Apostila Manutenção e Operação de Transformadores (jul 00).pdf

Antonio Tadeu Lyrio Lyrio de Almeida

- Julho de 2000 -

MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES

ÍNDICE PARTE I: OPERAÇÃO DOS TRANSFORMADORES CAPÍTULO 1: ELETROMAGNETISMO BÁSICO .............................................. ..................................................................... .............................2 ......2 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ..............................................2 .......................2 1.0 - TENSÃO INDUZIDA .......................................... ............................................................... ........................................... ..............................................2 ........................2 2.0- CAMPO MAGNÉTICO CRIADO POR CORRENTE ........................................... ............................................................3 .................3 CAPÍTULO 2: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS ............................................ .................................................................. ............................................. ............................................. ........................................4 ..................4 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ..............................................4 .......................4 1.0 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO..................................... FUNCIONAMENTO........................................................... ........................................... .........................4 ....4 2.3 – Corrente Transitória de Magnetização (inrush)........................................................ (inrush)...................................................................6 ...........6 4.1 - Relação de Transformação Teórica ou Relação de Espiras. ...................................... ................................................7 ..........7 4.2 - Relação de Transformação Real ....................................... ............................................................ .......................................... ..............................7 .........7 5.0 - PARÂMETROS REFERIDOS .............................................. ..................................................................... .............................................. ...........................7 ....7 6.0 - CIRCUITO EQUIVALENTE................................ EQUIVALENTE...................................................... ............................................ ............................................8 ......................8 7.0 - PARÂMETROS PORCENTUAIS ............................................ ................................................................... ..............................................9 .......................9 CAPÍTULO 3: BANCO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS.................................... MONOFÁSICOS........................................10 ....10 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................10 .....................10 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................10 ...10 2.0 – BANCO COM TRÊS TRANSFORMADORES.................................................. TRANSFORMADORES...................................................................10 .................10 3.0 – CONEXÃO DELTA ABERTO OU DUPLO V ............................................ ................................................................. .......................11 ..11 4.0 – CONDIÇÕES PARA REALIZAR A CONEXÃO ............................................ ...............................................................11 ...................11 CAPÍTULO 4: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS ......................................... ................................................................ ............................................. ............................................ ...............................................12 .........................12 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................12 .....................12 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................12 ...12 2.0 - NÚCLEO ............................................ .................................................................. ............................................ ............................................. .......................................12 ................12 3.0 - ENROLAMENTOS..................... ENROLAMENTOS ........................................... ............................................ ............................................. ..............................................13 .......................13 4.0 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO..................................... FUNCIONAMENTO........................................................... ........................................... .......................13 ..13 5.0 - RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO............... TRANSFORMAÇÃO...................................... .............................................. ............................................14 .....................14 6.0 - CORRENTE EM VAZIO ............................................ .................................................................. ............................................. ....................................14 .............14 7.0 - CIRCUITO EQUIVALENTE E PARÂMETROS ......................................... ............................................................... .......................14 .14 CAPÍTULO 5: CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS CONSTRUTIVAS E ACESSÓRIOS ..................................15 ..................................15 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................15 .....................15 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................15 ...15 2.0 - NÚCLEO ............................................ .................................................................. ............................................ ............................................. .......................................17 ................17 3.0 - ENROLAMENTOS..................... ENROLAMENTOS ........................................... ............................................ ............................................. ..............................................18 .......................18 3.1 – Generalidades ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................ .............................18 .......18 3.2- Enrolamento helicoidal ............................................. ................................................................... ............................................ ....................................18 ..............18 3.3 - Enrolamentos discoidais (panqueca)........................................... (panqueca)................................................................. .......................................18 .................18 3.4 - Enrolamentos em camadas................................ camadas..................................................... ........................................... ........................................... ......................18 .18 4.0 - DISPOSITIVOS DE PRENSAGEM E CALÇOS...................... CALÇOS ............................................. ...........................................19 ....................19 5.0 - ISOLAMENTO.................... ISOLAMENTO........................................... ............................................. ............................................ ............................................ ...............................19 .........19


6.0 – TAP’S OU DERIVAÇÕES................................ DERIVAÇÕES...................................................... ............................................ ............................................ .......................19 .19 7.0 - BUCHAS ........................................... ................................................................. ............................................ ............................................ ........................................19 ..................19 7.1 - Generalidades............................. Generalidades................................................... ........................................... ........................................... .............................................19 .......................19 7.2 - Buchas a óleo ........................................... ................................................................ ........................................... ........................................... ...............................20 ..........20 7.3 - Buchas Condensivas .................................................... .......................................................................... ........................................... ................................20 ...........20 8.0 - TANQUE .......................................... ................................................................ ............................................ ............................................ .........................................20 ...................20 9.0 - RELÉ BUCHHOLZ (TRAFOSCÓPIO)........................................ (TRAFOSCÓPIO)............................................................... ........................................20 .................20 9.1 - Considerações gerais....................................................... gerais............................................................................. ............................................ .............................20 .......20 9.2 - Características Físicas..................... Físicas .......................................... .......................................... .......................................... .........................................21 ....................21 9.3 - Características de funcionamento ...................................... ........................................................... ......................................... ...........................21 .......21 9.4 - Observações importantes i mportantes .................................................. ....................................................................... .......................................... ............................22 .......22 9.5 - Defeitos mais importantes que podem ser captados pelo relé Buchholz ...........................22 ...........................22 9.6 - Teste em relés r elés Buchholz ........................................ .............................................................. ........................................... ......................................23 .................23 10.0 - INDICADOR DE NÍVEL DE ÓLEO ............................................ ................................................................... ......................................24 ...............24 10.1 - Considerações gerais..................................................... gerais.......................................................................... ........................................... ..............................24 ........24 10.2 - Características Principais ........................................... ................................................................. ........................................... ................................24 ...........24 10.3 - Cuidados no recebimento............................. recebimento................................................... ............................................ ............................................. ........................25 .25 10.4 - Manutenção................................... Manutenção.......................................................... ............................................. ............................................ ......................................25 ................25 11.0 - TERMÔMETRO INDICADOR DE TEMPERATURA DO ÓLEO (TIPO FLUÍDO EM TUBO CAPILAR).......................... CAPILAR)................................................. .............................................. .............................................. ............................................... ...........................25 ...25 11.1 - Considerações gerais..................................................... gerais.......................................................................... ........................................... ..............................26 ........26 11.2 - Termômetro do enrolamento......................................... enrolamento............................................................... ........................................... .............................26 ........26 11.3 - RTD - Registrador de Temperatura à Distância............................................. Distância...............................................................28 ..................28 12.0 - SECADOR DE AR DE SÍLICA - GEL................... GEL .......................................... ............................................. .....................................28 ...............28 13.0 - TUBO DE EXPLOSÃO.................................... EXPLOSÃO........................................................... ............................................. ............................................29 ......................29 14.0 - VÁLVULA DE ALÍVIO DE PRESSÃO DE FECHAMENTO AUTOMÁTICO..............29 15.0 - RELE DE SÚBITA PRESSÃO .............................................. ...................................................................... .........................................29 .................29 16.0 - OUTROS ACESSÓRIOS .............................................. ..................................................................... .............................................. ...............................30 ........30 16.1 - Relé detetor de gás ............................................. ................................................................... ............................................ ........................................30 ..................30 16.2 - Relé de falha de pressão tipo “J” ............................................... .................................................................... ......................................30 .................30 16.3 - Dispositivos diversos ............................................. .................................................................... .............................................. ...................................31 ............31 CAPÍTULO 6: GRANDEZAS CARACTERÍSTICAS .............................................. .....................................................................32 .......................32 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................32 .....................32 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................32 ...32 2.0 - POTÊNCIA NOMINAL..................... NOMINAL ........................................... ........................................... ........................................... ........................................32 ..................32 3.0 - TENSÃO NOMINAL...................... NOMINAL ........................................... ........................................... ........................................... ...........................................32 ......................32 4.0 - TENSÃO DE CURTO CIRCUITO OU IMPEDÂNCIA PORCENTUAL.................... PORCENTUAL ...........................33 .......33 4.1 - Trifásicos............................ Trifásicos.................................................. ............................................ ............................................ ............................................. ..............................33 .......33 4.2 - Monofásicos...................... Monofásicos ............................................ ............................................ ............................................. .............................................. ..............................33 .......33 5.0 – CORRENTES....................................... CORRENTES.............................................................. .............................................. .............................................. ...................................33 ............33 5.1 - Corrente Nominal.................................................. Nominal........................................................................ ........................................... .......................................33 ..................33 5.2 - Corrente em Vazio ........................................... ................................................................. ........................................... ............................................33 .......................33 6.0 - CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO ................................................... .......................................................................... ..............................34 .......34 6.1- Considerações Gerais...................... Gerais ............................................ ........................................... ........................................... .........................................34 ...................34 6.2 - Curto-Circuito no Transformador ........................................... ................................................................. ...........................................34 .....................34 7.0 - FREQÜÊNCIA NOMINAL ............................................................ .................................................................................. ......................................35 ................35 8.0 - NÍVEL DE ISOLAMENTO .......................................... ................................................................. ............................................. .................................35 ...........35 9.0 - REGULAÇÃO................... REGULAÇÃO .......................................... ............................................. ............................................ ............................................ .................................35 ...........35


PARTE II: MANUTENÇÃO E INSPEÇÃO DE TRANSFORMADORES CAPÍTULO 7: ASPECTOS SOBRE A MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES................38 TRANSFORMADORES ................38 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................38 .....................38 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................38 ...38 2.0 - ATIVIDADES DE MANUTENÇÃO..................... MANUTENÇÃO........................................... ............................................ .........................................38 ...................38 3.0 - TERMINOLOGIA USUAL................................................. USUAL........................................................................ ............................................. ...........................39 .....39 4.0 - TESTES E ENSAIOS EM TRANSFORMADORES DE POTÉNCIA.................................40 POTÉNCIA.................................40 4.1- Ensaios de Rotina.................................... Rotina........................................................... .............................................. .............................................. ..............................40 .......40 4.2 - Ensaios de Tipo.................... Tipo .......................................... ............................................ ............................................ ............................................... ............................40 ...40 4.3 - Ensaios Especiais ............................................ ................................................................... ............................................. ............................................40 ......................40 4.4 - Testes a serem executados ..................................... .......................................................... .......................................... .......................................40 ..................40 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................... BIBLIOGRÁFICAS ............................................. ................................................ ..............................................41 ......................41

CAPÍTULO 8: ANORMALIDADES EM TRANSFORMADORES.................... TRANSFORMADORES........................................... ............................41 .....41 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................41 .....................41 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................ .................................................................. ............................................ ............................................... ............................41 ...41 2.0 - ESTATÍSTICA DE DEFEITOS ........................................... ................................................................. ............................................ ..........................41 ....41 3.0 - ANALISE DE ANORMALIDADES ........................................ ............................................................. ........................................... .......................42 .42 4.0 - TABELA PARA CONSULTA RÁPIDA DE DEFEITOS, SUAS CAUSAS E SOLUÇÕES ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. .............................................. ......................................43 ...............43 REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA ............................................. .................................................................... .............................................. ...........................43 ....43 CAPÍTULO 9 MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE TRANSFORMADORES..............................47 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................47 .....................47 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................47 ...47 2.0 - COMENTÁRIOS SOBRE OS QUESITOS A AVALIAR DURANTE A MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE TRANSFORMADORES ......................................... ................................................................ ......................................47 ...............47 3.0 - PROCEDIMENTOS PARA AS INSPEÇÕES ................................................ ......................................................................50 ......................50 4.0 - PROGRAMA GERAL DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA.............................................51 PREVENTIVA.............................................51 Tabela 7 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Semestral [ 1 ] ..................................54 ..................................54 Tabela 8 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Anual [ 1 ] ........................................54 ........................................54 Tabela 9 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Bienal [ 1 ] ..................................... ........................................54 ...54 Tabela 10 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Trienal [ 1 ].................. ] .....................................55 ...................55 5.0 - TESTES E ENSAIOS APLICÁVEIS MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES.......55 5.1 - Ensaios Realizáveis no Campo (Testes) ......................................... ................................................................ ...................................55 ............55 5.2 - Periodicidade dos Ensaios - ........................................... .................................................................. ............................................. .............................55 .......55 6.0 - ADEQUAÇÃO DAS EQUIPES DE MANUTENÇÃO .......................................... ........................................................55 ..............55 7.0 - CONSIDERAÇÕES FINAIS....................... FINAIS .............................................. .............................................. .............................................. ............................56 .....56 REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA ............................................. .................................................................... .............................................. ...........................56 ....56


PARTE III: TESTES E ENSAIOS CAPÍTULO 10: RESISTÊNCIA ÔHMICA DOS ENROLAMENTOS................. ENROLAMENTOS........................................ ...........................58 ....58 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................58 .....................58 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................58 ...58 2.0 – MÉTODO DA QUEDA DE TENSÃO ......................................... ............................................................... ........................................58 ..................58 3.0 – MÉTODO DA PONTE .......................................... ................................................................. ............................................. ........................................58 ..................58 4.0 – OBTENÇÃO DOS RESULTADOS ........................................... .................................................................. ..........................................59 ...................59 4.1 – Transformadores Monofásicos ........................................ .............................................................. ........................................... ............................59 .......59 4.2 – Transformadores trifásicos com conexão estrela sem neutro acessível ............................60 ............................60 4.3 – Transformadores trifásicos com conexão estrela com neutro acessível............................60 4.4 – Conexão em delta .............................................. ..................................................................... .............................................. .........................................60 ..................60 4.5 – Conexão em zig-zag .............................................. ..................................................................... ............................................... .....................................60 .............60 5.0 – CUIDADOS PRÁTICOS E OBSERVAÇÕES........................................................... OBSERVAÇÕES.....................................................................60 ..........60 7.0 – EQUIPAMENTOS NECESSÁRIOS....................... NECESSÁRIOS .............................................. .............................................. ......................................61 ...............61 8.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................... ....................................................................... ............................................... .........................61 ..61 CAPÍTULO 11: POLARIDADE E DEFASAMENTO ANGULAR.................................. ANGULAR.................................................62 ...............62 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................62 .....................62 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................62 ...62 2.0 - POLARIDADE DE UM TRANSFORMADOR.......................... TRANSFORMADOR................................................. ..........................................62 ...................62 3.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A DETERMINAÇÃO DA POLARIDADE........................ POLARIDADE............................................. ........................................... ..........................................63 ....................63 4.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE CONEXÕES DOS ENROLAMENTOS E DEFASAMENTO ANGULAR ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................ ...........................................63 .....................63 5.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A DETERMINAÇÃO DO DEFASAMENTO ANGULAR..................... ANGULAR .......................................... .........................................64 ....................64 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................... BIBLIOGRÁFICAS ............................................. ................................................ ..............................................65 ......................65 CAPÍTULO 12: MEDIÇÃO DA RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO................ TRANSFORMAÇÃO....................................... .........................66 ..66 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................66 .....................66 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................66 ...66 2.0 – RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO – TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS .......66 3.0 – RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO TRANSFORMADORES TRIFÂSICOS................67 4.0 - DETERMINAÇÃO DA RELAÇÃO DE TENSOES ........................................ ............................................................68 ....................68 5.0 - MÉTODO DO D O VOLTÏMETRO............................. VOLTÏMETRO................................................... ........................................... ..........................................68 .....................68 6.0 - DIAGRAMAS FASORIAIS E O TTR.................... TTR .......................................... ............................................. ........................................69 .................69 7.0 - DIAGRAMA FASORIAL E DEFASAMENTO ANGULAR ................................... ..............................................71 ...........71 8.0 - DEFASAMENTO ANGULAR E O TTR ........................................... ................................................................. ..................................71 ............71 8.1 - Transformador com neutro acessível ........................................ ............................................................. .........................................71 ....................71 8.2 - Transformadores com conexão Dd .......................................... ............................................................... ..........................................71 .....................71 8.3 - Transformadores sem Neutro Acessível ....................................... ............................................................ .....................................71 ................71 9.0 - MÉTODO DO VOLTÍMETRO E O TTR.................. TTR ....................................... .......................................... ......................................74 .................74 10.0 - CONCLUSÕES .......................................... ................................................................ ............................................ ............................................ .............................74 .......74


CAPÍTULO 13: PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TENSÃO T ENSÃO DE CURTO-CIRCUITO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. .............................................. ..........................................75 ...................75 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................75 .....................75 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................75 ...75 2.0 - CORRENTE DE EXCITAÇÃO ........................................... .................................................................. ............................................. ..........................76 ....76 3.0 - TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO.............................. CURTO-CIRCUITO.................................................... ............................................. ...................................76 ............76 4.0 ENSAIO EM VAZIO....................... VAZIO .............................................. .............................................. .............................................. ..........................................77 ...................77 4.1 Objetivo..................... Objetivo ............................................ .............................................. .............................................. .............................................. ......................................77 ...............77 4.2 - Considerações Gerais ........................................... ................................................................ ........................................... .........................................77 ...................77 4.3 - Execução do ensaio..................... ensaio ........................................... ........................................... ........................................... ............................................77 ......................77 5.0 ENSAIO EM CURTO-CIRCUITO............. CURTO-CIRCUITO..................................... ............................................... ............................................... ..............................78 ......78 5.1 Objetivo..................... Objetivo ............................................ .............................................. .............................................. .............................................. ......................................78 ...............78 5.2 Considerações Gerais ............................................ .................................................................. ............................................ .........................................78 ...................78 5.3 Execução do Ensaio - Transformadores com Dois Circuitos................... Circuitos ........................................ ............................78 .......78 6.0 CUIDADOS CU IDADOS PRÁTICOS E OBSERVAÇÕES................ OBSERVAÇÕES....................................... .............................................. .............................79 ......79 CAPÍTULO 14: AQUECIMENTO E ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA.................................. TEMPERATURA.....................................81 ...81 RESUMO ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. ............................................81 .....................81 1.0 - INTRODUÇÃO ............................................. ................................................................... ............................................ ............................................... ............................81 ...81 2.0 - REFRIGERAÇÃO..................... REFRIGERAÇÃO ............................................ .............................................. .............................................. ..............................................82 .......................82 2.1 - Transformador Imerso em Óleo com Resfriamento e Circulação de Óleo Natural (ONAN) ............................................. .................................................................... .............................................. .............................................. .............................................. ..................................82 ...........82 2.2 - Transformador Imerso em Óleo com Circulação Natural de Óleo e Opção para Resfriamento Através de Ventilação Forçada (ONAN/ONAF)................................. (ONAN/ONAF).................................................83 ................83 2.3 - Transformadores em Óleo, Resfriamento a Água (ONWN).................... ( ONWN)........................................ ..........................83 ......83 2.4 - Transformadores em Óleo, Resfriamento com Circulação Forçada ..................................83 ..................................83 2.5 - Outros Métodos.............................. Métodos..................................................... ............................................. ............................................ .......................................83 .................83 2.6 - Transformadores a Seco (AN ( AN ou ANAN) ...................................... .......................................................... ....................................83 ................83 3.0 - ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA ............................................ .................................................................. .........................................83 ...................83 4.0 - TEMPERATURA AMBIENTE ........................................... .................................................................. .............................................. ..........................84 ...84 5.0 - MÉTODOS DE CARGAS.................................. CARGAS........................................................ ............................................ ............................................ .......................84 .84 5.1 - Método da Carga Efetiva ........................................... ................................................................. ........................................... ..................................84 .............84 5.2 - Método da Oposição ........................................... ................................................................. ............................................. .........................................84 ..................84 5.3 - Método do Circuito Aberto ........................................... .................................................................. ............................................. ..............................84 ........84 5.4 - Método do Curto-Circuito........................... Curto-Circuito.................................................. .............................................. .............................................. .........................84 ..84 6.0 – ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA - TRANSFORMADORES EM ÓLEO ......................84 ......................84 6.1 – Verificação do Gradiente de Temperatura Óleo - Ambiente ............................................85 ............................................85 6.2 - Verificação do Gradiente de Temperatura Enrolamentos-Ambiente.................................85 Enrolamentos-Ambiente.................................85 7.0 - OBSERVAÇÕES IMPORTANTES SOBRE O ENSAIO DE AQUECIMENTO................86


PARTE IV: ASPECTOS E ENSAIOS DO SISTEMA DE ISOLAMENTO CAPÍTULO 15: ASPECTOS GERAIS SOBRE O SISTEMA DE ISOLAMENTO ........................89 RESUMO .......................................................................................................................................89 1.0 - INTRODUÇÃO .....................................................................................................................89 2.0 - CONCEITUAÇÃO GERAL..................................................................................................89 3.0 – PROPRIEDADES DE UM ISOLAMENTO ........................................................................89 4.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM A APLICAÇÃO DE TENSÃO CONTÍNUA ...................................................................................................................................90 5.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM APLICAÇÃO DE TENSÃO ALTERNADA................................................................................................................................91 6.0 - ENSAIOS DIELÉTRICOS ....................................................................................................92 CAPÍTULO 16: RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO ......................................................................93 RESUMO .......................................................................................................................................93 1.0 - INTRODUÇÃO .....................................................................................................................93 2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE AS MEDIDAS DE RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO.....93 3.0 - TIPOS DE TESTES...............................................................................................................94 3.1 - Prova rápida da resistência de isolamento .........................................................................94 3.2 - Índice de absorção e polarização .......................................................................................94 3.3 - Prova das duas tensões.......................................................................................................95 4.0 - CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO ....................95 4.1 - Considerações gerais..........................................................................................................95 4.2 – Critério I (NBR 7036/1981) ..............................................................................................95 4.3 – Critério II...........................................................................................................................96 4.4 - Correção de temperatura ....................................................................................................96 5.0 - MEDIDA DA RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO EM TRANSFORMADORES EM DOIS CIRCUITOS.........................................................................................................................97 5.1 – Considerações Gerais ........................................................................................................97 5.2 – Procedimento para a medida da resistência de isolamento ...............................................97 6.0 – CUIDADOS PRÁTICOS ......................................................................................................98 7.0 - CONCLUSÕES .....................................................................................................................98 CAPÍTULO 17: FATOR DE POTÊNCIA DO ISOLAMENTO.......................................................99 RESUMO .......................................................................................................................................99 1.0 - INTRODUÇÃO ....................................................................................................................99 2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE A PONTE DOBLE...............................................................100 2.1 - Generalidades...................................................................................................................100 2.2 - Princípio de Funcionamento ...........................................................................................100 2.3 - Painel e funções ..............................................................................................................100 2.4 - Cabos................................................................................................................................102 3.0 - PROCEDIMENTOS PARA MEDIÇOES COM A PONTE DOBLE.............................102 4.0 - MEDIÇÕES EM TRANSFORMADORES DE DOIS CIRCUITOS ..................................104 5.0 - CÁLCULO DO FATOR DE POTÊNCIA...........................................................................104 7.0 - CONCLUSÕES ...................................................................................................................105


PARTE V: FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES (ÓLEOS) CAPÍTULO 18: TIPOS DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES ............................107 RESUMO .....................................................................................................................................107 1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................107 2.0 - ÓLEOS MINERAIS ............................................................................................................107 3.0 - ASCARÉIS ..........................................................................................................................108 4.0 - FLUIDO DE SILICONE .....................................................................................................109 5.0 - FLUIDO RTEmp .................................................................................................................109 CAPÍTULO 19: PROPRIEDADE DOS FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES .........110 RESUMO .....................................................................................................................................110 1.0 - PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS .............................................................................110 1.1 - Coloração .........................................................................................................................110 1.2 - Ponto de Fulgor, de Inflamação e Combustão .................................................................110 1.3 - Ponto de fluidez ...............................................................................................................110 1.4 - Densidade.........................................................................................................................110 1.5 - Viscosidade......................................................................................................................111 1.6 - Ponto de anilina................................................................................................................111 1.7 - Acidez (Número ou Índice de Neutralização)..................................................................111 1.8 - Tensão interfacial.............................................................................................................111 1.9 - Estabilidade à Oxidação...................................................................................................112 1.10 - Enxofre Corrosivo.........................................................................................................112 1.11 - Cloreto e Sulfetos Inorgânicos.......................................................................................112 2.0 - PROPRIEDADES ELÉTRICAS .........................................................................................112 2.1 - Rigidez Dielétrica ............................................................................................................112 2.2 - Fator de potência do óleo isolante....................................................................................112 3.0 - ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS ........................................................................................112 CAPÍTULO 20: ENSAIO DE RIGIDEZ DIELÉTRICA.................................................................114 RESUMO .....................................................................................................................................114 1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................114 2.0 - MEDIDA DA RIGIDEZ DIELÉTRICA - MÉTODO ASTM-D877...................................115 3.0 - MEDIDA DA RIGIDEZ DIELÉTRICA - MÉTODO VDE 370.........................................115 4.0 - CRITÉRIO DA CONSISTÊNCIA ESTATÍSTICA ............................................................115 5.0 - CUIDADOS COM O MEDIDOR DE RIGIDEZ ................................................................116 6.0 - TESTES NA ÁREA.............................................................................................................116 7.0 - CONCLUSÕES ...................................................................................................................116 CAPÍTULO 21: MANUTENÇÃO DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES...........118 RESUMO .....................................................................................................................................118 1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................118 2.0 - ASPECTOS DA MANUTENÇÃO .....................................................................................118 3.0 - AQUECIMENTO EXCESSIVO .........................................................................................119 4.0 - PRESENÇA DE ÁGUA ......................................................................................................119 5.0 - ENTIDADES NORMALIZADORAS.................................................................................120 6.0 - ENSAIOS NOS ÓLEOS ISOLANTES ...............................................................................120 7.0 – MANUTENÇÃO PERIÓDICA DOS ÓLEOS ...................................................................120 8.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ..............................................................................................121


CAPÍTULO 22: ANÁLISE DOS GASES DISSOLVIDOS (CROMATROGRAFIA)...................123 RESUMO .....................................................................................................................................123 1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................123 2.0 - GASES CARACTERÍSTICOS ASSOCIADOS A FALHAS............................................123 3.0 - TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO .......................................................................................124 4.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ..............................................................................................126

CAPÍTULO 23: TRATAMENTO DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES............128 RESUMO .....................................................................................................................................128 1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................128 2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE O TRATAMENTO E CONTAMINANTES .......................128 3.0 - FILTRAGEM.......................................................................................................................129 4.0 - CENTRIFUGAS..................................................................................................................131 5.0 - TRATAMENTO TERMOVÁCUO.....................................................................................131 6.0 - RECUPERAÇÃO DE ÓLEO COM TERRA FÜLLER ......................................................132

CAPÍTULO 24: AMOSTRAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES PARA ANÁLISE FÍSICO-QUÍMICA ........................................................................................................134 RESUMO .....................................................................................................................................134 1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................134 2.0 - TRANSFORMADORES COM BOMBAS DE CIRCULAÇÃO........................................134 3.0 - UTILIZAÇÃO .....................................................................................................................134 4.0 - ARMAZENAMENTO.........................................................................................................134 5.0 - DISPOSITIVOS...................................................................................................................134 6.0 - RECIPIENTE.......................................................................................................................135 7.0 - PROCEDIMENTOS............................................................................................................135 7.1 - Retirada do óleo em tambores..........................................................................................135 7.2 - Retirada do óleo em transformadores ..............................................................................135

CAPÍTULO 25: AMOSTRAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES PARA ANÁLISE CROMATROGRÁFICA................................................................................................137 RESUMO .....................................................................................................................................137 1.0 - AMOSTRAGEM DE GASES DE SELOS GASOSO (POR EXEMPLO, COLCHÕES DE NITROGÊNIO) E RELÉS COLETORES DE GÁS (BUCHHOLZ) ..........................................137 1.1 - Generalidades...................................................................................................................137 1.2 - Material de amostragem...................................................................................................137 1.3 - Método de amostragem....................................................................................................137 2.0 AMOSTRAGEM DE ÓLEO DO TRANSFORMADOR ......................................................138 2.1 - Generalidades...................................................................................................................138 2.2 - Material de amostragem...................................................................................................139 2.3 - Método de amostragem....................................................................................................139


CAPÍTULO 26: MANUSEIO E ESTOCAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES..........................................................................................................................140 RESUMO .....................................................................................................................................140 1.0 - TRANSPORTE....................................................................................................................140 1.1 - Caminhões Tanque...........................................................................................................140 1.2 - Tambores..........................................................................................................................140 1.3 - Containers de borracha sintética ......................................................................................140 2.0 - ESTOCAGEM .....................................................................................................................140 2.1 - Tanques ............................................................................................................................140 2.2 - Tambores..........................................................................................................................141 2.3 - Containers ........................................................................................................................141


PARTE I: OPERAÇÃO DOS TRANSFORMADORES


Parte I: Operação dos Transformadores

CAPÍTULO 1: ELETROMAGNETISMO BÁSICO "O essencial é invisível aos olhos" Saint Exupery RESUMO

Os transformadores tem seu princípio de funcionamento baseado nas leis da indução e conjugado eletromagnético. Este texto apresenta de forma simplificada algumas destas leis e fenômenos aplicados ao seu estudo. 1.0 - TENSÃO INDUZIDA

Sabe-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; esta é simplificadamente, a lei de Faraday, a qual foi quantificada por Newmann, ou seja: e = V l B senθ

(1)

onde: e - força eletromotriz (tensão) induzida em um determinado instante [V]; v - velocidade relativa entre campo e condutor [m/s]; l - comprimento do condutor imerso no campo magnético [m]; B - indução magnética [Wb/m2]; θ - ângulo formado entre o campo magnético e a velocidade instantânea do condutor, tomando-se “B” como referência [rad].

Pelo exposto, para que haja um au mento ou diminuição da tensão induzida nos terminais a-b do condutor deve-se alterar as grandezas relacionadas na expressão (1). Assim, para uma modificação na velocidade é necessário atuar mecanicamente sobre o condutor e, para a mudança da intensidade de campo, deve-se utilizar um eletroimã, o qual permite o seu controle. Em relação ao comprimento imerso no campo, pode-se adotar a hipótese de executar um eventual aumento, colocando-se mais condutores em série com o primeiro; desta forma, se houverem “ N ” condutores em série, resulta: e=NvlB

(2)

Por outro lado, supondo-se que o condutor execute um movimento circular uniforme, como esquematizado na figura 2, tem-se:

θ = ω ⋅ t

(3)

onde: ω - velocidade angular [rad/s]; t - tempo [s].

A figura 1 esclarece o exposto, supondo campo magnético uniforme (ou seja, “B” possui o mesmo valor em qualquer ponto). Na figura 1 mostra-se o sentido da f.e.m induzida, o qual é dado pela regra de Fleming, ou seja: a) sentido de “e” dado pelo polegar da mão direita; b) sentido de “v” dado pelo indicador da mão esquerda; c) sentido de “B” dado pelo dedo médio da mão direita. Figura 2 - Condutor em movimento circular unifor me. Sabe-se que no movimento circular uniforme: V = ω . R Substituindo (3) e (4) em (2), resulta: e = N . ω . l . B . senω t

(5)

como: Figura 1 - Força eletromotriz induzida em um condutor. Observe-se que o ângulo entre “v” e “B” na figura 1 é o

90 .

φ max = B . A

(6)

A = l . D

(7)

________________________________________________________________________________ Capítulo 1: Conceitos Fundamentais Sobre Eletromagnetismo - 2



D = 2 . R

(8)

Re

e:

ω = 2π f

(9)

obtém-se: e = π . Nf φ max senω t = emax senω t

l A

.

1

µ

(15)

µ - permeabilidade magnética do meio; A - seção transversal do circuito magnético [m 2]

(10)

A expressão (10) permite dizer que a tensão induzida nos terminais de um condutor em movimento circular uniforme, imerso em campo magnético igualmente uniforme, é alternada e senoidal. Se ao invés de apenas um condutor, houver uma espira, como a mostrada na figura 3, executando o movimento em condições idênticas tem-se: eesp = 2 . e = 2e max senω t

=

(11)

Figura 4 - Campo magnético criado por corrente Pela figura 5 e expressão (14) nota-se que é possível controlar a imantação de um determinado material magnético, ou seja, aumentar ou diminuir o fluxo magnético, dentro de certos limites, alternando-se a corrente que circula pelas espiras. Esta corrente recebe o nome de “corrente de excitação” e se relaciona como fluxo magnético através da chamada curva de saturação.

Figura 3 - Espira imersa em campo magnético e executando movimento circular uniforme. O valor eficaz da tensão é:

E

= E RMS =

2π 2

f N φmax = 4.44 N f φ max

(12)

O valor médio é:

E med

=

E RMS 111 .

=

4 N f φ max

Figura 5 - Imantação de um material magnético. (13)

2.0- CAMPO MAGNÉTICO CRIADO POR CORRENTE

Corrente circulando por um condutor cria um campo magnético cuja intensidade é dada pela lei de BiotSavart e sentido pela regra de Ampère. A lei de Biot-Savart é dada por:

H . l

=

NI = Re . φ

(14)

onde: H - intensidade de campo [A/m]; l - comprimento do circuito magnético [m]; Re - relutância do circuito magnético, dado por:

Figura 6 - Curva de saturação (exemplo)

________________________________________________________________________________ Capítulo 1: Conceitos Fundamentais Sobre Eletromagnetismo - 3

MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES Parte I: Operação dos Transformadores

CAPÍTULO 2: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS "Não se pode ensinar alguma coisa a alguém, pode-se apenas auxiliar a descobrir por si mesmo.” Galileu Galilei

RESUMO

A expressão (1) pode ser rescrita como:

Este capítulo trata do princípio de funcionamento do transformador monofásico e apresentando várias grandezas e aspectos de sua operação.

R eφ = N110

(2)

onde: R e - relutância do núcleo; φ- fluxo magnético.

1.0 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO

O transformador monofásico, em sua forma mais elementar, constitui-se de um núcleo de material magnético e enrolamentos, como mostra esquematicamente a Figura 1.

Desta 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 o 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”. Pelo exposto, no transformador da Figura 1, existirão tensões induzidas no primário (E 1) e no secundário (E2) , devido à variação do fluxo em relação às espiras.

Figura - 1 – Transformador monofásico elementar O funcionamento do transformador monofásico baseia-se no principio de. que a energia elétrica pode ser transferida entre dois circuitos devido ao fenômeno da indução magnética. Aplicando-se a tensão U 1, 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: H.l = N1I0

(1)

Os valores eficazes das tensões induzidas são dados por: E1 = 4,44. N1.f.S.Bmax E2 = 4,44N2.f.S.Bmax onde: E1, E2 - valores eficazes das tensões induzidas no primário e secundário, em[V]; N1, N2 - número de espiras dos enrolamentos primário e secundário f-- freqüência, [Hz]; S- seção transversal do núcleo do transformador, [m 2 ]; B- valor da indução magnética no núcleo, [wb/m 2].

onde: H é a intensidade do campo; l é o comprimento do circuito magnético; N1I0 é a força magnetomotriz.

(3) (4)

Observe-se que: φm =B.S

(5)

________________________________________________________________________________ Capítulo 2: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Monofásicos - 4



sendo φm o fluxo magnético (mútuo) do núcleo do transformador, [wb]. Deve-se observar que o transformador não é ideal e, sendo assim, os enrolamentos possuem resistência e capacitância (além, naturalmente, da indutância) e existem fluxos de dispersão. Os efeitos capacitivos tornam-se importantes em transformadores acoplados à circuitos eletrônicos com freqüências extremamente elevadas (em geral até 400 Hz, tais efeitos são desprezíveis) ou tensões com altos valores. Por outro lado, as bobinas, geralmente, são montadas concêntricamente, para aproveitamento de uma parcela do fluxo de dispersão; como dado prático, normalmente realiza-se esta montagem com as bobinas de maior tensão envolvendo as de menor. Tal disposição não altera o funcionamento do transformador, apenas otimiza o aproveitamento do fluxo.

