagnóstico de Transformadores e

Comparações entre Algoritmos para Análise de Resposta

em Frequência. V WORKSPOT- International Workshop on

Power Transformers, Belém, PA, Brasil, 2008.

• CIGRÉ Report 342 WG A2.26. Mechanical condition

assessment of transformer windings: Guidance Technical

Brochure CIGRE Study Committee A2 – Work Group A2.26,

2008.

• PAULINO, M. E. C. et al. Aplicações de Análise de Resposta

em Frequência e Impedância Terminal para Diagnóstico de

Transformadores. XIII ERIAC – Décimo Terceiro Encontro

Regional Ibero-americano do CIGRÉ , Foz do Iguaçu,

Argentina, 2009.

• SANO, T. K. M. Influence of Measurement Parameters on

FRA Characteristics of Power Transformers” Proceedings of

the 2008 International Conference on Condition Monitoring

and Diagnosis. Beijing, China, April 21-24, 2008.

• Frequency Response Analysis on Winding Deformation of

Power Transformers, The Electric Power Industry Standard of

People´s Republic of China, Std. DL/T911-2004, ICS27.100,

F24, 2005.

• IEEE PC57.149/D6, Draft Trial Use Guide for the

Application and Interpretation of Frequency Response

Analysis for Oil Immersed Transformers, april 2009.

48 Apoio

Manu

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ão de

tran

sfor

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res

Este artigo apresenta definições, descrição dos

efeitos, além de técnicas para análise de descargas

parciais. Mostra um sistema de aquisição síncrono

multicanal de descargas parciais, onde é possível

obter dados a partir de fontes separadas de descargas

parciais. No teste de descargas parciais, a separação

de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma

análise adequada de descargas parciais. Sistemas

de medição de múltiplos canais sincronizados

fornecem novas e avançadas técnicas de avaliação

de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD.

Introdução A indústria elétrica é forçada a manter as antigas

instalações em operação devido à crescente pressão

para reduzir custos. Além disso, os equipamentos

elétricos instalados em subestações podem ser

solicitados a operar sob diversas condições

adversas e não se pode descartar a possibilidade

de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis

as funções transmissão e distribuição de energia

elétrica aos quais pertencem. Assim, a verificação

regular das condições desses equipamentos torna-se

cada vez mais importante, seja no comissionamento,

nas atividades de manutenção preventiva ou

processos de reparo. Torna-se imperativo a busca


Capítulo X

Avaliação de descargas parciaisUso de medição com sistemas digitais de múltiplos canais sincronizados para avalição de transformadores com descargas parciais

de procedimentos e ferramentas que possibilitem a

obtenção de dados das instalações de forma rápida

e precisa.

A norma IEC 60270 define descargas parciais

como descargas elétricas localizadas na união entre

dois condutores, por meio do isolamento, que pode

ou não ocorrer próximo de um condutor. Descarga

parcial é, em geral, a consequência de uma

concentração de estresses elétricos em isolamentos

ou em superfície de isolamentos. A medição

síncrona de múltiplos canais é uma poderosa

ferramenta na detecção, localização e separação

de sinais de descargas parciais de ruídos de fundo

quando da realização de testes em transformadores

trifásicos, motores, geradores e cabos.

Tal método permite que o mesmo sinal seja

detectado em mais de um medidor simultaneamente.

Isto é fundamental para o processo de localização

e diferenciação das diversas fontes geradoras de

descargas internas que podem ser provenientes

do efeito corona, descargas do tipo superficiais,

descargas geradas em gaps que são comuns

principalmente em geradores, motores e descargas

provenientes dos próprios elementos do circuito de

medição como a fonte de tensão que alimenta o

circuito, filtros, transformadores elevadores, buchas

49Apoio

capacitivas e capacitores de acoplamento.

Neste texto, são apresentadas definições de descargas

parciais internas que são geradas devido a contaminação

do isolante, defeito de fabricação de resinas e até mesmo

deterioração de componentes. Os requisitos de hardware

para o teste visando à realização de medidas adequadas são

observados. As características como taxas de amostragens e

imunidade a ruídos são especialmente tratadas na concepção

do sistema de teste descrito.

Este trabalho apresenta um novo método que trata a

separação entre o sinal medido e o ruído provocado por

interferências externas. Assim, é possível separar ruídos

de diferentes fontes de descargas parciais localizadas no

mesmo objeto sob teste. Os sinais de descargas parciais são

frequentemente sobrepostos por pulsos de ruído, fato que faz

uma análise dos dados de DP mais difícil para os especialistas

e sistemas de software especializados.

Com o desenvolvimento contínuo de unidades de teste e

monitoramento de descargas parciais, os sistemas de análise

precisam se tornar mais eficazes e automáticos. Esse trabalho

mostra um sistema de aquisição síncrono multicanal de

descargas parciais, no qual é possível obter dados a partir de

fontes separadas de descargas parciais, a fim de fazer medições

mais confiáveis.

Definição de descargas parciais Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma

descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em uma

região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um

campo elétrico, em que o caminho formado pela descarga não

une as duas extremidades dessa região de forma completa.

A ocorrência de descarga parcial depende da intensidade do

campo aplicado nas extremidades desse espaço, além do tipo

de tensão de teste aplicada (tensão alternada, tensão contínua,

sinal transitório ou impulso).

A norma IEC 60270 faz referência à medida de descargas

parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões

alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos, tem-se a

ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios.

Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em

espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas no

dielétrico líquido.

Portanto, descargas parciais são iniciadas geralmente se a

intensidade do campo elétrico dentro do espaço vazio exceder

50 Apoio

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ansf

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s

a intensidade do campo do gás contido nesse espaço. O pulso

de carga criado geralmente tem valores em torno de alguns pC

até na ordem de nC, dependendo do aparato que está sendo

analisado.

A norma IEC 60270 define Descarga Parcial como:

“Descargas elétricas localizadas que simplesmente faz a ligação

parcial entre dois condutores através do isolamento. Descarga

Parcial é, em geral, a consequência de uma concentração de

tensão elétrica local no isolamento ou sobre uma superfície de

isolamento. Geralmente, tais descargas aparecem como pulsos

com a duração menor que 1 μs”.

As descargas parciais podem ser classificadas de acordo

com a natureza da sua origem. Podem ser do tipo superficial,

corona, buraco interno, contaminante em resinas, bolhas de

gases em dielétricos líquidos, entre outros.

Descargas superficiais

Elas ocorrem em gases ou líquidos na superfície de um

material dielétrico, normalmente partindo do eletrodo para a

superfície. Se a componente de campo elétrico que tangencia

a superfície excede um determinado valor crítico, o processo

de descarga superficial é iniciado. Esse processo é conhecido

como trilhamento e pode levar à ruptura completa da isolação.

Descargas externas

Descargas parciais no ar ambiente geralmente são

classificadas como “descargas externas” e, frequentemente,

chamadas de “descargas corona”. No início do processo de

indução da tensão, brilho e correntes de descargas podem

aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de pontas agudas em

eletrodos metálicos em partes com pequenos raios de curvatura.

Isso forma regiões nas vizinhanças dessas pontas com

elevado campo elétrico, ultrapassando o valor de ruptura do

gás. Esse processo químico desencadeado por descargas no gás

cria subprodutos que são incorporados ao meio gasoso. Assim,

os processos no ar ambiente puro podem ser considerados

como reversíveis e geralmente inofensivos. Entretanto,

descargas corona no ar geram ozônio, causando fissuras na

isolação polimérica. Óxidos de nitrogênio junto com o vapor

d’água podem corroer metais e depositar material condutor em

isoladores. Isso causa o trilhamento do material.

Descargas internas

As descargas internas ocorrem nos espaços geralmente

vazios preenchidos com gás, presentes nos materiais sólidos e

líquidos usados em sistemas de isolamento. As descargas em

isolamentos sólidos podem ocorrer em cavidades capilares

de gás, em vazios ou trincas, podendo ser estabelecidos em

defeitos da estrutura molecular. Nos isolantes líquidos, as

descargas parciais podem ocorrer em bolhas de gás devido a

fenômenos térmicos e elétricos e em vapores de água criados

em regiões de alta intensidade de campo elétrico.