Do diagrama tem-se: I0 = I p2 + I m2

(6)

I p = I0 cosϕ0

(7)

Im= I0 senϕ0

(8)

As perdas em vazio são: P = U1 I0 cosϕ0 = U1 I p onde ϕ0 é a defasagem entre U 1 e I0. Naturalmente, é de interesse prático que as perdas sejam as menores possíveis. Para que tal ocorra, a corrente a vazio deve ser, em quase sua totalidade, utilizada para a magnetização do núcleo; em conseqüência: Im » I p

Figura 2 – Núcleo do transformador – Representação esquemática 2.0 - CORRENTE EM VAZIO

(9)

(10)

Assim, o valor do ângulo ϕ0 deve ser o maior possível e o cos ϕ0 (fator de potência em vazio) possuirá baixos valores. É comum considerar-se que a corrente em vazio é igual à de magnetização, pois, devido a expressão (10), o erro cometido não é significativo.

2.1- Considerações Gerais

A função da corrente em vazio é suprir as perdas do transformador quando opera sem carga e produzir o fluxo magnético, como mostrado no item anterior. Considerando-se estes aspectos, esta corrente pode ser subdividida em duas parcelas distintas, ou seja: a) I p - Corrente ativa ou de perdas, responsável pelas perdas no núcleo e está em fase com a tensão aplicada ao primário U1; e, b) Im — Corrente magnetizante ou reativa, responsável pela criação do fluxo magnético (φm) e está atrasado de 90 0 em relação à U 1. A Figura 3 esclarece o citado

2.2 - Forma de Onda da Corrente em Vazio

A corrente em vazio assume valores bastante baixos situando-se na faixa de 1 a 7% da corrente nominal do circuito primário. Desta forma, a queda de tensão no primário é pequena nesta condição; isto leva a considerar que: U1 =E1

(11)

Se a tensão aplicada ao primário U 1 possuir forma de onda senoidal, E 1 também possuirá. Por outro lado, considerando-se as express5es (3) e (5), tem-se que o fluxo tem a mesma forma de onda de E 1 (ou seja, senoidal no caso), porém com defasagem de 90 0 elétricos. Por outro lado, considerando-se a expressão (2), tem-se que: Im=

Figura 3 – Diagrama fasorial do transformador em vazio

é

Reφ N 1

(12)

Observe-se que o fluxo magnético é senoidal, N 1 constante, porém a relutância varia devido aos




diferentes estados de saturação que ocorrem no núcleo. Com tais considerações, conclui-se que a corrente de magnetização, obrigatoriamente, não é senoidal, o que resulta em uma corrente em vazio igualmente não senoidal. A Figura 4 explica o exposto de forma gráfica.

Figura 4- Processo gráfico para a determinação da forma de onda da corrente de magnetização. Para a construção da forma de onda, adotar o seguinte procedimento: a) Para um determinado instante, determinase o valor de φm; b) Para este valor de φm (crescente ou decrescente), verifica-se na curva de Histerese o valor de i 0; c) Transporta-se para o dado t o valor de i0 correspondente e, assim, tem-se um ponto da curva de i0; d) Repetir o processo para outros pontos e traçar a forma de onda da corrente.

Convêm lembrar que o transitório da corrente de energização dura alguns ciclos nos pequenos transformadores, podendo atingir até vários ciclos nos transformadores de força. Um oscilograma típico para os regimes transitório e permanente da corrente a vazio é mostrado na Figura 5.

Figura 5 –Forma de onda da corrente de energização 3.0 - O TRANSFORMADOR EM OPERACÂO

Considere-se a figura 6.

,

Como conseqüência do formato não senoidal da corrente em vazio, há a produção de harmônicos, principalmente os de terceira ordem. 2.3 – Corrente Transitória de Magnetização (inrush)

Tal fenômeno foi observado por Fleming em 1892, mostrando que quando um transformador é conectado à rede, uma grande corrente transitória de magnetização ( corrente inrush) é comumente observada. O seu efeito é causar momentaneamente uma queda de tensão e poderá provocar a atuação de relés instantâneos. A amplitude desta corrente depende de dois fatores: a)

ponto do ciclo da tensão no qual a chave para energização foi fechada ; b) Condições magnéticas do núcleo, nas quais inclui-se a intensidade e a polaridade do fluxo residual.

Figura 6 – Transformador monofásico em operação Com o transformador operando em vazio, ou sem carga, a corrente I 0 magnetiza o transformador e induz as tensões E 1 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. Como visto, de acordo com a lei de Ampère, I 2 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 I 0, de modo a compensar φ2 ; esta corrente receberá a denominação de I’ 2, a qual cria o fluxo φ1. Assim, a corrente primária I 1 é: 2 2 I1= I 0 + I 2

(13)

de onde: 2 2 I0= I 1 − I 2

(14)




Da expressão (14) é possível concluir que, em qualquer condição de operação do transformador, sempre existirá a corrente I 0 e que somente ela é responsável pela indução de E1 e E2, em outras palavras, E 1 e E2 independem do regime de carga.

Devido a este fato, como citado anteriormente, a queda de tensão primária é mínima; assim: U1 ≈ E1

(24) Além disto, nesta condição:

4.0 - RELACÃO DE TRANSFORMACÃO

U2 = E2

A relação de transformação das tensões de um transformador monofásico é definida de duas formas: 4.1 - Relação de Transformação Teórica ou Relação de Espiras.

Definida por: E 1

K N =

=

E 2

4,44 N 1 . f B . .S 4,44 N 2 f . B.S

(15)

Portanto: K N =

E 1 E 2

'

I 2 =

=

N 1

N 1

I 2

(16)

(17)

e, 2 2 I1= I 0 + I 2

(18)

Como ' I 2 >> I 0

(19)

I1= I2

(20)

K N =

I 1

=

N 2

E 1 E 2

=

N 1 N 2

U 1 U 2

(26)

A expressão (26) é importante, pois E 1 e E 2 são acessíveis a uma medição; assim, utilizando-se um voltímetro no primário obtêm-se U 1 e, no secundário, estando o transformador em vazio, U 2; desta forma, achase a relação do número de espiras com pequeno erro.

Ao aplicar uma carga Z C ao secundário, a corrente I2 circula pelo secundário e I 1 assume valores superiores a I0 assim, haverá queda de tensão no primário e no secundário e, portanto: U2 ≠ E2

(27)

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: U 1 U 2

≅

I 2 I 1

(28)

Eventualmente, se a queda de tensão secundária for pequena (o que acontece para transformadores bem projetados) pode-se supor que: (29)

(21) a) se K > 1, o transformador é abaixador; e, b) se K < 1, o transformador é elevador.

=

I 2 I 1

(22)

No funcionamento em vazio: I1 = I0

E 2

≅

Observe-se que:

Desta forma: K N=

E 1

K N = K

Assim: N 1

K N =

K =

tem-se que:

I 2

Assim:

4.2 - Relação de Transformação Real

N 2 Porém, sabe-se que:

N 2

(25)

(23)

5.0 - PARÂMETROS REFERIDOS

Em sistemas elétricos com várias tensões de serviço, normalmente se emprega a redução de todas elas a uma mesma base. Desta maneira, todos os cálculos podem ser realizados como se houvesse apenas um circuito (é o caso da representação pu).




Na teoria dos transformadores reduz-se (ou refere-se ) os valores de correntes e tensões do secundário para o primário (ou vice-versa); em outras palavras, as grandezas secundárias (ou primárias) são substituídas por outras no primário (ou secundário) que produzam os mesmos efeitos que as anteriores. Observe-se que, referindo-se um dos lados ao outro constrói-se um circuito elétrico equivalente ao transformador sem a presença de enrolamentos e núcleo. Estes circuitos podem ser aplicados diretamente em sistemas de potência, facilitando quaisquer tipos de cálculos. Neste texto, as grandezas secundárias serão referidas ao primário. 

Com as grandezas secundárias referidas ao primário tem-se o circuito da Figura 8.

Tensões

E 2 ' = U 2 ' = 

Figura 7 – Transformador com parâmetros concentrados

N 1 N 2

E 2 = K E . 2

N 1 N 2

U 2 = K .U 2

(30)

Figura 8 – Transformador com as grandezas secundárias referidas ao primário

(31)

O circuito anterior pode ser representado pelo da Figura 9.

Correntes

I 2 ' =

I 2

(31)

K

 Impedâncias

Z C ' =

U 2 ' I 2 '

=

U 2 K . I 2 ' / K

=

U 2 I 2

K 2

Portanto: ZC’ = ZC K 2

(32)

(33)

Naturalmente, a resistência e reatância referidas são calculadas de maneira análoga, ou seja: R’ = R K 2 X’ = X K 2

(34) (35)

Figura 9 – Transformador com ramo magnetizante substituindo o núcleo Na Figura 9, o núcleo é representado por uma reatância fictícia (X m) responsável pelo fluxo magnético e uma resistência fictícia (R m) responsável pelas perdas no núcleo. Por outro lado, a representação do ramo é desprezada devido aos baixos valores da corrente da corrente de magnetização, como mostra a Figura 10.

Observe-se que o fato de referir grandezas secundárias ao primário, não altera o ângulo de fase e potência fornecida a carga. 6.0 - CIRCUITO EQUIVALENTE

O transformador pode ser representado através de um circuito equivalente, o qual permita analisar seus efeitos sobre o sistema. A análise física do equipamento permite concluir que o primário e secundário possuem resistência e reatância; assim é possível representá-lo através de parâmetros concentrados como mostra a Figura 7.

Figura 10 – Circuito equivalente sem o ramo magnetizante O circuito ainda pode ser o da Figura 11, onde se tem: R CC = R 1 + R 2’

(37)

XCC = X1 + X2’

(38)




sendo R CC e XCC chamados, respectivamente, de resistência e reatância de curto-circuito.

onde: Z B =

S N

(42)

2

U N

sendo: S N – potência nominal do transformador U N – tensão nominal do transformador

Figura 11 – Circuito equivalente do transformador

É possível demonstrar que a impedância percentual possui o mesmo valor se calculada pelo lado primário ou secundário.

Como se observa, a corrente de carga (no caso, I2’) é limitada apenas por R CC e X CC quando há um curtocircuito no secundário do transformador; desta forma, define-se “impedância de curto-circuito” como:

Por outro lado, define-se “Tensão de curtocircuito (UCC) a tensão que é necessário aplicar a um transformador, de modo que circule a corrente nominal no secundário, quando este está curto-circuitado.

2

2

Z CC = RCC + X CC Em termos práticos, verifica-se que:

(39)

XCC >> R CC

(40)

Assim: ZCC = XCC

(41)

de onde, é comum representar o transformador como na Figura 12.

Figura 13 – Curto-circuito em transformadores Na prática, as tensões de curto-circuito são expressas por seus valores percentuais em relação a U N e estão na faixa dela 10%. Desta maneira, a “tensão de curto-circuito percentual” é expressa por: U CC

U % =

U N

Figura 12 – Representação simplificada do transformador O circuito da figura 12 facilita enormemente a montagem de rotinas computacionais em sistemas de potência. Como por exemplo, programas para analise do fluxo de carga e estabilidade sistemas. 7.0 - PARÂMETROS PORCENTUAIS

Z % =

Z CC Z B

100

(41)

(44)

Pode-se mostrar que: UCC% = Z%

(45)

Da mesma forma, é possível definir a resistência e reatância percentual como segue: R % =

A impedância de curto-circuito normalmente é fornecida em porcentagem de uma impedância base, ou seja:

100

RCC Z B

100 =

P JT S N

100

(46)

onde PJT são as perdas em carga e, X % =

X CC Z B

100 = Z %2 − R%2

(47)



CAPÍTULO 3: BANCO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS "Não creias impossível o que apenas improvável parece.” William Shakespeare

RESUMO Este capítulo analisa a transformação trifásica executada através de bancos de transformadores monofásicos.

1.0 - INTRODUÇÃO Considera-se como transformação trifásica aquelas em que há transferência de energia elétrica de um circuito elétrico trifásico (primário) a outro (secundário e, eventualmente, terciário), alterando-se ou não os níveis de tensões e correntes, porém mantendo-se a freqüência constante. Há várias possibilidades de se executar tal transformação. A forma mais básica para tanto é a de utilizar dois ou três transformadores monofásicos independentes, unidos entre si sem nenhuma interferência ou interação entre os seus fluxos magnéticos, for mando um banco.

Desta forma, combinando-se estes tipos de ligações, a transferência de energia realiza-se através das seguintes conexões: D Primário Secundário d

D

Y

Y

y

d

y

Sendo “ D” e “Y” , respectivamente, as ligações delta e estrela do lado primário e “ d” e “ y” as equivalentes no secundário. A figura 2 mostra algumas maneiras de conectálas a título de exemplo.

2.0 – BANCO COM TRÊS TRANSFORMADORES Para executar a ligação dos três transformadores monofásicos independentes é necessário conectar os primários e os secundários entre si. Nesta situação, há a possibilidade de conectá-los ou em delta (triângulo) ou em estrela. H1 e H2 são os terminais iniciais e finais do primário X1 e X2 são os terminais iniciais e finais do secundário

Figura 2 – Conexões em banco com três transfor madores monofásicos

Figura 1 – Ligações delta e estrela

Este sistema apresenta custo maiores em relação a uma unidade trifásica. Entretanto, possibilita a existência de apenas um transformador monofásico de reserva com 1/3 da potência total para os três, enquanto o trifásico exige outro de igual potência. A ligação de bancos monofásicos é freqüentemente empregada em instalações de grande potência, onde o custo da unidade reserva resulta significativo. Além disto, em caso de falha de uma unidade, o banco ainda pode operar em uma conexão especial, porém com capacidade reduzida, mas sem interrupção de fornecimento.

________________________________________________________________________________ Capítulo 3: Banco de Transformadores Monofásicos - 10



3.0 – CONEXÃO DELTA ABERTO OU DUPLO V Se um dos transformadores de um banco com conexão ∆∆ for retirado, mesmo assim é possível a transformação trifásica sem alteração nas tensões. Obtêmse, assim, uma conexão conhecida como duplo V ou ∆ aberto ou, ainda, conexão Aaron. A figura 3 ilustra.

Observe-se, entretanto, que cada transformador fornece a corrente de linha (e não a de fase). Sendo assim, a potência suprida por um transformador num delta aberto, comparada à potência total trifásica, é:

Potência por transformador Potência total trifásica =

U L I L cos ϕ

3U L I L cos ϕ

=

U F I F cos ϕ

3U F I F cos ϕ

1

=

3

=

=

(1)

0.577

De onde se conclui que a potência suprida por transformador neste sistema é 57,5% da potência total. Por outro lado, a expressão (1) também mostra que, se três transformadores em Dd estão suprindo a carga nominal e um transformador é removido, a sobrecarga em cada um dos transformadores que permanece seria de 173%, uma vez que a recíproca da expressão (1) é a relação da carga total para a carga por transformador. Naturalmente, esta relação implica em que, se dois transformadores estão operandos em duplo V e com carga nominal, a adição de um terceiro transformador

Figura 3 – Remoção de um transformador em conexão Dd para obtenção do banco duplo V . A figura 4 mostra com mais detalhes a conexão.

aumenta a capacidade total de 173,2% (ou de 3 ). Assim, um aumento no custo de 50%, correspondente ao terceiro transformador, permite um acréscimo da capacidade do sistema em 73,2%, ao convertê-lo de duplo V em ∆∆. Esta estratégia é interessante em sistemas de distribuição, onde se espera uma ampliação futura. Em outras palavras, em um primeiro momento instala-se os transformadores conectados em duplo V e, se a demanda aumentar com o passar do tempo, instala-se o terceiro transformador. Com tal atitude, o custo inicial é menor.

4.0 – CONDIÇÕES PARA REALIZAR A CONEXÃO Analisando-se a figura 3, verifica-se que é interessante que os transformadores possuam relações de transformação iguais e sejam conectados com as polaridades indicadas. Em caso contrário, as tensões no secundário ficarão desbalanceadas. A título de exemplo, se o transformador 1 possuir uma relação 13.800/127 V e o segundo, 13.800/115 V, a tensão secundária entre as fases “a” e “c” será:

Figura 4 - Conexão delta aberto ou duplo V Na figura 4, verifica-se que o sistema duplo V produz três tensões de linha defasadas de 120º.

U ca

= −127 ∠0

0

− 115∠120

0

=

209,6∠151,6 0 V

Observe-se que ocorrerá, adicionalmente, uma sobretensão entre as fases “a” e “c”.

________________________________________________________________________________ Capítulo 3: Banco de Transformadores Monofásicos - 11


CAPÍTULO 4: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS "É impossível para um homem aprender aquilo que ele acha que já sabe." Epíteto

RESUMO Este capítulo trata do princípio de funcionamento do transformador trifásico e apresentando várias grandezas e aspectos de sua operação.

1.0 - INTRODUÇÃO A transformação trifásica pode ser realizada com um transformador específico, destinado a este fim. Neste caso, o custo inicial é mais baixo que os dos bancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto, exige um outro transformador de mesma potência como reserva.

2.0 - NÚCLEO

Figura 2 - Núcleo trifásico ideal.

Partindo do princípio que o transformador trifásico agrupa três monofásicos em um, a composição entre os núcleos mais evidente é a mostrada na figura 1.

O núcleo trifásico da figura 2 é o ideal; entretanto, tem uma forma inconveniente e há uma utilização excessiva de material em sua construção, o que se reflete nos custos e inviabiliza a sua utilização. 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, uma outra com as mesmas dimensões.

Figura 1 - Núcleos monofásicos compondo o trifásico. 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. Sendo assim, não há necessidade de sua utilização é, portanto, é conveniente retirá-lo do circuito como medida de economia de material.

Figura 3 - Núcleo trifásico real. O circuito magnético das três fases, neste caso, resulta desequilibrado. A relutância da coluna central é menor que as outras, o que origina uma pequena diferença nas correntes de magnetização de cada fase.

________________________________________________________________________________ Capítulo 4: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Trifásicos - 12


Existem diversos tipos de núcleo, entretanto o mostrado na figura 3 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, qualquer desequilíbrio magnético causado 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 aos três monofásicos e conseqüente 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.

3.0 - ENROLAMENTOS Os enrolamentos de um transformador trifásico podem ser conectados em estrela (Y), delta (∆) ou zigzag, conforme mostra a figura 4.

fato a torna mais adequada para ser utilizada em presença de cargas desequilibradas. Adotando-se a notação de designar-se a ligação primaria através de letras maiúsculas e secundária através de minúsculas, tem-se: D Primário Secundário d

D

D

Y

Y

Y

y

z

d

y

z

Tabela 1 - Conexões dos enrolamentos.

4.0 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO O princípio de funcionamento é basicamente o mesmo do monofásico, tanto em vazio como em carga. A figura 5, mostra o núcleo do transformador trifásico com seus enrolamentos utilizando a conexão Dy. Os terminais H1, H2 e H3 são os de maior tensão e os de menor tensão são X 1, X 2 e X3, considerados nesta análise como primário e secundário, respectivamente.

Figura 5 - Transformador trifásico em vazio. Figura 4 - Conexões possíveis dos enrolamentos de um transformador trifásico. As ligações delta e estrela são as mais comuns. A ligação zig-zag é secundária típica; 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

Ao aplicar as tensões U AB, UBC e UCA ao primário, as correntes de magnetização de cada fase (I 0AB, I0BC e I0CA) circularão pelos respectivos enrolamentos. O efeito resultante será, o surgimento de três fluxos magnéticos alternados e defasados de 120º elétricos entre si e, pela lei de Faraday, serão induzidas tensões nos enrolamentos primários (E AB, EBC e ECA) e secundários (Eab, E bc e Eca) Observe-se que, nos pontos A e B do núcleo, a soma dos fluxos é nula; isto significa que cada trecho entre A e B age como um transformador monofásico.




Naturalmente, ao acoplar cargas ao secundário, surgirão correntes opondo-se à variação do fluxo mútuo φM e, em conseqüência, tentam desmagnetizar o núcleo. Assim, essas correntes são compensadas por parcelas adicionais de corrente absorvidas junto à rede, mantendose φM constante e as tensões induzidas nos enrolamentos.

K = K N b) Na figura 6b:

K = 5.0 - RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO Como se sabe, a relação de transformação real é definida como a relação entre as tensões primárias (U 1) e secundárias (U2), ou seja:

K =

U 1 U 2

=

E 1

(1)

E 2

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 casos, igual à relação de espiras. A figura 6 mostra duas conexões de transformadores trifásicos.

(3)

U1

(4)

U2

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 de espiras; a tabela 2 mostra os valores de K em função de K T para cada ligação:

Ligação

Dd

K =

K N

Dy

Dz

K N

2

3

3

K N

Yy

Td

K N

3K N

Yz

2

K N 3

Tabela 2 - Valores de K em função de K N para as diversas conexões.

6.0 - 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 a da central. Isto se deve ao fato de que as relutâncias das pernas correspondentes são maiores. Desta forma, adota-se um valor médio para a corrente em vazio, ou seja:

I0 =

I 0 A + I0B + I0C 3

(5)

Figura 6 - Conexões dos transformadores trifásicos. Sendo assim, as relações de transformação K e K N para cada caso seriam: a) Na figura 6a:

K =

U1 U2

e

K N =

E1 E2

=

N1 N 2

e, estando o transformador em vazio, tem-se:

U1 ≅ E1 e U 2 = E 2 então,

(2)

7.0 - CIRCUITO EQUIVALENTE E PARÂMETROS 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 porcentuais, tal fato é irrelevante, pois independem das conexões dos enrolamentos; enquanto que 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 pelos parâmetros de uma fase, supondo as conexões primárias em estrela e carga trifásica simétrica e equilibrada.



CAPÍTULO 5: CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS E ACESSÓRIOS “O segredo de aborrecer é dizer tudo” Voltaire

RESUMO

Os transformadores são constituídos pela parte ativa e diversos outros componentes. designados genericamente por acessórios, necessários para o perfeito funcionamento. Este texto mostra as principais partes destes equipamento e alguns testes possíveis de serem realizados. 1.0 - INTRODUÇÃO

A parte ativa dos transformadores, como citado anteriormente, é composta pelo núcleo magnético e enrolamentos. Por outro lado, os seus acessórios variam de um transformador para outro conforme a sua potência e nível de isolamento. A titulo de ilustração a figura 1 apresenta uma vista explodida de um transformador trifásico, enquanto as figuras 2 e 3 mostram a localização dos acessórios e a parte ativa de um transformador monofásico, respectivamente.

1 – Diafragma de alívio; 2 – Tubo de descarga; 3 – Bucha de alta tensão; 4 – Manivela de controle do comutador; 5 – Tampa de visita e abertura; 6 – Relé detetor de gás; 7 – Bucha de baixa tensão; 8 – Termômetro; 9 – núcleo e bobina do transformador; 10 – Válvula de dreno de óleo; 11 – Chave do comutador de tap’s; 12 – Bomba de óleo; 13 – Ventoinha; 14 – Radiador; 15 – Suspiro; 16 – tanque conservador de óleo; 17 – Indicador; 18 – Placa terminal; 19 – Poço.

Figura 2 –Localização de acessórios

Figura 3 - Parte ativa de um transformador monofásico

Figura 1 – Vista explodida de um transformador trifásico

Neste sentido a NBR 5356/81 estabeleceu os que devem ser utilizados com transformadores imersos em óleo. A titulo ilustrativo a tabela 1 fornece um resumo das informações da norma para transformadores de até 1000 kVA e a tabela 2 para transformadores de maior porte.

________________________________________________________________________________ Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 15



ACESSÓRIOS 15 Indicador Externo Líquido Isolante. Bujão de Drenagem.

30

45

de De Coluna Magnético

75

POTÊNCIA (em kVA) 112,5 150 225 300 O O O N N N N

Meios de Ligação para Filtro.

O N N N N

Dispositivo p/ retirada de amostra de óleo. Meios de Aterramento do Tanque. N N N N N N Meios p/ levantamento do Transformador N N N N N N Completamente Montado e da Parte Ativa. Abertura para Inspeção. N N N N N N N N Apoios para Macaco. N N Provisão para Instalação do Termômetro do óleo. O O Dispositivo para Alívio de Pressão. Meios para Locomoção. N N Conservador de Óleo (em Transformadores Não Selados). Indicador de Temperatura do Óleo. Caixa com Blocos Terminais. Relé Detetor de Gás Tipo Buchholz (quando houver conservador). Respirador com Secador de Ar (quando Houver conservador). N – Acessórios Normais. Tabela 1 – Acessórios para transformadores trifásicos com potência de até 1000 kVA.

ACESSÓRIO Relé Detetor de Gás (Gás Relay). Relé J (Fault Pressure Relay).

500 N O N N N N N

750 N O N N N N N

1000 N O N N N N N

N N N O N O

N N N O N O

N N N O N O

O O O

O O O

O O O

O

O

O

LOCALIZAÇÃO Tampa do Tanque. Parede Lateral do Tanque.

Relé Bulchholz (Bulchholz Relay). Válvula de Alívio de Pressão (Pressure Relief Device). Tubo de Segurança (Safety Type).

FUNÇÃO Coletar gases provenientes de falhas internas. Indicar sobrepressões bruscas no interior do tanque. Condutor de Óleo entre Tanque e o Sintetiza a função dos dois relés anteriores. Conservador. Se usado, dispensa os mesmos. Tampa do Tanque. Aliviar sobrepressões bruscas, protegendo o tanque contra deformações ou rupturas. Tampa do Tanque. Idem anterior, não sendo utilizados conjuntamente. Parte Superior do Tanque (Lateral ou Indicar por medição direta a temperatura do Tampa). óleo do topo. Parte Superior do Tanque (Lateral ou Indicar a temperatura do ponto mais quente Tampa). do enrolamento através de medição indireta.

Termômetro de Óleo (Liquid Temperature Indicator). Termômetro de Enrolamento – Imagem Térmica (Winding Temperature Indicator). Indicador de Nível de Óleo (Líquid Lateral da Superfície do Tanque Indicar nível de óleo isolante. Level Indicator). Lateral do Conservador. Topo da Bucha. Indicador de Fluxo de Óleo (Líquid Tubulação Inferior do Banco de Indicar o funcionamento da bomba de óleo. Flowgage). Radiadores entre o Tanque e a Bomba de Óleo. Tabela 2 – Acessórios para transformadores de força.



2.0 - NÚCLEO

O núcleo é utilizado como circuito magnético para a circulação do fluxo criado nas bobinas primárias. Compõe-se por chapas de aço-silício laminado com espessuras variáveis, sendo estas agrupadas de tal modo que resultem em pernas e culatras (jugo). Essas chapas são isoladas entre si por verniz isolante. Existem dois tipos básicos, ou seja. a) Núcleo envolvido (Core type ou tipo núcleo)

Figura 5 - Corte da chapa a 45 o O corte a 90o permite os formatos UI, EI, L. ou 1 como mostra a figura 6.

Utilizado para altas tensões, as quais requerem muitas espiras e boa isolação. Caracterizaram-se e por correntes relativamente baixas e pequeno fluxo magnético Este tipo é ilustrado na figura 4.

Figura 6 - Corte de chapa a 90 o Outro aspecto construtivo importante é a seção transversal do núcleo, sendo que esta, idealmente, deveria ser circular para uma melhor distribuição do fluxo. Como este tipo de construção e antieconômico, emprega-se. a) Seção quadrada ou retangular para pequenos transformadores; b) Seção tipo cruz para médios e grandes transformadores. Neste caso, cortam-se as chapas em dois ou mais tamanhos escalonados, de forma que a seção fique inscrita em uma circunferência. Desta maneira, aproveita-se melhor as chapas e aumenta-se a superfície de refrigeração do núcleo. Pode-se ter cruz com 3, 4; 5 ou mais dentes e, no caso de transformadores de grande potência, cruz com canais de óleo. Figura 4 - Núcleo de transformador trifásico b) Núcleo envolveu/e (Shcll type ou encouraçado) Usados em transformadores com tensões baixas, onde há poucas espiras, baixa isolação. elevadas correntes, altas freqüências e fluxos magnéticos. O corte das capas pode se feito a 90 o ou 45o, dependendo da montagem do núcleo e da potência do transformador. Observa-se que o corte a 45 o permite que o fluxo circule com menor relutância.

Figura 7 - Seções transversais de núcleo: a) quadrada; retangular; c) cruz com três dentes d) cruz com quatro dentes



Entre as espiras existem canais de transposição onde os condutores são invertidos; sendo assim, cada um deles ocupa todas as posições possíveis, conseguindo-se uma repartição equilibrada de correntes (mesma resistência ôhmica) e reduzindo-se as perdas no cobre e por correntes parasitas. Com dois condutores haverá pelo menos uma transposição.

Figura 8 - a) Seção transversal tipo cruz com 3 dentes e canais de óleo; b) montagem do núcleo com este tipo de seção transversal

Figura 10 - Enrolamento helicoidal com a) dois condutores; b) três condutores; c) quatro condutores; d) hélice indicando a transposição.

3.0 - ENROLAMENTOS 3.1 – Generalidades

As bobinas são montadas sobre tubos isolantes de papel baquelitizado ou envernizados, como ilustra a figura 9.

3.3 - Enrolamentos discoidais (panqueca)

Usados na tensão superior. O enrolamento completo consiste de um número de discos superpostos uns aos outros. Na realidade, compõe-se de espiras circulares dispostas paralelamente uma a outra no sentido radial, podendo ou não possuírem canais para refrigeração. Os condutores a cada volta entrelaçam-se, pois desta forma, o comprimento médio de cada espira, e. consequentemente sua resistência ôhmica é igual. Os discos são separados por calços isolantes e são dispostos concentricamente com o secundário ocupando, normalmente, a parte externa por facilidade de isolamento e retirada das derivações.

Figura 9 – Montagem do Enrolamento Existem diversos tipos de enrolamentos que podem ser utilizados em transformadores, porém pertencem a três grandes grupos básicos, ou seja, helicoidais, discoidais e camadas.

Figura 11 – Bobina em disco

3.2- Enrolamento helicoidal

3.4 - Enrolamentos em camadas

Usados na tensões inferiores (altas correntes). Normalmente, constituídos por condutores retangulares e se desenvolvem em hélice continua.

Dividem-se em diversas camadas concêntricas largas, cilíndricas e de pequena espessura conectadas em série. Possuem excelente comportamento às sobretensões.



4.0 - DISPOSITIVOS DE PRENSAGEM E CALÇOS

Para dar consistência mecânica à parte ativa utiliza-se vigas dispostas horizontalmente, fixadas por tirantes. Por outro lado, emprega-se calços em muitos pontos da parte ativa, os quais têm por finalidade: a) b) c) d)

Dar rigidez às bobinas, Isolar as bobinas do núcleo, constituir vias para a circulação óleo e, nivelar as janelas entre outras.

A troca de taps pode ser executada em carga ou em vazio. No primeiro caso necessita-se de “uni comutador sob carga, equipamento motorizado e com câmara de extinção, (devido ao caráter altamente indutivo dos transformadores) e a mudança deve ser a mais discreta possível. No segundo, há uma tala de bornes interna ao tanque (tipo painel) ou um comutador externo (tipo rotativo).

Com freqüência utiliza-se do fenolite, presspan ou madeira na sua confecção. 5.0 - ISOLAMENTO

O isolamento existente nos transformadores é feito, basicamente, entre camadas de espiras, bobinas, enrolamentos e em relação à carcaça (massa). O isolamento entre enrolamentos e o isolamento em relação à massa denominam-se isolamento principal. Ele é constituído por um ou mais cilindros isolantes de papelão, de papel impregnado com resinas sintéticas e outros materiais, colado(s) entre ambos enrolamentos e entre os enrolamentos e culatra. O isolamento entre camadas é formado por duas camadas de papel. Por outro lado, o isolamento entre espiras emprega várias camadas de papel enrolados sobre os condutores. O papel normalmente utilizado é o Kraft. Os condutores ainda podem ser esmaltados. O isolamento entre bobinas no sentido axial é feito empregando-se madeira impregnada (madeirite) e/ou camadas de presspan ou baquelite. No sentido radial, quando as espiras dividem-se em muitos grupos, utilizase tubos isolantes. De um modo geral, existem espaçadores de presspan com vários milímetros entre elas, de modo a permitir a livre circulação de óleo. 6.0 – TAP’S OU DERIVAÇÕES

Por diversos motivos, as tensões das redes variam. Sendo assim, necessita-se que o transformador possua condições de alterar a sua tensão de entrada, por exemplo, para que a tensão secundária fique constante. Desta forma, é possível a variação da relação de transformação, comutando-se espiras de um dos enrolamentos (ou de ambos). Os pontos para a comutação de espiras denomina-se “tap” ou ‘derivação”. Observe-se que as derivações em enrolamentos de tensão superior são mais econômicas, pois possuem condutores com bitola menor que os de tensão inferior.

Figura 12 - Comutador sob carga (LTC) 7.0 - BUCHAS 7.1 - Generalidades

As buchas possuem a função básica de acoplar os terminais dos enrolamentos ao circuito externo, bem como, manter isolado eletricamente estes enrolamentos e cabos do tanque. Entre elas há um certo espaçamento, devido a necessidade de se isolar as entradas e saídas uma das outras, onde o meio ambiente age como dielétrico. Este fato caracteriza a eficiência da bucha ou se a o melhor uso possível do poder dielétrico do ar a fim de assegurar isolamento adequado. São constituídas basicamente por: a) Corpo isolante de porcelana vitrificada; b) Condutor passante de cobre eletrolítico ou latão; c) Terminal de latão ou bronze; d) Vedações de borracha e papelão higroscópico.



As formas e as dimensões variam com a tensão e a corrente de operação. Os tipos mais comuns são as buchas a óleo e as condensivas. 7.2 - Buchas a óleo

Consiste numa haste condutora envolvida por um determinado número de finos cilindros concêntricos de material isolante, separados por calços de madeira tratada, onde a haste e os cilindros isolantes são fixados dentro de dois cones ocos de porcelana. Completa-se os espaços vazios com óleo isolante. Utilizados até 400 KV.

8.0 - TANQUE

Destinado a servir de invólucro da parte ativa e de recipiente do liquido isolante. Na utilização destes tanques, é necessário precaver-se quanto à expansão e contração do óleo com as variações de temperatura. Assim, nos transformadores de distribuição é usual utilizá-lo completamente selado, contendo apenas um espaço livre entre a tampa e o óleo. Em grandes transformadores. devido ao fato de que a pressão interna pode assumir altos valores, utilizase o conservador. Estes dois tipos de tanques podem ser providos de flanges nos terminais de alta e/ou baixa tensão. O tanque pode conter radiadores constituídos por tubos ou elementos, visando a aumentar a área de dissipação do calor gerado pelas perdas.

Figura 13 - Exemplo de buchas à óleo - a) Instalação exterior; b) Instalação interior 7.3 - Buchas Condensivas

Compõe-se de um corpo isolante de papel baquelitizado enrolado sobre um tubo de cobre (ou estanho). No isolamento são colocadas armaduras semicondutoras de forma a constituírem capacitores cilíndricos e coaxiais.

Figura 15 - Transformador com radiadores e ventilação forçada

São usadas a partir de 30 KV. 9.0 - RELÉ BUCHHOLZ (TRAFOSCÓPIO) 9.1 - Considerações gerais

Figura 14 - Exemplo de buchas condensivas

O relé Buchholz, tem como finalidade proteger equipamentos elétricos que trabalham com líquidos isolantes, em geral transformadores, quando equipados com tanque de expansão. Esse tipo de relé somente detecta problemas originados no interior do transformador e, portanto, há sempre a necessidade de se complementar a proteção contra problemas externos, utilizando-se de outros dispositivos. O funcionamento deste relé baseia-se no fato de que qualquer acidente que ocorra no transformador,



estará procedido de uma série de fenômenos, às vezes imperceptíveis e sem gravidade, mas que conduzem à distribuição progressiva do isolamento dos enrolamentos. Assim sendo, esse tipo de equipamento toma-se importante devido a sua sensibilidade a gases de decomposição, que normalmente acompanham este tipo de fenômeno. A figura 16 mostra uma vista do relé.

Internamente, o relé é composto por duas bóias. funcionando, normalmente, uma para alarme e outra para desligamento; anexo a elas existem contatos de mercúrio, que permitem, conforme a posição das bóias, a conexão dos circuitos. Note-se que, de acordo com o tipo do relé, o mesmo pode vir equipado com somente uma bóia e um contato. Além disto, ainda há uma pequena janela situada no corpo do aparelho, o qual é construído de ferro fundido. Tal visor, além de permitir a verificação do nível de óleo, facilita o exame do gás, orientando sobre a natureza do defeito através da cor e pela sua quantidade. Na parte superior do corpo do relé, encontra-se um registro que permite recolher o gás acumulado. Na parte inferior, outro destinado aos ensaios de funcionamento das bóias, como mostra a figura 18.

Figura 16 – Relé Bhuchholz Observe-se que o Buchholz substitui o relé de gás e o de falha de pressão tipo “J”, os quais serão analisados à frente 9.2 - Características Físicas

O relé Buchholz é um equipamento compacto, de pouco volume é de fácil montagem, provido normalmente de flanges de entrada e saída, que permitem instalá-lo em série com a tubulação que une o tanque do transformador com o de expansão do óleo isolante, conforme mostra a figura 17.

1 – Registro de saída do gás; 2 – Bornes para ligação; 3 – Prensa cabos; 4 – Balança (bóia) de alarmes; 5 – Balança (bóia) de desligamento; 6 – Furo de saída (dreno); 7 – Registro para teste

Figura 18 - Vista em corte do relé Buchholz. 9.3 - Características de funcionamento

Figura 17 - Relé Buchholz instalado.

O corpo do relé permanece normalmente cheio de óleo, contendo as bóias b1 e b2 móveis em redor dos eixos fixos (refira-se à figura 3), mas mantidas numa mesma posição pela força hidrodinâmica do liquido isolante. Se em conseqüência de um defeito pouco importante, são produzidos pequenas bolhas de gás, estas sobem pelo tanque do transformador ao de expansão do óleo. Contudo, tais bolhas serão captadas pelo corpo do relé e armazenadas, razão pela qual o nível do óleo baixará progressivamente á medida em que aumenta o volume na parte superior do receptáculo. Como



conseqüência, a bóia superior b1 irá se inclinar, acarretando o fechamento do contato superior quando a quantidade de gás for suficiente. Posteriormente, se o

desprendimento de gás persistir, o nível do óleo no receptáculo irá abaixar, até que haja passagem direta para o tanque de expansão. A figura 19 ilustra o exposto.

Figura 19 - Ação do Relé Buchholz O contato superior permite, desta forma, que se acione uma sinalização ótica ou acústica. Por outro lado, a bóia b2 conservará sua posição se o desprendimento de gás continuar lento. Caso o defeito se acentue o desprendimento se tomará violento, e se produzirão grandes bolhas, de tal forma que o óleo em conseqüência do choque. refluirá para o tanque de expansão. Este fluxo de óleo movimenta a bóia b2 e em conseqüência fechará o contato de mercúrio. O contato em questão, por sua vez, deverá estar ligado ao circuito de proteção, forçando dessa maneira a abertura dos disjuntores, colocando o transformador fora de serviço. Esta operação é mostrada esquematicamente na figura d. Em caso de sobrecorrente anormal, obtêm-se o mesmo resultado. Nesta situação, uma grande quantidade de pequenas bolhas irão surgir em torno de todo enrolamento devido ao aquecimento, e. assim, irão atuar como se fosse uma grande bolha, o que significa que a bóia b2 irá atuar devido ao refluxo do óleo. Pelo exposto, verifica-se que a proteção Buchholz não funciona pela ação dos movimentos do óleo que resultam do seu aquecimento normal, tão pouco pelos efeitos eletrodinâmicos sobre as bobinas. Para que a bóia b2 seja acionada é necessário um movimento brusco, devido a um forte desprendimento gasoso. 9.4 - Observações importantes

Convém notar-se que a formação de bolhas gasosas se manifesta somente quando a temperatura dos enrolamentos se eleva ao ponto em que o óleo se volatiza (acima de 150 0C). Por outro lado, tal temperatura pode ser suportada durante um breve período pelos enrolamentos, o que significa que segundo a magnitude da corrente de sobrecarga esse valor será alcançado mais ou menos rapidamente. Portanto, quando obtida a referida

temperatura, o relé Buchholz irá atuar, desligando o transformador. Pode-se considerar, conseqüente, que o relé constitui uma proteção de sobrecorrente, com característica de tempo dependente de sobrecarga. Os contatos superior e inferior, também serão acionados quando o nível de óleo baixar de um determinado limite. Neste caso, deve-se completar o nível de óleo baixar de um determinado limite. Neste caso, deve-se completar o nível e verificar a estanqueidade. Ressalta-se que quando um transformador entre em serviço é comum o desprendimento de muitas bolhas devido ao ar contido em seu interior. Nesta oportunidade é suficiente abrir-se o registro dando descarga do ar acumulado. 9.5 - Defeitos mais importantes que podem ser captados pelo relé Buchholz

a) Em caso de ruptura de uma conexão, se produzirá um arco, o qual aumentará rapidamente por fusão dos condutores. Posteriormente, poderá alcançar o outro enrolamento provocando um curto circuito, e consequentemente, a volatização do óleo; b) Em caso de defeito de isolamento, causado por contato com a massa, entre o enrolamento e o tanque. O surgimento do arco irá volatizar e decompor o óleo no local em questão. Freqüentemente, este problema é causado por sobretensões; c) Em caso de curto-circuito ou de sobrecarga brusca, se produzirá, antes de mais nada, um forte aumento da temperatura, principalmente nas partes mais internas do enrolamento; d) Em conseqüência de modificações nas propriedades químicas do óleo que reduzem sua rigidez dielétrica, facilitando a ocorrência de



precipitações eletrostáticas particularmente elevadas. Nestes casos, a continua produção de descargas poderá afetar o transformador. Evidentemente, elas irão acarretar a decomposição do óleo, provocando a formação de gases; e) No caso em que as juntas dos núcleos e os extremos estão mal executados, ou se o isolamento dos parafusos que seguram as chapas de ferro estiverem deteriorados, poderão produzir intensas correntes do Foucault. Esta situação irá provocar um aumento da temperatura no local, vaporizando o óleo e provocando a formação de gases. Note-se que observando-se a quantidade e o aspecto dos gases desprendidos, pode-se localizar a natureza e a gravidade de defeitos. A coloração destes gases fornece uma boa indicação sobre a origem do problema, como por exemplo: a)

Gás Esbranquiçado Derivado da decomposição de algodão ou papel, indica a queima da cobertura isolante das espiras devido a um sobreaquecimento por curto circuito;

b)

Gás Cinzento Derivado da queima de madeira ou papéis, indica a soltura ou mal contato de junção nos suportes de madeira. A causa poderá ser uma solda mal feita ou auto-soltura dos parafusos de junção;

c)

Gás Amarelo Derivado da queima do ferro, denuncia defeitos no núcleo magnético;

d)

Gás Amarelo com flocos Pretos Caracteriza a formação de arcos voltaicos no óleo

Ainda, com relação ao gás desprendido, pode-se observar se o mesmo for combustível é indicativo de problemas com a parte elétrica; em caso contrário, o transformador poderá ser ligado sem problemas.

a) Torneira; b) Mangueira; c) Válvula; d) Mangueira da bomba; e) Parafuso de saída do ar; f) Porca para teste (ASEA); g) Bomba tipo bicicleta

Figura 20 - Teste em relé Buchholz O procedimento para a execução é o que segue: a)

9.6 - Teste em relés Buchholz

b) Caso haja interesse, é possível executar-se um teste de funcionamento no relé Buchholz. Para efetuar-se o teste, basta seguir a orientação dada na Figura 20 e acoplar os equipamentos auxiliares nela indicados.

c) d)

Realizar a montagem do esquema mostrado na figura 20; Conectar um ohmímetro nos terminais de alarme do relé; Fechar a torneira (a); Desatarraxar a porca para teste (f), aproximadamente uma volta;



e)

Inflar a mangueira (b) com cerca de 2 kg/cm2 ou vinte bombeadas; f) Abrir lentamente a torneira (a), observando pelo visor do relé a descida do nível do óleo; g) Observar se o ohmímetro indica resistência zero, mostrando continuidade, quando o nível do óleo alcançar a bóia de alarme b1; h) Verificar se o contato da bóia de desligamento b2 não foi acionado. i) Fechar a torneira (a); j) Afrouxar a válvula (c) para retirada do ar do relé. Observar o nível do óleo no visor do relé. k) Fechar novamente a válvula (c) após a saída do ar do relé (o nível do óleo cobrirá totalmente o visor); l) Desatarraxar a porca para teste (f), aproximadamente uma volta; m) Inflar a mangueira (b) com cerca de 2 kg/cm2 ou vinte bombeadas; n) Conectar um ohmímetro nos terminais de alarme do relé; o) Abrir abruptamente a torneira (a); p) Verificar a atuação da bóia de desligamento b2 com a indicação de continuidade pelo ohmímetro; q) Afrouxar a válvula (c) para retirar todo o ar do relé. Observar o nível do óleo no visor do relé; r) Fechar a válvula (c).

Tal acessório é composto por um sistema de bóia e um mostrador (e componentes eletromecânicos), ambos separados hermeticamente. O sistema de bóia com compartimento de haste variável aciona um imã permanente e transmite a altura do nível de óleo do interior do tanque de expansão para o ponteiro. Pode-se ter casos em que o indicador vem acoplado com microinterruptores, visando o acionamento de alarme quando de uma eventual ultrapassagem do nível do ponto máximo ou mínimo. Observe-se que em transformadores antigos é comum encontrarem-se o indicador de nível de óleo como um simples visor (ou seja, um tubo e vidro externo). 10.2 - Características Principais

a) b) c) d)

e) f) g)

A carcaça do equipamento é feita de alumínio fundido sob pressão; As partes móveis são construídas de latão; O material da bóia é cortiça; Os indicadores de nível de óleo, normalmente têm diâmetro do visor entre 100 e 170 mm, com indicação MIN., MÁX. e temperatura ambiente 250 C (refira-se à figura 22a); O material das gaxetas é borracha sintética; O curso da haste da bóia é de 1200 em torno da sua articulação; O comprimento da haste é variável até aproximadamente 600 mm;

10.0 - INDICADOR DE NÍVEL DE ÓLEO 10.1 - Considerações gerais

O indicador é empregado para assinalar o nível de óleo no transformador, sendo instalado numa das extremidades do tanque de expansão. conforme ilustrado na figura 21.

Figura 22 - Indicador de nível de óleo. h) Figura 21 – Indicador do nível de óleo no conservador

Cada microinterruptor permite a reversão, possuindo um contato normalmente fechado e um normalmente aberto (ver figura 22c);



i) j)

A caixa de conexões possui terminais para a escolha da ligação desejada; e, Os cabos poderão ser instalados diretamente na caixa por meio de luvas de passagem, ou embutidos em tribulação de 1/2”.

10.3 - Cuidados no recebimento

O indicador de nível de óleo montado no tanque de expansão está protegido contra danos durante o transporte. O braço da bóia é segurada na posição superior através por meio de uma fita, colocada entre a gaxeta e a tampa no topo do tanque de expansão. A fita deverá ser removida com cuidado para não deixar cair o braço e não ocasionar danos à bóia.

A caixa do termômetro é metálica, de construção ventilada e a prova de jatos de água. O instrumento está provido de dois amortecedores na parte traseira para evitar o efeito da vibração quando o termômetro está montado no tanque. O sistema de medida é feito por um liquido, o qual sofre variação de volume com a temperatura e que atua sobre um par de foles elásticos. O bulbo do termômetro é provido de uma flange, a qual é fixa a uma bolsa sobre a tampa do transformador por meio de parafusos e gaxetas. A bolsa pode ser soldada diretamente à tampa ou fixada por meio de parafusos conforme mostra esquematicamente a figura 24. O bulbo pode ser assim retirado sem a necessidade de se esvaziar o óleo do tanque de expansão.

10.4 - Manutenção

Este tipo de indicador de nível de óleo é de construção robusta, porém para uma operação perfeita é recomendável uma inspeção regular nas chaves auxiliares e nos mancais. O acesso a estas partes é feito pela desmontagem do anel do indicador retirando, também, o vidro, o ponteiro e a placa indicadora. O mancal deverá ser lubrificado com algumas gotas de óleo apropriado. Para verificação dos contatos auxiliares, girar o pino do ponteiro até as posições de limite. Verificar se o ponteiro e os terminais estão bem fixo. Se o tanque de expansão for removido, o braço deverá ser preso, conforme citado anteriormente. 11.0 TERMÔMETRO INDICADOR DE TEMPERATURA DO ÓLEO (TIPO FLUÍDO EM TUBO CAPILAR)

O termômetro em si, consiste em um bulbo cilíndrico com flange, uma extensão de tubo capilar e um compartimento com mostrador, ponteiros e dispositivos de contatos, o qual é ilustrado na figura 23.

Figura 23 - Termômetro indicador de temperatura do óleo.

Figura 24 - Termômetro instalado. Com o objetivo de se garantir uma boa transferência de calor, a bolsa onde se aloja o bulbo deve estar com óleo. Sem o mesmo, a indicação do termômetro não será correta. A figura 25 ilustra.

Figura 25 - Bolsa de alojamento do Bulbo.



O termômetro pode vir equipado com 1, 2, 3 ou 4 contatos ajustáveis de sinalização ou controle (cápsula de mercúrio), os quais operam independentemente um dos outros. O mostrador do termômetro é calibrado entre 1020 0C e está provido, normalmente, de um ponteiro para indicar a temperatura atual e de dois outros correspondentes, respectivamente ao primeiro e segundo contatos. Os ponteiros secundários poderão ser reajustados por meio de um pequeno imã permanente. colocando-o sobre o vidro. Fixa-se o imã à caixa do termômetro, mediante uma corrente. A figura 26 esclarece a montagem.

1 – Elemento aquecedor; 2 – Bolsa do bulbo; 3 – Transformador de corrente; 4 – Termômetro; 5 – Bucha; 6 – tubo capilar.

Figura 27 - Termômetro de enrolamento. Figura 26 - Partes do termômetro. 11.1 - Considerações gerais

A constante de tempo de aquecimento do óleo é muito maior que as dos enrolamentos e, assim, dificilmente a temperatura do primeiro é um indicativo daquela correspondente ao segundo. Por outro lado, a temperatura que estes atingem estão diretamente relacionados com a vida do isolamento e, em conseqüência, com a do próprio transformador. Desta forma, em transformadores de maior porte é conveniente que se tenha um dispositivo que permita avaliar a temperatura do ponto mais quente dos seus enrolamentos, visando um controle mais efetivo do aquecimento. Por outro lado, a medição da temperatura do enrolamento só é possível através de métodos indiretos. empregando-se sensores e, portanto. obtendo-se a chamada “imagem térmica ”.

Na figura 27 tem-se que o elemento aquecedor (1) consiste de um resistor variável, enrolado helicoidalmente, montada numa bolsa de aço (2) com dois terminais (7) para conexão no transformador de corrente e a resistência (6). O transformador de corrente (3) que alimenta o elemento aquecedor (1) pode estar colocado ao redor de um condutor sob a tampa ou num sub-flange ao redor de uma bucha. A sub-flange é fornecida com uma caixa de terminais para conexão dos condutores ao elemento aquecedor. O indicador de temperatura de enrolamento consiste de um termômetro que recebe informação de temperatura do DETETOR. Um transformador de corrente montado na caixa do transformador de força é energizada pela corrente que passa em um dos enrolamentos deste transformador de força é ligado ao AQUECEDOR, como ilustra a figura 28.

11.2 - Termômetro do enrolamento

Um termômetro de enrolamento pode possuir vários contatos elétricos ajustáveis para determinadas temperaturas. O contato referente ao primeiro nível pode ser usado para comandar a partida dos ventiladores, enquanto o referente ao segundo nível, para comandar a partida das bombas de circulação de óleo. O referente ao terceiro nível pode fechar um circuito de alarme de alta temperatura do enrolamento e aquele correspondente ao quarto nível pode fechar um circuito de comando de desligamento do transformador. A figura 27 ilustra a montagem de um termômetro deste tipo.

Figura 28 – Esquema de funcionamento do termômetro Desta forma, pelo aquecedor circula uma corrente proporcional á corrente do enrolamento do transformador de força.



Como o detetor de temperatura (bolsa do termômetro) é fechado dentro do aquecedor e ambos estão imersos em óleo, dentro da bolsa do aquecedor que está em contato com o óleo do transformador, a temperatura do detetor representa a soma da temperatura do óleo e da elevação de temperatura devido à corrente que passa no enrolamento. Desta maneira é indicada a temperatura total do ponto mais quente do enrolamento e quando atinge a um limite preestabelecido irá comandar um circuito de controle. Este esquema tem uma vantagem, ou seja todo o equipamento de indicação de temperatura é eletricamente separado dos enrolamentos do transformador. A resistência ajustável tem a função de garantir que a proporcionalidade entre a corrente que passa no aquecedor e a corrente que passa no enrolamento do transformador de força, seja a mesma que existe entre a temperatura do aquecedor e a temperatura do enrolamento do transformador. Para que o dispositivo medidor de temperatura funcione perfeitamente, é IMPORTANTE QUE O OLEO DA BOLSA DO TERMÔMETRO SEJA MANTIDO A NÍVEL ADEQUADO. Se o termômetro tiver sido desmontado, deve-se verificar o nível de óleo, quando o bulbo for montado novamente. O nível correto do óleo para a temperatura ambiente é mostrado na figura 29.

O novo processo é um tubo capilar, participando do bulbo do termômetro, cheio de líquido, colocado na bolsa do termômetro, geralmente na tampa do transformador. A base para a medição é, assim, a temperatura do topo do óleo do transformador. No sistema antigo, o aumento da temperatura do ponto quente do enrolamento, medido no topo do óleo. era reproduzido por meio de uma resistência de aquecimento colocada na bolsa do termômetro. Este fato levava á necessidade de uma potência de entrada relativamente alta e se tornava difícil de ajustar. No novo sistema, a resistência de aquecimento é colocada nos foles de medição do instrumento de medida. Tal resistência forneceu uma indicação do aumento da temperatura no instrumento, proporcional ao quadrado da corrente que por ela circula e, assim, também, proporcional ao quadrado da tensão. Se a resistência é alimentada a partir de um transformador de corrente, inserido no enrolamento que se deseja avaliar, obtém-se uma boa indicação da verdadeira temperatura do ponto mais quente do citado enrolamento, em todas as condições de cargas e temperatura. A corrente de tempo do indicador numa mudança repentina de corrente é de cerca de 9 minutos, que é da mesma ordem de grandeza da constante de tempo do próprio enrolamento. Uma resistência shunt ajustável é também incorporada ao instrumento. Uma corrente de no máximo 1,5 A correspondente á carga nominal do transformador é obtida a partir de um transformador de corrente colocado no condutor ou na bucha do enrolamento a ser medido. A resistência shunt é ajustada para fornecer uma tensão através da resistência de aquecimento que corresponde à elevação de temperatura medida ou calculada no ponto quente do enrolamento, em relação à temperatura do topo do óleo, O novo sistema possui um baixo consumo de energia e é fácil de se ajustar a partir do nível do chão. A figura 30 ilustra um termômetro deste tipo.

Figura 29 - Outros tipos de termômetro de enrolamento Os termômetros mais modernos utilizam a informação de corrente do TC diretamente sobre o seus dispositivo de acionamento; este sistema é denominado por “ Indicador de Temperatura do Enrolamento com Resistência Incorporada ”. Tal sensor é um desenvolvimento mais avançado do sistema anterior de imagem térmica, para indicação do ponto quente do transformador.

Figura 30 - Indicador de Temperatura do Enrolamento com Resistência Incorporada.



11.3 - RTD - Registrador de Temperatura à Distância

O RTD é um instrumento utilizado para se registrar graficamente a temperatura do enrolamento de um transformador em um local distante. O bulbo (parte sensora) do RTD é constituído de uma resistência variável com a temperatura. E conectado no topo do transformador e fica envolvido por outra resistência alimentada pelo secundário de um transformador de corrente (TC), cujo primário é a bucha terminal de um dos enrolamentos (de forma idêntica ao bulbo do termômetro do enrolamento). A resistência variável (bulbo), é conectada eletricamente ao registrado de temperatura instalado na sala de controle, por meio de dois condutores. Um fonte de tensão alimenta o circuito, conforme ilustra a figura 31.

chamada “barra”. Com o passar do tempo. a barra forma um revestimento que se torna isolante térmico e impede a troca de calor entre os condutores e o óleo, até provocar a interrupção das espiras por fusão do metal. Paralelamente, o ar úmido provoca oxidação sobre o lado inferior da tampa pela qual, depois de algum tempo, se destacam partículas metálicas que se depositarão sobre os enrolamentos, diminuindo a distância de isolação até provocar curto-circuitos que colocam o equipamento fora de funcionamento. O filtro de silica-gel colocado na parte inferior do tanque de expansão, é composto por de um vaso comunicante entre a parte interior do tanque de expansão e o ar externo, como ilustrado na figura 32.

Figura 32 - Filtro de silica-gel.

Figura 31 - Esquema do RTD 12.0 - SECADOR DE AR DE SÍLICA - GEL

O tanque de expansão mantém sob a tampa do transformador uma pressão constante no óleo isolante, o que impede a formação de ar úmido entre a superfície do óleo e a tampa. Note-se que, nos equipamentos que não possuem tal acessório, poderá haver a presença de ar principalmente quando há administração do valor da carga, e, consequentemente, da temperatura e do nível do óleo. O ar úmido e frio oxida as moléculas superficiais do óleo, acarretando em aumento do seu peso; sendo assim, estas se precipitam para o fundo atraídos pelos isolantes através de ação eletrostática, formando a

O filtro contém material higroscópico (silicagel), que retira a umidade do ar que o atravessa em direção ao interior do tanque de expansão. A ação absorvente do aparelho evita a oxidação das moléculas superficiais do óleo que, como visto, possui uma ação negativa sobre o transformador e impede ações de condensação no interior do tanque de expansão. O silica-gel, por sua vez, se apresenta sob forma cristalina, não sendo venenoso e é inodoro, sem sabor, não dissipando gases e não sendo venenoso e é inodoro, sem sabor, não dissipando gases e não sendo solúvel na água, mesmo quando fragmentado. Quando no seu estado seco, apresenta uma coloração azulada, porém, quando úmido adquire uma tonalidade cor de rosa. Existem pequenas variações das reações do silica-gel com a umidade. De um modo geral absorve umidade em cerca de 20% de seu peso; porém ao atingir cerca de 15%, ele se torna cor de rosa e, neste ponto, deverá ser feita a secagem ou troca dos cristais. Por outro lado, ressalta-se que também existem sílicas brancas, as quais tomam-se amarelas com a umidade; entretanto tal alteração é de difícil observação, razão pela qual não se recomenda o seu emprego.



No caso de saturação do silica-gel, toma-se necessário trocá-lo para renovar as propriedades higroscópicas. Como alternativa, entretanto, pode-se aquecê-lo lentamente sobre uma placa ou através do contato com uma chama, recuperando o que estava saturado (toma-se azul novamente). 13.0 - TUBO DE EXPLOSÃO

O tubo de explosão se destina á proteção do transformador contra sobre-pressões súbitas, Consiste, basicamente, de um tubo que de um lado é conectado ao tanque do transformador, e no outro lado, possui um disco de ruptura. Em caso de unia súbita elevação de pressão que ultrapasse o valor de ruptura do disco, haverá o seu rompimento, com abertura total da seção de passagem, fazendo a pressão cair rapidamente.

Figura 34 - Válvula de alivio de pressão

15.0

- RELE DE SÚBITA PRESSÃO

O relé de súbita pressão é um equipamento de proteção para transformadores do tipo selado, sendo instalado acima do nível máximo do liquido isolante, no espaço de gás compreendido entre este e a tampa do transformador. O relé é projetado para atuar quando ocorrem defeitos no transformador que produzem elevação anormal da pressão interna, sendo sua operação ocasionada somente pelas mudanças rápidas da pressão independentemente da pressão de operação do transformador. Para aumento de pressão de 0.4 atm/s o relé opera em cerca de 3 ciclos, e para aumentos de pressão mais rápidos (1 atm/s a 2 atm/s) a operação se dá em menos de um ciclo. Por outro lado, o relé não opera devido as mudanças lentas de pressão próprias do funcionamento normal do transformador, bem como durante perturbações do sistema (raios, sobretensões de manobra ou curto-circuitos) a menos que tais perturbações produza danos no transformador.

Figura 33 - Tubo de Explosão. 14.0 - VÁLVULA DE ALÍVIO DE PRESSÃO DE FECHAMENTO AUTOMÁTICO

A válvula de alivio de pressão de fechamento automático é instalado em transformadores imersos em liquido isolante com a finalidade de protegê-los contra possível deformação ou ruptura do tanque. Em caso de defeito interno com aparecimento de pressões elevadas. A válvula é extremamente sensível e rápida (opera em menos de 2 milésimos de segundos), e fecha-se automaticamente após a operação, impedindo assim a entrada de qualquer agente externo no interior do transformador.

Figura 35 - Relé de súbita pressão.



16.0 - OUTROS ACESSÓRIOS 16.1 - Relé detetor de gás

É um dispositivo destinado a revelar formação de gás no interior do transformador, cujo aspecto é o mostrado na figura 36.

Figura 37 - Vista explodida do relé de gás. Quando há desenvolvimento de gás no interior do transformador, ele atinge o receptor e dai se transfere à câmara coletora do relé, fazendo baixar o nível de óleo nela contido. O flutuador baixa então, acompanhando o nível de óleo, sendo assim, e a existência de gás na câmara é revelada pelo ponteiro do indicador., Quando o volume de gás supera os 200 cm 3, é acionada uma microswitch que atua sobre um alarme remoto para dar ciência da anomalia existente A análise do gás desprendido, particularmente o ensaio de combustibilidade, constitui informação valiosa sobre a existência de defeito interno no equipamento. Se durante a manutenção for encontrada indicação de gás na câmara de relé, devem ser tomadas providências para colhê-lo. 16.2 - Relé de falha de pressão tipo “J”

Figura 36 - Aspecto do relé de gás. A formação de gás, geralmente, está associada a um defeito interno no equipamento, e a velocidade do processo é diretamente proporcional à gravidade da falha. A utilidade do relé se restringe à detenção de falhas incipientes, com formação razoavelmente lenta de gás, visto que para formações mais rápidas, outros dispositivos de proteção, tais como o relé J e o dispositivo de alivio de pressão, tem maior eficácia. O relé é constituído de uma câmara coletora, normalmente cheia de óleo, situada no topo do tanque principal e a ele ligada através de um pequeno receptor, colocado em seu ponto mais elevado, que, por sua vez, se liga ao relé através de um tubo metálico. No interior da câmara um flutuador transmite a indicação de sua posição a um ponteiro de um mostrador, por acoplamento magnético. Da parte superior da câmara um outro tubo vem ter uma válvula situada ao lado do painel de controle. que se destina a colheita de amostra de gás acumulado, para análise. A figura 37 ilustra.

E um dispositivo de proteção contra aumentos súbitos na pressão interna, aos quais geralmente se associam graves defeitos. Sua função é idêntica a do Relé Buchholz e, em geral são encontrados em transformadores de potência de procedência européia. Seu principio de funcionamento, contudo, é inteiramente diferente. O relé é montado em uma das paredes laterais do tanque principal a uma altura de aproximadamente 1/3 da altura do tanque e comunica-se com este através de uma válvula que, com o transformador em operação deve ser sempre mantida aberta e não deve ser acionada sob o risco de se gerar falsa indicação de defeito, com conseqüente desligamento do equipamento. O relé é constituído por duas pequenas câmaras, uma inferior e outra superior. A câmara inferior contém óleo do transformador, imerso no qual está um fole em forma de camisa cilíndrica, reforçado externamente por uma mola sendo que este fole contém óleo silicone especial. A câmara superior, parcialmente cheia com óleo silicone especial, contém uma micro-switch, provida de dois contatos (1 NA e 1 NF) com um terminal comum.



Os terminais dos contatos são conduzidos à parte externa do relé por um receptáculo de 3 pinos, com encaixe definido por um ressalto, ao qual se conecta um adaptador especial. Na câmara inferior há ainda um orifício de comunicação com o exterior, vedado por uma pequena válvula, destinada a purgar alguma possível quantidade de ar ou gás contido na câmara, bem como a prover meio adequado de se testar o funcionamento do relé. Quando ocorre um aumento de pressão interna no transformador, o fole se contrai. Se a taxa de variação de pressão superar um determinado valor para o qual o relé está ajustado, esta provoca o deslocamento de um pistão que acionará a micro-switch e enviando uma ordem de isolamento para o equipamento através de um relé externo. 16.3 - Dispositivos diversos

Conforme a NBR 5356/81, ainda podem estar presentes outros acessórios, os quais são relacionados a seguir (transcrito da citada norma). a) Abertura de visita As dimensões da abertura de visita devem permitir a passagem normal de uma pessoa adulta. Sempre que possível, deve ser localizada na tampa do transformador e, no caso de transformador dotado de comutador de derivações em carga, próxima ao mesmo; b) Bujão para verificação do uivei de óleo Os transformadores subterrâneos devem possuir, pelo menos, um bujão para verificação do nível de óleo, o qual deve permitir a verificação do nivel mínimo para funcionamento seguro. Nos transformadores providos de indicador de nível do óleo, dispensa-se a colocação desses bujões; c) Válvulas de retenção do óleo Os transformadores imersos em óleo, providos de radiadores ou trocadores de calor destacáveis, devem possuir válvulas que impeçam o escoamento do óleo do tanque, quando da remoção total ou parcial dos mesmos. Estas válvulas devem possuir indicação das posições aberta e fechada; d) Bujão de drenagem do óleo Deve ser colocado na parte inferior do tanque; e) Válvula de drenagem do óleo Deve ser colocada na parte inferior da parede do tanque. Todas as válvulas de drenagem do óleo devem ser providas de bujão;

f) Meios de ligação para filtro A ligação superior, para transformadores com tensão máxima do equipamento igual ou inferior a 25.8 KV e potência nominal igual ou inferior a 500 KVA. exceto os subterrâneos, deve ser feita por meio de um tubo, provido de bujão. localizado na parte superior da parede do tanque ou na tampa. Dispositivo para retirada de amostra do g) óleo

Deve ser colocado na parte inferior do tanque. em transformadores imersos em óleo, e na parte superior próximo à superfície do líquido, em transformadores a askarel; h) Meios de aterramento do tanque Os transformadores de potência nominal igual ou inferior a 1000 kva devem ter, na parte exterior do tanque, sempre que possível perto do fundo, uni dispositivo de material não ferroso ou inoxidável que permita fácil ligação á terra. Os transformadores de potência nominal superior a 1000 kva devem ter dois dispositivos de aterramento, localizados diagonalmente opostos; i) Meios para suspensão da parte ativa, do transformador completamente montado, das tampas, do conversor de óleo e dos radiadores Os transformadores devem dispor de meios (alças, olhais, ganchos, etc.), para seu levantamento completamente montado, inclusive com óleo; devem. dispor de meios para o levantamento de sua parte ativa, do conservador de óleo e dos radiadores. Toda tampa cuja massa seja superior a 15 kg deve dispor de meio para seu levantamento; j) Abertura vara inspeção Os transformadores devem ter, quando necessário, uma ou mais tampas auxiliares na tampa principal, para permitir o desligamento dos terminais internos para as buchas. mudanças de derivações e inspeção; k) Apoio para macacos

Podem ser feitos sob a forma de ressaltos ou de alojamentos, devendo ser adequados tanto para a colocação como para o acionamento de macacos.




CAPÍTULO 6: GRANDEZAS CARACTERÍSTICAS “Quem sabe e não faz, no fundo, não sabe” Provérbio Chinês

RESUMO

Neste capítulo são relatadas e analisas as grandezas que caracterizam um transformador. 1.0 - INTRODUÇÃO

Neste texto será analisada a característica nominal dos transformadores monofásicos e trifásicos e outras, tais como corrente de curto-circuito e regulação. Por outro lado, a característica nominal deve ser tal que o transformador possa fornecer corrente nominal sob condições de carga constante, sem exceder os limites de elevação de temperatura afixadas pelas normas, admitindo-se a tensão aplicada igual a tensão nominal e na freqüência nominal. A característica nominal basicamente, das seguintes grandezas: a) b) c) d) e)

é

constituída,

potências nominais dos enrolamentos; tensões nominais dos enrolamento correntes nominais dos enrolamentos; freqüência nominal ; níveis de isolamento dos enrolamentos.

2.0 - POTÊNCIA NOMINAL

Em um transformador, assim como em qualquer maquina, é válido o princípio da conservação de energia, ou seja: Energia de Entrada = Energia de Saída + Energia Perdida ou Potência de Entrada = Potência de Saída + Potência Perdida Considera-se como potência nominal de um transformador, a potência aparente (em VA ou múltiplos) indicada e garantida pelo fabricante, determinando um valor bem definido para a corrente nominal que pode ser entregue com a tensão nominal aplicada. Em outras palavras, a potência nominal é a maior potência que o transformador pode proporcionar sem que haja aquecimento, produzido em regime normal de trabalho devido as perdas geradas, que ultrapasse a temperatura

limite estabelecida em seu projeto. Isto significa que se o transformador trabalhar com potência nominal não haverá perigo de sobreaquecimento e envelhecimento excessivo de condutores e isolantes. Observe-se, entretanto, que esta não é a máxima potência que o transformador pode fornecer. A potência de um enrolamento é a potência aparente que este pode entregar ou receber, sendo a do enrolamento primário, a do transformador. Um enrolamento pode ter várias potências nominais, correspondentes às suas várias tensões nominais. Quando for indicada uma única potência nominal, entende-se que ela é válida para todas as tensões nominais. O especificado acima se aplica à potência nominal de serviço contínuo e de tempo limitado. Para fins de consulta veja a tabela 1, onde são mostradas as potências nominais mais usuais para transformadores monofásicos; a tabela 2, fornece a dos transformadores trifásicos. 5 10 15 25 37.5 50 75

100 167 250 333 500 833 1250

1667 2500 3333 5000 6667 8333 10000

12500 16667 20000 25000 33333 50000 75000

Tabela 1 – Potências Nominais para Transformadores Monofásicos (kVA) 15 30 45 75 112.5 150 225

300 500 750 1000 1500 2500 3750

5000 7500 10000 15000 20000 25000 30000

37500 50000 60000 75000 100000 150000 225000

Tabela 2 – Potências Nominais para Transformadores Trifásicos (kVA) Estas potências podem ser aumentadas através da ventilação forçada, por exemplo. Neste caso, conforme a NBR 5356/81, a potência máxima deve ser considerada como a nominal.