Um tipo particular de descargas internas são as descargas

que ocorrem em arborescências elétricas. A arborescência

(treeing) elétrica é um fenômeno de pré-ruptura que ocorre no

interior da isolação de equipamentos elétricos, tais como cabos

de potência isolados, tendo sua origem devido à ocorrência

contínua de descargas parciais internas em vazios ou a partir

de uma falha no eletrodo. Este texto considera a partir deste

ponto que o termo descarga parcial será sempre utilizado para

designar descarga parcial interna.

Sistemas de medidas analógicas de descargas parciais

As medidas analógicas de descargas parciais começaram na

década de 50 com instrumentos que abriram caminho para a

medida de carga aparente com pC no lugar das medidas de RIV

(Tensão de Rádio Interferência) em μV.

Esses instrumentos têm frequência central fixa e com as

frequências de corte inferior e superior ajustadas em etapas.

A largura de banda estabelecida de 100 kHz a 400 kHz.

Em comparação com os instrumentos de banda estreita, a

resolução para medida dos pulsos de descargas parciais foi

significativamente aperfeiçoada. Geralmente, esses instrumentos

analógicos de descargas parciais consistiam em um filtro de

passagem de banda e um indicador de nível de pico.

Desde que o filtro de passagem de banda extraía pulsos de

descargas parciais onde a densidade espectral é constante, o

pico da resposta do filtro será proporcional à carga aparente do

pulso de corrente de descargas parciais.

Figura 1 – Representação de esquema tradicional de medida de DP.

A saída do filtro de passagem de banda era correlacionada

à fase de tensão de corrente alternada e representada pelo

diagrama de amplitude e fase PRPD (phase-resolved partial

discharge). O primeiro catálogo para reconhecimento da

52 Apoio

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sfor

mado

res origem de descargas parciais, publicado pelo Cigré em 1969 se

aproximava muito desses valores. Desde aquele tempo, houve

muito pouco avanço com relação ao conjunto de circuitos de

medição, dependendo de conjunto de circuitos analógicos

convencionais para o processamento de sinais.

Com o uso de equipamentos microprocessados na

medida de descargas parciais, utilizando uma nova interface

para gerenciar o teste e obter os resultados, foram realizadas

tentativas de classificação de descargas parciais. Entretanto,

esses sistemas tinham poucos parâmetros nos quais se basear,

com resultados limitados.

Sistema de medidas digitais de descargas parciais

A introdução de sistemas digitais de medida de

descargas parciais resultou na melhoria da sensibilidade e da

repetibilidade das medidas de descargas parciais, excedendo

em muito as capacidades daqueles sistemas mais antigos de

medida de descargas parciais. Os modernos sistemas digitais

de descargas parciais aplicam processamento síncrono de

sinais dessas descargas em múltiplos canais. Isso torna a análise

estatística muito mais eficiente. Torna possível e mais eficaz a

discriminação entre os eventos, sejam descargas parciais ou

ruídos, e capacita também o sistema de teste para identificação

dos tipos de falhas e sua localização.

O moderno e avançado sistema digital de medição de

descargas parciais está projetado para efetuar medidas em

tempo real de DP contínuas e síncronas em canais múltiplos.

A Figura 2 mostra um exemplo de projeto para um sistema

de medição de descargas parciais. O projeto desse sistema é

modular, constituído de mais de uma unidade de aquisição de

dados. Essas unidades podem ser conectadas a um computador,

e a conexão de fibra ótica permite grandes distâncias entre a

unidade de aquisição e o computador, inclusive entre as outras

unidades conectadas ao sistema sob medida.

O sinal de descargas parciais é filtrado, amplificado e

digitalizado em tempo real. O operador do sistema de teste

pode escolher livremente a frequência central de medida de

CC a 20 MHz, sendo a largura de banda selecionável de 9

kHz a 3 MHz. Isso permite ao operador aperfeiçoar a relação

sinal-ruído, mesmo sob ambientes com alta interferência.

A sincronização de sinais alternados, bem como a exibição

da forma de onda e leitura da amplitude desse sinal CA, é

realizada por um segundo conversor analógico digital,

responsável pela digitalização da forma de onda de tensão

medida.

Toda a aquisição e pré-processamento de dados são

efetuados na unidade de aquisição, próximo ao local da

medida do sinal. Isso garante um ótimo desempenho em

velocidade de medida e qualidade de sinal. Um vetor de

quatro parâmetros é identificado para cada pulso individual

de descarga parcial: [n; qi; ji; ti], em que n é o número da

unidade de aquisição, qi o valor da carga aparente, ji o ângulo

de fase em tensão CA, e ti o registro de tempo absoluto.

Paralelamente é feita a amostragem do valor instantâneo da

tensão em CA.

Ao lado de algoritmos matemáticos de análise de descargas

parciais utilizados em medidas de descargas parciais em um

único canal, podem-se obter enormes vantagens utilizando a

medida síncrona de várias posições em associação. Isso pode

ser realizado em cabos de alta tensão de alguns quilômetros

de comprimento, com medidas de descargas parciais em suas

conexões ou em um transformador de potência trifásico com

medidas de descargas parciais em cada enrolamento.

Em decorrência dos diferentes locais de origem, os pulsos

de descargas parciais e as interferências se propagam por

diferentes trajetos até serem requisitados pelo sistema de

medição de descargas parciais. As formas de onda de pulsos

detectados serão consequentemente diferentes, e assim

relações de magnitudes e tempos de chegada do sinal serão

únicas para cada origem de descargas parciais.

As relações entre os diferentes pulsos requisitados por

um sistema multicanal possibilitam a separação distinta dos

pulsos diferentes de descargas parciais e interferência. Para

assegurar a correlação correta de pulsos, o espaço de tempo

da detecção síncrona de descargas parciais deve ser tão curto

quanto possível, tipicamente inferior a 1 μs ou 2 μs.

A Figura 3 apresenta uma vista ilustrativa de um sinal

de descargas parciais dentro da unidade do sistema, desde

a conversão Analógica/Digital do sinal até a extração dos

parâmetros do pulso em um sistema de três canais.Figura 2 – Representação de esquema microprocessado de medida de descargas parciais.

53Apoio

Figura 3 – Processamento de dados de DP em canais múltiplos com três unidades de aquisição de DP.

A extração dos parâmetros do pulso possibilita velocidades

de processamento de dados em tempo real de até 1,5x106

pulsos por segundo. A essa velocidade, os parâmetros

selecionados dos pulsos de três diferentes unidades de

aquisição podem ser correlacionados e exibidos em

diferentes diagramas de avaliação: 3PARD, 3PTRD e 3CFRD.

Cada um desses diagramas separa diferentes origens de tipos

de pulsos em agrupamentos. Além disso, cada agrupamento

é selecionável para exibir de volta na configuração PRPD,

apresentando ao operador uma única origem de descargas

parciais para observar. Estes três métodos são descritos a

seguir.

Avaliação dos resultados de descargas parciais

As medidas de descargas parciais são frequentemente

realizadas sob ruídos. O sinal de descarga parcial é sobreposto

por um ruído, ou mesmo vários ruídos de várias fontes, criando

dificuldades para análise dos resultados. Os filtros de frequência

convencionais não são capazes de eliminar essas perturbações

e os sistemas especialistas automatizados têm dificuldades

em analisar no caso de ocorrência de falhas múltiplas, com a

superposição dos sinais dessas falhas e de ruídos externos. A

separação dos sinais é o primeiro passo realizado pelo sistema

apresentado neste trabalho. No futuro, este método se tornará

ainda mais importante com o aumento do número de sistemas de

monitoramento de descargas parciais instalados na rede elétrica.

Diagrama de relação de amplitude em 3 fases (3 – Phase –

Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD)

A aquisição síncrona de dados de descargas parciais para

as três fases de um equipamento de alta tensão permite uma

comparação da amplitude de cada pulso requisitados. A Figura

4 mostra a ocorrência de uma falta interna na fase L1, com a

propagação dos pulsos para cada fase representados em azul.

54 Apoio

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Figura 4 – Ocorrência de falha interna em L1 e propagação dos pulsos. Figura 5 – Criação de 3PARD usando sinais de tensão de Descargas Parciais.

Figura 6 – Representação de 3PARD com a separação dos sinais individuais.

As relações das amplitudes dos pulsos triplos requisitados

são constantes para diferentes fontes de descargas parciais e

para diferentes fontes de ruído. Isso ocorre devido ao caminho

original de propagação de descargas parciais. Para ocorrências

internas específicas no equipamento sob teste, os pulsos

requisitados apresentam diferenças. Assim, a primeira etapa

para a localização de descargas parciais é a separação das

fontes. Durante a medição de DP, em tempo real, são criados

Diagramas Trifásicos de Relação de Amplitude (do inglês 3 –

Phase – Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD).

A separação de fonte 3PARD foi usada na prática com

resultados confiáveis, conforme descrito em várias publicações

científicas. Vale ressaltar que a aquisição de dados síncrona de

DP é imprescindível para avaliação dos dados com 3PARD. O

sistema utilizado neste trabalho possui um método de medição

sequencial de três canais múltiplos. A primeira etapa é calcular o

logaritmo do valor absoluto de todos os três pulsos das descargas.

Na segunda, cada pulso é transformado em um fasor

relacionado à sua fase de origem. A Figura 5 mostra o

mecanismo de geração do 3PARD e à direita os sinais de tensão

de cada fase são observados. Quando os fasores relativos a

cada fase medida são transportados para o diagrama, é obtida

a localização da fonte de descarga parcial interna pela soma

vetorial, conforme mostrado no quadro à esquerda.

Um único sinal de descarga parcial é representado por

um ponto. Cada agregação de pontos calculados (clusters)

representa a única fonte de descarga parcial. Posteriormente,

cada grupo pode ser facilmente separado e mostrado sem efeitos

de sobreposição, transformado em uma PRPD clássica ou de

qualquer outro diagrama de pulso para avaliação em tempo real.

O sistema de teste utilizado fornece a ferramenta de criação

de cluster, ou seja, áreas determinadas no 3PARD de onde são

separados os sinais que, a priori, aparecem sobrepostos. A Figura

6 mostra o 3PARD com a separação dos sinais.

Diagrama de relação de tempo em 3 fases (3 – Phase –

Time – Relation – Diagram 3 PTRD)

Usando o princípio do 3PARD, este método é resultado

da avaliação do atraso do pulso triplo de descarga parcial.

Similar ao método conhecido pelo teste de descargas

parciais, usado para localização de falhas com cabos de

alta tensão, cada fonte de pulso tem uma impressão digital

característica com diferenças de tempo devido ao atraso de

cada pulso.

Se a origem das descargas parciais estiver distante do

local da detecção, as amplitudes de pulso de uma descarga

parcial tendem a se igualar entre as fases e apresentarão

um modo comum de propagação. Consequentemente,

origens de descargas parciais muito distantes serão exibidas

próximas da origem do 3PARD, limitando a capacidade

identificar essas origens. Além disso, a propagação distante

amortece componentes de alta frequência dos sinais de

descargas parciais (efeito passa baixa), o que exige o uso

de baixa frequência de medida para manter a sensibilidade

necessária.

Em baixas frequências de medida, os pulsos de descargas

56 Apoio

parciais se propagam em modo lento (propagação pela

linha de transmissão). Portanto, a distância de propagação

e o tempo de chegada estão diretamente correlacionados,

o que pode ser usado para distinguir origens de descargas

parciais muito distantes. Assim, o 3PTRD foi desenvolvido

para correlacionar tempos de chegada de três sinais de

descargas parciais. A Figura 7 mostra a construção lógica

do 3PTRD e o diagrama está dividido em seis seções iguais,

em que é apresentada cada uma das seis combinações

possíveis de pulsos triplos.

A Figura 8 apresenta uma visualização de diferentes

diferenças de tempo entre os pulsos de PD detectados nas

fases L1, L2 e L3. Por exemplo, se a diferença de tempo

entre os primeiros dois pulsos for muito pequena, então o

ponto resultante seria exibido entre os eixos geométricos

onde esses pulsos são detectados (Figura 8, I). Se os dois

últimos pulsos ocorrerem quase simultaneamente, o ponto

resultante seria exibido sobre o eixo geométrico onde o

primeiro pulso é detectado (Figura 8, II). Caso todos os

Manu

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Figura 7 – Segmentos de visualização de 3PTRD para seis diferentes ordens de chegada de pulsos.

Figura 9 – Exemplo de representação FFT para classificação dos pulsos de descargas parciais com a determinação de três filtros de passagem de banda.

Figura 8 – Visualização de diferenças de tempo entre os três pulsos de DP dentro do segmento L1.

três pulsos sejam detectados quase ao mesmo tempo, o

comprimento do vetor seria zero, o que faz o ponto ser

exibido na origem do diagrama (Figura 8, III).

Diagrama de relação de frequências em 3 canais (3 –

Center – Frequency – Relation – Diagrama – 3 CFRD)

O diagrama da relação de frequências correlaciona a

medida de descarga parcial realizada em três frequências

simultaneamente. A amplitude do sinal é medida em cada

frequência. Assim, o sinal de saída de três filtros com

frequências centrais e/ou diferentes larguras de banda

permite análise do pulso em cada um dos três pontos de

medida. Isso se deve ao fato de que, devido à descarga

física, diferentes tipos de descargas parciais ou pulsos de

ruído têm espectros de energia diferentes.

Em contraposição aos métodos 3PARD e 3PTRD, a

avaliação pelo 3CFRD não exige necessariamente três

unidades independentes de aquisição, pois pode ser usado

com uma única unidade de aquisição. Em geral, o primeiro

filtro de passagem de banda deve ser sintonizado para uma

frequência central baixa, a fim de possibilitar o atendimento

às normas técnicas IEC ou IEEE.

A segunda e terceira passagens de banda são sintonizadas

para frequências mais elevadas, determinadas pelo

responsável pelo teste, em que os efeitos da propagação

dos pulsos causam diferenças já distinguíveis nas respostas

espectrais do sinal de descarga parcial medido. Mediante a

escolha correta das frequências para passagem de banda,

torna-se possível efetuar medições de descargas parciais em

conformidade com as normas técnicas. Ao mesmo tempo se

remove praticamente toda a interferência sobreposta.

O 3CFRD correlaciona a saída dos três filtros de

58 Apoio

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Figura 10 – Resultados de teste de descargas parciais sobrepostas.

Figura 11 – Resultados de teste de descargas parciais com a apresentação de 3CFRD com a separação dos sinais individuais nos clusters marcados.

Figura 12 – Representação de amplitude e fase (PRPD).

passagem de banda de uma maneira semelhante ao 3PARD

com a utilização das amplitudes de pulso de três canais

de descarga parcial. A Figura 9 mostra um exemplo de

representação FFT de pulsos de descarga parcial com a

determinação de três filtros de passagem de banda.

Um exemplo de medida evidenciando ruído e corona é

mostrada na Figura 10. Uma vez determinada as frequências,

os resultados de teste de descargas parciais é apresentado

em um 3CFRD. No diagrama pode-se realizar a separação

dos sinais individuais com a marcação de clusters. A Figura

14 mostra um exemplo com a construção de 3CFRD e a

separação de clusters.

Para cada cluster os eventos de descargas parciais podem

ser separados e recalculados em tampo real, provocando uma

limpeza no PRPD (phase-resolved partial discharge). A Figura

12 mostra o resultado para o cluster do diagrama mostrado na

Figura 11.

Considerações finais Os modernos sistemas digitais de detecção de descargas

parciais utilizam um sistema de aquisição síncrono

multicanal, em que é possível obter dados a partir de fontes

separadas descargas parciais e discriminá-las de outras

origens. No teste de descargas parciais, a separação de

múltiplas fontes de ruídos é importante para uma análise

adequada de descargas parciais. Foi mostrado que, com

técnicas de avaliação de descargas parciais como 3FREQ,

3PTRD e 3PARD, é possível realizar uma análise adicional

e localizar descargas parciais.

ReferênciasIEC 60270. High-voltage test techniques – partial discharge

measurements. Third edition, 2000.

CIGRÉ WG 21.03. Recognition of discharges. Electra

Magazine, n. 11. Paris, 1969.

KOLTUNOWICZ, W.; PLATH, R.; WINTER, P. Developments

in Measurements of Partial Discharge. OMICRON electronics

GmbH. Austria, 2009.