________________________________________________________________________________ Capítulo 6: Grandezas Características - 32


Conhecendo-se as tensões e correntes do transformador, pode-se calcular a potência aparente (S) através de: S =m.U1.I1= m.U2.I2

(1)

Onde: m = 3 para transformadores trifásicos; U1.I1 = tensão e corrente primaria; U2,I2 = tensão e corrente secundária. Naturalmente, nas condições ditas nominais: S N =m.U1N.I1N =m.U2N.I2N

c) Transformadores para transmissão (força):

Q = m.U2.I2.senψ 2

(4)

As expressões apresentadas são válidas para qualquer regime de carga. 3.0 - TENSÃO NOMINAL Tensão nominal é

a tensão especificada a ser aplicada, ou induzida em vazio nos terminais dos enrolamentos do transformador. Observe-se que as tensões nominais de todos os enrolamentos se manifestam simultaneamente em vazio, quando a um deles é aplicada a respectiva tensão nominal. A NBR 5356/81 sugere que as tensões nominais sejam: a) Transformadores de distribuição (NBR 5440) Tensão (V)

25.8

38.0

Tabela 4 – Tensões Nominais – Transformadores Subterrâneos (NBR 5456)

(3)

e

15.0

Secundária 216.5 Y/125 220 Y/127 231 Y/133 380 Y/220 400 Y/231 216.5 Y/125 220 Y/127 231 Y/133 380 Y/220 400 Y/231

(2)

P = m.U2.I2.cosψ 2

2 1 2 3 1 2 3 1 2 3

Primária

21000

Por outro lado, a potência ativa (P) e reativa (Q) são dadas por:

1

Tensões (V)

12000 13200 13800

m = 1, para transformadores monofásicos;

Tensão Máxima do Derivaçã Equipamento o N.º KV (Eficaz)

b) Transformadores subterrâneos (NBR 5356)

Primário Transformadores

Secundário Transformadores

Trifásico e Monofásico (linha)

Monofásico (fase)

Trifásicos

Monofásico s

3 13800 13200 12600 23100 22000 20900 34500 33000 31500

4 7967 7621 7275 13337 12702 12067 19919 19053 18187

5

6

380/220 ou 220/127

2 terminais 200 ou 127 ou 3 terminais 440/220 ou 254/127 ou 240/120 ou 230/115

Tabela 3 – Tensões Nominais conforme NBR 5440

Preferencialmente, as tensões devem ser: 6,6 - 13,8 - 24 - 34,5 - 44 - 69 – 88 138 – 230 – 345 - 440 - 500 - 765 kV. Ainda conforme a NBR 5356, salvo indicação em contrário, os transformadores devem ser capazes de funcionar, na derivação principal, com tensão diferente da nominal, nas seguintes condições: a) com tensão aplicada ao enrolamento primário, no máximo, de 5% a sua tensão nominal, mantida a corrente secundária nominal; b) com tensão aplicada ao enrolamento primário superior a 105% da tensão nominal e inferior a 110% da mesma; esta tensão, para uma corrente secundária igual a k vezes a corrente nominal, deve ser limitada ao valor dado pela fórmula: U(%)= 110 - 5K 2

(5)

Onde: 0
(6)

No caso de funcionamento nas condições a) e b), o acréscimo resultante na elevação de temperatura é, geralmente, tão pequeno que pode ser desprezado. c) com tensão primaria 5% abaixo da tensão nominal do enrolamento primário, mantida a potência nominal do enrolamento secundário, sendo que, nesta condição, as elevações de temperatura das várias partes do transformador não devem ultrapassar em mais de 5 0C as elevações de temperaturas obtidas em condições nominais;




d) em vazio, com tensão aplicada ao enrolamento primário igual a 110% da sua tensão nominal, sem que as elevações de temperatura ultrapassem os limites fixados na própria norma. As disposições acima, para derivação principal são aplicáveis a qualquer outra derivação, substituindo-se os termos “tensão nominal ” e “corrente nominal ” respectivamente, pelos termos “ tensão de derivação ” e “corrente de derivação ”. 4.0

-

TENSÃO DE CURTO CIRCUITO IMPEDÂNCIA PORCENTUAL

OU

É a tensão expressa usualmente em porcentagem, em relação a uma determinada tensão, que deve ser ligada aos terminais de um enrolamento para obter a corrente nominal no outro enrolamento, cujos terminais estão curto circuitados. A NBR 5440 fornece os valores máximos admissíveis da tensão de curto circuito percentual em função da potência e tensão máxima do transformador. 4.1 - Trifásicos

a) Tensões máximas de 15 kV: - Potência: 1 KVA; Z% = 5% - Potências: 15 a 150 KVA; Z% = 3,5% - Potências: 225 a 300 KVA; Z% = 4.5%

5.0 – CORRENTES 5.1 - Corrente Nominal

A corrente nominal é a corrente para qual o enrolamento foi dimensionado, de modo a resultar a potência nominal quando aplicada a tensão nominal. Ela pode ser calculada através de: a) Primário I 1 N =

S N

(7)

m.U 1 N

b) Secundário I 2 N =

S N

(8)

m.U 2 N

5.2 - Corrente em Vazio

Como se sabe, é a corrente que resulta da aplicação de tensão no primário do transformador, estando o secundário aberto e é responsável pela magnetização do núcleo. A NBR 5440 indica os valores máximos admissíveis para a corrente em vazio em função da potência e tensão máxima do transformador, sendo tais valores transcritos na tabela 5 (trifásicos) e 6 (monofásicos). Nas citadas tabelas a corrente em vazio e dado em porcentagem da nominal, ou seja:

b) Tensões máximas de 25,8 a 38 kV - Potência: 1 KVA; Z% = 5%

I0 % =

I 0 I 1 N

.100

(9)

- Potências: 15 a 150 kVA; Z% = 4% Potência (kVA) 4.2 - Monofásicos

a) Tensões máximas de 15 kV - Potência: 1 KVA; Z% = 5% - Potências: 3 a 100 KVA; Z% = 2,5% b) Tensões máximas de 25,8 a 38 kV - Potência: 1 KVA; Z% = 5% - Potências: 3 a 100 KVA; Z%=3% (para 38 kV) e Z% = 2,5% (para 25,8 kV)

1 15 30 45 75 112.5 150 225 350

Tensão (kV) 25.8 a 38 2.0 6.0 5.0 4.5 4.0 3.6 3.3 3.0 2.8

15 2.0 5.0 4.3 3.9 3.4 3.1 2.9 2.6 2.4

Tabela 5 – Corrente em Vazio Percentual – Transformadores Trifásicos




6.0 - CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO 6.1- Considerações Gerais

Os curtos-circuitos são causados por operação indevida de equipamentos, falha na isolação devido a surtos de tensão, animais e outros fatores. Os principais tipos de curtos-circuitos são: a) trifásicos; b) bifásico sem contato com a terra; c) bifásico com contato com a terra; d) monofásico à terra (curto à terra); e) duplo curto à terra. Naturalmente, muitos outros podem ocorrer, combinando-se os tipos mostrados. A maioria das faltas que ocorrem são assimétricas, ou seja, as citadas de b a e. Nestes tipos, as tensões não se anulam no ponto de ocorrência do defeito, o que torna seu cálculo bastante complexo, devendo-se utilizar o método dos componentes simétricos (seqüências positiva, negativa e zero). Dos curtos-circuitos assimétricos o curto faseterra é o de maior importância. Este defeito não é apenas o mais freqüente como também apresenta a maior faixa de valores. Por outro lado, quando da ocorrência de curtoscircuitos trifásicos, as tensões do ponto de defeito caem a zero e os três condutores passam a ser percorridos por correntes de curto-circuito simétricos; desta forma, e o tipo mais fácil de ser calculado, sendo feito para apenas uma fase. A incidência deste tipo de curto é pequena, estatisticamente, mas, em geral, resulta na maior corrente de circulação no ponto de defeito. A ocorrência de um curto-circuito pode se dar na passagem da corrente pelo zero ou não. Neste último caso, ocorre um pico de corrente de curto-circuito.

Observe-se na figura 1, a existência das correntes de curto-circuito dinâmica (ou de impulso ou de crista) e uma permanente ou simétrica. A relação entre os valores instantâneos da corrente de curto-circuito de crista (I CR ) e da simétrica (ICC).é definido pelo fator de impulso k, ou seja:

2 .k.Ia

ICR =

(10)

Onde: K= l + e -πR/X

(11)

Sendo: X - soma das reatâncias do transformador e do sistema; R - soma das resistências do transformador e do sistema. 6.2 - Curto-Circuito no Transformador

No caso da ocorrência de um curto-circuito no secundário pode causar grandes avarias no transformador devido aos seus efeitos térmicos e eletrodinâmicos. Observe-se que os únicos fatores limitantes da corrente são a impedância do sistema (em geral, muito baixa) e a do transformador. Em relação aos curtos-circuitos, os transformadores trifásicos ou bancos são classificados em duas categorias de potência nominal, ou seja: a) Categoria I S N ≤ 10000 kVA

(12)

b) Categoria II S N > 10000 kVA

(13)

A corrente de curto-circuito simétrica pode ser calculada (valor eficaz) por: I CC =

100 . I N Z %

(14)

Onde: I2N - é a corrente nominal do primário ou do secundário e, para a categoria I;

Figura 1 - Oscilograma de um Curto-Circuito Trifásico

Z% = Z% do transformador, para a categoria II

(15)

Z% = (Z% do transformador + Z% do sistema)

(16)




Observe-se que, a impedância percentual do sistema e dada por: Z% = 100.

S N S CC

Em termos percentuais tem-se:

∆U

Reg % =

U 2

(17)

.100

(19)

Por outro lado, é possível mostrar que a regulação pode ser dada em função dos parâmetros percentuais, ou seja:

Onde: SCC - é a capacidade de curto-circuito do sistema e deve ser obtida, junto à concessionária no local de instalação do transformador. A intensidade e a duração máxima da corrente de curto que o transformador deve suportar são normalizadas. Se a ICC calculada for superior a 25 vezes a corrente nominal, o transformador devera suportar durante 3 segundos 25 vezes I n. Porém, se a I CC calculada for inferior, o equipamento deverá suportar durante 2 segundos a mesma corrente do caso anterior. Observe-se que, a corrente de crista provoca esforços mecânicos elevados sendo necessário que os enrolamentos estejam muitos bem ancorados por cuidadosa disposição de calços e amarrações para tornar o conjunto rígido. Enquanto a corrente de pico afeta o transformador em sua estrutura mecânica, a corrente permanente afeta de forma térmica. Os esforços mecânicos advindos da corrente de curto são mais acentuados em transformadores de ligação zig-zag, porque somente a metade de cada enrolamento de fase é percorrido pela corrente induzida de outra fase.

Observe-se a grande influência de I 2 e cosψ 2 no valor da regu1ação; sendo assim, para transformadores, é definida para o valor nominal, da corrente e fator de potência da carga unitário.

7.0 - FREQÜÊNCIA NOMINAL

Para analisar a influência dos citados parâmetros na regulação é possível levantar as curvas, tais como:

A freqüência nominal no Brasil é de 60 Hz.

(20)

Onde: f C - fração de plena carga, dada por f C =

I 2 I 2 N Ainda pode-se ter que:

Reg % = f C . Z% . cos(ϕ2-ϕi)

(22)

Onde: ϕi = tan-1 (X% / R%)

(23)

a) Reg % = f(I 2), cosϕ2 = cte; b) Reg % = f(cosϕ2), I2 = cte.

8.0 - NÍVEL DE ISOLAMENTO

A determinação do nível de isolamento depende da tensão de linha do sistema ao qual são destinadas, sendo estas padronizadas pela NBR 5356/81. 9.0 - REGULAÇÃO

Define-se como “regulação de um transformador, para um determinado cos ψ 2”, a variação da tensão secundária ao passar do estado em vazio ao funcionamento em carga, permanecendo constante a tensão aplicada ao primário e a freqüência. Esta variação de tensão secundária é, praticamente, igual à diferença existente entre U1 e U2’, ou seja: Reg = ∆U = U1 - U2’ = E2 - U2

Reg % = f C . R% . cosϕ2 + f C . X% . senϕ2

(18)

Por outro lado, nota-se que, quando a carga é capacitiva, a regulação será negativa e, portanto, a sua tensão será maior que a tensão induzida no transformador. Este fenômeno é chamado de “Efeito Ferranti”, e pode acontecer em todos os casos em que existem cargas capacitivas. Ao analisar-se as expressões da regulação, vê-se que um grande valor de regulação significa grande diferença entre E 2 e U2, ou seja, grande queda de tensão; se pelo contrário, o valor da regulação é pequeno, há uma pequena queda de tensão; portanto, unicamente sob o ponto de regulação, diz-se que: a) Boa regulação - pequeno valor; b) Má regulação - grande valor. Pelas expressões apresentadas, nota-se a grande influencia da reatância percentual na regulação,



principalmente com baixos fatores de potência. Verificase que a pior regulação ocorre quando o cos ψ 2 é igual à relação entre R% e Z%, ou seja:

(25)

danificado caso ocorra um curto-circuito no sistema, ainda mais se o sistema for de grande porte. Os esforços mecânicos no transformador são proporcionais ao quadrado da corrente que flui por seus enrolamentos. Durante o curto a corrente varia inversamente com Z% e, consequentemente, os esforços mecânicos com Z% 2. Estes esforços podem ser seis vezes maiores em um transformador com impedância de 2% que em um com 5%.

Naturalmente, esta situação ocorre no caso de um curto circuito. Quando se deseja boa regulação, o transformador deve possuir uma reatância com valores baixos; entretanto, essa situação apresenta uma séria desvantagem, ou seja: um transformador com uma reatância de 2%, por exemplo, sujeita-se a ser seriamente

Na determinação da impedância que um transformador possuirá (no projeto), haverá uma questão a decidir: considera-se a segurança ou a obtenção de boas regulações para todos os fatores de potência? Esta questão torna-se, cada vez de maior importância devido as grandes extensões dos sistemas elétricos.

cosϕ2 =

R % Z %

(24)

Assim: Reg % =Z%



PARTE II: MANUTENÇÃO E INSPEÇÃO DE TRANSFORMADORES

MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores

CAPÍTULO 7: ASPECTOS SOBRE A MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES “O que a gente mais esconde é mais ou menos o que os outros descobrem” André Breton

RESUMO Este capitulo apresenta vários aspectos da manutenção de transformadores, diversas definições e alguns dos termos mais utilizados no jargão técnico do setor.

1.0 - INTRODUÇÃO A atual escassez de recursos, bem como o envelhecimento das plantas industriais, leva à procura de processos mais eficientes, confiáveis e que diminuam o custo do produto final, tornando-o mais competitivo; pela produtividade e qualidade. Neste sentido, a manutenção assume grande importância já que deve-se inspecionar, comissionar, verificar indisponibilidades e causas de ocorrências visando evitar o seu agravamento ou repetição e acompanhar o desempenho dos equipamentos durante sua vida útil, entre outros fatores. Note-se que a manutenção é a ação de reparar ou executar serviços nos equipamentos e sistemas. Em função destes aspectos, verifica-se que o sentido do termo “manutenção” é muito mais amplo que o clássico na atualidade (ou seja, a adoção de atitudes visando corrigir falhas ou defeitos). A necessidade de inspeção e manutenção dos transformadores depende do grau de importância de seu serviço contínuo, localização no sistema, local de instalação e outros fatores; sendo assim ao se elaborar um plano para tal, ele variará conforme a continuidade de serviço que exige do equipamento. Por outro lado, as características de transformadores novos ou reformados devem ser avaliadas para que possam ser comparadas com valores normalizados ou resultante de fruto de acordo entre fabricante e compradores. Pelo exposto, verifica-se a importância do conhecimento e emprego de metodologia práticas adequadas que forneçam subsídios técnicos para preparação, execução e análise de testes e ensaios em transformadores.

2.0 - ATIVIDADES DE MANUTENÇÃO A divisão clássica das atividades de manutenção é aquela onde se tem a corretiva, a preventiva, a preditiva e a sistemática.

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 em desligamentos fora de previsão, em momentos pouco adequados; levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. Por outro lado, a manutenção preventiva é o conjunto de atividades desenvolvidas visando a ocorrência de condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem, evitar que se tomem cumulativas, resultando em redução da necessidade de se adotarem ações conetivas. Um plano de manutenção preventiva 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 transformadores de uma certa instalação. Além disto, nem sempre medições sofisticadas propiciam resultados mais efetivos que os obtidos com testes rotineiros, porém, seus custos, tempo despendido e pesquisa para implementação são sempre maiores. A relação custo/beneficio, neste caso, pode ser muito alta. Também, note-se que as medições não devem ser tão complexas que os resultados sejam de difícil análise e compreensão. Neste sentido, torna-se importante o conhecimento de estatísticas de falhas/defeitos e, em especial, suas causas. Para cada uma destas condições, as atividades selecionadas podem ser divididas em três tipos a saber: a) Monitoramento continuo; b) Medições periódicas; c) Técnicas preditivas. Os resultados obtidos com tais atividades, caso sejam determinadas condições insatisfatórias, devem ser cuidadosamente analisados para verificar em qual instante a manutenção corretiva deve ser aplicada. Como visto, a manutenção preditiva pode ser encarada como uma sub-área da preventiva, porém apresentando algumas características especificas, a saber: a) Não é necessário haver o desligamento do equipamento para a sua aplicação; b) Não há o dano do equipamento, como no caso da conetiva; e, c) Não se baseia em informações sobre a durabilidade de um certo componente.

________________________________________________________________________________ Capítulo 7: Aspectos sobre a Manutenção de Transformadores - 38


A manutenção sistemática é aquela que se caracteriza pela substituição de componentes dos equipamentos ou de todo ele. 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 caracterizamse 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, de acordo com [1], é uma etapa das atividades de recepção, que consiste em fazer verificações e executar ensaios que demonstrem estar todos os equipamentos e instalações de acordo com o projeto e funcionamento dentro das garantias contratuais e especificações, antes da entrada e m 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. Neste sentido, é possível levantar-se a questão sobre o fato de que se o equipamento já foi ensaiado na fábrica, porque testá-los antes da entrada em operação? Os motivos, são variados, ou seja, os testes: a) Permitem, em sua maior pane, verificar se o equipamento não foi danificado no transporte; b) Permitem verificar se o equipamento, quando armazenado à espera de montagem, não sofreu qualquer avaria (corrosão, umidade, danos, etc.); c) Permitem verificar coretos aspectos de montagem e alguns testes do fabricante. Assim, ainda conforme [1], os objetivos principais do comissionamento são: a) 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; b) Levantar características, aferir e ajustar todos os componentes dos diversos circuitos de controle, proteção, medição, supervisão, etc.; c) Registrar valores iniciais dos parâmetros determinantes de cada equipamento, indispensáveis ao estabelecimento de um sistema confiável de manutenção e controle;

d) Verificar a fidelidade dos desenhos finais e fornecer subsídios para elaboração dos desenhos “como construído” (As Built”); e) Garantir a segurança do pessoal e dos equipamentos; f) Estabelecer os limites operativos confiáveis para os diversos equipamentos; g) Completar o treinamento especifico da equipe técnica responsável pela operação e manutenção da instalação; h) Garantir a segurança da energização inicial; i) Assegurar o fornecimento das peças reservas, acessórios e ferramentas especiais previstas em contrato; j) Orientar os órgãos das áreas financeiras quanto aos itens a serem capitalizados/patrimoniados; e, 1) Transferir para os órgãos responsáveis a responsabilidade pela guarda, operação e manutenção da instalação.

3.0 - TERMINOLOGIA USUAL a) Os transformadores são “abaixadores” se alimentados pelo lado de maior tensão e, caso contrário, são “elevadores”; b) O circuito, ou enrolamento, primário sempre é o que recebe energia da rede. O secundário, terciário, etc., são aqueles que fornecem energia à carga do transformador. Observe-se que nem sempre, o primário é o lado de maior tensão; c) O enrolamento de maior tensão chama-se, genericamente, de AT (alta tensão) ou TS (tensão superior ). O de menor, BT (baixa tensão) ou TI (tensão inferior ). Na existência de um terceiro enrolamento, tem-se MT (média tensão) ou TM (tensão média); d) A carga de um transformador é um conjunto dos valores das grandezas elétricas que caracterizam as solicitações a ele impostas em cada instante pelo sistema elétrico alimentado ; e) A característica nominal é um conjunto de valores nominais atribuídos às grandezas que definem o funcionamento de um , em condições especificadas por transformador norma, e que servem de base às garantias de fabricante e aos ensaios. Elas sempre se referem à derivação principal; f) Derivação é a ligação feita em qualquer ponto de um enrolamento, de modo a permitir a mudança de tensões e de correntes através da mudança da relação de espiras; g) A determinação das características dos transformadores pode ser feita na área ou em laboratórios dos fabricantes ou outros credenciados para tal. No primeiro caso é



Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores

h)

i)

j)

k)

1)

comum o emprego da palavra “teste” e, no outro, a da palavra “ensaio”. Observe-se que muitas vezes elas são utilizadas como sinônimos; “ Ensaios de rotina” são aqueles obrigatórios em todos os transformadores e destinam-se a verificar a qualidade e a uniformidade de mão de obra dos materiais empregados em sua fabricação; “ Ensaios de tipo” são aqueles que se destinam a verificar se um determinado tipo, estilo ou modelo de, transformador é capaz de funcionar satisfatoriamente nas condições especificadas; “ Ensaios especiais” são aqueles que deverão verificar uma determinada características do transformador, não obtida pelos ensaios de rotina e de tipo; O termo “ falha” se refere a uma indisponibilidade momentânea, enquanto, o “defeito” é a situação na qual há o dano do equipamento ou um de seus componentes; “Comissionar ” significa colocar em serviço ou em uso.

4.0 - TESTES E ENSAIOS EM TRANSFORMADORES DE POTÉNCIA Os ensaios em transformadores de potência são os citados na norma “ NBR 5356 - Transformadores de Potência – Especificação” e relacionados a seguir. Observe-se que a metodologia para sua execução encontra-se na norma “ NBR 5380- Transformador de Potência - Metodologia de Ensaio”

4.1- Ensaios de Rotina Eles são: a) b) c) d) e) f) g) h) 1)

Resistência elétrica dos enrolamentos; Relações de tensões; Resistência de isolamento; Polaridade; Deslocamento angular e seqüência de fases; Corrente de excitação: Perdas em vazio e em carga; Tensão de curto-circuito; Ensaios dielétricos: - tensão suportável nominal à freqüência industrial (tensão aplicada); - tensão induzida, para transformadores com tensão máxima do equipamento ≥ 242 kV; - idem, para impulso atmosférico; - tensão induzida de longa duração, para transformadores com tensão máxima do equipamento ≥ 242 kV. j) Estanqueidade e resistência à pressão, à quente, em transformadores subterrâneos de

qualquer potência nominal, e à temperatura ambiente nos demais transformadores de potência nominal ≥ 750 kVA; k) Verificação do funcionamento dos acessórios.

4.2 - Ensaios de Tipo a) todos os ensaios especificados no item 4.1; b) fator de potência do isolamento; c) elevação de temperatura; d) tensão suportável nominal de impulso atmosférico, para transformadores com tensão máxima do equipamento ≤ 145 kV; e) nível de ruído; f) nível de tensão de rádio interferência.

4.3 - Ensaios Especiais São os seguintes: a) ensaio de curto-circuito; b) medição da impedância de seqüência zero em transformadores trifásicos; c) medição dos harmônicos na corrente de excitação; d) medição da potência absorvida pelos motores de bombas de óleo e ventiladores; e) análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo isolante; 1) outros de comum acordo entre comprador e fabricante.

4.4 - Testes a serem executados Os testes a serem executados variam conforme o programa de manutenção empregado, porém pode-se dizer que alguns são bastante comuns, de uma forma geral, ou seja: a) b) e) d) e)

resistência de isolamento; análise do óleo; relação de tensões; fator de potência do isolamento; polaridade, ou defasamento angular e seqüência de fases, para colocar em paralelo; 1) tensão de curto-circuito, para colocação em paralelo.

Para transformadores reparados ou submetidos a uma revisão completa é recomendável executar os seguintes testes: a) resistência de isolamento; b) relação de tensões; c) tensão aplicada com 70% dos valores de tensão estabelecidos; d) estanqueidade; e) análise completa do óleo; f) tensão de curto-circuito; g) corrente de excitação.



No recebimento de transformadores é conveniente a execução dos seguintes testes: a) análise completa do óleo; b) fator de potência do isolamento; c) resistência do isolamento do transformador e fiação; d) medição da relação de transformação em todas as posições do comutador para transformadores com comutador de derivação sob carga; e) medição da resistência elétrica em todas as posições do comutador para transformadores com comutador de derivação sob carga; f) verificação dos acessórios, se houverem.

Naturalmente, em cada caso citado poderão ser realizados outros testes.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] - Batitucci, M.D. - “Comissionamento - A Primeira Atividade de Manutenção”- Manutenção, no. 28, jan/fev 91 -pp3l-38.




CAPÍTULO 8: ANORMALIDADES EM TRANSFORMADORES “Nada é impossível, até que alguém duvide e prove o contrário.” Anônimo

RESUMO

O objetivo deste texto é o de analisar os problemas que podem ocorrer com os transformadores, apontando suas prováveis causas e indicando os procedimentos a adotar para corrigi-los. 1.0 - INTRODUÇÃO

Os transformadores são submetidos às mais diversas solicitações durante sua vida útil, apesar de exigir menos atenção que a maioria dos equipamentos elétricos. O tempo de interrupção do fornecimento de energia quando ocorrem falhas nos transformadores é resultado direto de sua gravidade. Deste modo, o conhecimento adequado de alguns sintomas, suas causas e efeitos é 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, por assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação das bobinas causada por curtocircuito. 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 F1]. 2.0 - ESTATÍSTICA DE DEFEITOS

Os transformadores podem apresentar alguns problemas, apesar de não apresentarem partes em movimento, isto se deve, principalmente, a: a) Sobretemperaturas; b) Ruído perceptível; c) Curto-circuito entre enrolamentos (primário e secundário) ou à terra. A título de ilustração, a figura 1 apresenta um levantamento estatístico, realizado por um grande

usuário, da incidência de problemas nas diversas partes do transformador. Enrolamentos 51%

Diversos 5% Núcleo 5% Caixas Terminais 7%

Comutador sob Carga 19%

Buchas 15%

Figura 1 – Incidência de problemas em transformadores (em %) As figuras 2 a 7 detalham as causas de ocorrências de problemas, relativamente às porcentagens indicadas na figura 1. Isolamento entre Espiras Descargas Atmosféricas Umidade Falhas Externas Sobrequecimento Enrolamento Aberto Deterioração Bloqueio Impróprio Falhas à Terra Falhas entre Fases Diversos Falhas Mecânicas

27 24

13

12 7 4

3

3

2

2

2

1

Figura 2 – Incidência de problemas nos enrolamentos de transformadores relativos aos valores da figura 1. Mecânicas Elétrica Contatos Terminais Tracking Sobrequecimento Curto/Falhas Externas Vazamento de Óleo

27 24

13

12 7 4

3

3

Figura 3 – Incidência de problemas nos comutadores sob carga de transformadores relativos aos valores da figura 1

________________________________________________________________________________ Capítulo 8: Anormalidades em Transformadores - 41

Envelhecimento, Contaminação e Rachamento Animais Arcos (Descargas) Outros Umidade Baixo Nível de Óleo Descargas Atmosféricas

27 24

13

13

12



3.0 - ANALISE DE ANORMALIDADES

Analisa-se 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:

7 4

Figura 4 – Incidência de problemas nas buchas de transformadores relativos aos valores da figura 1 Conexões Soltas Terminais em Aberto Elos ("Links") Umidade Isolamento Insuficiente Tracking Curto-circuito

37 33

10 5

5

5

5

Figura 5 – Incidência de problemas nas caixas terminais de transformadores relativos aos valores da figura 1

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 de Isolamento: Este defeito que 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 terra ou curtocircuito entre espiras. A causa destas falhas de isolamento podem ser curto-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:

Falha no Isolamento 86

Fita de Aterramento Destruída

14

Figura 6 – Incidência de problemas nos núcleos de transformadores relativos aos valores da figura 1 Falhas em TC Tipo Bucha

33

17

Partículas Metálicas no Óleo Danos durante o Transporte Curtos Externos Faltas à Terra no Flange da Bucha Solda no Tanque Mal Feita 17

17

8

8

Figura 7 – Incidência de problemas de origem variada em transformadores relativos aos valores da figura 1

Falha da Bucha: As falhas de buchas podem ser causadas por descargas devido a acumulação de contaminantes sólidos e a descargas atmosféricas; 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 rádiointerferência; 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; Baixa Rigidez Dielétrica: Esta condição pode ser causada por condensação e penetração de umidade, devida à ventilação imprópria em transformadores a seco, nas serpentinas de resfriamento, nos resfriados a água, ou diafragmas de alivio de pressão danificados ou, ainda, fugas ao redor dos acessórios do transformador nos demais tipos;


Oxidação do Óleo Isolante: A oxidação do óleo isolante normalmente resulta na formação de ácidos e sedimentos e, devido, principalmente, a exposição do óleo ao ar e a elevadas temperaturas de operação; Diafragma de Pressão Rompido: Normalmente, tal fato ocorre como resultado de uma falta interna que causou uma elevação de pressão acima do normal. Outros fatores possíveis são o nível do óleo muito acima do normal ou valor excessivo de pressão interna devido a condições anormais de carregamento; Descoloração do Óleo Isolante:- A descoloração do óleo isolante deve-se, principalmente, á sua carbonização devido a chaveamentos nos LTC’s (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; Condensação de Umidade: A principal causa de condensação de umidade em transformadores a seco é a falta de ventilação. Em transformadores imersos em óleo, por outro lado, isto pode ser resultado de rachaduras no diafragma de alivio de sobrepressão, ou gaxetas defeituosas; Problemas em Transformadores Selados a Gás: Em transformadores selados a gás, nitrogênio, na grande maioria dos casos, os problemas adicionais podem ser: a sua falta, conteúdo de oxigênio superior a 5% ou mal funcionamento do regulador de gás. Estes problemas são causados por fugas do gás por sobre o óleo ou nas válvulas, espaço insuficiente ou não preenchidos pelo gás; Ruído Perceptível: Os transformadores podem apresentar ruídos durante sua operação, estando relacionados com a imperfeição no a perto das lâminas do núcleo ou de alguns parafusos, o grau de saturação a potência e a carga alimentada;



Problemas com Equipamentos de Manobra: Muitos transformadores são equipados com LTC’s (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 tais como queima de fusíveis ou parada do sistema motor são devidos a curto 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 devem ser observados ao longo da 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 vinculo com os problemas de pequena monta e defeitos que eventualmente ocorram ao longo da. vida útil do equipamento. 4.0 - TABELA PARA CONSULTA RÁPIDA DE DEFEITOS, SUAS CAUSAS E SOLUÇÕES

A tabela 1, mostrada nas próximas páginas, apresenta uma relação de possíveis anormalidades durante a operação dos transformadores. Como auxílio, apresenta, também, as suas causas e sugere-se métodos de inspeção para identificá-los, bem como, as atitudes necessárias para solucioná-los. REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA

[1] Santos, F. G. P. S. – “Transformadores de Potência – Inspeção e Manutenção” – Companhia Siderúrgica Nacional - CSN




PROCEDIMENTOS POSSÍVEIS SOLUÇÕES PARA A INSPEÇÃO Verificar se as tensões estão Mudar os tapes de ligação do Sobretensões dentro dos limites aceitáveis transformador - Reduzir a carga - Melhorar o fator de potência da carga - Para transformadores em Verificar instrumentos do quadro Sobrecarga paralelo, verificar a para ler a corrente de carga existência de correntes provenientes de relação de transformação ou impedâncias diferentes Melhorar a ventilação, ou Verificar se as temperaturas TEMPERATURAS Temperaturas ambiente estão dentro dos limites de então, colocar o transformador muito altas numa temperatura ambiente ELEVADAS segurança e anotá-las. mais baixa Refrigeração Inspecionar o sistema de Repara o sistema de insuficiente refrigeração refrigeração Completar o óleo isolante até o Nível baixo de óleo Verificar o nível do óleo isolante nível correto Lavar o núcleo e as bobinas por Inspeção visual na superfície do meio de circulação de óleo com Óleo lamacento núcleo a prensa filtrante. Filtrar o óleo e remover a lama Verificar a corrente de excitação Núcleo em curtonas perdas a vazio. Verificar a Reparar o núcleo circuito temperatura Caso tenha ocorrido danos aos Sobretensões Proceder os exames físicos e os enrolamentos, estes devem ser (atmosférico) ensaios elétricos reparados ou substituídos Caso tenha ocorrido danos aos Proceder os exames físicos e os Curto-circuito enrolamentos, estes devem ser ensaios elétricos reparados ou substituídos DEFEITO NO Além da providência anterior, ENROLAMENTO deve-se também levar a carga Proceder os exames físicos e os Sobrecarga do transformador para a ensaios elétricos nominal e verificar a instrumentação Substituir o óleo de rigidez Proceder os exames físicos e os Óleo de resistência dielétrica adequada ou tratar o ensaios elétricos óleo com filtro prensa Ruptura do isolamento Proceder os exames físicos e os DEFEITO NO Repara o isolamento do núcleo do núcleo ensaios elétricos NÚCLEO Verificar as perdas do ferro; Núcleo em curtoverificar visualmente o Repara o isolamento do núcleo circuito isolamento do núcleo CORRENTE Ajustar as juntas para fechá-las DE EXCITAÇÃO e apertar melhor todos os MUITO ALTA dispositivos; mudar a conexão Juntas do núcleo abertas Verificar as juntas dos terminais ou a posição do comutador de derivações, até conseguir a tensão adequada

ANORMALIDADES

CAUSAS

Tabela 1 – Anormalidades em transformadores, suas causas, procedimentos de inspeção e possíveis soluções [1]


ANORMALIDADES

TENSÃO INADEQUADA

ARCO VOLTAICO INTERFERÊNCIA DE RÁDIO AUDÍVEL

DESCARGA VAZAMENTO DE ÓLEO CONDENSAÇÃO DE UMIDADE

RUÍDO PERCEPTÍVEL

BAIXA RIGIDEZ DIELÉTRICA DO ÓLEO

CAUSAS



PROCEDIMENTOS PARA A INSPEÇÃO

POSSÍVEIS SOLUÇÕES

Mudar a ligação na chapa de Verificar a tensão primária e terminais ou a posição do secundária através de comutador de tapes até instrumentos de medição conseguir a tensão adequada Verificar a tensão primária Mudar a ligação dos Tensão de alimentação através de instrumentos de enrolamentos ou reajustar a anormal medição tensão de alimentação Verificar se todas as peças que Algumas peça metálica devem estar ligadas a terra estão Apertar todas as conexões isolada de fato. Ex.: grampos, núcleo, etc Verificar se as conexões estão Conexões soltas Apertar todas as conexões bem firmes Nível do óleo muito Manter o nível do óleo baixo deixando expostas Verificar o nível do óleo adequado peças com tensões Sobretensões por surto Verificar as condições de Limpar as porcelanas dos de manobra ou limpeza dos isoladores e seu isoladores e ,caso necessário, atmosféricas; isoladores estado de operação (possíveis substituir os isoladores de terminais sujos rachaduras, conexões adequadas) maneira devida Danos mecânicos nas Inspecionar visualmente o local Reparar adequadamente o partes vedantes ou de vedação (roscas, juntas, vazamento previamente montagem inadequada gaxetas, etc.) identificado Umidade no óleo e Retirar uma amostra do óleo e Filtrar o óleo; certificar-se de vazamentos nas gaxetas proceder a ensaios que que todas as juntas estão e juntas determinem o nível de umidade estanques. Apertar as peças frouxas; certas Acessórios e peças peças podem estar sendo externas do forçadas a ponto de entrar em transformador estão Inspeção auditiva ressonância; o ruído deve expostas em vibração de desaparecer com a supressão de ressonância fazendo tensões e com o emprego de ruído forte calços Vazamento ao redor dos Reparar juntas e refazer as Inspecionar juntas e gaxetas acessórios da tampa gaxetas se necessário Fazer o ensaio da serpentina de resfriamento e consertá-la, se Serpentina de necessário. Obs.: para três soluções Proceder uma inspeção visual resfriamento vazando acima, deve-se filtrar o óleo e/ou secar Relação de transformação não adequada

o transformador por meio de calor, para restabelecer a rigidez do óleo.

Continuar com o óleo se a Rigidez dielétrica; retirar a rigidez dielétrica for amostra do óleo e proceder a satisfatória, caso contrário análise cromatrográfica recondicionar o óleo Continuar com o óleo se a A comutação das Rigidez dielétrica; retirar amostra ÓLEO BASTANTE rigidez dielétrica for ligações internas faz do óleo e proceder a análise DESCOLORADO satisfatória, caso contrário carbonizar o óleo cromatrográfica recondicionar o óleo Desarranjo no Rigidez dielétrica; retirar amostra Reparar o enrolamento ou o enrolamento ou no do óleo e proceder a análise núcleo; recondicionar o óleo núcleo cromatrográfica Tabela 1 – Anormalidades em transformadores, suas causas, procedimentos de inspeção e possíveis soluções [1] (continuação) Contaminado por vernizes


ANORMALIDADES

CAUSAS

Exposição ao ar

OXIDAÇÃO DO ÓLEO (LAMA OU ACIDEZ) Temperatura elevadas de funcionamento A faixa de tensão do voltímetro de comando foi ajustada demasiadamente pequena

DESGASTE EXCESSIVO DOS CONTATOS

MECANISMO INDO ALÉM DO FIM DE CURSO MOTOR DE ACIONAMENTO PARA DE REPENTE

ÓLEO CARBONIZADO

Retardamento insuficiente Atrito anormal do acionamento das molas enfraquecidas ou a desgaste dos contatos Pressão de contato mais fraca devido a molas enfraquecidas ou a desgaste dos contatos Frenagens defeituosas ou contatos do controlador mal ajustados



PROCEDIMENTOS PARA A INSPEÇÃO

POSSÍVEIS SOLUÇÕES

Lavar o núcleo, os enrolamentos Retirar amostra do óleo e e o tanque com o próprio óleo, proceder o teste de rigidez filtrá-lo e, se possível, repô-lo em dielétrica e análise condições, senão substitui-lo por cromatrográfica outro novo Verificar a temperatura do Reduzir a carga ou melhorar o transformador e executar o teste resfriamento e proceder como no de rigidez dielétrica e análise caso anterior cromatrográfica Ajustar o voltímetro que Inspecionar o contator do comanda a comutação para que a número de comutação e faixa de tensão seja no mínimo inspecionar os contatos igual ao degrau de tensão +1% da tensão normal Ajustar o relé de tempo, Inspecionar o contator do aumentando o retardamento para número de comutação e impedir que o mecanismo de inspecionar os contatos manobra receba excessos de comandos Inspecionar o contator do Ajustar o acionamento das número de comutação e molas; trocar os contatos caso inspecionar os contatos estejam avariados Substituir os contatos gastos e Verificar se os contatos tem certificar-se de que a pressão seja pressão de mola suficiente adequada Verificar o curso dos contatos

Ajustar o mecanismo de frenagem; ajustar a posição dos contatos

Tensão baixa na alimentação do motor

Verificar a tensão de alimentação Fazer com que a tensão do motor do motor seja nominal

Óleo com impurezas

Análise do dielétrica)

Número excessivo de operações

VAZAMENTO DE Caixa de embuchamento ÓLEO NA CAIXA não estanque DE EIXO CONDENSAÇÃO DE UMIDADE NAS Ventilação defeituosa CAIXAS

óleo

(rigidez

Filtrar o óleo

Filtrar o óleo e ajustar o Análise do óleo (rigidez voltímetro do circuito de dielétrica) e verificação da faixa comando dos contatos ou o relé de tensão do voltímetro de de retardamento, a fim de reduzir comando o n.º de vezes de funcionamento Inspeção visual da caixa de Apertar ou refazer as juntas de embuchamento vedação, se for necessário Verificar se as entradas de ar Desobstruir as entradas de ar estão desobstruídas

Tabela 1 - Anormalidades em transformadores, suas causas, procedimentos de inspeção e possíveis soluções [1] (continuação)



CAPÍTULO 9 MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE TRANSFORMADORES “O passado é uma lição para se meditar, não para se reproduzir.” Anônimo

RESUMO

O objetivo deste texto é o de analisar os aspectos e procedimentos relacionados com a manutenção preventiva de transformadores, sugerindo-se um plano de atuação, de forma a evitar a ocorrência de problemas posteriores. 1.0 - INTRODUÇÃO

A manutenção preventiva de transformadores, ou de qualquer equipamento elétrico pode ser considerada como um dos ramos da técnica que mais evolui nos dias de hoje pois, se constitui em uma poderosa ferramenta para garantir o funcionamento continuo das instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica. O cunho dado a manutenção pode variar de um enfoque tipicamente econômico nas instalações industriais de potência, a institucional nos grandes blocos residenciais. Naturalmente, se ocorrer um defeito, que poderia ou não ser detectado por uma manutenção preventiva, em qualquer um dos casos, ocorre um prejuízo financeiro, tanto maior quanto maior for o bloco de carga interrompida. Os prejuízos para as unidades fabris podem atingir elevados valores e, além disto, dependendo do caso, resultar em grande dano a imagem institucional das empresas de suprimento de energia elétrica. Com respeito a blocos residenciais, via de regra, o prejuízo institucional é o principal ponto a ser levado em conta, pois prejuízos econômicos raramente são muito elevados. A avaliação precisa dos custos envolvidos em qualquer tipo de interrupção de energia, principalmente, quando se trabalha com conceitos estatísticos, sem sombra de dúvida, resulta na necessidade de implantação de programas de manutenção preventiva. Neste caso, os objetivos principais são adequar a cada intervalo de tempo, as condições da instalação e seus equipamentos a um novo período ininterrupto de funcionamento, isto permite reduzir os custos dos problemas intempestivos, que eventualmente ocorram durante os períodos de operação normal. Como citado anteriormente, executar a manutenção preventiva de um equipamento não implica necessariamente na abertura, desmonte e remonte, nem ensaio do mesmo, mas na realização de uma série de procedimentos padrão. Estes, por sua vez, devem se

basear nas características técnicas e operativas, normalmente, suportadas por estudos estatísticos. Deste modo, inspeções de rotina, objetivando o levantamento de dados de corrente, tensão, temperatura e parâmetros capazes de indicar a existência ou evolução de problemas internos ao equipamento também se inserem dentro das práticas de manutenção preventiva. O objetivo das inspeções visando a manutenção preventiva de transformadores é salvaguardá-los contra interrupções e danos através da detecção e eliminação de causas potenciais de defeitos. Por outro lado, a manutenção periódica de transformadores deve vir a possibilitar muitos anos de operação livre de problemas. Note-se que o transformador é um equipamento muito simples e robusto e, em sendo assim, normalmente é esquecido e ignorado até que ocorram falhas. Via de regra elas resultam em uma interrupção prolongada da carga conectada. Entretanto, como eles se constituem em um dos elos vitais de qualquer sistema de transmissão ou distribuição, devem receber a atenção e o cuidado necessários. Planos de inspeção, visando a manutenção em transformadores devem ser determinados de acordo com a natureza critica ou não de seu funcionamento, bem como, guardar um grau de proporção com a sua carga. Unidades responsáveis pelo suprimento de um grande grupo de consumidores, são obviamente mais importantes do que aqueles empregados em iluminação e distribuição e, portanto, necessitam maior atenção e cuidados. Neste contexto, os critérios de manutenção preventiva de transformadores. devem incluir rotinas de inspeção de grandezas elétricas e físicas da instalação e do equipamento, reparos tais como pintura e/ou troca de elementos danificados, ensaios, recondicionamento ou troca do liquido isolante e/ou do isolamento das bobinas, bem como, qualquer outro procedimento especial que seja recomendado pelo fabricante do transformador. 2.0 - COMENTÁRIOS SOBRE OS QUESITOS A AVALIAR DURANTE A MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE TRANSFORMADORES

A rotina para a execução das inspeções relativas a manutenção preventiva de transformadores envolve a observação visual de algumas de suas condições especificas, bem como, quando possível, os reparos

________________________________________________________________________________ Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 47


necessários que podem ser realizados no campo. A freqüência destas inspeções depende, sobretudo, da importância critica do transformador, das condições ambientais, e/ou das condições operacionais. A seguir se encontram listados alguns comentários sobre a importância da realização das rotinas de inspeção determinadas em função dos principais problemas que podem ocorrer com os transformadores em operação normal.

Corrente de Carga: O aquecimento do transformador é determinado pela sua carga, e sua temperatura de operação determina sua expectativa de vida, sendo pois, importante monitorá-la constantemente, principalmente quando de equipamentos de maior potência. Em transformadores menores a leitura pode ser feita diária semanalmente. Tensão:

A tensão dos transformadores deve ser monitorada de forma similar à corrente de carga, pois para que seja mantida a tensão secundária, um nível conveniente de tensão primária deve ser aplicado. As leituras de tensão devem ser feitas em conjunto com a corrente de carga ou através da utilização de voltímetros registradores. Em transformadores de menor importância, as leituras de tensão devem ser feitas semanalmente. Temperatura: A capacidade de carregamento do transformador depende de sua capacidade térmica. O controle da temperatura de operação de um transformador se reveste de elevada importância pois, quando o mesmo opera acima do seu nível máximo de temperatura, ocorre um decréscimo na sua expectativa de vida. Como exemplo, transformadores com isolamento classe A, operando 8º C acima de sua temperatura normal de trabalho, tem sua expectativa de vida reduzida à metade; do mesmo modo, transformadores com isolamento Classe B operando 12º C acima de sua temperatura normal de trabalho também tem sua expectativa de vida reduzida metade, fatos que reforçam a necessidade de um monitoramento adequado. das condições de carregamento, ou seja, corrente de carga e temperatura associadas. O nível de fluido é importante pois o mesmo, além de refrigerar o transformador também isola as bobinas. Perdas de liquido podem ocorrer devido a evaporação ou por escoamento. Recomenda-se realizar leituras do nível de fluido juntamente com as leituras de carga. Devido ao importante papel desempenhado pelo liquido dentro de um transformador, as quantidades perdidas, dentro de limites, devem ser repostas o mais rapidamente possível, sob pena de conduzir o transformador à uma falha do isolamento. Observa-se que é muito raro que o nível se encontre acima ou abaixo da marca Normal. Muitas vezes trata-se apenas do mau funcionamento da bóia do nível bastando repará-la. Se por algum motivo (vazamento, roubo ou desperdício Nível do Fluido:

quando de retiradas para ensaios) o nível do liquido está abaixo do normal, ao se completá-lo, deve-se fazer uso do fluido adequado, de fabricante reconhecido. Estes podem ser encontrados inclusive em pequenas quantidades em latas hermeticamente fechadas de 4 a 20 litros. Se, por outro lado, utilizar-se líquidos de tambores já abertos, e necessário ensaiar sua rigidez dielétrica e filtrá-lo, antes de usá-lo para preencher o transformador. Este procedimento exige a presença de uma equipe de técnicos mais habilitada pois o manuseio do liquido, os procedimentos para sua colocação dentro dos transformadores. Isto, via de regra, implica na parada da instalação e a utilização de equipamento especifico. O tanque do transformador é solidamente aterrado de modo a eliminar descargas elétricas entre ele e a malha de terra. Os condutores de aterramento do tanque dos transformadores devem ser verificados quanto a perda de contato devido a quebra ou oxidação das conexões. Em subestações, a resistência de terra depende sobretudo do seu tipo e tamanho, podendo variar de menos de 1 Ω para subestações de grande porte até 25 Ω para as muito pequenas. A freqüência desta inspeção e ensaios associados, que exigem a presença de equipe treinada no manuseio de equipamentos de ensaio, deve ser semestral. Em geral, a atenção que deve ser dada conexão a terra de um transformador é mínima, mas de uma importância considerável em proporção ao que ela representa na proteção operacional do equipamento e pessoal. Tais conexões são realizadas com grampos apropriados de bronze, que atuam no sentido de apertar a cordoalha derivada ao terminal de neutro e tanque do transformador, ao topo de uma haste de ferro galvanizado enterrado na solo e/ou conectada malha de terra da estação. São estes pontos de conexão que devem ser mantidos limpos de ferrugem ou oxidação, de modo a sempre apresentarem uma resistência de contato desprezável. Devido a esta inspeção obrigatória e que tais conexões não podem ficar enterradas. Por outro lado não é conveniente mantê-las expostas e, deste modo, as mesmas ficam dentro de pequenas caixas enterradas ao nível do solo. Conexão a terra:

As conexões dos condutores às buchas do transformador apresentam uma tendência de perderem sua rigidez mecânica devido ao aquecimento e resfriamento sucessivos que neles ocorrem. Tal fato resulta em problemas de contatos elétricos, os quais são facilmente detectáveis com o auxilio de equipamentos de termovisão. Por isso, é recomendável que tais conexões sejam examinadas com uma freqüência equivalente às das conexões para a terra. Quando for encontrado uma anomalia, antes de se reapertar as conexões, deve-se lixar suas superfícies de contato de modo a remover produtos da oxidação que dificultam a manutenção de um bom contato elétrico; Conexões do Transformador ao Sistema:



Pára-Raios: Quando os transformadores são alimentados por linhas de alta tensão, deve se usar pára-raios para protegê-los de descargas atmosféricas e sobretensões de manobra. Os pára-raios devem ser inspecionados quanto à perdas de conexões, atuação dos dispositivos de alivio de sobrepressão e/ou desligador automático, quando existirem, quebra de partes, sujeira e outros depósitos. Durante a verificação, toda sujeira e depósitos devem ser limpos, conexões perdidas devem ser refeitas, e partes danificadas, quando possível, geralmente somente a base isolante, substituídas. A verificação visual dos pára-raios, não se constitui em garantia de funcionamento adequado do mesmo. Por outro lado, os ensaios devem ser realizados por equipe adequada, a qual deve possuir, no mínimo, um transformador para realizar um ensaio de tensão aplicada. A freqüência desta inspeção deve ser anual ou seguir recomendação especifica dos fabricantes. Deve-se atentar que os pára-raios são equipamentos acessórios e, como tal, possuem características de desempenho distintas das do transformador, cobertas por normas igualmente distintas Este dispositivo é regulado para abrir sob uma pressão de 10 a 15 psi. As inspeções de rotina do dispositivo de alivio de pressão devem incluir a verificação de vazamentos em torno das junções e rachaduras no diafragma devendo ser realizadas quadrimestralmente não exigindo equipe especializada. Dispositivo de Alivio de Pressão:

Muitos transformadores tem respiro do tipo aberto ou equipados com desidratador. A inspeção e manutenção dos respiradouros sem desumidificador consiste verificação de sua condição física e na limpeza, com jatos de ar, de seus orifícios. A função do agente desidratador é prevenir que a umidade não entre no tanque do transformador. Vários agentes desidratadores contém silica-gel, o qual apresenta a cor azul quando seco e rosa quando úmido. A inspeção pode ser feita por intermédio de um visor de vidro desenvolvido especialmente para esta finalidade. O nível de umidade deve ser verificado mensalmente e o agente desidratador recolocado ou recondicionado, caso esteja úmido, aquecendo-se uma carga completa numa estufa ou forno temperatura de 150 a 200º C, esta operação, via de regra, não necessita ser realizada por uma equipe especializada, bastando para tanto que sejam respeitados os procedimentos e recomendações do fabricante do transformador. Respiro:

operacionais requerendo deste modo, atenção constante das equipes de manutenção, cujo grau de especialização exigido de seus integrantes é resultado básico de qual tarefa deve ser realizada pois, neste caso são contemplados problemas de cunho eletro-mecânico. Deve ser feita uma inspeção externa semestralmente, a qual deve incluir verificação do tanque. radiadores, equipamentos auxiliares, fuga nas gaxetas, e corrosão das partes de metal. Ainda, as conexões elétricas devem ser verificadas para determinar se não estão soltas ou sobreaquecidas. As buchas do transformador devem ser verificadas quanto a danos mecânicos, e serem limpas. a fim de, evitar descargas. A verificação do sobreaquecimento das conexões deve ser realizada com auxilio de um equipamento de termovisão, normalmente operado por uma equipe de manutenção independente. responsável pela termovisão de todos os equipamentos da instalação. Já os ensaios da bucha exigem equipe treinada no manuseio de equipamentos de ensaios específicos

Inspeção Externa:

Vazamentos: As juntas e gaxetas se constituem em pontos

fracos de um transformador devido ao envelhecimento que sofrem em poucos anos. Evidenciam suas condições físicas por vazamentos de liquido quase que imperceptíveis. Não há o que reparar, elas devem ser substituídas. Para esse trabalho, bastante enfadonho, o transformador tem que ser posto fora de serviço e o pior, o óleo tem que ser removido. A utilização nos dias de hoje, de gaxetas de neoprene e outras borrachas sintéticas ( Bunas, Tiokol), altamente resistentes ao óleo, tem trazido um grande alivio a este ponto especifico. Não sendo através das juntas e gaxetas, os vazamentos podem ocorrer também nas soldas e nas dobras do tanque. Um processo que tem dado certo para estancá-los bater com cuidado ao redor do vazamento cora uma talhadeira e em seguida amassar os rebordos com um martelo de bola. Se for um furo, pode-se introduzir um pequeno parafuso auto-atarraxante e um pouco de resina de vedação (tal como o glyptal). Vazamentos maiores requerem uma soldagem elétrica sobre a própria chapa do tanque, que é realizada sem esvaziar o óleo. E importante frisar aqui que o perigo de explosão ocorre justamente quando existe ar e vapores de óleo dentro do tanque; existindo somente óleo é evidente que não pode haver combustão no seu interior. As quebras e rachaduras nos isoladores das buchas que não provocam vazamento ou falta de estanqueidade no tanque principal podem ser reparados em uma emergência (falta temporária de bucha sobressalente). O reparo consiste em eliminar o esmalte das arestas relacionadas com a quebra ou rachadura e dar uma pintura de verniz altamente isolante na porcelana. Não se deve esquecer que a manutenção é aconselhável no caso até a substituição da peça avariada. Isoladores das Buchas:

Equipamentos auxiliares necessários para refrigeração, tais como ventiladores, bombas de liquido do transformador, dispositivos de controle, relés e cablagem, devem ser verificados anualmente. O equipamento deve ser limpo, verificado quanto a sua operação normal e as partes eventualmente danificadas substituídas. E óbvio que os equipamentos auxiliares necessitam estar em perfeitas condições Equipamentos

Auxiliares:



As serpentinas de resfriamento, quando existirem, necessitam ter os sedimentos originados da água que circula através delas removidos. O processo utilizado para este fim consiste no seu enchimento com uma solução de ácido clorídrico e água em partes iguais, que é deixado em repouso em seu interior por cerca de uma hora. Logo após, deve-se realizar a limpeza e remoção dos resíduos da solução utilizada com auxilio de um jato de água limpa (repetir a operação se achar necessário). Quando a serpentinas se apresenta com aspecto duvidoso convém fazer uma prova de estanqueidade com ar ou gás comprimido a 10 atmosferas. Neste caso, na presença de falhas aparecerão borbulhas na superfície do óleo, provenientes de tais pontos localizáveis visualmente. Serpentinas

de

Resfriamento:

Pintura: A pintura que pertence a manutenção preventiva

é somente aquela realizada em áreas reduzidas por motivo de lascas, borbulhas e arranhões que venham a surgir na superfície do tanque e de seus acessórios (radiadores, conservador, etc.). Esta pintura consiste em aplicar com pincel uma demão de “base” em seguida de duas demãos de pistola de tinta de acabamento, lembrando que as superfícies de trabalho devem ser previamente raspadas e aparelhadas. Inspeção Interna: Esta

inspeção envolve a investigação interna do tanque e núcleo. Em transformadores do tipo aberto cheios de liquido, a tampa da porta de inspeção deve ser removida para verificar a existência de umidade ou ferrugem ao redor dos suportes da bucha e da tampa superior do transformador. Para exame do tanque e do núcleo, o liquido deve ser removido. O exame do núcleo deve ser feito para verificar o depósito de sedimentos, conexões abertas, ou qualquer avaria nas partes do transformador. A evidência de carbono pode indicar problemas internos. A inspeção dos enrolamentos deve verificar danos nas barras terminais, conexões abertas, e todas as conexões do enrolamento. Tendo em vista o grau de dificuldade e o tempo de indisponibilidade do transformador, a inspeção interna do mesmo deve ser realizada de maneira extremamente criteriosa e é, basicamente, uma função direta da idade do transformador, de seu histórico de sobrecargas e problemas. A freqüência desta inspeção deve ser de 5 a 10 anos ou mais, quando de transformadores de potência; devido ao montante das tarefas a serem executadas, estas inspeções envolvem equipes dotadas de um grande número de especialistas em várias áreas apresentando ainda um custo bastante elevado e sempre devem envolver representantes do fabricante do transformador que, via de regra, são as pessoas mais adequadas para opinar sobre os problemas que podem vir a ser observados, bem como, auxiliar na correta profilaxia dos mesmos. Os líquidos dos Liquido do transformador: transformadores estão sujeitos a deterioração, e os principais contaminantes são o ar, a umidade e o calor.

Estes contaminantes reagem com o liquido do transformador, produzindo ácidos e borra. O ácido, por sua vez, ataca a isolamento do enrolamento, e depósitos de sedimento tendem a diminuir a refrigeração. A umidade no fluido do transformador tende a baixar sua rigidez dielétrica e, combinando com o sedimento, reduz o valor da suportabilidade dielétrica do isolamento e das placas terminais, dentro do tanque do transformador. A manutenção do liquido dos transformadores em condições operativas adequadas se constitui em uma das áreas que mais evoluíram ao longo dos tempos na manutenção preventiva de transformadores; o conjunto de ensaios realizados abrangem desde ao levantamento de características físico-químicas, como cor, por exemplo, ao levantamento das características elétricas . em especifico, capacidade de isolamento. Os ensaios que procuram determinar as características elétricas do liquido do transformador mais comumente realizados são os ensaios de rigidez dielétrica e fator de potência. O tratamento e recondicionamento do liquido evoluiu de um tratamento a nível externo, para um tratamento interno com o transformador desenergizado e finalmente nos últimos anos para um tratamento interno com o transformador energizado, fato que reduz ao mínimo as interrupções de energia. As equipes que manuseiam o líquido isolante são bastante especializadas e via de regra, quando de ensaios físico-químicos específicos, é necessário recorrer a especialistas externos. Considera-se uma periodicidade anual como adequada quando da verificação das características básicas do liquido do transformador. O monitoramento da corrente de carga, tensão primária e/ou secundária, bem como. temperatura. pode ser realizado com instrumentos registradores, desde que os respectivos registros sejam verificados dentro de um período de tempo pré-definido, ou com o auxílio de instrumentos indicadores existentes no painel de controle do transformador cujas leituras e ou anomalias devem ser lançadas em relatório apropriado. A escolha de um ou de outro meio é função da importância do transformador dentro do sistema ao qual o mesmo se encontra conectado

3.0 - PROCEDIMENTOS PARA AS INSPEÇÕES

As inspeções que objetivam a manutenção preventiva devem verificar a existência e a ordem das peças de reserva do transformador, mantê-las em quantidade e acondicionamentos adequados. Um exemplo de cuidado mais especial no que concerne a reserva é o caso dos tambores de liquido (óleo) estocados, onde recomenda-se que os mesmos não sejam deixados expostos às intempéries e que a tampa que tem bujão esteja voltada para baixo (deste modo pode-se obter a vedação perfeita do tambor). A tabela 1 apresenta os vários quesitos a inspecionar e os procedimentos para tanto.




Quesito a Inspecionar Verificações Gerais Buchas Radiadores Conservador de Óleo Sistema de Ventilação Válvula de Pressão Súbita Relé de Gás Indicador magnético do nível de óleo no tanque Indicador magnético do nível de óleo do comutador sob carga Relé de imagem térmica Indicador de temperatura do enrolamento Secador de ar Sílica-Gel Comutador em carga Válvula de alívio de pressão Comutador sem carga Resistor de neutro Base do transformador Painel Termômetro do óleo Manovacuômetro

Procedimento Verificação da pintura, limpeza, nivelamento do transformador e fixação dos terminais Verificação do nível de óleo, dos terminais, das condições do centelhador, da fixação em geral e da possível existência de trincas e vazamentos Verificação da fixação, da existência de vazamentos e condições de pintura Verificação do funcionamento do indicador de nível de óleo e das condições externas em geral Verificação da lubrificação, vibrações anormais, aquecimento excessivo, ruídos e condições de fixação Verificação do funcionamento dos dispositivos eletromecânicos e da pintura Verificação da fiação, do acionamento e das condições externas Verificação do acionamento, isolação da fiação, vazamentos e indícios de corrosão Idem anterior Verificação do mecanismo, do nível do óleo e indícios de corrosão Verificação do acionamento, fiação do transformador de corrente, nivelamento do aparelho, nível de óleo e leitura de temperatura Verificação do estado da sílica-gel, juntas de vedação do óleo e indícios de corrosão Verificação do acionamento, nível de óleo, resistência de aquecimento, motor, bornes e fiação, chave do comutador, condições do sistema de aterramento e indícios de corrosão Verificação do funcionamento dos dispositivos eletromecânicos e da pintura Verificação da posição, existência de vazamentos e indícios de corrosão Verificação da ligações, dos isoladores, grades de proteção e indícios de corrosão Verificação dos trilhos e das condições mecânicas da carcaça Verificação da fiação, chaves seletoras, contatores, relés térmicos, fusíveis e condições mecânicas em geral Verificação estado do tubo capilar, aferição da temperatura de alarmes e dos ajustes Verificação da existência de possíveis vazamentos e aferição das pressões (positivas e negativas e “zero”)

Tabela 1 – Quesitos a inspecionar e respectivos procedimentos 4.0 - PROGRAMA GERAL DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Os procedimentos utilizados na manutenção preventiva são, na grande maioria dos casos, bem definidos. Entretanto, a sua periodicidade é um ponto de

grande polêmica, pois envolve uma gama imensa de conceitos técnicos e econômicos. Ressalta-se que a aplicação de qualquer critério, tradicional ou moderno, deve atentar para os resultados do desempenho estatístico dos equipamentos em campo, bem como apresentar uma boa relação custo/beneficio.




Sendo assim, a Tabela 2 apresenta uma sugestão para a execução das rotinas de manutenção preventiva, a qual se baseia nos possíveis problemas que podem ocorrer com os transformadores.

Tipo de Transformador

Todos os Transformadores

Isolamento Líquido

Isolamento Sólido

Tipo Seco

Por outro lado, reforçando o que foi dito, as tabelas 3 a 10 apresentam os quesitos de manutenção preventiva em função da periodicidade para um grande consumidor [1]. Note-se que existem divergências entre ambas as filosofias.

Natureza da Inspeção

Freqüência da Inspeção

Nível do óleo (líquido isolante) Temperatura ambiente Temperatura do óleo Temperatura do enrolamento (quando houver meios) Corrente de carga Tensão Diafragma de alívio Relés (funcionamento) Alarmes de proteção Respirador Dispositivo de alívio de sobrepressão Resistência de aterramento Comutador de carga Pára-raios Conexões de terra Inspeção externa Equipamento auxiliar Inspeção interna Rigidez dielétrica Cor do óleo Número de neutralização Tensão interfacial Teste do fator de potência Fator de potência Índice de polarização Teste de análise de gás Tensão induzida Tensão aplicada Temperatura de entrada e saída do ar Limpeza por ar comprimido (2 a 4 atmosferas) Resistência do isolamento Selado a gás ou tanque de expansão Óleo inspeção acima do núcleo Inspeção geral

cada turno cada turno cada turno cada turno cada turno cada turno cada turno mensal mensal mensal trimestral trimestral semestral semestral semestral semestral anual 5 a 10 anos anual anual anual anual anual anual anual anual acima de 5 anos acima de 5 anos cada turno semanal semestral trimestral 20 anos 25 anos

Tabela 2 – Programa geral para manutenção preventiva de transformadores de potência



Tipo de Transformador Com conservador Tanque hermeticamente Fechado

Selado a gás

Aberto

Resfriado a água Resfriamento do óleo com ar Resfriamento do óleo com água Ventilação forçada

Natureza da Inspeção

Freqüência da inspeção

Inspeção acima do núcleo Inspeção geral Inspeção acima do núcleo Inspeção geral Pressão ( no selo a gás ) Volume do gás no cilindro Circuito do alarme a baixa pressão Regulador do gás Capacidade de oxigênio Inspeção acima do núcleo Inspeção geral Inspeção geral Inspeção acima do núcleo Inspeção geral Inspeção sob a tampa Temperatura de entrada e saída da água Vazão de entrada e saída da água Ensaio de pressão Motor e ventilador Circuitos de controle Temperatura de entrada e saída do óleo Controle do ventilador Motor e ventilador

10 anos 15 anos 10 anos 15 anos Cada turma Cada turma Trimestral Trimestral Semestral 10 anos 15 anos 15 anos 2 anos 4 anos Semestral Semanal Semestral Semestral Mensal Mensal Semanal Mensal Mensal

Tabela 2 – Programa Geral para Manutenção Preventiva de Transformadores de Potência ( continuação )

Componentes Indicador de nível de óleo ( comutador sem carga )

Indicador de Temperatura

Indicador de vazão para óleo e água Manômetro Indicador de nível de óleo ( comutador sob carga )

Trabalhos de Inspeção ou Manutenção Inspeção visual e leitura do nível de óleo no conservador ou tanque e nas buchas Verificação da temperatura do óleo do tanque dos enrolamentos e da temperatura da água ou óleo de entrada e saída do sistema de refrigeração forçada Verificação da vazão de água de óleo do sistema de refrigeração forçada Verificação da pressão de óleo e água do sistema de refrigeração forçada Inspeção visual e leitura do nível de óleo no conservador ou tanque e nas buchas

Tabela 3 – Programa para Manutenção Preventiva – Diário [ 1 ]

Componentes Vazamento de óleo Trocador de calor do óleo ( radiadores ) Relé de Gás

Trabalhos de Inspeção ou Manutenção Inspeção Visual Verificar entupimento, vazamento e refrigeração deficiente Inspeção Visual e Leitura

Tabela 4 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Semanal [ 1 ]

Componentes

Trabalhos de Inspeção ou Manutenção

Inspeção Visual e Leitura da Pressão Registrador do Computador Verificar e anotar o número de derivação em carga de operações registradas Silica-Gel do Desidratador Verificar a sua coloração Verificar as condições de Circuito de Alarme de continuidade para temperatura e pressão sinalização, alarme e desligamento Válvula de Segurança

Tabela 5 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Mensal [ 1 ]



Trabalhos de Inspeção ou Manutenção Verificar se houve Válvula de Sobretensão abertura da válvula Realizar testes físicos e químicos do óleo se a Óleo do Tanque temperatura média estiver entre 80 e 90 graus C Verificar a concentração destes gases no óleo se a Gás Combustível no temperatura média do Óleo óleo do topo do tanque for de 80 a 90 graus C Componentes

Tabela 6 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Trimestral [1 ]

Componentes Mecanismo de Acionamento Radiadores com Ventiladores Radiadores Resfriados água, circuito da água Ventiladores com Motor Relé Buchollz

Óleo do Tanque

Buchas, Isoladores e pára-raios Ligações à Terra Gases Combustíveis do óleo

Trabalhos de Inspeção ou Manutenção Inspecionar e providenciar lubrificação Inspecionar e providenciar lubrificação de rolamentos dos ventiladores Providenciar limpeza e Exame Inspecionar e providenciar a lubrificação Verificar o funcionamento para Alarme e desligamento Testes físicos e Químicos do óleo Testes médias do tanque para temperatura de 80 a 90 graus C Providenciar limpeza e Verificar rachaduras, lascas, poluição etc. Verificar se existem Determinar a Concentração dos Gases Combustíveis no Óleo

Tabela 7 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Semestral [ 1 ]

Componentes Óleo

Gás

Buchas e isoladores

Conectores, comutadores buchas, etc. Aterramento Cabos Aéreos Tanque, Tampa e Gaxeta Radiadores

Trabalhos de Inspeção ou Manutenção Realizar Testes Físicos e Químicos do óleo Determinar o Ponto de Orvalho do colchão de gás dos transformadores selados e avaliar a quantidade de água da isolação sólida com o auxílio do gráfico de piper Se as buchas e os isoladores tiverem sofrido os efeitos da poluição, proceder a sua limpeza Com o auxílio do termovisor, verificar se há pontos ou áreas sobreaquecidas Medir a resistência de terra do sistema de aterramento do transformador Verificar as condições dos cabos aéreos de ligações do transformador Limpeza e Exame

Limpeza e Exame Limpeza, exame, teste de Indicadores de nível de funcionamento, testes dos óleo, temperatura. circuitos elétricos e da Válvula de segurança resistência de isolamento se for o caso Termostato Manômetro Relés de Proteção Limpeza e Exame Mecanismo de Teste de Funcionamento Atendimento Teste de Circuitos Elétricos ( Comutador ) Teste de Resistência de Isolamento Tabela 8 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Anual [ 1 ]

Componentes

Trabalhos de Inspeção ou Manutenção

Buchas

Proceder a limpeza das buchas medir o fator de potência do isolamento nas buchas

Tabela 9 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Bienal [ 1 ]



Componentes Isolação Corrente de Excitação Isolamento Enrolamentos Sobretensão Núcleo Aterramento Sobrepressão

Trabalhos de Inspeção ou Manutenção Verificar fator de potência da isolação Realizar testes elétricos compreendendo corrente de excitação Verificar a resistência de isolamento Verificar a resistência dos enrolamentos em CC Verificar sobretensão com CC Verificar aterramento do núcleo Verificar resistência de aterramento Verificar as condições do diafragma do dispositivo de alívio de sobre pressão

Tabela 10 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Trienal [ 1 ]

5.0

-

TESTES E ENSAIOS MANUTENÇÃO TRANSFORMADORES

APLICÁVEIS DE

Como visto, nas inspeções periódicas o objetivo é verificar as condições externas do transformador e o funcionamento de seus acessórios. No entanto, a realização dos ensaios tem a finalidade de colher informações acerca das condições do funcionamento, que venham a auxiliar no diagnóstico de possíveis anormalidades. Para tanto devem ser estabelecidos critérios de aplicação de testes bem como os seus procedimentos de execução, obtendo-se, assim, uma racionalização no que diz respeito às características do transformador.

fator de potência do isolamento (para transformadores com potência superiores à 500 kVA); b) Ensaios físico-químicos nos líquidos isolantes

Ensaio

Rtemp

Conteúdo de água Índice de neutralização (Acidez) Fator de Potência Cromatrografia(1) Viscosidade (2) Tensão Interfacial(2) Cor (2)

X

Óleo Askarel Silicone Mineral X X X

X

X

X

X

X X X

X X X

X X

X X X

X

X

X

X

X

X

(1) Apenas para Transformadores com tensão primária igual ou superior a 138 kV; (2) Apenas para transformadores com potência superiores à 500 kVA.

Tabela 11 - Ensaios físico-químicos recomendados para manutenção do óleo 5.2 - Periodicidade dos Ensaios -

A inspeção e manutenção em transformadores está intimamente ligada aos seguintes fatores: Tamanho. Potência, Tensão. Importância da Continuidade do Serviço e Condições Ambientais da área onde está instalado o equipamento. A periodicidade mais adequada para realização dos mesmos será determinada em função desses fatores. A referência [1] sugere que a periodicidade seja: a) Ensaios elétricos: Realizados a cada 18 meses; b) Ensaios físico-químicos nos líquidos isolantes: Realizada a cada 12 meses.

5.1 - Ensaios Realizáveis no Campo (Testes)

6.0 - ADEQUAÇÃO DAS EQUIPES DE MANUTENÇÃO

Para os transformadores em operação serão indicados alguns ensaios que são possíveis de serem realizados no próprio local onde se encontram instalados. A sua importância está no fato de permitir o acompanhamento do grau de. deterioração dos materiais isolantes. Este procedimento visa detectar condições irregulares que possam culminar em defeitos mais graves. Assim sendo, na manutenção preventiva sugerese que sejam realizados os seguintes ensaios: a) Ensaios elétricos - relação de transformação;. - resistência ôhmica dos enrolamentos; - resistência de isolamento e índice de polarização; rigidez dielétrica.

As equipes que realizam as inspeções que se constituem nos procedimentos de manutenção preventiva de transformadores, excetuando-se as que podem ser realizadas pelos operadores, tais como monitoramento de carga (corrente e tensão) e de temperatura, devem possuir um bom grau de familiaridade com procedimentos e equipamentos específicos. Algumas das rotinas, a exemplo de termovisão, devem ser realizadas, por equipes independentes, responsáveis pela inspeção de todo um conjunto de equipamentos. Ensaios específicos como, por exemplo, análise cromatográfica, de custo elevado, devem ter sua realização adequada a um critério de “custo x beneficio”, para não terem sua eficácia e utilidade posta em dúvida. Sugere-se que as equipes de manutenção responsável pela execução dos procedimentos detalhados



acima excetuando-se as inspeções internas, execução dos ensaios de análise cromatográfica e termovisão sejam compostas por:

quando da definição de procedimentos e de tecnologias entre outros.