OMICRON ELECTRONICS. MPD 600 User Manual, Version:

MPD600.AE.2. Austria, 2009.

PAULINO, M. E. C. Estado da arte da medição com múltiplos

canais sincronizados para avaliação de descargas parciais.

Proc. 2010 IEEE Power Engineering Society Transmission

and Distribution Conf. São Paulo, 2010.





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52 Apoio

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A avaliação da condição de um transformador

consiste na realização de um conjunto de testes de

diagnósticos para análise do estado de operação

deste equipamento e estimar a sua posição atual

em relação ao seu ciclo de vida. Há a necessidade

de sistematizar a análise com a combinação de

diferentes métodos de diagnósticos e mapear os

resultados em um modelo de condição que oriente

o ciclo de vida do transformador de potência. Este

trabalho mostra um exemplo de metodologia para

satisfazer esta necessidade.

Introdução De acordo com a metodologia de MCC -

Manutenção Centrada na Confiabilidade (RCM -

Reliability-Centered Maintenance), as instalações

são conjuntos de sistemas, concretos ou abstratos,

onde se procura um método ou procedimento para

definir uma relação de finalidade. Esta relação deve

ser estabelecida de acordo com a característica

do sistema, da instalação ou equipamento,

estabelecendo um objetivo a ser atingido. Assim,


Capítulo XI

Avaliação da condição de transformadores de potênciaDeterminação da Condição de Transformadores de Potência para Avaliação da Vida Útil

devem ser estabelecidos além de critérios de

avaliação do transformador, um padrão de registro

dos dados para esta avalição, com índices,

nomenclaturas e estágios para quantificação. No

Gerenciamento do Ciclo de Vida de Transformadores

de Potência é definido o processo de Avaliação da

Condição (AC) com um de seus principais itens.

Na literatura, o termo “Avaliação da Condição” é

comum tanto para atividades de monitoramento

quanto para procedimentos de diagnóstico.

Entretanto, é importante salientar que o principal

objetivo da AC é a realização de diagnósticos.

Avaliação da Condição é definida neste trabalho

como o desempenho de um conjunto de testes

de diagnósticos (conforme a necessidade de cada

caso) para diagnosticar o estado operacional do

transformador e a estimativa da atual posição deste

transformador em seu ciclo de vida. Esta definição

é parecida com a definição dada pelo grupo de

trabalho Cigré WG A2.18, Guia para Técnicas de

Gestão de Vida para Transformadores de Potência.

Como mostrado neste trabalho do Cigré, a AC deve

53

ser tão objetivamente e consistentemente aplicada quanto

possível e “idealmente um sistema de graduação deve ser usado

para quantificar e combinar os resultados de vários testes de

avaliações de condição”.

Na busca de um sistema de graduação para quantificar e

combinar os resultados, a literatura apresenta alguns trabalhos

de pesquisa com avaliação da condição na forma de um sistema

de pontuação (geralmente chamado de Índice de Condição, IC).

Entretanto, o tratamento dos dados apresentado nesses

trabalhos não considera a integração de todos os pontos

importantes (monitoramento online, métodos tradicionais e

métodos avançados de diagnósticos) em um procedimento

único.

A utilização de agentes múltiplos é proposta neste trabalho

para a implementação de estratégias de AC de transformadores

considerando todos os itens importantes para análise.

Define-se os agentes que interagem dentro de uma ferramenta

computacional e fazem parte dos sistemas. Sistemas com vários

agentes são compostos por múltiplos elementos (6).

Dentro das ferramentas computacional, os agentes

possuem basicamente duas competências importantes para

o desenvolvimento da análise da condição. Essas definições

devem ser levadas em consideração ao longo desse trabalho, a

saber:

• Os agentes são, pelo menos para algumas extensões, capazes

de ações autônomas, e;

• Os agentes podem ser capazes de interagir com outros

agentes.

Portanto, pode-se também afirmar que cada técnica de

monitoramento e diagnóstico é visto como um agente capaz de

prover um julgamento da condição do transformador.

Cada um desses agentes é desenvolvido utilizando

técnicas de Data Mining, ou seja, a exploração de grandes

quantidades de dados à procura de padrões consistentes, como

regras de associação ou sequências temporais, para detectar

relacionamentos sistemáticos entre variáveis, ou métodos de

Inteligência Artificial, assumindo como referência o histórico

do equipamento, ou seja, o conhecimento coletado ao longo

de anos pelo pessoal técnico. Esses dados são armazenados

em bando de dados próprio e assumidos como conhecimento

prioritário para as análises. A seguir o trabalho tratará da

metodologia usada para AC e apresentará exemplos de análises

em transformadores.

54 Apoio

Manu

tenç

ão d

e tr

ansf

orma

dore

s

Definição de descargas parciaisSendo a condição de degradação de um transformador um

processo continuo no tempo, um valor numérico pode ser obtido

em cada estágio representado por um Índice de Condição (IC)

do transformador em cada intervalo de tempo. Essa condição

ao longo do tempo pode ser dividida em cinco estágios,

conforme sugerido por Cigré WG A2.18, sendo a condição em

cada estágio também dividida em diferentes estados. A Figura 1

mostra a hierarquia do IC.

Uma análise detalhada de modelos de falha e suas

causas, sintomas e consequências é realizada utilizando

FMEA (Análise do Modo e Efeito da Falha). Os resultados

são usados para a definição de uma matriz de detecção

e diagnóstico de falhas (DDF) mostrado na Tabela 2. A

descrição das abreviações usadas na matriz para os métodos

de diagnósticos é apresentada na Tabela 1.

Para cada modo de falha, o método de diagnóstico que está

disponível para diagnosticar este modo de falha é indicado.

A eficácia desse método de diagnóstico é quantificada e

representada por um Fator Segurança (FS). O fator de segurança

igual a 0,9, ou seja FS = 0,9, indica métodos altamente eficazes;

FS=0,6 indica métodos com eficácia mediana; e FS=0,4 indica

métodos de baixa eficácia.

Baseado no conhecimento sobre o impacto de cada modo

de falha na condição do transformador, um estágio específico

desta determinada condição é associado pelo do vetor de estágio

Na Figura 2 é associado um IC a cada avaliação de cada

estado. De acordo com esses valores, um transformador com IC

igual a 10 é considerado novo e um transformador com IC igual

a 1 ou zero é considerado falhado.

A determinação de um IC definido segundo o descrito é uma

atividade complexa e desafiadora devido à diversidade de tipos

de defeitos e falhas que podem ocorrer em um transformador

e devido às dificuldades em combinar a interpretação de

resultados obtidos de diferentes métodos de detecção de falhas

e diagnóstico. Neste trabalho, um método sistemático de

obtenção de índices de condição é proposto. Um diagrama de

blocos ilustrando o processo é mostrado na Figura 3.

Índice de

Condição

Estágio 1

Estado 1

Estágio 2

Estado 2

Estágio n

Estado n

Figura 1 – Hierarquia do IC com estágios e estados.

Figura 2 – Processo da condição de degradação do transformador com estágios discretos de degradação.

Figura 3 – Diagrama de Bloco da metodologia para obtenção do IC.