Nível Técnico ou Superior Coordenador e responsável técnico pela execução de todos os procedimentos e rotinas que constituem a Manutenção Preventiva. Em número de dois, Nível Técnico; Mecânicos: Responsáveis pela execução de todas os procedimentos e rotinas que envolvam predominantemente serviços de fundo, principalmente, mecânico, a exemplo de inspeções em radiadores; Eletrotécnicos: Em número de dois, Nível Técnico. Responsáveis pela execução de todos os procedimentos e rotinas que envolvam predominantemente serviços de fundo, principalmente, eletrotécnico, a exemplo de inspeção em relés, ensaios de tensão aplicada, resistência de isolamento , rigidez dielétrica. cablagem entre outros.

7.0 - CONSIDERAÇÕES FINAIS

Encarregado:

Deste modo, as funções e responsabilidade se encontram bem definidas e distribuídas, convém ressaltar que algum conhecimento interdisciplinar é extremamente adequado e deve ser estimulado. O suporte necessário pode ser realizado por uma equipe externa ou, idealmente, por um laboratório, parte da própria estrutura, função de um estudo acurado de custos envolvidos, que no caso especifico de empresas concessionárias de energia elétrica não deve, em principio, ser levado em conta pois os benefícios a longo prazo de laboratórios e equipe próprias são inquestionáveis, principalmente,

Convém ressaltar que a correta contabilização dos problemas de qualquer equipamento elétrico só possui respaldo em valores estatísticos, que são os únicos capazes de manusear conceitos como taxa de risco, probabilidade de evolução para falha, que caso adequadamente utilizados resultam em procedimentos dotados de custos mínimos. Aperfeiçoamentos tecnológicos, via de regra, quando de sua introdução podem vir a modificar alguns dos pontos acima descritos, porém, sem sombra de dúvida, qualquer novo aperfeiçoamento tecnológico merece um acompanhamento mais detalhado pois podem vir a causar problemas até o momento não detectados que dependendo do caso podem apresentar ou não relevância, fato só verificado com o passar do tempo e coleta, algumas vezes, exaustivas de dados.

REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA

[1] Santos, F. G. P. S – “Transformadores de Potência Inspeção e Manutenção” - Companhia Siderúrgica Nacional – CSN.



PARTE III: TESTES E ENSAIOS

MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES Parte III: Ensaios em Transformadores

CAPÍTULO 10: RESISTÊNCIA ÔHMICA DOS ENROLAMENTOS “Eu tenho pouca paciência com cientistas que pegam uma placa de madeira, procuram as partes mais finas, e ali fazem um grande número de furos, onde furar é fácil”

Albert Einstein

RESUMO

a) Aplicar uma fonte de corrente contínua aos enrolamentos conforme mostrado na figura 1, cuidando para que a corrente que circule não seja superior a 15% do valor nominal do enrolamento considerado, no tempo máximo de 1 minuto; b) As indicações dos instrumentos devem estar estabilizadas; c) Após a estabilização, tomar as leituras, simultaneamente, de corrente e tensão; d) Através da lei de Ohm, calcular a resistência, ou seja:

Este texto apresenta as técnicas de medição da resistência ôhmica dos enrolamentos para transformadores com qualquer ligação.

1.0 - INTRODUÇÃO Este ensaio consiste em determinar a resistência elétrica dos enrolamentos em corrente contínua a uma determinada temperatura. Os valores encontrados quando comparados com os de fábrica podem fornecer indicação sobre a existência de esperas em curto-circuito, conexões e contatos em más condições. Desta forma, pelos mesmos motivos, é interessante um acompanhamento de seus valores alo longo do tempo de funcionamento, referindo os valores sempre à mesma temperatura para que se possa comparálos. Observe que com a medição de resistência a frio e a quente, é possível determinar a elevação dos enrolamentos quando em serviço. As diversas normas internacionais sugerem que a medição deve ser efetuada com corrente contínua por método de ponte ou pelo método da queda de tensão.

2.0 – MÉTODO DA QUEDA DE TENSÃO Para determinação da resistência elétrica dos enrolamentos por este método utiliza-se as conexões mostradas na figura 1.

R =

U I − U RV

(1)

onde: U – leitura do voltímetro [V] I – leitura do amperímetro [A] R v – Resistência interna do voltímetro [ Ω] e) Devem ser feitas de três a cinco leituras com alguns valores diferentes de corrente (atuandose no reostato), de forma a ficar demonstrada a constância dos valores calculados dessas leituras; após isto, obtém-se a média aritmética, desprezando-se os valores que difiram de mais de 1% do valor médio; f) A ligação ou o desligamento da fonte de corrente contínua pode causar sobretensões consideráveis, sendo provável a ocorrência de danos aos aparelhos. Desta forma, sugere-se desconectar o voltímetro antes de qualquer operação e, além disto, curto-circuitar os terminais do amperímetro, desconectando-o logo após.

3.0 – MÉTODO DA PONTE Figura 1 – Esquema de Ligação no Método da Queda de Tensão. Pode-se utilizar algumas variações do esquema da figura 1, tais como uma combinação de derivadores ( shunts) e milivoltímetros ou potenciômetros, de modo que a medição possua a exatidão desejada. O procedimento é o que segue:

Método da ponte é aquele em que se emprega a ponte de Wheatstone, ou a de Kelvin, para obter a resistência. Este método, aconselhável quando se deseja uma maior precisão nas medidas. De uma forma geral, para medidas inferiores a 1 [Ω], a utilização da ponte de Wheatstone produz erros consideráveis devido às resistências dos fios de conexão e

________________________________________________________________________________ Capítulo 10: Resistência Ôhmica Dos Enrolamentos - 58


dos contatos com que se liga a resistência a medir à ponte. Entende-se por resistência de contato àquela oferecida à passagem da corrente de um condutor para outro. O seu valor varia com a área, com as condições de superfície (rugosidade) e com a pressão de contato. Para evitar inconvenientes utilização a ponte Kelvin, também conhecida por ponte dupla de Thomson, a qual é uma derivação da ponte de Wheatstone. Existem tipos altamente sofisticados, para uso exclusivo em laboratórios, e outras mais simples adequados para emprego na área. O esquema da ponte dupla de Thomsom (ou Lorde Kelvin) é apresentado na figura 2, enquanto a figura 3 fornece uma vista deste equipamento.

O galvanômetro G possui um “ shunt ”, o qual fornece a sensibilidade da ponte. A medida de da resistência sempre deve ser feita empregando-se quatro condutores, como mostra a figura 4.

Figura 4 – Ligação da resistência a medir à ponte A utilização desta conexão possibilita a exclusão, ou compensação, dos valores das resistências dos fios na medição a ser efetuada. O procedimento para medições com as pontes é o que se segue: a) Calibrar e ajustar a ponte conforme suas instruções de operação. b) Fazer a ligação da ponte aos terminais dos enrolamentos conforme mostra a figura 5.

Figura 2 – Circuito da Ponte Kelvin

Figura 5 – Método da ponte Kelvin c) Devem ser efetuadas pelo menos 3 leituras, modificando-se a cada vez o equilíbrio da ponte. O valor da resistência é obtido calculando-se a média aritmética destas leituras. d) Deverão ser registradas as temperaturas dos enrolamentos ao início e final dos ensaios, bem como, o tempo de execução de cada medição.

4.0 – OBTENÇÃO DOS RESULTADOS

Figura 3 – Ponte Kelvin ( Nansen) O princípio de operação desta ponte é bastante simples, ou seja, fechada a chave k, desloca-se o cursor F1 sobre a resistência R até conseguir-se o equilíbrio (Ig=0). Esta situação é verificada através do indicador de nulo da ponte.

A obtenção dos resultados dos valores de resistência ôhmica depende da forma em que estão ligados os enrolamentos.

4.1 – Transformadores Monofásicos A resistência medida entre as buchas por um dos métodos é a própria do enrolamento.



Parte III: Ensaios em Transformadores

4.2 – Transformadores trifásicos com conexão estrela sem neutro acessível Na conexão estrela sem neutro acessível a medição deve ser executada entre pares de buchas (H 1H2, H2H3, H3H1, e X1X2, X2X3, X3X1, como exemplifica a figura 6.

1

R1

R2

2

R O D I D E M

R3

R2

R3

1

R1

R1

3

R13

R23

R3

2

3

R1

2

2

R1

Figura 7 – Medida da resistência elétrica dos enrolamentos conectados em delta.

M E D I D O R 3

R2

MEDIDOR

R2

R3

3

R12

2

R3

1

3 3

2 R1

R2

R3

MEDIDOR 1

M E D I D O R

1

1

R O D I D R2 E M

As resistências dos enrolamentos são:

R1

=

R2

=

=

2 R12 R31

−

R12 + R31 − R23

R12 + R31 − R23

2

(5)

Figura 6 – Medida da Resistência elétrica dos enrolamentos conectados em estrela sem neutro acessível Neste caso, a resistência de cada enrolamento será:

R1

=

R 2

=

R3

=

1 2 1 2 1 2

( R12 ( R 23

+ R13 − R 23

)

+ R12 − R31

( R31 + R23

− R 21

2 R12 R23

−

R12 + R23 − R31

R12 + R23 − R31

2

(6)

(2)

2 R23 R31

R23 + R31 − R12

)

(3)

R2

)

(4)

4.5 – Conexão em zig-zag

Onde: R 1 , R 2 , R 3 – são resistências dos enrolamentos sob teste R 12 , R 23 , R 31 – são resistências medidas por um dos métodos descritos, entre os terminais 1-2, 2-3 e 3-1, respectivamente.

4.3 – Transformadores trifásicos com conexão estrela com neutro acessível Para transformadores conectados em estrela com neutro acessível, faz-se medição, em geral, entre as buchas de fase e neutro. Entretanto, esta não é uma voa prática, pois a estrela é fechada praticamente no fundo do tanque e, desta forma, o comprimento do cabo de neutro é grande. Assim, a resistência deste trecho será somada ao enrolamento. Pelo exposto, é conveniente que, também neste caso, as medições sejam efetuadas como descrito no tópico anterior.

−

R23 + R31 − R12

2

(7)

Na conexão zig-zag, deve-se proceder exatamente como no caso da estrela. Observa-se, entretanto que os enrolamento dividem-se em duas partes.

5.0 – CUIDADOS PRÁTICOS E OBSERVAÇÕES a) Deve-se medir a resistência dos cabos quando se utiliza do método da ponte. Este valor deve ser subtraído da resistência medida e, após isso, determinar a resistência do enrolamento. b) Nunca efetuar as medições com o transformador energizado. c) Na medição da resistência a frio, o tempo até a estabilização da corrente de medição deve ser registrado e utilizado como base para efetuar medições de resistências a quente, após o desligamento da energia no ensaio de elevação de temperatura. d) Para que se tenha uma base comparativa, a resistência elétrica dos enrolamentos devem ser referidas à uma mesma temperatura. Isto pode ser executado através da expressão (8), ou seja:

4.4 – Conexão em delta A conexão em delta é aplicada unicamente para motores. Neste caso, a medição deve ser feita entre os pares de terminais, conforme exemplifica a figura 7.

R èr

=

R èe ⋅

234,5 + è 234,5 + è e

(8)



Onde: R θr – resistência elétrica na temperatura de referência; R θe – resistência elétrica na temperatura do ensaio; 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 (8). e) .Nos transformadores providos com indicadores de temperatura e termômetros, a temperatura dos enrolamentos pode ser obtida por leitura direta. Nos demais, deve-se desenergizar o equipamento e aguardas de 10 a 20 minutos para que os enrolamentos entrem em equilíbrio térmico com o óleo. Em seguida, medir a temperatura do topo do óleo com um termômetro de alcool ou indicador digital. Não é conveniente a utilização de termômetro de mercúrio, já que uma eventual quebra poderá contaminar o óleo e atacar o isolamento sólido. f) Sempre verificar o manual da ponte a ser utilizada, se for o caso. g) Procurar obter o melhor contato possível entre os terminais das pontes e dos enrolamentos, de forma a reduzir a influência de contato. h) Ao iniciar a medição com uma ponte Kelvin, a sensibilidade deve ser “mínima”. Após a tentativa de se alcançar o equilíbrio, aumentar a sensibilidade.

i) Verificar a existência de cargas capacitivas nos enrolamentos do transformador e drená-las, caso existam.

7.0 – EQUIPAMENTOS NECESSÁRIOS a) Método da Ponte: Ponte de Wheatstone ou Kelvin. b) Método da Queda de Tensão: Bateria de 12 V ou 24 V; Voltímetro CC (classe 0,5 ou melhor); Amperímetro CC (classe 0,5 ou melhor); Reostato. c) Para ambos: Termopares ou detetores de temperatura para colocar no enrolamento a ser medido, termômetro para leitura da temperatura ambiente, cronômetro e ferramentas adequadas para se desconectar os terminais dos enrolamentos.

8.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS Os resultados das medição efetuadas devem ser comparados com os dados do fabricante, tendo-se o cuidado de utilizar as correções de temperatura a uma mesma base (normalmente 75 °C, como já comentado). Em caso de discordâncias maiores que 2%, deve ser pesquisada a existência de anormalidades tais como: espiras em curto, número incorreto de espiras, dimensões incorretas do condutor e outros. Pelo exposto, é importante que haja o histórico das medidas efetuadas.



CAPÍTULO 11: POLARIDADE E DEFASAMENTO ANGULAR “O conhecimento pode ser comunicado e ensinado, mas não a sabedoria” Hermann Hesse

RESUMO

Este capitulo apresenta os conceitos de polaridade e defasamento angular de transformadores.

casos, utiliza-se a diferença de fases (defasamento) ou deslocamento angular entre as tensões dos terminais de tensão inferior (XI-X2) e tensão superior (H1-H2), contado no sentido anti-horário.

1.0 - INTRODUÇÃO

2.0 - POLARIDADE DE UM TRANSFORMADOR

Geralmente o conceito sobre polaridade de transformadores é encarado com dificuldade. Porém, por vezes, conhecê-la é fundamental pelos seguintes motivos:

A figura 1 mostra duas situações distintas para as tensões induzidas em um transformador monofásico. Na figura 1a, as tensões induzidas E 1 e E2 dirigem-se para os bornes adjacentes H 1 e .X1. Na figura 1b, a marcação é feita de maneira diferente da anterior. sendo que as tensões induzidas continuam dirigindo-se para os mesmos bornes, porém não mais adjacentes. Nota-se que, na figura 1a, as tensões possuem mesmo sentido (estão em fase) ou com a “mesma polaridade instantânea”. Na outra estão em oposição (defasadas de 180 o) ou com polaridades opostas.

a) Ao acoplar dois ou mais transformadores em paralelo, seus secundários formarão uma malha. Se todos possuírem a mesma polaridade, as forças eletromotrizes anulam-se; caso contrário, somam-se Nesta última condição, surgirá uma corrente de circulação com valores elevados, pois é limitada apenas pelas impedâncias secundárias. Sendo assim, nota-se que uma das principais condições para o paralelismo de transformadores é a de possuírem a mesma polaridade. b) Utiliza-se transformadores de corrente (TC) e transformadores de potencial (TP) em circuitos de altas correntes e/ou tensões. A finalidade é reduzir as grandezas primárias à níveis compatíveis com a segurança de operadores e possibilitar a utilização de aparelhos de proteção e medição menos robustos. Nos circuitos de medição, principalmente nos de energia, as leituras poderão ser totalmente enganosas caso a polaridade de um dos transformadores estiver invertida. Quanto à proteção, seja o caso de um relé diferencial, por exemplo, ao inverter-se a polaridade de um dos TCs ao qual está conectado, poderá haver uma corrente de circulação através da bobina de operação e. portanto, uma atuação indevida. Para os transformadores trifásicos apenas o conceito de polaridade é insuficiente para apresentar uma relação definida entre as tensões induzidas nos enrolamentos primário e secundário. Isto se deve aos diversos tipos de conexões dos enrolamentos (deita, estrela ou zig-zag), como explanado adiante. Nestes

Figura 1 - Sentidos instantâneos de E 1 e E2 Pelo exposto, a polaridade refere-se ao sentido relativo entre as tensões induzidas nos enrolamentos secundários e primários, ou da maneira como seus terminais são marcados. Quando ambos enrolamentos possuem a mesma polaridade, o transformador é de polaridade subtrativa e, em caso contrário, polaridade aditiva. A terminologia utilizada origina-se das situações mostradas na figura 2.

a)

b)

Figura 2 - Verificação da polaridade

________________________________________________________________________________ Capítulo 11: Polaridade e Defasamento Angular - 62


Na figura 2a, a leitura do voltímetro fornece:

V = E1 – E2 portanto, polaridade subtrativa Na figura 2b, tem-se:

V = E1 + E2 portanto, polaridade aditiva 3.0

-

MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A DETERMINAÇÃO DA POLARIDADE

Segundo a NBR 5380/1981. os métodos de ensaio usados para a determinação da polaridade de transformadores monofásicos são o do golpe indutivo, o da corrente alternada, o do transformador padrão e do transformador de referencia variável. Apenas o método do golpe indutivo será analisado, devido à sua maior aplicabilidade. O esquema de ligações para o método é indicado na figura 3. Observe-se que liga-se os terminais de tensão superior a uma fonte de corrente contínua. Instala-se um voltímetro de corrente continua 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. Fecha-se a chave, 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.

Figura 4 - Transformador trifásico ∆ -Y Note-se na citada figura que, no enrolamento em delta, as tensões são induzidas entre fases e, portanto, iguais a tensão na linha. No enrolamento estrela são induzidas entre fase e neutro. Adotando-se uma referência comum para ambas as tensões, verifica-se que há uma diferença de fase de 30o elétricos entre elas. Desta forma, para analisar o relacionamento entre tensões primárias e secundárias não basta a indicação de polaridade, também e preciso indicar “a diferença de fases ou deslocamento angular entre elas. Como os enrolamentos em delta não possuem neutro real e as tensões de linha são sempre disponíveis, é conveniente definir o defasamento angular como o angulo entre as tensões induzidas em XI - X2 e H1 - H2 no sentido anti-horário. Pelo exposto, observa-se que o deslocamento angular depende: a) do sentido de enrolamento das bobinas, b) da marcação dos terminais dos enrolamentos (H1, H2, etc.): c) das conexões dos enrolamentos.

Figura 3 - Determinação da polaridade pelo método do golpe indutivo. 4.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE CONEXÕES DOS ENROLAMENTOS E DEFASAMENTO ANGULAR

Seja, por exemplo, um transformador conectado em deita no primário e estrela no secundário representado na figura 4.

Justifica-se, pois o sentido das tensões depende do sentido dos enrolamentos. Utilizando-se uma marcação dos terminais do secundário diferente da adotada para o primário, pode-se alterar a seqüência de fases das tensões e, evidentemente, não obter-se o deslocamento angular correto (note-se que os dois itens definem a polaridade do transformador). As conexões do enrolamento (deita, estrela ou zig-zag) são fundamentais, como o próprio texto esclarece. Observe-se que um transformador não pode alterar a seqüência de fases do primário e secundário. Evidentemente, pode-se alterá-la invertendo-se a marcação dos terminais em dois condutores de saída, mas, não será o transformador (conexões internas) responsável por esse fato.




A tabela 1 fornece os deslocamentos angulares de transformadores normalizados, sendo que outros são possíveis de obtenção através da variação do número de espiras da ligação zig-zag. Conexões dos Enrolamentos Dd, Yy, Yz Dy, Yd, Yz Dd, Dz Dd, Dz Dy, Yd, Yz

Defasamento Angular Subtrativo Aditivo 0° ou 0 180° ou 6 30° ou 1 210° ou 7 60° ou 2 240° ou 8 300° ou 10 120° ou 4 330° ou 11 150° ou 5

Tabela 1 – Conexões e defasamentos angulares É bastante comum indicar transformador acrescido do DA., ou seja:

as

ligações

Dy 210° ° , ou, Yd 150 ° ° , ou Dz 60° °

5.0

-

MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A DETERMINAÇÃO DO DEFASAMENTO ANGULAR

Existem vários métodos práticos para o levantamento do defasamento angular, facilmente executáveis em campo. Uma alternativa bastante simples e eficiente é o emprego do golpe indutivo, no qual utiliza-se uma pilha e um voltímetro de zero central, a exemplo da determinação da polaridade. Inicialmente, deve-se verificar o positivo do instrumento, ou seja liga-se a pilha aos seus terminais e observa-se o sentido da deflexão do ponteiro. Assim. estabelece-se qual terminal é o positivo. Em seguida, liga-se a pilha às buchas de TS e o voltímetro em três posições das buchas de TI, conforme ilustra a figura 6.

Onde: ou Y - ligação delta, estrela no primário d, y ou z ligação delta, estreia ou zig-zag no secundário.

D

Como se sabe, as horas relacionam-se com os ângulos formados pelos ponteiros de um relógio, ou seja: 1 hora = 30°

Sendo assim, os exemplos anteriores são, usualmente, denotados por. Dy7, Yd5, Dz2

Observe-se que, conhecido o D.A. do transformador, sabe-se qual é a sua polaridade, como mostra a figura 5.

Figura 6 - Conexões para o golpe indutivo Fecha-se a chave, fazendo, desta forma, H1, positivo, e H2, negativo, e verifica-se as respostas de tensão observadas nas buchas de TI. Os resultados obtidos devem ser comparados com aqueles constantes da tabela 2, a seguir. Polaridade obtida entre as buchas X 1 X 2 X 1 X 3 X 2 X 3 X 1 X 2 X 1 X 3 X 2 X 3 + + + + 0 0 + + + + 0 0 + + + + + + + 0 0 + + + + 0 0 + + + + 0 0 + + + + + + + 0 0

Figura 5 - Polaridade e Defasamento Angular Relacionamento.

Defasamento 0º 30º 60º 90º 120º 150º 180º 210º 240º 270º 300º 330º

Tabela 2 - Determinação do defasamento pelo método do golpe indutivo




Muitas vezes, entretanto não se dispõe de uma bateria e/ou, principalmente, de um voltímetro de zero central. Assim, é interessante poder contar com uma metodologia que utilize apenas uma fonte de tensão trifásica e um voltímetro convencional. Uma alternativa [1] é conectar as buchas H 1 e X 1 e ligar as de TS a uma fonte trifásica de tensão reduzida, como ilustrado na figura 7. Em seguida, mede-se as tensões entre os seguintes pares de buchas U h1h3, Uh2x3 e Uh3x2. Estes valores, então, devem ser comparados, como estabelecido na tabela 3. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Abreu, J.P.G – “Sistemática para Obtenção e Alteração de Defasamentos Angulares - Estudo Didático Aplicado”, Itajubá/MG, EFEI, Dissertação de Mestrado, 1980. Defasamentos Angulares → → Tensões a Comparar ↓ ↓ UH1H2 e UH3X3 UH2X3 e UH3X2 UH2X2 e UH2X3 UH3X3 e UH3X2 Polaridade

Figura 7 - Conexão do transformador para determinação do DA.

0º

180º

30º

210º

60º

> = < < S

< = > > A

> > < = S

< < > = A

> > < > S

240º 120º 300º 150º 330º < < > < A

< > < > A

> < > < S

< > = > A

> < = < S

Tabela 3 - Relações entre Tensões para Determinação do D.A, conforme [1].




CAPÍTULO 12: MEDIÇÃO DA RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO “Quem nos entende, pode nos transformar”. Henry Drummond

RESUMO

O objetivo deste texto é apresentar uma metodologia 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. Adicionalmente é mostrada a influência grandeza na leitura do equipamento e efetuase urna análise de erros em relação aos valores obtidos pelo método da medição direta da relação de transformação com níveis de tensões reduzidos (método do voltímetro)

Em função do exposto e visando a diminuir a taxa de incerteza na utilização dos dados de ensaio, efetua-se uma análise crítica dos erros inerentes aos métodos e fornece-se procedimentos adequados para minimizá-los. 2.0

–

RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS

–

Seja o transformador monofásico representado pela figura 1.

1.0 - INTRODUÇÃO

A medição 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 à reformas ou, ainda, no comissionamento das unidades. A sua importância se prende ao fato de que um acompanhamento efetivo poderá indicar a presença de problemas, bem como, a adaptabilidade do transformador ao sistema que se insere (por exemplo, na operação em paralelo). Os métodos mais freqüentemente empregados para a sua obtenção são o do voltímetro e o da medição da relação de espiras através de um equipamento construído especificamente para este fim. É claro que qualquer um deles deve oferecer valores suficientemente precisos para que sejam válidos para os propósitos citados; inclusive, a tolerância normalizada nos ensaios de rotina é o menor valor entre 10% da tensão de curtocircuito em percentagem ou ± 0,5% do valor da tensão nominal dos diversos enrolamentos se aplicada tensão nominal no primário. Em ambas as metodologias verifica-se que existem erros e incertezas em seus empregos e resultados, Neste aspecto, o método do voltímetro é restritivo em muitos casos, principalmente quando são aplicadas tensões reduzidas em relação à nominal; por sua vez, a aplicação do medidor de relação de espiras a transformadores trifásicos apresenta várias nuances que podem levar a enganos brutais.

Figura 1 - Transformador monofásico em carga A relação de transformação das tensões de um transformador monofásico é definida de duas formas: a) Relação de Transformação Teórica ou Relação de Espiras Definida por: ¶ K N

=

E 1

=

E 2

4.44 N 1 fBS 4.44 N 2 fBS

(1)

Portanto: K N

=

E 1

=

E 2

N 1

(2)

N 2

Por outro lado, prova-se que: K N

=

E 1 E 2

=

N 1 N 2

≅

I 2 I 1

(3)

________________________________________________________________________________ Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 66



No funcionamento em vazio, tem-se que:

Observe-se que: a) se K>1, o transformador é abaixador ; e, b) se K<1, o transformador é elevador .

(4)

I 1 = I 0 onde: I 0 - corrente em vazio.

Devido a este fato, como citado anteriormente, a queda de tensão primária é mínima; assim: (5)

U 1 = E 1 Além disto, nesta condição:

(6)

U 2 = E 2 Assim: K N

=

E 1

=

E 2

U 1

3.0

–

RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO TRANSFORMADORES TRIFÂSICOS

Nos transformadores trifásicos a relação de transformação real também é definida como em (9). Entretanto, devido à conexão dos enrolamentos (E l e E2 são tensões induzidas entre os terminais dos enrolamentos), ela não será, em todos os casos, igual à relação de espiras. A figura 2 mostra duas conexões de transformadores trifásicos.

(7)

U 2

A expressão (7) é importante, pois E 1 e E 2 , são inacessíveis a uma medição; assim, utilizando-se um voltímetro no primário obtêm-se U 1, e, no secundário, estando o transformador em vazio, U 2. Desta forma, achase a relação do número de espiras com pequeno erro. b) Relação de Transformação Real Ao aplicar a carga Z C ao secundário, a corrente 12 circula pelo secundário e I 1 assume valores superiores a I 0. Assim, haverá queda de tensão no primário e no

Figura 2 - Conexões dos transformadores trifásicos

secundário e, portanto: U 2

Sendo assim, as relações de transformação K e (8)

≠ E 2

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: K =

U 1

≅

U 2

I 2

(9)

I 1

Eventualmente, se a queda de tensão secundária for pequena (o que acontece para transformadores bem projetados) pode-se supor que: (10)

K N = K

K =

U 2

a) Na figura 2a: K =

U 1

e

U 2

K N

=

E 1 E 2

=

N 1 N 2

(12)

e, estando o transformador em vazio, tem-se: U 1

≅ E 1

e

U 2

= E 2

(13)

então: K N

≅ K

(14)

b) Na figura 2b:

ou seja: U 1

K N para cada caso seriam:

=

E 1 E 2

=

N 1 N 2

≅

I 2 I 1

(11)

K =

U 1 U 2

(15)




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 de espiras; a tabela 1 mostra os valores de K em função de K N para cada ligação. Ligação

Dd

K

K N

Dy

Dz

Yy

Yd

K N

2 K N 3

K N

3 K N 2 K N 3

3

Yz

Tabela 1 - Valores de K em função de K N , para as diversas conexões

ser feita de forma simultânea com dois voltímetros (e TP’s, se necessário). Ainda recomenda-se que se faça um novo 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-se que em geral, por facilidade e segurança, a alimentação do transformador é feita pelo lado de TS ( Tensão Superior ) com níveis reduzidos de tensão em relação nominal do tap considerado; isto acarreta dois problemas fundamentais, a saber: a) A fonte, na maioria dos casos, apresenta tensões desequilibradas, mascarando os resultados das medições; b) Se aplicados, por exemplo, três níveis distintos de tensões, mesmo balanceadas, podem resultar três valores diferentes de relação de transformação.

4.0 - DETERMINAÇÃO DA RELAÇÃO DE TENSOES

O ensaio de relação de tensões realiza-se aplicando a um dos enrolamentos uma tensão igual ou menor que a sua tensão nominal, bem como, freqüência 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, ou seja, como for mais conveniente. Se os enrolamentos da tensão superior estiverem ligados em estrela com o neutro inacessível, usa-se corrente trifásica, operando-se do mesmo modo que com os transformadores monofásicos. Os métodos usados para o ensaio de relação de tensões são: a) b) c) d)

Método do voltímetro; Método do transformador padrão; Método do resistor potenciométrico; Método do transformador de referência de relação variável.

A NBR 5356/81 estabelece que este ensaio deve ser realizado em todas as derivações, o que se constitui em uma boa prática, principalmente, na recepção do transformador. Observe-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 em porcentagem ou ± 0,5% do valor da tensão nominal dos diversos enrolamentos, se aplicada tensão nominal no primário. Analisa-se a seguir, os métodos do voltímetro e do transformador de referência de relação variável, por serem os mais utilizados. 5.0 - MÉTODO DO VOLTÏMETRO

O principio deste método é alimentar o transformador com uma certa tensão e medi-la juntamente com a induzida no secundário. A leitura deve

Em ambas as situações, os erros e incertezas descaracterizam os objetivos de se medir a relação de transformação. Em primeiro caso é possível determinar-se uma relação de transformação média, a qual representa mais adequadamente a do transformador. Sugere-se que o seu cálculo sela feito empregando-se: U H K =

+ U H 0

m U X + U X 0

(16)

n Onde: a) U H

= U H 1 H 2 + U H 1 H 3 + U H 2 H 3

(17)

b) U X

= U X 1 X 2 + U X 1 X 3 + U X 2 X 3

(18)

c) Se a ligação do lado considerado for delta ou estrela com neutro inacessível: U H 0

=

0

(19)

e/ou U X 0

=

0

m=3

(20) (21)

e/ou n=3

(22)




d) Se a ligação for estrela com neutro acessível, tem-se: U H 0

(23)

e/ou U X 0

=

(U X 1 X 2

Buchas Tap (V) 13800 13200 12600 12000

+ U X 1 X 3 + U X 2 X 3

(25) e/ou

(U H 1 H 2 + U H 1 H 3 + U H 2 H 3 ) 3

=

m=6

) 3

(24)

n=6

(26) A Tabela 2 exemplifica o exposto para um transformador trifásico de 30 kVA, 13800-13200-126001200/220 V, Dy 1, ensaiado conforme prescrito no método em análise.

H1H2

H1H3

H2H3

X1X2

X1X3

X2X3

X1X0

X2X0

X3X0

K

523 530 583 520

527 533 535 524

524 531 534 521

8.33 8.79 9.26 9.54

8.35 8.81 9.28 9.55

8.28 8.76 9.22 9.48

4.84 5.12 5.38 5.55

4.79 5.90 5.35 5.50

4.81 5.10 5.36 5.52

62.9567 58.732 57.596 54.653

Tabela 2 Valores medidos entre buchas e a relação de transformação média -

Evidentemente, o acompanhamento da relação de transformação entre buchas de mesmo índice fica prejudicado, limitando a aplicabilidade do procedimento. Por outro lado, o emprego de tensões reduzidas acarretam na diminuição da corrente em vazio. Isto resulta em quedas de tensões distintas para cada tensão aplicada, ou seja, mede-se a tensão primária e secundária, porém esta última será proporcional á tensão primária subtraída da queda de tensão causada. Pelo, exposto, sugere-se, para minimizar as incertezas, que sejam aplicadas várias tensões reduzidas, efetuadas as medições correspondentes, calculadas as relações, a sua medida (K) e respectivo desvio padrão, (σK ). Neste caso, verifica-se a consistência dada por: σ K

K

≤

0 .1

(27)

Se houver consistência, o valor médio será considerado como a relação de transformação para o tap considerado. Em caso contrário, deve-se executar novo elenco de medidas e repetido o processo. Para o transformador do exemplo anterior, aplicando-se o método como exposto e as expressões anteriores, obteve-se os valores constantes na tabela 3 para o tap de 12000V. UH/3

570

494

500

520

547

(UX+UX0)/6 K

8.64 54.42

9.07 54.47

9.16 54.60

9.51 54.65

10.00 54.70

Tabela 3 - Relações de transformação obtidas com tensões reduzidas. A média das relações é:

K = 54,568

(28)

e o desvio padrão: σK

= 0.1190

(29)

e: σ K

K

=

0.0022

(30)

O resultado de (30) indica a consistência dos dados e, assim, a média será considerada a relação de transformação do tap. Como a relação de placa é de 54,5455, o erro é de apenas 0.04%.

6.0 - DIAGRAMAS FASORIAIS E O TTR

A sigla TTR (iniciais de Transformer Turn Ratio ), embora marca de um determinado fabricante tornou-se sinônimo dos equipamentos, os quais incorporam um transformador monofásico com número de espiras variáveis, sendo aplicado correntemente. A filosofia para o seu uso é, de forma básica, a mesma de se obter a relação de transformação através do método do transformador padrão. Porém, como seu número de espiras é variável, pode ser utilizado até uma relação de espiras igual a 130, a qual pode ser aumentada com equipamentos auxiliares. Assim, a indicação do valor correto é verificado em sua escala quando um indicador (micro-amperímetro) registra deflexão nula. A sua conexão às buchas do transformador a ser testado é executada através de quatro conectores, sendo:


MANUTENÇÃ O E OPERAÇÃ O DE TRANSFORMADORES Parte III: Ensaios em Transfor madores

a) Dois conectores, normalmente, do tipo “sargento”, para serem ligados nos enrolamentos de tensão inferior do transformador sob teste. Um destes possui a marcação de polaridade e será designado neste texto por “SP” e, o outro, “SN”. São os terminais de excitação; h) Dois conectores, normalmente, do tipo “jacaré” para serem ligados aos enrolamentos de tensão superior do transformador sob teste. Um deles possui a marcação de polaridade e será designado neste texto por “JP” e, o outro, “ JN ”. A figura 3 fornece uma vista do equipamento.

Verifica-se, entretanto, que uma mesma conexão admite formas distintas de ligação (caso das conexões delta e zig-zag), o que pode resultar em diferentes defasamentos entre as tensões primárias e secundárias. Tal situação pode levar a valores falsos quando se emprega o TTR, considerando-se apenas as marcações das buchas, o que é bastante comum. Mesmo seguindo as instruções dos fabricantes existem casos onde é possível obterem-se leituras, porém com a presença de erros inadmissíveis. Este fato é facilmente comprovável com o usuário freqüente do equipamento. Para exemplificar, a figura 4 apresenta uma ligação incorreta do TTR às buchas de três transformadores trifásicos.

Figura 4 - Conexões incorretas dos terminais do TTR às buchas do transformador sob teste. De forma a se ter uma base para a avaliação de erros, executou-se medidas em transformador trifásico com relação de placa igual a 10, utilizando-se as ligações da figura 4 e as corretas, e os resultados foram: a) Caso 1 – Dy1 , com neutro acessível

Con ex ões Cor r etas

Figura 3 – TTR (Instronic) Para que seja feita a medição correta, deve-se conhecer previamente quais são as bobinas “indutoras” que serão ligadas aos terminais de excitação do TTR (SP e SN ), e as respectivas bobinas “induzidas” cujos terminais serão ligados a (JP e JN ). A polaridade destas bobinas passam a ter importância pois se estiverem invertidas, o TTR não fornecerá leitura. Apesar da finalidade básica do TTR ser a de fornecer a relação do número de espiras (K N ) com precisão, pode ser empregado para a obtenção da relação de tensões dos transformadores trifásicos. Note-se que, as relações nem sempre são iguais devido aos vários tipos de conexões dos enrolamentos destes últimos. Assim, é necessário que sejam efetuadas correções específicas às indicações do equipamento para que os resultados sejam adequados. A tabela 1 mostra os fatores de correção a empregar.

Con ex ões I n cor r etas

9.992 9.994

7.390 4.725

9.992

2.666

b) Caso 2 – Dy11, com neutro acessível



9.992

2.548

9.995 9.992

5.091 7.248

c) Caso 3 - Yd11, sem neutro acessível



9.993 9.990

12.643 14.791

9.986

14.778

A forma mais simples de executar medidas corretas com o TTR é construir os diagramas fasoriais de

________________________________________________________________________________ Capítulo 12: M edi ção da Relação de Transfor mação - 70

MANUTENÇÃ O E OPERAÇÃ O DE TRANSFORMADORES Parte III: Ensaios em Transfor madores

tensões do transformador. Com tal diagrama, verifica-se quais as buchas de tensão inferior e tensão superior são correspondentes, ligando-se à elas os conectores “SN SI” e “JN – JP”, respectivamente, respeitando-se a polaridade. 7.0

-

DIAGRAMA

FASORIAL

E

8.1 - Transformador com neutro acessível

Para facilitar a compreensão da tabela 5. refirase à figura 5.

DEFASAMENTO

ANGULAR

O conhecimento do diagrama fasorial é de pouca utilização em termos práticos, mas, como visto, torna-se de grande importância nas medições com o TTR. Normalmente, vem estampado na placa do transformador, porém existem casos onde é desconhecido tais como aqueles onde as placas se perderam ou foram pintadas e comissionamento ou reforma do transformador, entre outras. Para traçá-lo é necessário verificar como estão ligados os enrolamentos para uma determinada conexão, exigindo-se a abertura do transformador para verificação, o que é pouco prático. Por outro lado, o defasamento angular é definido como o ângulo de defasagem entre as tensões dos terminais de tensão inferior X ( 1 – X 2 ) e os de tensão superior (H 1 – H 2 ), contado no sentido anti-horário. Observe-se que o defasamento angular será sempre o mesmo para determinada forma de fechamento das conexões dos enrolamentos. Em conseqüência, o defasamento angular está associado ao diagrama fasorial em função das conexões. A tabela 4 fornece as conexões dos enrolamentos e respectivos defasamentos angulares, conforme a polaridade, aplicáveis a transformadores normalizados.

Con exões dos Enrolamentos

Defasamento Angul ar Subtr ativo Aditivo

Dd, Yy e Yz Dd, Yd e Yz

0º ou 0 30º ou 1

180º ou 6 210º ou 7

Dd e Dz

60º ou 2

240º ou 6

Dd e Dz Dy, Yd e Yy

300º ou 10 330º ou 11

120º ou 4 150º ou 5

Figura 5 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de um transformador Dy1 sob teste.

8.2 - Transformadores com conexão Dd

A figura 6 é a base para a compreensão da tabela 6.

Figura 6 – Conexões dos terminais do TTR às buchas de um transformador Dd0 sob teste. 8.3 - Transformadores sem Neutro Acessível

A figura 7 auxilia o entendimento das tabelas 7 e 8.

Tabela 4 – Conexões e Defasamento Angular 8.0 - DEFASAMENTO ANGULAR E O TTR

Como o defasamento angular e as conexões estão intrinsecamente associadas com o diagrama fasorial, basta conhecê-lo para utilizar o TTR de forma adequada. De forma a estabelecer os critérios de correlação, estabelecendo-se um amplo programa de testes com um transformador religável, resultando nos procedimentos mostrados nas tabelas dadas a seguir.

Figura 7 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de transformadores sem neutro acessível. Observe-se que na pesquisa sobre as conexões Dz, verificou-se que a aplicação do TTR resulta sempre na obtenção direta da relação de transformação, sendo que, para a obtenção da relação de espiras deve-se utilizar o fator multiplicativo de 3/2.

________________________________________________________________________________ Capítulo 12: M edi ção da Relação de Transfor mação - 71



Conexão ↓ ↓

Yy

O

DA → → Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X0

X0

X0

X0

X0

X0

SP

X1

X2

X3

X1

X2

X3

JN

H0

H0

H0

H1

H2

H3

JP

H1

H2

H3

H0

H0

H0

1

DA → → Dy

11

5

7

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

SP

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

JN

H3

H1

H2

H2

H3

H1

H1

H1

H2

H1

H2

H3

JP

H1

H2

H3

H1

H2

H3

H2

H3

H1

H3

H1

H2

1

DA → → Yd

6

11

5

7

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X2

X3

X1

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X2

X3

X1

SP

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

JN

H0

H0

H0

H0

H0

H0

H1

112

H3

H1

H2

H3

JP

H1

H2

H3

H1

H2

H3

H0

H0

H0

H0

H0

HO

Tabela 5 – Aplicações dos terminais do TT R às buchas de transformadores com neutro acessível.

0

DA → →

2

10

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X3

X1

X2

X2

X3

X1

X2

X3

X1

SP

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

JN

H3

H1

H2

H3

H1

H2

H2

H3

H1

JP

H1

H2

H3

H1

H2

H3

H1

H2

H3

4

DA → →

6

8

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X2

X3

X1

SP

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

JN

H1

H2

H3

H1

H2

H3

H1

H2

H3

JP

H2

H3

H1

H3

H1

H2

H3

H1

H2

Tabela 6 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de transformadores Dd.




Conexão ↓ ↓

Yy

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X3

X1

X2

X1

X2

X3

SP

X1

X2

X3

X2

X3

X1

JN

H2

H3

H1

H2

H3

H1

JP

H1

H2

H3

H1

H2

H3

X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2

1

11

5

7

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

X0

SP

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

JN

H3

H1

H2

H2

H3

H1

H1

H1

H2

H1

H2

H3

JP

H1

H2

H3

H1

H2

H3

H2

H3

H1

H3

H1

H2

Curto Entre DA → →

Yd

6

Terminais TTR


Dy

0

DA → →

H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2

1

11

5

7

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X2

X3

X1

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X2

X3

X1

SP

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

X1

X2

X3

JN

H0

H0

H0

H0

H0

H0

H1

H2

H3

H1

H2

H3

JP

H1

H2

H3

H1

H2

H3

H0

H0

H0

H0

H0

H0

Curto Entre

X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2

Tabela 7 – Aplicações dos terminais do T TR às buchas de transformadores sem neutro acessível.

Conexão ↓ ↓

Yy

11

5

7

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X2

X1

X3

X2

X1

X3

X2

X3

X1

X1

X3

X2

SP

X1

X3

X2

X3

X2

X1

X3

X1

X2

X3

X2

X1

JN

H2

H1

H3

H1

H3

H1

H1

H2

H3

H1

H3

H2

JP

H1

H2

H2

H3

H2

H2

H3

H1

H2

H3

H2

H1


Dy

1

DA → →

H2H3 H1H2 H1H3 H1H2 H1H3 H2H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H1H3 H2H3

0

2

10

Terminais TTR

1º

2º

3º

1º

2º

3º

1º

2º

3º

SN

X3

X2

X3

X3

X2

X3

X3

X3

X2

SP

X2

X1

X1

X1

X1

X2

X2

X1

X1

JN

H3

H3

H2

H3

H2

H3

H3

H3

H2

JP

H2

H1

H1

H1

H1

H2

H2

H1

H1

Curto Entre

H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3

Tabela 8 – Aplicações dos terminais do TT R às buchas de transformadores com ligação zig-zag.



9.0 - MÉT0D0 DO VOLTÍMETRO E O TTR

Como verificado anteriormente o método do voltímetro pode acarretar em incerteza nos resultados, enquanto o do TTR, se corretamente aplicado, é considerado como bastante preciso. Considerando-se estas premissas, efetuou-se um estudo comparativo de erros entre as metodologias. Foram consideradas as várias conexões de um transformador religável e diversos níveis de tensão no método do voltímetro. O erro ( ε%) foi calculado através de: ε

%=

K V

−

K TTR

K TTR

100

(31)

Naturalmente, a tabela 9 é válida apenas para o transformador testado e deve ser encarada como apenas de caráter orientativo. A sua análise, entretanto permite tecer algumas considerações de ordem geral. Note-se que: a) A redução da tensão no método do voltímetro resulta em um aumento dos erros, apesar do tratamento estatístico dado; b) Mesmo à tensão plena existem desvios, embora inferiores a tolerância admissível; e, c) com valores inferiores a 50% da tensão nominal, os erros tornam-se significativos para qualquer conexão.

Onde:

10.0 - CONCLUSÕES

K V - relação de transformação obtida pelo método do voltímetro, utilizando-se dos procedimentos descritos; K TTR - relação de transformação obtida através do uso do TTR.

Os resultados obtidos permitem concluir que o método do voltímetro pode ser restritivo conforme o objetivo de se determinar a relação de tensões. Note-se que, mesmo após tratamento estatístico, são encontrados desvios significativos para níveis reduzidos de tensão de ensaio, procedimento, este, amplamente utilizado. Por outro lado, verifica-se que a conexão incorreta dos terminais do TTR às buchas de transformadores trifásicos também acarretam erros consideráveis na medição da relação de tensões.

Os resultados são apresentados na Tabela 9.

Tensão Aplicada (%UN) 100

Dd

Dy

Dz

Yy

Yd

Yz

0,325 0,152

0,301 0,102

0,213

75

0,731

0,707 0 ,102

0,315 0 ,609

50

1,124 0,863

1,007 1,015

0,822 0,812

25

1,137 1,168

1,111 1,218

1,127 1,303

0,66

0,102

Tabela 9 - Erros na relação de tensão (em %)

A metodologia apresentada, onde são correlacionados o defasamento angular, as conexões dos enrolamentos e os terminais do TTR, permite evitar tais inconvenientes e é de fácil implementação prática.



CAPÍTULO 13: PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO “Quantas coisas perdemos por medo de perder.” Paulo Coelho

RESUMO

Os ensaios de perdas em vazio e totais são consideradas como de rotina nas normas, bem como, a avaliação da impedância ou tensão de curto-circuito porcentual. Este texto analisa as metodologias de ensaio, visando fornecer subsídios para o ensaio de aquecimento. 1.0 - INTRODUÇÃO

O termo perdas refere-se à potência (ou energia elétrica) que deixa de ser utilizada pela carga. Há basicamente dois tipos de perdas em transformadores: perdas em carga (ou em curto-circuito) e perdas em vazio. O principal efeito destas perdas é causar o aquecimento do transformador. A tabela 1 mostra a classificação das perdas segundo sua origem. Tipo

Origem

Fluxo mútuo (ferro)

Natureza

Localização Chapas de núcleo Parafusos e Histerese elementos de montagem (núcleo) Chapas de núcleo Correntes de Rebarbas, Foucault parafusos, etc. (núcleo)

Corrente em Efeito Joule vazio (cobre) Fluxo de Correntes de dispersão Foucault (ferro) Fluxo eletrostático Histerese e corrente de elétrica e condução fuga (isolamento) Corrente de Efeito Joule carga (cobre) CURTOCIRCUITO Fluxo de (carga) dispersão Efeito Joule (cobre) VAZIO

Nos enrolamentos Estruturas de fixação, tanque e ferragem em geral Dielétricos

As perdas em vazio correspondem a potência ativa absorvida por um transformador, quando alimentado em tensão e freqüência nominal, achando-se o(s) outro(s) enrolamento(s) sem carga. Por outro lado, as perdas no ferro são as maiores parcelas das em vazio. As outras são consideradas adicionais e, em geral, possuem valores insignificantes. Desta forma, perdas em vazio e perdas no ferro são, geralmente, utilizadas como sinônimos. As perdas no ferro são as causadas pelos efeitos da histerese magnética e pelas correntes de Foucault e são função do valor, freqüência e forma de onda da tensão de alimentação. As perdas adicionais em vazio são aquelas mostradas na tabela 1, ou seja: a) perdas devido ao fluxo de dispersão; b) perdas devido à corrente de fuga pelo dielétrico.

Além disso, há as perdas no núcleo devido às modificações de estrutura das chapas de aço durante seu tratamento mecânico. Estas perdas são de difícil determinação analítica, porém, é comum adotar que as perdas adicionais situam-se entre 15 a 20% das perdas por histerese e Foucault no núcleo. Além disto, ainda existem as perdas por histerese e Foucault nos parafusos, rebarbas e elementos de montagem. As perdas em carga ou em curto-circuito (P cc ) correspondem a potência ativa absorvida quando um dos enrolamentos for percorrido por corrente nominal estando o outro curto-circuitado. Se o transformador possuir mais que dois enrolamentos, a definição é válida para cada par, estando os outros abertos. As perdas em curto-circuito são as: a) por efeito Joule nos enrolamentos (P J );

Enrolamentos Condutores

Tabela 1 – Perdas existentes no transformador, sua origem e localização

e,

aquelas

b) devido às enrolamentos.

correntes

parasitas

nos

A presença de perdas por efeito Joule é inevitável, naturalmente. Entretanto, é possível minimizar os efeitos de corrente parasitas nos enrolamentos e, em

________________________________________________________________________________ Capítulo 13: Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-circuito - 75



conseqüência, reduzir as perdas correspondentes. Para tanto, adota-se o procedimento de subdividir os condutores, isolando-os uns dos outros, colocando-os em paralelo e executando transposições em diversos pontos durante a confecção da bobina. Desta forma, as perdas totais são a soma das perdas em vazio e das perdas em carga. Observa-se que, para transformadores com vários circuitos, as perdas totais são referidas a uma combinação específica das cargas nos enrolamentos. 2.0 - CORRENTE DE EXCITAÇÃO

A corrente de excitação, vazio ou magnetização é a corrente de linha que surge quando em um dos enrolamentos do transformador for ligado a sua tensão e freqüência nominal, enquanto os terminais do outro enrolamento estão abertos e apresentam tensão nominal. Seu valor encontra-se na faixa: (1)

A sua função é suprir as perdas do transformador quando opera sem carga e produzir o fluxo magnético. Considerando-se estes aspectos, esta corrente pode ser subdividida em duas parcelas distintas, ou seja: a) I P - corrente ativa ou de perdas, responsável pelas perdas no núcleo e está em fase com a tensão aplicada no primário U 1 b) I m - corrente magnetizante ou reativa, responsável pela criação do fluxo magnético ( φm) e está atrasado de 90º em relação U 1.

P 0 = U 1 I 0 cos ψ 0 = U 1 I P

(5)

onde ϕ0 é a defasagem entre U 1 e I 0. Naturalmente, é de interesse prático que as perdas sejam as menores possíveis. Para que tal ocorra, a corrente a vazio deve ser, em quase sua totalidade, utilizada para magnetização do núcleo, em conseqüência: (6)

Assim, o valor do ângulo ϕ 0 deve ser o maior possível e o cosϕ 0 , (fator de potência em vazio) possuirá baixos valores. É comum considerar-se que a corrente em vazio é igual a de magnetização, pois devido a expressão (6), o erro cometido não é significativo. A corrente de excitação de um enrolamento é freqüentemente expressa em porcentagem da corrente nominal deste enrolamento, como feito na expressão (1). Em transformadores de vários enrolamentos, esta porcentagem é referida ao enrolamento de potência nominal mais elevada. Por outro lado, em transformadores polifásicos, as correntes de excitação nos vários terminais de linha podem ser desiguais, neste caso. é comum admitir que a corrente de excitação é a média aritmética destas correntes. No transformador trifásico, por exemplo, tem-se: I 0 =

I 0 A + I 0 A + I 0 A

3 onde, I 0A, I 0B e I 0C - são as correntes em vazio de cada fase.

A figura 1 esclarece o citado.

(4)

As perdas em vazio são:

I m >> I P

(I 0 )

I 0 = 1 a 6 % I N

I m = I 0 sen ψ 0

(7)

3.0 - TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO

A NBR-5356/1981 define como tensão de curtocircuito como: a “tensão que aplicada entre os terminais

Figura 1 - Diagrama fasorial do transformador em vazio Do diagrama, tem-se: 2 P

2 m

I 0 = I + I

(2)

e I P = I 0 cos ψ 0

(3)

de linha de um transformador polifásico ou entre os terminais de um transformador monofásico, sob freqüência nominal, com o outro enrolamento curtocircuitado e os demais, se houverem, em circuito aberto e que faça circular no primeiro enrolamento uma corrente correspondente a menor das potências nominais da combinação em relação à respectiva derivação”. A tensão de curto-circuito (U CC ), em geral, é

expressa em porcentagem da nominal do enrolamento correspondente, ou seja: U CC % =

U CC U N

100

(8)




Por outro lado, a relação entre as perdas em carga ( P CC ) e potência nominal ( S N ) fornece a resistência percentual do transformador, qual é a parcela resistiva da impedância de curto-circuito, ou seja:

Adicionalmente, é possível determinar o fator de potência em Vazio e os chamados parâmetros do ramo magnetizante.

4.2 - Considerações Gerais

R% =

P CC S N

(9)

100

Com o conceito de impedância admite a existência de resistência e reatância, tem-se que a reatância percentual ( X%) do transformador é: X % = Z % 2 − R% 2

(10)

X% >> R%

(11)

então:

F f =

U ef U med

(15)

onde: U ef - valor eficaz da tensão, U med - valor médio da tensão.

(12)

X% = Z%

Deve-se observar que R% varia com a temperatura e X% não varia. Assim, quando se deseja converter a impedância de curto-circuito de uma temperatura θ para outra temperatura de referência θ R tem-se: Z θ R % = Z θ2 % + Rθ2 %( K θ − 1 )

(13)

Z θ R %

- impedância porcentual na temperatura de referência (θR ) Z θ% impedância porcentual na temperatura θ Rθ % - resistência porcentual na temperatura θ K + θ R

Desta forma, torna-se necessária a utilização de dois voltímetros, sendo um para valores eficazes e. outro. para valores médios. O ensaio pode ser feito em qualquer dos enrolamentos (TS, TI ou outros, se existirem), porém o mas conveniente é o de menor tensão. por facilidade na medição. A freqüência deve ser a nominal do transformador. 4.3 - Execução do ensaio

onde:

K θ =

Conforme a NBR-5380/1982, as perdas em devem ser referidas a uma tensão senoidal pura (ou seja, isenta de harmônicos) com fator de forma 1,11. Observe-se que o fator de forma é definido por: vazio e a corrente de excitação

a) conectar os aparelhos e transformador como nas figuras 2 e 3, utilizando-se de TP’s e/ou TC’s, se necessário;

(14)

K + θ

sendo, K = 234,5 K = 225

para enrolamento de cobre , e para os de alumínio.

Figura 2 - Conexões para transformadores monofásicos

4.0 ENSAIO EM VAZIO 4.1 Objetivo

O ensaio em vazio de transformadores tem como finalidade a determinação de: a) perdas em Vazio (P 0 ); b) corrente de excitação (I 0 ).

Figura 3 - Conexões para transformadores trifásicos



b) alimentar o transformador com o valor da tensão nominal, porém lido no voltímetro de valor médio. A freqüência deve ser a nominal; c) anotar os valores das potências, correntes e valores de tensão eficaz e média, se o transformador for monofásico; d) se o transformador for trifásico, tomar três pares de leituras separadas, permutando ciclicamente as ligações das fases, por exemplo, para os terminais da fonte (A,B,C) e do transformador (R,S,T) indicados na figura 3, pode-se ter: - 1ª posição: A com R, B com S, C com T - 2ª posição: A com R. B com T. C com S - 3ª posição: A com S, B com R, C com T Neste caso, a potência em cada posição será a soma das leituras dos wattímetros W 1 e W 2 e as perdas em vazio, a média aritmética das três somas: e) para os transformadores trifásicos, a medição da corrente de excitação deve ser feita como segue: - tensão de alimentação no valor nominal ajustado pelo voltímetro de valor médio (V1). A corrente será a média da leitura dos amperímetros nas três fases. ou seja: I 01 =

I 0 R + I 0 S + I 0T 3

a) perdas em carga; b) tensão de curto-circuito porcentuais.

e

parâmetros

5.2 Considerações Gerais

Conforme estabelece a NBR-5380/1982 que este ensaio deve ser feito à freqüência nominal e que os condutores utilizados para curto-circuitar o transformador devem ter seção igual ou superior a dos seus respectivos terminais, e devem ser tão curtos quanto possível e afastados de massas magnéticas. As medições devem ser efetuadas rapidamente a intervalos suficientes para que a elevação de temperatura não cause erros significativos. Os instrumentos podem ser ligados a qualquer dos enrolamentos, porém é mais conveniente que o sejam no de maior tensão, o curto deve ser efetuado no de menor tensão. Se houver mais de dois enrolamentos envolvidos, os mesmos devem ficar abertos. 5.3 Execução do Ensaio - Transformadores com Dois Circuitos

a) medir a temperatura dos enrolamentos ( θ1), conforme especificado no texto sobre “Resistência dos enrolamentos”; b) conectar os instrumentos ao transformador como nas figuras 4 e 5, utilizando-se de TP’s e/ou TC’s, se necessário;

(16)

- tensão de alimentação no valor nominal ajustado pelo voltímetro de valor eficaz (V 2) A corrente será a média da leitura dos amperímetros nas três fases, ou seja: I 02 =

I 0 R + I 0 S + I 0T 3

(17)

Figura 4 - Conexões para o transformador monofásico

- se a leitura dos dois voltímetros não diferirem entre si em mais de 10% a corrente de excitação será: I 0 =

I 01 + I 02 2

(18) Figura 5 - Conexões para o transformador trifásico

5.0 ENSAIO EM CURTO-CIRCUITO 5.1 Objetivo

O ensaio em curto-circuito permite a obtenção dos valores de:

c) aplica-se uma tensão reduzida para que circule a corrente nominal; d) tomam-se as leituras, simultaneamente, de corrente, tensão e potência. Nos transformadores trifásicos, a potência



absorvida será a soma algébrica das indicações W1 e W2, ou seja: P m = W 1 + W 2

(19)

A tensão lida será a tensão de curto-circuito ( U CC ) e a potência ( P m), as perdas em carga ( P CC ) acrescidas da carga dos aparelhos de medição; e) desliga-se o transformador e, com a mesma tensão, executar nova leitura de potência, esta será a carga dos aparelhos ( P ap). A potência realmente absorvida pelo transformador é: P CC = P m - P ap

(20)

f) novamente determinar a temperatura dos enrolamentos (θ 2) A temperatura do ensaio é considerada como:

θ=

θ1 + θ2 2

(21)

g) as perdas devem ser corrigidas para a temperatura de referência ( θ R), entretanto, as componentes das perdas em carga, ou seja, as ôhmicas (P J ) e as adicionais ( P AD) variam diferentemente com a temperatura. As perdas ôhmicas aumentam com a temperatura e as adicionais diminuem, conforme citado na NBR-5380/1982. Desta forma, é importante separá-las e efetuar as correções independentemente. As perdas ôhmicas são calculadas por (22), ou seja: P J = (R1 I 12 + R2 I 22 ).m

(22)

onde: e R2 são as resistências medidas dos enrolamentos; I 1 e I 2 são as correntes com as quais foi feito o ensaio; m = 1, para transformadores monofásicos; m = 3, para transformadores trifásicos. R1

Ainda, para os transformadores trifásicos, deve-se atentar para a ligação dos enrolamentos, pois na ligação delta, a corrente medida (linha) será maior que a de fase. Desta forma, as perdas adicionais são: P AD = P CC - P J

(23)

Efetuando-se as correções, tem-se: P J θ R = P k K θ

(24)

P ADθ R =

P AD K θ

(25)

sendo K θ dado pela expressão (14). Assim, as perdas em carga na temperatura de referência, são: P CC = P J θ R + P ADθ R

(26)

Naturalmente, para o cálculo dos parâmetros porcentuais, deve-se utilizar o valor dado em (26). h) nos casos em que não for possível realizar-se o ensaio com corrente nominal, o valor da impedância de curto-circuito e das perdas em carga devem ser corrigidos como segue: I Z % = Z e % e I N

(27)

I P CC % = P CCe % e I N

(28)

onde: Z CCe%

- impedância obtida nas condições de

ensaio

- perdas obtidas nas condições de ensaio I e - corrente de ensaio Z% - impedância corrigida para as condições nominais P CC - perdas corrigidas para as condições nominais I N - corrente nominal, Naturalmente, após executadas estas correções devem ser efetuadas as de temperatura. P CCe

6.0 CUIDADOS PRÁTICOS E OBSERVAÇÕES

a) Sempre que possível devem ser utilizados wattímetros com baixo fator de potência (5% ou 10%); b) Em um outro transformador com terciário, as perdas P 1CC , P 2CC e P3CC, não possuem significado individualmente, podendo mesmo assumirem valores negativos. Mesmo neste caso, sua soma corresponde, aproximadamente, à perda ou carga do transformador; c) Em transformadores com mais de três circuitos, estes devem ser tomados aos pares, seguindo-se o principio do método especificado para os transformadores de três circuitos;




d) A norma NBR 5440/1984 fornece os valores limites das perdas, corrente de excitação e tensões de curto-circuito para transformadores trifásicos de tensões máximas do equipamento de 15 kV e de 25,8 a 38 kV. Tensão de Corrente Perdas Perdas curto Potência de em vazio totais circuito (kVA) excitação máxima máxima (impedância) (%) (W) (W) a 75º C (%) 15 30 45 75 112.5 150 225 300

5.0 4.3 3.9 3.4 3.1 2.9 2.6 2.4

120 200 260 390 520 640 900 1200

460 770 1040 1530 2070 2550 3600 4480

3.5

4.5

Tabela 2 – Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito em transformadores trifásicos de tensão máxima do equipamento de 15 kV. Tensão de Corrente Perdas Perdas curto Potência de em vazio totais circuito (kVA) excitação máxima máxima (impedância) (%) (W) (W) a 75º C (%) 15 30 45 75 112.5 150 225 300

6.0 5.0 4.5 4.0 3.6 3.3 3.0 2.8

130 215 290 425 575 715 970 1200

520 860 1160 1700 2300 2860 3880 4800

4.0

5.0

Tensão de Corrente Perdas Perdas curto Potência de em vazio totais circuito (kVA) excitação máxima máxima (impedância) (%) (W) (W) a 75º C (%) 5.2 4.2 3.5 3.2 2.8 2.5 2.3 2.1 2.0

45 55 70 100 140 190 220 270 330

120 165 270 370 540 730 860 1200 1550

3 5 10 15 25 37.5 50 75 100

6.0 5.0 4.2 3.8 3.3 3.0 2.8 2.2 1.6

50 60 85 105 150 205 255 290 350

Número de unidades de cada ordem de compra

Base de determinação

1 2 ou mais

1 unidade Cada unidade Média de todas as unidades

Tabela 4 – Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito em transformadores monofásicos de tensão máxima do equipamento de 15 kV.

3.0 (p/ 38 kV) 2.5 (p/ 25.8 kV)

Perdas % Vazio Totais 10 10

6 6

0

0

Tabela 6 – Tolerância nas perdas de transformadores e.3) Para a corrente de excitação: A tolerância é de 20% do valor declarado. f) Para fins de orientação, a tabela 7 fornece os valores típicos de impedância em função da potência dos transformadores de dois circuitos (os mostrados nas tabelas 3 e 6 são específicos). Potência Nominal P kVA

2.5

125 180 300 410 600 810 1010 1300 1600

Tabela 5 – Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito em transformadores monofásicos de tensão máxima do equipamento de 25.8 a 38 kV. e) As tolerâncias admitidas para valores obtidos nos ensaios em relação aos declarados pelos fabricantes são: e.1) Para impedância de curto-circuito: - transformadores de dois circuitos: ±7.5% - transformadores de três ou mais circuitos: ±10% - transformadores com enrolamentos em zigzag: ±10% - autotransformadores: ±10% e.2) Para as perdas:

2 ou mais

Tabela 3 – Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito em transformadores trifásicos de tensão máxima do equipamento de 25,8 a 38 kV.

3 5 10 15 25 37.5 50 75 100

Corrente Perdas Perdas Tensão de Potência de em vazio totais curto-circuito (kVA) excitação máxima máxima (impedância) (%) (W) (W) a 75º C (%)

Impedância de curto-circuito %

4.0 P ≤ 630 5.0 630 < P ≤ 1250 6.0 1250.< P ≤ 3150 7.0 3150 < P ≤ 6300 8.0 6300 < P ≤ 12500 10.0 12500 < P ≤ 25000 12.0 25000 < P ≤ 2000000 Nota: No caso de unidades monofásicas ligadas em banco trifásico, o valor da potência nominal aplica-se ao banco trifásico.

Tabela 7 - Valores típicos de impedância de curtocircuito de transformadores de dois enrolamentos



CAPÍTULO 14: AQUECIMENTO E ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA “Uma vela nada perde, com sua chama, se acende uma outra que está apagada.” Dinamor

RESUMO

1.0 - INTRODUÇÃO

O aquecimento é um dos fatores mais importantes na operação de equipamentos elétricos, pois define os seus limites de trabalho e a vida útil do isolamento. Este texto fornece o procedimento para avaliar as elevações de temperatura dos enrolamentos, propiciando, assim, subsídios para avaliar o carregamento dos transformadores.

Tipos de Transformadores

Sem conservador ou gás inerte acima do óleo Em óleo Com conservador ou gás inerte acima do óleo

Secos

Quando o transformador opera em carga surgem as perdas em vazio, nos enrolamentos, e adicionais gerando calor e, consequentemente, elevando a temperatura dos enrolamentos. núcleo e panes metálicas. Desta forma, as diversas normas internacionais estabeleceram limites de temperatura admissível para os transformadores, os quais são relacionados na Tabela 1, conforme especifica a ABNT através da norma NBR 5356/81.

Limites de Elevação de Temperatura (A) Dos enrolamentos Do óleo Das partes metálicas Método da variação da resistência Em contato Não em com a isolação contato com a Circulação do Do ponto sólida ou isolação sólida óleo natural o Circulação mais quente adjacente à ou adjacente à forçada sem forçada com mesma mesma fluxo de óleo fluxo “dirigido” rígido Não devem A temperatura (D) atingir 55 60 65 50 não deve temperaturas atingir, em superiores à nenhum caso, 55 (C) máxima valores que 55 60 65 especificada venham 65 (C)(D) para o ponto (D) (D) (D) danificar estas 35 70 80 mais quente partes, outras da isolação 65 65 partes ou adjacente ou 90 90 materiais em contato 115 115 adjacentes com esta 140 140 -

(A) - Os materiais isolantes, de acordo com experiência, prática e ensaios, devem ser adequados para o limite de elevação de temperatura em que o transformador é enquadrado. (B) - Medida próxima a superfície do óleo. (C) - Medida próxima a parte superior do tanque, quando tiver conservador, e próxima à superfície do óleo, no caso de gás inerte. (D) - Quando for utilizada isolação de papel, este deverá ser termoestabilizado. Tabela 1 Limites de Elevação de Temperatura -

________________________________________________________________________________ Capítulo 14: Aquecimento e Elevação de Temperatura - 81



De forma a manter a temperatura das partes dentro dos limites estabelecidos, evitando um sobreaquecimento, utilizam-se diversos tipos de fluidos refrigerantes, tais como óleo mineral, askareis e outros, bem como vários sistemas para a transmissão de calor. Um aquecimento excessivo resulta na diminuição do rendimento e da vida útil do isolamento. Desta forma, a temperatura está intimamente ligada com as perdas no transformador, ou seja, quanto maior as perdas, maior aquecimento (ou vice-versa) e menor rendimento; naturalmente, este fato se traduz na limitação da potência possível a ser extraída do aparelho, ou seja, afeta a capacidade de carga do transformador. Por outro lado, o envelhecimento ou deterioração (“aging”) do isolante é função do tempo e da temperatura. Sabe-se que nos transformadores, a distribuição de temperatura não é uniforme e as partes que operam sob a mais alta temperatura sofrerá maior deterioração; desta forma, é comum considerar-se a temperatura mais alta (ou seja, dos enrolamentos) em estudos sobre o envelhecimento de isolantes. Não é possível predizer com precisão absoluta a vida de um isolante, mesmo sob condições de controle excepcionais, por não estarem devidamente estabelecidos os efeitos acumulados de temperatura e de tempo em sua perda de vida. A experiência mostra que a vida do isolante reduz-se à metade a cada 8º C de sobretemperatura em operação contínua, mais recentemente, é aceito que a citada deterioração é uma função exponencial da temperatura absoluta. 2.0 - REFRIGERAÇÃO

Pelo exposto no tópico anterior, nota-se a extrema importância da refrigeração, de modo a minimizar os problemas de aquecimento. Desta forma, a NBR 5356/81 estabelece que os transformadores devem ser designados de acordo com o método de resfriamento empregado. Os símbolos literais correspondentes a cada método de resfriamento são os indicados na Tabela 2.

Natureza do Meio Ambiente Óleo Líquido isolante sintético não inflamável Gás Água Ar Natureza da Circulação Natural Forçada (no caso de óleo, fluxo não dirigido) Forçada (com fluxo de óleo dirigido)

Símbolo O L G W A Símbolo N F D

Tabela 2 Símbolos Literais Conforme NBR 5356/81 -

De acordo com a citada norma, os transformadores devem ser designados por um grupo de quatro símbolos para cada método de resfriamento, excetuando-se os transformadores secos, sem invólucro protetor, que devem ser designados por dois símbolos, somente, para cada meio de resfriamento em contato com os enrolamentos ou, no caso de enrolamentos revestidos com material isolante (por exemplo, resina epoxi) com a superfície de revestimento. A ordem na qual os símbolos devem ser utilizados é indicada na Tabela 3.

1ª Letra

2ª Letra

3ª Letra 4ª Letra Indica o meio de Indica o meio de resfriamento em contato resfriamento em contato com o sistema de com os enrolamentos resfriamento externo Natureza do Natureza do Natureza de Natureza da meio de meio de circulação circulação resfriamento resfriamento Tabela 3 - Ordem dos símbolos, conforme a NBR 5356/81 (ABNT) Por exemplo, um transformador imerso em óleo com resfriamento e circulação de óleo natural é designado por ONAN, um transformador seco, sem invólucro protetor ou com invólucro ventilado e resfriamento natural a ar, é designado AN. Para um transformador seco, com invólucro protetor não ventilado e resfriamento natural a ar interno e externamente é ANAN.