Novo

Estado 1IC=10

Estado 1IC=9

Estado 2IC=8

Estado 3IC=7

Estado 1IC=6

Estado 2IC=5

Estado 3IC=4

Estado 1IC=3

Estado 1IC=1

Estado 2IC=2

Estado 2IC=2

Normal Anormal Defeituoso Falhado

Matriz de detecção e

diagnóstico de falhas (DDF)

Matriz de Escolha

de Estágio (SGVM)

Vetor de

Estágio (S)

Matriz de Escolha

de Estado (STVM)

Consenso de

Estágio (SGC)

Consenso de

Estado (STC)IC

Tabela 1 – MéTodos de deTecção e diagnósTico

Abreviação

DGA

PCA

COND

COSU

MORS

MPED

MPIS

MPKF

FUR

DPO

RATI

EXCU

MABA

SWR

DF

DFTU

INRE

POI

CGRO

LRE

IRI

FRSL

FRA

DWR

FRDF

FRC

FRCL

FRLR

FDS

PD

Descrição

Análise dos Gases Dissolvidos no óleo

Análise físico-química do óleo

Condutividade do Óleo

Análise do Enxofre Corrosivo

Saturação relativa da umidade no óleo

Umidade no papel com diagramas de equilíbrio

Umidade no papel (sorption isotherms)

Umidade no papel via titulação KF

Análise de Furan

Grau de Polimerização

Relação

Corrente de excitação

Teste do balanço magnético

Resistência estática do enrolamento

Fator de Dissipação em frequência nominal

Fator de Dissipação Tip-up test

Resistência de isolamento

Índice de polarização

Aterramento do núcleo

Reatância de dispersão

Inspeção com infravermelho

Frequency response of stray losses (15 Hz-400 Hz)

Análise de resposta em frequência

Resistência dinâmica do enrolamento (ripple, slope)

Resp. frequência do fator de dissipação (15-400 Hz)

Resp. frequência de capacitância (15-400 Hz)

Resp. frequência de perdas núcleo (15-400 Hz)

Resp. frequência da reatância dispersão (15-400Hz)

Espectroscopia no domínio da frequência

Descargas Parciais

Test

es Q

uím

icos

Test

es E

létr

icos

Test

es A

vanç

ados

56 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res Tabela 2 – MaTriz de deTecção e diagnósTico

Modos de Falha

Curto circuito entre enrolamentos

Curto circuito entre espiras

Curto circuito para terra

Flutuação de potencial

Curto circuito das laminações do núcleo

Múltiplos aterramentos do núcleo

Núcleo desaterrado

Falha de circuito aberto

Falha de resistência de contato

Inclinação do condutor

Flexão do condutor

Instabilidade axial

Buckling

Movimento de massa

Estrutura de fixação solta

Deformação do condutor

Degradação por umidade no óleo

Degradação por umidade no papel

Degradação por temperatura

Degradação devido ao envelhecimento do óleo

Degradação devido ao envelhecimento do papel

Elét

rica

Térm

ica

Mec

ânic

aD

egra

daçã

o

Testes Químicos

DG

A

SWR

CO

ND

RATI

FRD

F

MPE

D

INRE

FRC

MPK

F

DF

FDS

PCA

POL

PDFUR

FRSL

DPO

FRA

Testes Elétricos Testes Avançados Estágio de acordo do modelo de

condição

Alta Eficácia (FS=0,9) Média Eficácia (FS=0,6) Baixa Eficácia (FS=0,4)

(S). Isto é realizado para cada modo de falha. Por exemplo,

para o modo de falha “degradação devido a água no papel”,

o vetor de estágio (S) pode apresentar como resultado cada um

dos estágios: novo, normal, anormal, defeituoso ou falhado,

dependendo da concentração de água do transformador.

Outros tipos de falha que não estão relacionadas ao processo

de degradação por umidade, como deformações mecânicas,

falhas elétricas e térmicas, também receberam um estado do

estágio.

Para a determinação do vetor de estágio são utilizados os

métodos apontados na Tabela 1, sendo que cada um deles

possui suas características próprias para análise da condição do

transformador.

Além das recomendações dadas pelas normas ou estabelecidas

pelos bancos de dados de diagnósticos de transformadores,

o critério de interpretação pode ser considerado como um

agente com inteligência própria para gerar uma interpretação de

resultados, isto é, ao invés de uma avaliação determinística, com

valores e intervalos de tolerância pré-determinados, a avaliação

é realizada pelo usuário que chamaremos de Avaliação do

Especialista Humano (AEH), ou realizada através do uso de um

Algoritmo com Inteligência Artificial (AIA).

A seguir são apresentados os critérios de interpretação de

alguns métodos de teste. As tabelas 4 e 5 a seguir mostram o

critério de interpretação.

A Tabela 4 e 5 a seguir mostra o critério de interpretação

para os resultados do teste de fator de dissipação e

capacitância em transformadores a óleo. Para Tabela

4 (medidas de fator de dissipação ou fator de potência)

Tabela 3 – criTérios de inTerpreTação – criTérios gerais

Método de Diagnóstico

Relação

Teste de balanço

magnético

Corrente de excitação

Fator de dissipação

Reatância de dispersão

Resistência de

enrolamento

FRSL

FRA

Critério

Desvio dos dados de placa ≤±0.5% (7)

Para injeção na fase central (B) a tensão induzida nas outras

fases deve estar entre 40-60% da tensão aplicada

Para injeção nas outras fases (A ou C), a tensão na fase B

deve estar entre 85-90% da tensão aplicada.

Desvios entre outras fases ≤±10% para enrolamentos YN (7)

Novo <0.5% (20°C), 0.5%≤Normal≤1%, >1% Defeituoso (7)

Desvios devem ser ≤±3% (7)

Desvios devem ser ≤±5% (7)

ΔR: menor que 15% entre as fases (8)

Avaliação de Especialista Humano/AIAFRA*

*AIAFRA é uma ferramenta de software baseada em técnicas de Inteligência Artificial para FRA

57Apoio

pode-se observar três critérios bem definidos de análise,

sendo:

• Medida em 60 Hz: análise referenciada de acordo com

a norma IEEE 62:1995, observando a diferença do valor

medida com relação ao valor do fator de potência medido

na frequência de 60 Hz.

• Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400

Hz: análise realizada de acordo com a assinatura obtida

com os valores de fator de potência medidos em várias

frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz.

• Variação FPref: análise realizada com a comparação

do fator de potência/fator de dissipação medido em 60

Hz com o valor de referência ou valor de histórico do

transformador em teste.

Da mesma forma, a Tabela 5 trata das medidas de

capacitância, onde se pode observar dois critérios bem

definidos de análise, sendo:

• Medida com variação de frequência entre 15 Hz e

400 Hz: análise realizará de acordo com a assinatura

obtida com os valores de capacitância medidos em várias

frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz.

• Variação CAPref: análise realizada com a comparação

da capacitância medida em 60 Hz com capacitância de

referência do transformador em teste.

Neste trabalho, o critério de interpretação individual

Tabela 4 – criTérios de inTerpreTação – FaTor de dissipação / FaTor de poTência

Medida em 60 Hz

FPmed < 0,5 %

FPmed < 0,5 %

0,5 % < FPmed < 1 %

0,5 % < FPmed < 1 %

1 % < FPmed < 1,2 %

1 % < FPmed < 1,2 %

1% < FPmed < 1,5 %

1% < FPmed < 1,5 %

FPmed > 1,5 %

FPmed > 1,5 %

Variação FPref

FPmed < 1,1 x FPref

FPmed < 1,1 x FPref

FPmed < 2 x FPref

FPmed < 2 x FPref

FPmed < 2,3 x FPref

FPmed < 2,3 x FPref

FPmed < 2,6 x FPref

FPmed < 2,6 x FPref

FPmed > 3 x FPref

FPmed > 3 x FPref

Medidas entre 15 e 400 Hz

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

AEH/AIA

Fator de Dissipação / Fator de PotênciaEstágio / Estado

Estágio 1: Novo

Estado 1

Estágio 2: Normal

Estado 1

Estágio 3: Anormal

Estado 1

Estágio 4: Defeituoso

Estado 1

Estágio 5: Falhado

Estado 1

Onde: FPmed é o resultado do ensaio e FPref é o valor de placa ou de comissionamento.

58 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res da concentração de TDCG presente na norma IEEE

C57.104 (9) foi adaptado ao modelo de degradação para

o estabelecimento do critério de interpretação do agente

DGA. A Tabela 6 mostra o critério de interpretação dos

resultados do agente DGA (análise cromatográfica) por

meio do método do triângulo de Duval (10).

Segundo a metodologia apresentada, pode-se resumir

que a designação dos agentes é realizada com a utilização

de métodos de detecção e diagnóstico que avaliarão, cada

qual dentre de sua competência, o transformador. Desta

forma é determinado o estágio por meio do modo de falha

e assim determinado o índice de condição. A Figura 4

Tabela 5 – criTérios de inTerpreTação – capaciTância

Medida entre 15 - 400 Hz

ΔC(f) < 0,5 %

ΔC(f) < 0,5 %

0,5 % < ΔC(f) < 1 %

0,5 % < ΔC(f) < 1 %

1 % < ΔC(f) < 1,2 %

1 % < ΔC(f) < 1,2 %

1,2 % < ΔC(f) < 1,5 %

1,2 % < ΔC(f) < 1,5 %

ΔC(f) > 1,5 %

ΔC(f) > 1,5 %

Variação CAPref

ΔC < 5%

ΔC < 5%

5% < ΔC < 10%

5% < ΔC < 10%

10% < ΔC < 15%

10% < ΔC < 15%

15% < ΔC < 20%

15% < ΔC < 20%

ΔC > 20%

ΔC > 20%

CapacitânciaEstágio / Estado

Estágio 1: Novo

Estado 1

Estágio 2: Normal

Estado 1

Estágio 3: Anormal

Estado 1


Estado 1

Estágio 5: Falhado

Estado 1

Onde: ΔC(f) é a variação entre as capacitâncias medidas no intervalo de 15 a 400 Hz;ΔC é a variação entre CAPref (valor de referência) e CAPmed (valor medido)

mostra uma representação do descrito.

Considerando que diferentes testes de

diagnósticos oferecem resultados contraditórios, um

consenso originado por uma votação é introduzido para

resolver os conflitos entre agentes e determinar o estágio

do estado do transformador, utilizando um modelo de

condição da degradação.

Considerações finais Este trabalho apresenta uma proposta que preenche

de maneira ideal os requisitos do Cigré WG A2.18 para a

implementação de sistemas de avaliação de condição. Pela

aplicação desta metodologia, uma avaliação sistemática e

objetiva é possível através de um sistema de pontuação

Tabela 6 – criTério de inTerpreTação usado para agenTe dga

Concentrações Individuais (ppm)

H2

≤30

31-100

31-50

51-70

71-100

101-700

101-300

301-500

501-700

701-1800

701-1250

1251-

1800

>1800

CH4

≤30

31-100

31-50

51-70

71-100

101-700

101-300

301-500

501-700

701-1800

701-1250

1251-

1800

>1800

C2H2

≤30

31-100

31-50

51-70

71-100

101-700

101-300

301-500

501-700

701-1800

701-1250

1251-

1800

>1800

C2H4

≤30

31-100

31-50

51-70

71-100

101-700

101-300

301-500

501-700

701-1800

701-1250

1251-

1800

>1800

C2H6

≤30

31-100

31-50

51-70

71-100

101-700

101-300

301-500

501-700

701-1800

701-1250

1251-

1800

>1800

CO

≤30

31-100

31-50

51-70

71-100

101-700

101-300

301-500

501-700

701-1800

701-1250

1251-

1800

>1800

TDCG

≤30

31-100

31-50

51-70

71-100

101-700

101-300

301-500

501-700

701-1800

701-1250

1251-

1800

>1800

Estágio / Estado

Estágio 1: Novo

Estado 1

Estágio 2: Normal

Estado 1

Estado 2

Estado 3

Estágio 3: Anormal

Estado 1

Estado 2

Estado 3


Estado 1

Estado 2

Estágio 5: Falhado

Figura 4 – Arquitetura para determinação dos modos de falha com vários agentes.

59

no qual cada estratégia de manutenção, como Manutenção

Baseada na Condição (MBC) e Manutenção Centrada na

Confiabilidade (MCC) podem ser implementadas.

O uso do conhecimento disponível de diagnósticos

em campo de transformadores (como a interpretação

criteriosa publicada por normas institucionais), junto com

a experiência obtida ao longo dos anos pelos fabricantes

(como um banco de dados de testes de diagnósticos), é a

base para o estabelecimento de conhecimento confiável

para o desenvolvimento de um agente de diagnostico

robusto baseado em técnicas de Inteligência Artificial e

Data Mining. Desta maneira, as atividades desafiadoras

e complexas de interpretação e avaliação dos testes de

diagnósticos podem alcançar um nível considerável de

automação.

ReferênciasM. E. C. Paulino, J. L. Velasquez, H. DoCarmo, Avaliação da Condição como Ferramenta de Gestão do Ciclo de Vida de Transformador de Potência, XXI SNPTEE, Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Florianópolis, Brasil, 2011.CIGRÉ Working Group A2.18, Guide for Life Management Techniques for Power Transformers (2003).D. Morais, J. Rolim, and Z. Vale, DITRANS – A Multi-agent System for Integrated Diagnosis of Power Transformers,.IEEE Powertech (POWERTECH 2008) Vol. 5. Lausanne, Switzerland, pp. 1-6, 2008.Hydro Plant Risk Assessment Guide, Appendix E5: Transformer Condition Assessment, 2006, http://www.docstoc.com/docs/7274124/Hydro-Plant-Risk-Assessment-Guide-Appendix-E6-Turbine-Condition.N. Dominelli, A. Rao, P. Kundur, Life Extension and Condition Assessment, IEEE Power Energy M 25, pp. 25-35, 2006.An introduction to multiagent systems, ISBN 978-0-470-51946-2 © 2009, M .Wooldridge. IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus-Part 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors, IEEE Std 62-1995P. Pichler, C. Rajotte, Comparison of FRA and FRSL measurements for the detection of transformer winding displacement, CIGRE SCA2 Colloquium, June 2003, Merida.IEEE Guide for the Interpretation of Gases in Oil Immersed Transformers, IEEE Std C57.104-1991.IEC Publication 60599, Mineral oil-impregnated electrical equipment in service—Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis, March 1999.



elétricos pela escola Federal de engenharia de

itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da

adimarco |[email protected].



[email protected]

38 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

Diante das necessidades do sistema elétrico,

as atividades de manutenção tendem a migrar da

manutenção preventiva para a manutenção preditiva, e

da manutenção baseada no tempo para a manutenção

baseada no estado atual do equipamento. Neste contexto,

as técnicas de monitoramento on-line têm sido adotadas

como a principal ferramenta para obter informações do

sistema ou equipamento a ser mantido, sem colocar

em risco a operação segura e a confiabilidade dos

transformadores, permitindo o conhecimento de

sua condição durante sua operação, além de poder

diagnosticar eventuais não conformidades.

Introdução Os prejuízos decorrentes de qualquer tipo de

interrupção de energia implicam na necessidade

de implantação de processos capazes de avaliar de

forma eficaz a instalação e seus equipamentos. Esses

programas devem utilizar novas técnicas e ferramentas

capazes de detectar uma possível falha o quanto antes.

Os equipamentos elétricos instalados em subestações

podem ser solicitados a operar sob condições adversas

e não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem

falhas que deixem indisponíveis a função de geração

de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, a


Capítulo XII

Uso de monitoramento on-line de transformadores para avaliação da condição do ativo

checagem regular das condições de operação desses

equipamentos torna-se cada vez mais importante.

Torna-se imperativa a busca de procedimentos e

ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das

instalações de forma rápida e precisa.

O trabalho realizado pelo GT A2.05, Guia de

Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré

Brasil, descreve:

“Este contexto tem levado a uma mudança nas

filosofias de manutenção, acelerando a migração

da manutenção preventiva para a preditiva, da

manutenção baseada no tempo para a baseada no

real estado do equipamento. Alguns dos primeiros

equipamentos em que se opera essa mudança

são os transformadores de potência, visto que,

além de essenciais para as redes de transmissão

e distribuição, são em geral os maiores ativos de

uma subestação.

Com isso, os sistemas de monitoração on-line têm

sido adotados como uma das principais ferramentas

para possibilitar essa mudança sem colocar em

risco a segurança e confiabilidade da operação dos

transformadores, permitindo conhecer sua condição e

diagnosticando ou prognosticando eventuais problemas.”

39Apoio

Este texto descreve as principais características de um

sistema de monitoramento on-line de transformadores.

Estrutura básica de um sistema de monitoramento

Diversas estruturas e projetos têm sido projetados para

o monitoramento on-line contínuo de transformadores.

O trabalho do GT A2.05, Guia de Manutenção para

Transformadores de Potência, Cigré Brasil, descreve uma

topologia básica do sistema de monitoramento em que se

podem observar as principais partes constituinte deste sistema.

A Figura 1 mostra o descrito.

A seguir descrevemos as principais partes:

• Medida das variáveis – uma vez determinadas as

variáveis que responderam pela descrição da condição

do transformador, o sistema de monitoramento medirá

essas variáveis a partir de sensores, medidores ou

transdutores, aplicados em cada variável, de acordo com

sua especificidade. Esses elementos de medida, instalados

no transformador, disponibilizam a informação medida para

ser transmitida.

• Transmissão de dados – de acordo com a recepção dos dados

enviados pelos medidores é realizado o envio desses dados para

unidades de armazenamento. Esses dados ficarão à disposição

dos usuários para a tomada de decisão. Várias tecnologias

podem ser utilizadas na transmissão de dados, inclusive os

protocolos de comunicação. A transmissão dos dados pode ser

realizada por sistema dedicado, pelo sistema de supervisão da

subestação ou por um sistema híbrido incluindo os dois.

• Armazenamento e processamento de dados – uma vez

transmitidos os dados aquisitados no transformador, uma

unidade será responsável por armazenar esses dados. Essa

unidade poderá conter rotinas lógicas para processar esses

dados, transformando-os em informações úteis para a tomada

de decisão nas atividades de manutenção, envolvendo a

gestão do ativo. Diagnósticos e prognósticos poderão estar

disponíveis indicando a condição geral do equipamento ou a

condição de subsistemas específicos.

• Disponibilidade das informações – As informações

processadas estarão à disposição de diversos setores

simultaneamente. Deverá ser previsto um sistema de dados

que mantenha a integridade das informações e a segurança

de acesso.

40 Apoio

Manu

tenç

ão d

e tr

ansf

orma

dore

s

Subsistemas e partes componentes monitorados

Os transformadores são submetidos às mais diversas

solicitações durante sua vida útil. O tempo de interrupção

do fornecimento de energia quando ocorrem problemas é

resultado direto de sua gravidade. Deste modo, o conhecimento

adequado de alguns sintomas, suas causas e efeitos são de

suma importância, pois permite evitar a evolução de problemas

indesejáveis com prejuízos financeiros elevados.

As principais avarias dizem respeito a deficiências dos

enrolamentos, sejam por má compactação das bobinas, sejam por

assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação

das bobinas causada por curto-circuito. São significativas,

também, as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a

alteração das características elétricas e físico-químicas dos seus

materiais isolantes. Isto implica no “envelhecimento” de parte ou

de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem

sedimentos oriundos da oxidação, que, em última análise podem

comprometer a operação do transformador.

A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não

pode ser eliminada, mas sim reduzida a um número e a uma intensidade

que não causem danos ao sistema elétrico, através de equipamentos e

métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um

transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser

resumidos na maneira pela qual é feita a manutenção e proteção do

mesmo, e também na qualidade dos seus componentes.

A determinação de onde atuar no transformador implica

na determinação dos pontos críticos e suscetíveis a falhas. A

elaboração da estatística de defeitos contribui para determinar

a causa da indisponibilidade do transformador e, portanto,

determinar os pontos de atuação, forçada ou programada, no

transformador. A seguir são mostradas estatísticas das causas

para saída de serviço de transformadores de potência publicado

na revista Electra 261, abril de 2012.

Figura 1 – Representação de uma típica topologia de um sistema de monitoramento on-line de transformadores. (Fonte: GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil).

Figura 2 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores de subestações (>100kV).

Figura 3 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores elevadores (>100kV).

Figura 4 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.

Conforme já descrito no capítulo 3 deste fascículo,

“Anormalidades em transformadores”, pode-se notar que a

ocorrência de falhas dependerá de cada unidade, seu regime

de operação e as características do ativo. A Figura 4 mostra,

como exemplo, a análise do item mais suscetível a falhas. Nela

pode-se notar, para este caso, que as bobinas são a maior fonte

de problemas no transformador, com 70% das ocorrências,

seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%).

41Apoio

Essas estatísticas determinam o que deve ser monitorado

no transformador. Uma vez com os dados do monitoramento,

é realizado o diagnóstico para a definição da estratégia

de manutenção a ser adotada e as ações futuras. Caberá

à equipe técnica responsável a análise das informações

resultantes do monitoramento e definir a estratégia para a

gestão do ativo.

Determinação das grandezas a serem monitoradas

Assim que determinada a estatística de defeitos, a

aquisição de dados para o diagnóstico é realizada através da

medida das grandezas associadas aos subsistemas apontados

como deficientes e responsáveis pela indisponibilidade

de parte ou o todo do ativo monitorado. Como exemplo

da abordagem aos subsistemas do transformador e as

grandezas a serem monitoradas, apresentamos os dados

descritos no trabalho do GT A2.05 do CIGRE Brasil. Na

tabela 1 são mostradas as partes componentes (subsistemas)

do transformador e funções a serem monitoradas. Na tabela

2 são mostradas as grandezas a serem monitoradas.

Subsistemas

Buchas

Parte Ativa

Comutador Sob

Carga

Tanque de Óleo

Sistema de

preservação do óleo

Sistema de

resfriamento

Tabela 1 – ParTes comPonenTes (subsisTemas) do Transformador e funções a serem moniToradas

(ref.: GT a2.05, Guia de manuTenção Para Transformadores de PoTência, ciGré brasil)

Funções de monitoramento

Estado da isolação das buchas

Envelhecimento da isolação

Umidade na isolação sólida

Gás no óleo

Previsão de temperaturas

Previsibilidade Dinâmica

de Carregamento

Simulções de carregamento

Supervisão térmica

Desgaste do contato

Assinatura do mecanismo

Umidade no óleo

Previsão de manutenção do comutador

Umidade no óleo

Integridade do sistema de

preservação de óleo

Eficiência do sistema de resfriamento

Previsão de manutenção do

sistema de resfriamento

42 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res

Subsistemas

Buchas

Parte Ativa

Tanque de Óleo

Comutador Sob

Carga

Sistema de

resfriamento

Outros

IED`s

Monitor de

temperatura

Monitor

de gás no óleo

Monitor de

umidade do

transformador

Relé de menbrana

Transdutor de

tensão e corrente

Transdutor de

temperatura

Tabela 2 – exemPlos de Grandezas a serem moniToradas

(ref.: GT a2.05, Guia de manuTenção Para Transformadores de PoTência, ciGré brasil)

Tabela 3 – ieds associados ao sisTema de moniToramenTo on-line de Transformador

(ref.: m. alves, “exPeriência de camPo com a moniToração on-line de dois Transformadores 150 mva 230 kv com comuTadores sob

carGa” no ciGré sc a3, 2007)

Grandezas monitoradas

Capacitância ou Desvio relativo

de capacitância

Tangente Delta

Temperatura do óleo

Temperatura dos enrolametos

Corrente nos enrolametos

Gás no óleo

Teor de água no óleo (ppm)

Saturação relativa de água no óleo %

Saturação relativa à temp. ambiente

e de referência

Ruptura da bolsa/menbrana do

tanque de expansão

Temperatura do comutador

Corrente de carga

Tensão de linha

Posição de tap

Toque do acionamento

Teor de água no óleo (ppm)

Saturação relativa de água no óleo %

Saturação relativa à temp. ambiente

e de referência

Corrente de ventiladores ou bombas

Vibração de bombas

Temperatura ambiente

Dados Aquisitados

- Temperatura do óleo

- Temperaturas do ponto mais

quente do enrolamentos

- Correntes de carga

- Alarmes e desligamentos

por temperaturas altas

- Hidrogênio dissolvido no

óleo do transformador

- Alarmes por gás alto/muito alto

- Saturação relativa (%) de água

no óleo do transformador

- Teor de água no óleo do

comutador sob carga (ppm)

- Ruptura de menbraba/bolsa

do tanque conservador

- Tensões do motor do comutador

- Correntes do motor do comutador

- Potências ativa/reativa/aparente

do motor do comutador

- Temperaturas do óleo do

comutador sob carga

- Temperatura ambiente

Arquiteturas do sistema de monitoramento Um projeto de implementação de um sistema de

monitoramento de transformadores tem na arquitetura escolhida

a base para determinar a aplicação em transformadores de

qualquer tamanho ou potência. Com as mesmas características

dos sistemas de automação, tem-se basicamente duas

arquiteturas básicas:

• Arquitetura centralizada – Neste caso é utilizado um

dispositivo que concentrará as informações monitoradas.

Esse dispositivo recebe as informações medidas no sensores

e transdutores instalados no transformador. É responsável por,

além de receber esses dados, digitaliza-los e retransmitir para

a unidade de Armazenamento e Processamento de Dados. Ele

pode estar localizado próximo ao transformador ou alocado na

sala de relés de proteção ou na sala de controle da subestação.

• Arquitetura descentralizada – Utiliza sensores eletrônicos

inteligentes, geralmente dedicado ao monitoramento de uma

função ou um grupo de funções correlatas. Fica localizado

junto ao subsistema monitorado, na estrutura do transformador

e possui capacidade de processamento das informações

e transmissão direta para a unidade de armazenamento e

processamento de dados.

Utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes

As características dos Sistemas de Automação de Subestação

(SAS), no qual os sistemas de monitoramento de equipamentos

primários estão inclusos, têm evoluído sensivelmente com

a utilização de dispositivos de proteção microprocessados.

Esses dispositivos têm apresentado um caráter multifuncional

relacionando, além das funções de proteção, muitas funções

adicionais, tais como medida, registro de eventos, controle,

monitoração de qualidade de energia. Caracteriza-se uma

evolução do relé de proteção, agora denominado Dispositivo

Eletrônico Inteligente (IED - Intelligent Electronic Devices).

Uma das características desses IEDs é permitir a execução

de funções de proteção e controle distribuídas sobre redes de

comunicação.

43

IED`s Dados Aquisitados

- Contatos de alarme (relé buchholz,

válvulas de alívio, níveis de óleo, etc.)

- Estado dos grupos de

ventilação forçada

- Comutador sob carga em operação

- Tempo de operação do

comutador sob carga

- Capacitância das buchas

- Tangente delta das buchas

- Tensões de fase

- Correntes de fase

- Potências ativa/reativa/aparente

- Posição de tap do comutador

- Seleções local/remoto, mestre/comando/

individual e manual/automático

Módulos

de aquisição

de dados

Monitor de

buchas

Relés regulador

de tensão

Supervisor de

paralelismo

Esses IEDs têm sido utilizado na composição de sistemas de

monitoramento descentralizados, promovendo a modularidade do

sistema, permitindo que se escolham livremente quais as variáveis

a monitorar, além de facilitar futuras expansões simplesmente

agregando novos IEDs. A Tabela 3 mostra um exemplo de IEDs

associados ao sistema de monitoramento on-line de transformador,

publicado por Alves no trabalho “Experiência de Campo com a

Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150MVA 230kV

com Comutadores Sob Carga” no Cigré SC A3, em 2007.

Sistemas dedicados a monitoramento on-line de transformadores

A utilização de sistema completo para avaliação de buchas e

transformadores pode fornecer soluções adequadas para a empresa

que planeja o monitoramento contínuo do estado do transformador.

Esse sistema permite a detecção de anormalidades, possibilitando o

planejamento de uma ação corretiva em tempo adequado.

O sistema também pode ser modificado e ampliado para

atender às suas necessidades específicas. Além disso, por se tratar

de um sistema único, existe uma melhor garantia de segurança e

confiabilidade no trabalho conjunto dos diversos dispositivos que

compõe o sistema. Como exemplo são expostos os dados de um

sistema de monitoramento on-line de transformadores, o Montrano,

da Omicron. Este sistema completo permite:

• Avaliação contínua do estado do isolamento do transformador;

• Determinação do valor de C, monitoramento DF / PF com precisão

de laboratório em campo;

• Avançada supressão de ruído para a detecção de fonte confiável

de descargas parciais;

• Gravação de transitórios de alta tensão em buchas;

44 Apoio

Manu

tenç

ão de

tran

sfor

mado

res • Interface Web para acesso de dados e visão geral do estado do

sistema;

• Os dados de tendência para gestão do ativo monitorado.

Alguns componentes do sistema de monitoramento completo:

• Adaptadores de tap para buchas de alta tensão - Sincroniza a

captura de sinal para medida de capacitância, fator de dissipação,

transitórios de alta tensão e descargas parciais nas buchas do

transformador;

• Sensor UHF - Sensor altamente sensível a medida de descargas

parciais em UHF dentro do transformador;

• Unidade de aquisição de dados/transformador - Aquisição

simultânea de dados dos adaptadores do tape da bucha e sensor

de UHF no tanque do transformador com avançado processamento

de sinal;

• Unidade de aquisição de dados/referência - Fornece sinal de

referência para medida de capacitância e medida de fator de

dissipação com até três transformadores de tensão ou três buchas de

referência transformador;

• Comunicação de fibra óptica - Conecta-se a cada unidade de

aquisição com o computador central, com a transmissão de dados

sem interrupção através de longas distâncias;

• Computador central e software de monitoramento - Armazena

e executa rotinas de tendências inteligentes pós-processamento

e visualiza dados para fornecer informações úteis sobre bucha e

estatuto condição de isolamento do transformador.

Protocolos de comunicação A transmissão de dados entre os sensores e os medidores

desses dados no transformador monitorado até a unidade de

armazenamento e processamento é realizada através de uma rede

de comunicação. A substituição da rede ponto a ponto, através de

cabeamento rígido, por uma rede LAN implica no uso de protocolos

de comunicação.

Ultimamente muitos protocolos são usados em subestações,

sendo alguns concebidos para aplicações específicas. Outros são

estruturados utilizando-se normas internacionais, mas também são

ajustados às necessidades de instalações locais.

Recomenda-se a utilização de protocolos de comunicação não

proprietários, tais como Modbus, DNP3, para facilitar a integração

dos componentes do sistema de monitoramento, incluindo o

supervisório da subestação.

Os dispositivos mais recentes utilizados na comunicação nas

instalações da subestação empregam a norma IEC 61850. Esta

define caminhos para o intercâmbio de dados entre os diferentes

dispositivos que pode ser usado de diferentes formas no controle

distribuído e aplicações de proteção, controle e monitoramento.

Esses caminhos introduzem um novo conceito que requer uma

abordagem e tecnologia diferente para serem aplicados aos

componentes individuais do sistema de monitoramento.

Considerações finais Sobre o monitoramento on-line de transformadores:

• Existe a possibilidade de instalação de sistemas de monitoramento

completos, com diversas medidas e aquisições de dados, além

de várias funcionalidades relacionadas a rotinas de cálculo e

simulações da condição do ativo;

• Pode-se customizar o sistema de monitoramento on-line para

selecionar apenas as variáveis de interesse para cada caso;

• A enorme capacidade de comunicação disponível e a grande

número de dados aquisitados podem gerar sobrecarga de

informações. As equipes técnicas devem avaliar de forma criteriosa a

necessidade da utilização dos dados disponíveis no monitoramento;

• É desejável que o sistema seja expansível, permitindo a integração

de novos dispositivos e novas funcionalidades;

• A tecnologia e os protocolos de comunicação devem promover a

interoperabilidade entre dispositivos de diversos fabricantes;

• Cada empresa deve decidir qual a abrangência e a melhor

arquitetura a ser aplicado ao seu sistema de monitoramento de

transformadores.

Referências• ALMEIDA, A. T. L. e PAULINO M. E. C. Manutenção de Transformadores de Potência,

Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.

• GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, CIGRE Brasil –

Grupo de Trabalho A2.05, 2013.

• Cigré WG A2.37, “Transformer Reliability Survey: Interim Report”, Electra, CIGRÉ,

Ref. No. 261, 2012.

• Cigré WG A2.27: Technical Brochure 343, "Recommendations for condition

monitoring and condition facilities for transformers"

• IEEE Draft Guide PC57.143/20, "Guide for the Application for Monitoring Liquid

Immersed Transformers and Components"

• Alves, M. E. G., Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois

Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga, CIGRE SC A3, Rio de

Janeiro, 2007.

• MONTRANO, OMICRON, em http://bit.ly/1ATTLyE ou http://www.omicron.at



elétricos pela escola Federal de engenharia de

itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da

adimarco |[email protected].

FIMAcesse este e outros capítulos do fascículo “Manutenção de transformadores”, em formato PDF, no site www.osetoreletrico.com.br. Dúvidas e outros comentários

podem ser encaminhados para [email protected]

Transformador de Potência_instalação e Manutenção

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