Os métodos para resfriamento mais comuns são os seguintes:

ONAN, ONAN/ONAF, ONAN/ONAF/ONAF, OFAF, OFWF, ODAF, ODWF, ONAN/OFAF/OFAF, OJVAN/ODAF/ODAF, AN e ANAN. Alguns destes processos são rapidamente analisados a seguir. 2.1

-

Transformador Imerso em Óleo com Resfriamento e Circulação de Óleo Natural (ONAN)

O fluido refrigerante mais empregado atualmente é o óleo mineral, que deve possuir alta rigidez dielétrica (também servirá como isolante), baixa viscosidade, baixo ponto de congelamento, alto ponto de inflamação (para não atear-se fogo facilmente) e não deve ter, sob hipótese alguma, ácidos corrosivos, alcalis e enxofre que danifiquem seriamente núcleo e isolamento, além de impedir a transmissão de calor de maneira



eficiente. Ainda é necessário que não haja umidade no óleo, pois partículas de água em suspensão diminuem sua rigidez dielétrica, fato que poderá tornar-se excessivamente perigoso para tensões elevadas. Neste processo de resfriamento, o óleo em contato com a parte ativa aquece-se e torna-se menos denso que o resultante. O óleo mais leve (mais quente) desloca-se para cima, forçando o óleo mais frio (menos denso) deslocar-se para baixo no tanque (carcaça); assim, estabelece-se uma circulação de óleo, tendo no centro do transformador correntes ascendentes e correntes descendentes nas proximidades das paredes. O óleo central retira o calor da parte ativa e as correntes descendentes o transmitem para o ambiente (convecção natural). Deve-se lembrar que, para que o calor seja retirado da parte ativa, é preciso que estas possuam temperaturas superiores às das paredes e assim transmitilo ao ambiente. Naturalmente, a refrigeração é eficiente quando o calor transmitido pelas paredes deixa a temperatura da parte ativa dentro dos limites especificados. A maioria dos transformadores de distribuição e grande parte dos de potência são resfriados desta forma. Em transformadores pequenos (até 25 kVA) um tanque liso possuí superfície suficiente para resfriá-los. Nos tamanhos médios entre 30 e 100 kVA, a parede pode ser corrugada ou com aletas, ou ainda, paredes lisas com tubos verticais, aumentado a superfície dissipadora. Em transformadores maiores utiliza-se radiadores dispostos por todo o tanque, com a superfície necessária para o resfriamento. 2.2 - Transformador Imerso em Óleo com Circulação Natural de Óleo e Opção para Resfriamento Através de Ventilação Forçada (ONAN/ONAF)

O processo é basicamente o mesmo do caso anterior, exceto por utilizar grande número de ventiladores montados sob os radiadores e acionados por motores controlados por termostatos. Ao serem utilizados consegue-se um aumento de potência com o mesmo aquecimento; ainda é possível terse três valores diferentes: a primeira ONAN. a segunda com uma bateria de ventiladores (ONAN/ONAF) e a terceira com outra bateria de ventiladores (ONAN/ONAF/ONAF). 2.3 - Transformadores em Óleo, Resfriamento a Água (ONWN)

Este é um processo muito eficiente, consistindose na colocação de serpentinas junto às paredes do transformador ou na parte superior do tanque, nas quais circula água: o óleo cede calor à água, refrigerante a parte ativa. Utilizado em grandes transformadores, vem sendo abandonado atualmente.

2.4 - Transformadores em Óleo, Resfriamento com Circulação Forçada

óleo é bombeado para radiadores externos ao tanque refrigerados ou não à água. Podem ser OFWF, ODWF e outros. A quantidade de óleo necessária aos transformadores refrigerados por este processo e, aproximadamente, a metade que o equivalente ONAN com mesma potência. O

2.5 - Outros Métodos

Os métodos restantes utilizando líquidos para refrigeração, são derivações dos três apresentados acima. 2.6 - Transformadores a Seco (AN ou ANAN)

O núcleo é diretamente exposto trocando calor com o ar. Transformadores com este tipo de resfriamento oferecem muitas vantagens sobre os imersos em óleo. Eles são interessantes para instalações interiores pela sua segurança e por não poderem explodir, não possuem gases tóxicos e as probabilidades de fogo são mínimas. Por outro lado, possuem o inconveniente de que seu tamanho é maior que os submersos em óleo da mesma capacidade (maior área de dissipação). 3.0 - ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA

O ensaio de elevação de temperatura visa determinar se o transformador, ao funcionar, não ficará sujeito à temperaturas situadas acima de limites que prejudiquem o seu funcionamento ou que possam danificá-lo. Os limites de elevação de temperatura são aqueles dados na tabela 1. Observando-se a citada tabela, verifica-se que os limites de elevação de temperatura são diferentes para o óleo e enrolamentos, já que estes se aquecem mais intensamente. Desta forma, para fins de determinar a elevação de temperatura dos enrolamentos sobre o ar ambiente, é necessário obter-se a temperatura do óleo isolante, a qual pode ser: a) o valor da temperatura média do óleo; b) o valor da temperatura do topo do óleo. A NBR 5380/1982 sugere que, quando da execução do ensaio for necessário utilizar corrente inferior á nominal, seja utilizado o método da temperatura média do óleo. A temperatura do topo do óleo pode ser considerado como o resultado da medida executada através de um termômetro ou par termelétrico imerso até no máximo 5 cm de profundidade em relação ao nível do óleo. Naturalmente, se o transformador possuir tanque de óleo, o termômetro deve ser inserido neste.




O valor da temperatura média do óleo é a diferença entre a temperatura no topo do óleo e metade da queda da temperatura nos trocadores de calor. 4.0 - TEMPERATURA AMBIENTE

A temperatura ambiente é dada pela média das leituras obtidas num termômetro, colocado em um recipiente cheio de óleo, que deve ser posto próximo do transformador, porém de maneira a não sofrer influência do calor irradiado do mesmo. O termômetro também não deve receber correntes de ar. Para efeito de ensaio, a temperatura ambiente será tomada como a média das leituras, em intervalos de tempo iguais, durante o último quarto do período de duração da experiência. No caso de o transformador ser com refrigeração forçada, a água ou a ar, a temperatura a ser medida será a de entrada e saída dos mesmos, acompanhada de medidas de vazão. Deve-se tomar o máximo cuidado na leitura dessas temperaturas para se evitarem erros. Se a temperatura ambiente estiver entre 10º C e 40º C, não serão necessárias as correções de ensaio. Fora desses limites, devem ser introduzidos fatores de correção. 5.0 - MÉTODOS DE CARGAS

Para obter-se o aquecimento causado pela operação normal do transformador, pode-se utilizar métodos de carga efetiva, oposição e de curto-circuito. Alternativamente, é possível utilizar-se do método do circuito aberto.

5.3 - Método do Circuito Aberto

Neste método aplica-se uma tensão de tal ordem a um dos enrolamentos, estando o outro aberto, que as perdas em vazio sejam iguais às em plena carga. Observe-se que o mesmo efeito pode ser obtido se forem aplicadas tensões normais com freqüências reduzidas, pois o fluxo será maior, aumentando as perdas em vazio. Este método pode implicar em aplicar grandes tensões, acima da nominal. 5.4 - Método do Curto-Circuito

Dos métodos indiretos previstos pelas normas para determinar o aquecimento do óleo e dos enrolamentos de transformadores de potência nas condições normais de plena carga, o do curto-circuito é de uso mais difundido, cujos resultados tem sido aceitos. quer pelos fabricantes, quer pelos usuários. O único inconveniente que o processo apresenta refere-se à concentração das perdas totais em uma única parte (nos enrolamentos). Este fato leva a uma distribuição interna da temperatura, diferente da que ocorreria em condições normais de funcionamento. Entretanto, com já disse, os resultados são aceitos devido à precisão que oferecem. A técnica empregada consiste em se colocar um dos enrolamentos em curto-circuito e no outro aplicar uma tensão tal que produza, nos enrolamentos, correntes, que pelo efeito Joule seriam as responsáveis pela geração de calor. As perdas devem corresponder a mesma dissipada em condições normais de funcionamento. Observe-se que. normalmente, o ensaio é feito no tap de menor tensão.

5.1 - Método da Carga Efetiva

Neste método, um enrolamento do transformador é excitado com tensão nominal, estando o outro ligado com uma carga adequada de modo a circular a corrente nominal em ambos os enrolamentos. Este método é o que fornece maior precisão, entretanto e, conforme o exposto, é praticamente impossível de ser executado em transformadores de média e grande potência. 5.2 - Método da Oposição

Neste método, o transformador sob ensaio é ligado em paralelo com outro transformador. Ambos são excitados com tensão nominal do primeiro para suprir as perdas em vazio. Uma segunda fonte C.A. é ligada ao outro enrolamento com uma tensão tal que produza as correntes nominais para suprir as perdas nos enrolamentos. Como se observa, este método também é pouco prático.

Figura 1 - Método do Curto-Circuito - Transformador Trifásico 6.0

–

ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA TRANSFORMADORES EM ÓLEO

-

Para os transformadores imersos em óleo, o método mais utilizado para a avaliação de elevação de temperatura é o do curto-circuito, como já citado. Sendo assim, observando o exposto, anota-se: a) a elevação de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura do meio de resfriamento externo; b) a elevação de temperatura média do óleo sobre a temperatura do meio de resfriamento externo, quando este método for utilizado.




O ensaio deve ser continuado até serem satisfeitos um dos seguintes requisitos: a) a elevação de temperatura não for inferior a 3º C em 1h;

b) a elevação de temperatura no topo do óleo não varia mais de 1º C, durante três horas consecutivas.

Após atingida esta condição, reduz-se a corrente no enrolamento ao seu valor nominal durante 1 hora , registrando-se a temperatura no topo do óleo ou a temperatura no topo do óleo ou a temperatura do óleo, conforme o método utilizado. A seguir, desliga-se o transformador, a circulação de água e a ventilação, se houverem. No caso da existência de bombas de óleo é indiferente se continuem ou não funcionando. Mede-se as resistências dos enrolamentos. O tempo entre o desligamento e a medida da resistência deve ser a menor possível, no máximo de 4 minutos.

Instante [min] 1.30 1.45 2.00 2.15 2.30 2.45 3.00

Resistência X 1 , X 2 Resistência H 1 , H 2 [ Ω [ Ω Ω ] Ω ] 0.0375 139 0.0375 139 0.0370 138.7 0.0370 138.6 0.0370 138.6 0.0370 138.6 0.0370 138.6 R CABO = 0.008 [Ω] R CABO = 0.008 [Ω]

Temperatura na superfície do óleo no início das medições = 74.3º C Temperatura ambiente no instante do desligamento = 22º C

Tabela 5 – Resistência a quente – Transformador de 30 kVA 6.1 – Verificação do Gradiente de Temperatura Óleo Ambiente

Baseando-se nos dados obtidos é possível traçar a curva de elevação de temperatura do óleo. A figura 2 mostra os resultados com os dados da tabela 4.

As tabelas 4 e 5 mostram, respectivamente, os registros da medição de temperatura e resistência para um transformador de 30 kVA submetido ao ensaio.

Horário

10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:30 15:00 15:30 16:00 16:30 17:00 17:30 18:00

Temperatura Temperatura Gradiente de temperatura na Superfície ambiente do Óleo [ºC] média θ θ θ2 [ºC] θ1 - θ θ2 [ºC]

26,0 32,1 38,0 43,4 47,7 51,3 55,5 58,8 61,9 64,8 67,0 69,3 71,2 72,5 74,0 75,1 75,5

22,0 22,8 23,4 23,9 24,3 24,4 24,8 25,5 25,5 26,2 26,3 26,6 26,3 25,4 25,0 24,0 23,5

4,0 9,3 14,7 19,6 23,5 26,9 30,7 33,4 36,5 38,6 40,7 42,7 44,9 47,1 49,1 51,2 52,1

Tabela 4 - Elevações de Temperatura - Transformador de 30 kVA

Figura 2 - Curva de elevação de temperatura do óleo Conhecendo-se a temperatura máxima do óleo determina-se o gradiente de temperatura óleoambiente. Este valor deve ser comparado com o normalizado, o qual é transcrito na Tabela 1, desta comparação tem-se a aprovação ou não do transformador sob o ponto de vista do aquecimento. (θmax),

6.2 - Verificação do Gradiente de Temperatura Enrolamentos-Ambiente

Ao se medir a resistência a quente dos enrolamentos, após o desligamento do transformador, tal



valor já será menor que o do exato instante do desligamento. Isso porque, por mais rápido que se faça a medida após o desligamento, os enrolamentos já teriam sua temperatura um pouco diminuída, conforme pode ser verificado na tabela 5 para um caso real. Assim, para a determinação da resistência a quente, é necessária a introdução de algumas correções. A correção mais usada é a extrapolação gráfica, a qual é descrita a seguir. Tomam-se varias medidas da resistência com tempos iguais ao tempo decorrido entre o desligamento e a primeira medida. Procura-se efetuar o maior número de medidas dentro de 4 minutos. Com esses valores é traçada uma curva da variação da resistência com o tempo, conforme se ilustra na Figura 3.

θ, θ0

- temperaturas correspondente a R e a R 0, respectivamente, em grau Celsius R 0 - resistência a quente em Ω K 0 - 234,5 para cobre e 225 para o alumínio Para o exemplo citado, utilizando-se extrapolação, obteve-se os seguintes resultados: a) Resistência da TI (X 1X2) no instante do desligamento = 0,31 [ Ω]; temperatura do enrolamento de TI no instante do desligamento = 97,86 [ºC]; b) Resistência da TS (H 1H2) no instante do desligamento = 139 [ Ω], temperatura do enrolamento de TS no instante do desligamento = 78,06 [ºC]. 7.0 - OBSERVAÇÕES IMPORTANTES SOBRE O ENSAIO DE AQUECIMENTO

a) No caso de transformadores de vários enrolamentos, nos quais mais de dois enrolamentos podem ser submetidos à carga simultaneamente, em operação, os ensaios de elevação de temperatura devem normalmente ser executados sobre os enrolamentos tomados aos pares separadamente; b) Os transformadores a seco podem ser ensaiados por um dos métodos já descritos ou pelo chamado “método de excitação e perdas em carga independentes”; este método visa a obtenção das elevações de temperatura dos enrolamentos em dois ensaios independentes sendo um com aplicação das perdas em carga e outro com as perdas em vazio; As elevações de temperatura dos enrolamentos são obtidos:

Figura 3 - Processo gráfico para a determinação da resistência para t = 0 Para a obtenção da resistência no exato instante do desligamento, determinam-se as variações de resistência ∆R 1 = (R 1 - R 2), ∆R 2 = (R 2 – R 3), ∆R 3 = (R 3 – R 4) e ∆R 4 = (R 4 – R 5) que são colocadas no gráfico, conforme mostra a figura 6. Unindo-se os ponto P 1, P2, P3 e P4, obtém-se a reta xy. Por P 3, traça-se uma paralela a P4R 1, determinando no eixo das resistências o valor R θ, que é a resistência no instante do desligamento. Com o valor da resistência a frio, da respectiva temperatura ambiente e da resistência a quente corrigida, calcula-se a temperatura dos enrolamentos com o transformador operando em regime nominal por:

θ=

Rθ R0

( k + θ0 ) − k sendo:

(1)

b.1) T1 após o aquecimento obtido com a aplicação da corrente nominal do enrolamento, estando o outro enrolamento curto-circuitado; b.2) T2 após o aquecimento obtido com a aplicação da tensão nominal do enrolamento, estando o outro enrolamento em circuito aberto. A elevação de temperatura total do enrolamento T é calculada pela seguinte fórmula:

  T 2  1.25  T = T 1 1 +     T   1  

0.8

(2)

c) O ensaio de aquecimento é virtualmente impossível de ser realizado por apenas uma pessoa;


MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES Parte III: Ensaios Ensaios em Transformadore Transformadoress

d) Para evitar aquecimento, os transformadores normalmente possuem tanques de ferro com superfície corrugada para aumentar a área de dissipação do calor. Quando isso se torna insuficiente, são acrescentados tubos ou radiadores. Nestes, o óleo pode sofrer processo de convecção natural ou forçada. Utilizam-se igualmente ventiladores externos. alimentados pelo serviço auxiliar da usina, com a finalidade de aumentar a potência extraível do transformador. Em grandes subestações abrigadas utilizam-se transformadores com dois óleos isolantes distintos. O primeiro, chamado de “óleo vivo” é o que isola a máquina propriamente. O segundo, chamado de “óleo morto”, tem por finalidade levar o calor para a parte externa da subestação, onde existe um trocador de calor. Tal sistema é mais confiável, pois um vazamento de água na tubulação da serpentina

do trocador não compromete a rigidez dielétrica do isolante propriamente dita. e) Os materiais isolantes elétricos são classificados em classes de temperatura, definidas pela temperatura limite atribuída a cada uma, conforme mostra a Tabela 7.

Clas Classe se Y A E B F H C

Temp Temper erat atur uraa Lim Limit itee Atr Atrib ibuí uída da (º C) 90 1 05 1 20 1 30 1 55 1 80 maior que 180

Tabela 7 - Classes de temperatura de materiais isolantes

_______________________ __________________________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ ___________ Capítulo 14: Aquecimento e Elevação de Temperatura - 87


PARTE IV: ASPECTOS E ENSAIOS DO SISTEMA SISTEMA DE ISOLAMENTO


Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento

CAPÍTULO 15: ASPECTOS GERAIS SOBRE O SISTEMA DE ISOLAMENTO “Não se preocupe com o pai da idéia, escolha as melhores e vá em frente” Steve Tobs

RESUMO

O sistema isolante é um dos principais componentes de um equipamento elétrico. A sua seleção inclui a análise de aspectos de projeto elétrico e mecânico, requisitos de operação normal e anormal, bem como, condições ambientais presentes. Assim, devido à sua importância, este texto apresenta as suas propriedades básicas e os tipos de testes e ensaios comumente executados

2.0 - CONCEITUAÇÃO CONCEITUAÇÃO GERAL

Ao se aplicar tensão nos enrolamentos, o isolamento ficará submetido a uma diferença de potencial originando um campo elétrico. Desta forma, considera-se, em termos práticos, que o conjunto de enrolamentos e isolamento torna-se uma espécie de capacitor e, em sendo assim, o mesmo pode ser representado como na figura 1.

1.0 - INTRODUÇÃO INTRODUÇÃO

O sistema isolante representa um dos principais aspectos para o funcionamento de um equipamento elétrico, sendo a sua vida útil considerada como a do próprio equipamento. A vida útil de um isolamento sólido é compreendida como o tempo necessário para que seus elementos constituintes falhem ou seja, que sua força de tração reduza-se a determinadas percentuais do original. Note-se que no final da vida, a isolação se apresenta frágil e quebradiça, com baixa resistência mecânica. Embora, o sistema de isolamento de um transformador seja composto por um fluído (em geral, óleo mineral) e papel, considera-se que o seu envelhecimento está associado com a resistência mecânica do segundo. Por outro lado, a deterioração das propriedades isolantes de um material depende, de forma básica, de suas características físico-químicas e do regime de operação a que for submetido. Note-se que muitos fatores podem afetá-los tais como a umidade, sujeira, agentes químicos, esforços dielétricos excessivos, danos mecânicos e a temperatura, entre outros. É interessante notar que durante o processo de envelhecimento do papel, as suas propriedades dielétricas praticamente não diminuem. Desta forma, um transformador envelhecido será mais sensível aos esforços mecânicos, provenientes, principalmente, de curto-circuitos no sistema, apesar de poder apresentar boa isolação dielétrica. Nestes casos, a baixa resistência mecânica provocará uma diminuição dos espaçamentos dielétricos (falha mecânica), provocando a falha elétrica. Em função do exposto, este texto analisa os vários aspectos relacionados com o sistema isolante de forma a facilitar a compreensão das causas de se efetuar testes e ensaios, bem como, analisar os seus resultados.

Figura 1 - Representação esquemática do dielétrico entre enrolamentos Na figura 1, tem-se: a) R a) R1 - Resistência elétrica à corrente de fuga; b) C - Capacitância Capacitância do dielétrico; c) R c) R2 - Resistência elétrica representando as perdas por absorção; e, d) U - Diferença de potencial aplicada. 3.0 – PROPRIEDADES PROPRIEDADES DE UM ISOLAMENTO

Há um certo valor de tensão no qual o material isolante passa a ser condutor. Ela é chamada de “ tensão de ruptura” ruptura” e o fenômeno consiste em uma descarga disruptiva. Em função deste aspecto, define-se Rigidez Dielétrica como Dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme a distância entre os dois pontos de aplicação, ou seja:

E c =

U c d c

(1)

onde, E c - rigidez dielétrica, em kV/mm ou kV/pol.;

_______________________ __________________________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ ___________ Capítulo 15: Aspectos Gerais sobre o Sistema de Isolamento - 89



U c = tensão de ruptura, em kV; e, d c = distância em mm ou polegada entre os dois pontos de aplicação de tensão (eletrodos).a rigidez dielétrica é o maior gradiente de potencial que um isolamento pode suportar, sem que se produza a descarga disruptiva. A tabela 1 fornece alguns valores de rigidez dielétrica para vários materiais isolantes. Dielétrico Ar Óleo Isolante Baquelites Mica Papel Vidro Porcelana

Rigidez (kV/mm) 30 300 250 2000 400 300 300

Tabela 1 - Rigidez dielétrica de materiais isolantes Note-se que vários fatores afetam os resultados de rigidez dielétrica de uma substância isolante, tais como a temperatura, freqüência, tempo, umidade entre outros Além desta, outras propriedades importantes de um isolamento são: a) Constante Dielétrica Relativa ( E r): ao introduzir-se um material isolante entre as placas de um capacitor, sua capacidade aumenta de um fator maior que a unidade denominado Constante Dielétrica Relativa ou Índice Dielétrico E r. A capacidade de um capacitor, cujo dielétrico é o vácuo, é dada pela expressão (2), ou seja:

C = E 0

A d

(2)

Onde: E o - constante dielétrica do vácuo; A - área das placas do capacitor; d - distância entre as placas. Após a introdução do dielétrico obtém-se a nova capacitância dada por:

C = E r E 0

A d

(3)

A Tabela 2 fornece, a título de exemplo, alguns valores de constantes dielétrica relativa E r de vários materiais isolantes.

Dielétrico Ar Óleo de transformador Papel Parafina Presspan Porcelana Vidro Mica

Constante. Dielétrica Relativa E r 1,006 2,2 a 2,5 1,8 a 2,6 2,1 a 2,6 2,5 4,5 a 5,5 3,5 a 16 5,0 a 7,0

Tabela 2 - Constantes Dielétricas Relativas b) Absorção Dielétrica: a absorção dielétrica é um fenômeno intimamente ligado à polarização do meio que compõe o dielétrico; c) Perdas Dielétricas: em termos de corrente contínua entende-se por perdas dielétricas aquelas provocadas pela corrente de condução ou de fuga ( I f ) definida anteriormente. Em termos de corrente alternada entende-se por perdas dielétricas aquelas provocadas pela corrente de fuga e pela componente ativas da corrente de absorção. 4.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM A APLICAÇÃO DE TENSÃO CONTÍNUA

Quando se aplica tensão contínua a um dielétrico, como o representado na figura 1, a corrente que se estabelece é composta por três parcelas básicas, a saber: a) corrente de deslocamento, ou de carga capacitiva; b) corrente de absorção; e, c) corrente de dispersão ou de fuga através do dielétrico. A corrente de deslocamento ou de carga capacitiva é aquela que surge no instante inicial da energização e possui a mesma função que uma corrente de carga de um capacitor (corrente “inrush”)., dependendo do tratamento e forma do material isolante. Note-se que ela assume o valor máximo quando da energização e decresce rapidamente a um valor desprezível. A corrente de absorção é aquela responsável pela polarização dos dipólos elétricos que constituem a massa do dielétrico. Um exemplo prático deste fenômeno é o ressurgimento de tensão nos terminais de um capacitor quando se retira o curto empregado para descarregá-lo. Neste caso, há uma recombinação de pares eletronslacunas. Em função deste aspecto, é necessário que em um eventual teste da isolação, esta deve permanecer curto-circuitada durante um tempo suficientemente longo para que a tensão desapareça. Ainda em relação à citada

________________________________________________________________________________ Capítulo 15: Aspectos Gerais sobre o Sistema de Isolamento - 90



corrente, é necessário observar que ela também assume o seu valor máximo quando da energização e decresce a valor desprezível em um intervalo variável entre 10 minutos e várias horas (para o quartzo, entretanto, desaparece quase que instantaneamente). A corrente de dispersão ou de fuga através do dielétrico flui pela superfície e pelo interior da massa do dielétrico e é de caráter irreversível. Constitui-se na componente mais importante quando se deseja avaliar o estado em que se encontra o isolamento, por aplicação de tensão contínua ou alternada. 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 quantificação da dificuldade de circulação da corrente de fuga é chamada de "resistência de isolamento". A figura 2 mostra a corrente total com suas três componentes definidas anteriormente.

Figura 2 - Correntes em um dielétrico em função do tempo. 5.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM APLICAÇÃO DE TENSÃO ALTERNADA

Ao submeter o dielétrico a uma tensão alternada U , fluirá uma corrente I em seu interior, maior ou menor dependendo da rigidez dielétrica do material. Esta corrente pode ser subdividida em uma componente reativa capacitiva ( I c) e uma ativa ( I a). O ângulo formado entre I e Ic (δ ) é chamado de ângulo de perdas dielétricas, como mostra a figura 3.

Da figura 3, tem-se:

tg δ =

I a I c

(4)

ou, em termos percentuais:

tg δ % =

I a 100 I c

(5)

Observando-se que quanto menor for o ângulo menor será a corrente ativa I a e mais próximo será a componente capacitiva da total. Naturalmente, este fato é desejável em um sistema de isolamento e, em sendo assim, tem-se:

cosϕ = tg δ

(6)

Sendo ϕ o ângulo entre a tensão e a corrente total, define-se o cosϕ com o fator de potência do isolamento. Embora o fator de potência seja definido da mesma forma que a de um circuito de corrente alternada, os conceitos não devem ser confundidos. Neste último caso, é interessante que o fator de potência assuma altos valores, enquanto que, no caso dos dielétricos, ele deverá ser o menor possível. Naturalmente, o cosϕ não é constante, dependendo da freqüência e da temperatura. Em função do exposto, verifica-se que surgem perdas no dielétrico, quando este é submetido a um campo elétrico produzido pela tensão aplicada, as quais se traduzem em seu aquecimento. Tais perdas podem ser calculadas através da expressão (5), ou seja:

Pdii = U 2 ωCtg δ

(7)

onde

P di - perdas no dielétrico; U - tensão aplicada; C - capacitância do dielétrico; ω - freqüência angular (ou 2 πf, sendo f a freqüência da tensão aplicada); tg δ - tangente de perdas (fator de dissipação dielétrica).

Figura 3 - Diagrama fasorial simplificado das correntes presentes em um dielétrico.

Em geral, tais perdas são desprezíveis, a não ser em casos de freqüência e/ou tensões muito elevadas. Por outro lado, no projeto de transformadores, devem ser tomadas precauções para evitar que haja grandes intensidades do campo elétrico em alguns pontos; neste caso, as perdas podem se tornar apreciáveis.




6.0 - ENSAIOS DIELÉTRICOS

Como citado, um dielétrico deve apresentar propriedades elétricas e mecânicas suficientes para suportar uma grande gama de solicitações tais como: as mecânicas e elétricas, exposição ao tempo, a agentes químicos e a corona, variação de temperatura, absorção de umidade e outros. As características elétricas de um dielétrico podem ser comprovadas em termos práticos através de testes ou ensaios não destrutivos com aplicação de tensão contínua ou alternada. Isto não ocorre com as características mecânicas, cuja maioria dos testes são destrutivos. Dos testes/ensaios elétricos não destrutivos, os mais comuns são: a) Teste de perdas dielétricas, expresso através dos valores de tg δ ou cosϕ obtidos com os instrumentos ponte Schering e Doble, respectivamente, com aplicação de AC;

b) Testes de absorção de corrente pelo dielétrico , com aplicação de DC; obtidos, normalmente com o megôhmetro (" Megger "), expresso em Ω ou MΩ; c) Testes com aplicação de alta tensão DC e medição de corrente de fuga , obtidos, por exemplo, com o " Hy-Pot " expresso em termos de corrente; d) Teste de rigidez dielétrica, com aplicação de AC expresso em termos de tensão disruptiva. Dos testes relacionados, aqueles com aplicação de DC tem assumido maior importância e interesse, particularmente em alta tensão, devido ao rápido desenvolvimento da transmissão em DC e, também, ao fato de que estes instrumentos são menores do que os similares que utilizam AC. Embora os testes com aplicação de DC ofereçam informações limitadas sobre o dielétrico, estes resultados associados com os obtidos através de outros com aplicação de AC oferecem maiores subsídios para análise e acompanhamento do estado do isolamento.




CAPÍTULO 16: RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO “Cada ação é uma ação, e só existe um segredo: jamais deixe que o hábito comande seus movimentos” Paulo Coelho

RESUMO

Este texto analisa os aspectos conceituais referente à medida da resistência do isolamento, os procedimentos para executá-la e avaliar os resultados obtidos. 1.0 - INTRODUÇÃO

A resistência de isolamento é a medida da dificuldade oferecida à passagem de corrente pelos materiais isolantes. Os seus valores se alteram com a umidade e com a sujeira, constituindo-se, portanto, em uma boa indicação da deterioração dos geradores provocada por estas causas. Deve-se observar, entretanto, que as várias normas estabelecem que este ensaio não constitui critério para aprovação ou rejeição do equipamento, fato este que poderá ser comprovado pelas explanações a seguir. Desta forma, pelas características do ensaio, constata-se que é bastante útil para a verificação de curto-circuitos francos, ficando a identificação dos defeitos menos pronunciados a cargo dos ensaios da tensão aplicada e tensão induzida.

a) Analógico

2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE AS MEDIDAS DE RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO

Para a medição da resistência de isolamento utiliza-se um instrumento denominado megôhmetro, também conhecido popularmente por MEGGER (note-se que esta é uma marca do fabricante James Biddle Co.) Os megôhmetros atuais podem ser analógicos ou digitais (motorizados ou eletrônicos), além do modelo clássico (ou seja, o manual com um " cambito" ou "manivela"), mostrados nas figuras 1 e 2.

b) Digital Figura 2 - Megôhmetros analógico e digital (Megabrás) A figura 3 mostra o circuito simplificado do equipamento de um megôhmetro manual.

Figura 1 - Megôhmetro manual (AEMC Instruments)

Figura 3 - Circuito simplificado de um megôhmetro manual

________________________________________________________________________________ Capítulo 16: Resistência de Isolamento - 93



De forma básica, o megôhmetro é composto de uma fonte de tensão e um galvanômetro de bobinas cruzadas (" D" na figura 2) ou quocientimetro. A bobina de controle "C " é ligada à fonte através da resistência de ajuste R' e da resistência desconhecida R x. Como as bobinas C e D produzem conjugados antagônicos, o repouso da ponteiro indicador, para qualquer valor de R x, apenas será conseguido quando estes conjugados forem iguais e opostos. Nestas condições uma variação na tensão da fonte DC afeta as duas bobinas C e D igualmente, não provocando assim desvio do ponteiro indicador e nem alteração na leitura da resistência. Desta forma, a leitura da resistência no instrumento com bobinas cruzadas é obtida diretamente através do quociente das correntes I e I x, ou seja, a deflexão a do ponteiro é proporcional à razão I/I x. Além dos terminais " line" (+) e " earth" (-), com os quais se executa a medida de resistência, a maioria dos megôhmetros possuem um cabo denominado " guard " ("guarda") acessível. Sua função é desviar do quocientimetro as correntes que percorrem outras resistências, as quais estejam intrinsecamente ligadas com a resistência que se deseja medir. Seja o caso, por exemplo, de se medir a resistência entre os pontos A e B na figura 4.

para comparações ao longo do tempo. Note-se que uma diminuição significativa da resistência de isolamento, por exemplo, pode indicar uma imperfeição na isolação, agravada pela presença de sujeira, umidade ou contaminantes diversos e, ainda, determinar a necessidade de seu recondicionamento através de limpeza, secagem ou reparo parcial. Ainda é necessário esclarecer que a medida de resistência do isolamento é feita entre os enrolamentos e entre estes e a massa. Desta forma, é conveniente uniformizar o potencial de toda a bobina, curtocircuitando os terminais. Ressalta-se que os procedimentos e análises para a medição da resistência de isolamento com qualquer tipo de megôhmetro são os mesmos. Os mais modernos apenas facilitam a execução do teste e diminuem as incertezas relativamente aos manuais, onde há a necessidade de se acionar a manivela sempre com velocidade constante, o que pode acarretar erros. Tais megôhmetros, na realidade, podem ser microprocessados e possuirem funções inteligentes para facilitar o uso e aumentar a exatidão das medições. Memória, detecção automática do melhor intervalo para realizar a medição (auto-escala), descarga dos potenciais armazenados, determinação automática dos índices de polarização e de absorção, realização automática do ensaio de degraus de tensão, registro on-line dos valores medidos em computador ou impressora, são funções que estão presentes em diversos modelos. Além disto, apresentam indicação do valor e da unidade de resistência medida no seu display alfanumérico, indicação analógica por barras (bar-graph) e cronômetro interno. 3.0 - TIPOS DE TESTES 3.1 - Prova rápida da resistência de isolamento

Figura 4 - Exemplo de aplicação do cabo " guard " Note-se que a resistência entre os pontos A e B está em paralelo com a associação série das resistências A e C e C e B. Assim, com a colocação do cabo guarda em C esta duas últimas resistências não seriam avaliadas. A tensão nos terminais dos megôhmetros não deveria ser menor que a tensão de serviço normal do gerador, pois há o risco de que uma eventual falha não se manifeste com os níveis mais reduzidos. No entanto, os equipamentos comerciais apresentam, em geral, tensões na faixa de 100 até 5000V, devido a dificuldade de se construir um equipamento portátil que atenda os valores de tensões exigidos. Por outro lado, verifica-se que o uso do megôhmetro com níveis reduzidos de tensões podem mascarar resultados e, em sendo assim, os resultados devem ser utilizados apenas como um valor referencial

É recomendada para comparações com medidas no ato, aplica-se o aparelho de medida durante 60 segundos e, ao final deste tempo, anota-se a indicação, embora o ponteiro ainda esteja defletindo. Note-se que, para executar comparações de forma adequada, é necessário que haja a correção da temperatura de ensaio a uma comum de referência, conforme exposto à frente. 3.2 - Índice de absorção e polarização

O "índice de polarização " é uma avaliação da variação da resistência do isolamento com o tempo de aplicação de tensão, ou, em outras palavras, da maneira que a corrente de absorção influencia na resistência do isolamento. Este índice é definido por (1), ou seja: R i p = i10 (1) Ri1




onde: Ri10 é

a resistência de isolamento medida com a aplicação do megôhmetro durante 10 minutos; Ri1 é a resistência de isolamento medida com a aplicação do megôhmetro durante 1 minuto. A resistência Ri10 não precisa ser, necessariamente, medida a 10 minutos e, sim, após o ponteiro do megôhmetro estabilizar. Entretanto, neste caso, é conveniente esperar algum tempo para verificar se esta situação se mantém. Observe-se que a medição de Ri10 é impraticável com megôhmetros manuais. Assim, na obtenção do índice de polarização deve ser usado equipamentos eletrônicos ou motorizados. Para os casos em que não é possível obter o índice de polarização, é comum utilizar-se o " índice de absorção”, o qual é a relação das resistências do isolamento a 1 minuto e 30 segundos, ou seja: R i a = i1 (2) Ri 30s Os valores dos índices de polarização e absorção podem fornecer uma idéia das condições do isolamento.1. Condições de Isolamento Perigosa Ruim Duvidosa Razoável Boa Excelente

Índice de Absorção <1 1 a 1,1 1,1 a 1,2 1,2 a 1,4 1,4 a 2 >2

Índice de Polarização < 1,0 1 a 1,5 1,5 a 2 2a3 3a4 >4

Tabela 1 - Condições do isolamento em função dos índices de absorção e polarização. 3.3 - Prova das duas tensões

Este é considerado um teste bastante conclusivo sobre a presença de umidade no isolamento. Consiste em se executar duas provas separadas de absorção dielétrica, onde são aplicadas tensões diferentes. Na prova com tensão elevada deve ser aplicada um nível, cerca de quatro vezes superior ao de baixa tensão, mas os valores devem ser tais que não danifiquem o isolamento. Pode-se aplicar, por exemplo, 500 a 2500 V. A diferença de 25% nas resistências obtidas é uma indicação razoável da presença de umidade. Uma avaliação derivada desta prova é o denominado "índice de envelhecimento (ie)" definido por:

ie

=

R i500V

1min

R i2500V

1min

(3)

Onde as resistências devem ser medidas entre o s enrolamentos e a massa durante 1 minuto, primeiro aplicando-se 500 V e, depois, 2500 V. Os valores considerados adequados para o índice serão:

0,85 ≤ i e ≤ 1,25 Valores superiores envelhecimento da isolação. 4.0

-

a

1,25

indicam

CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO

um DA

4.1 - Considerações gerais

Os valores da resistência de isolamento variam sensivelmente dependendo do projeto do transformador, dos materiais isolantes usados, da temperatura e de outros fatores. Por uma simples medição sem valores de referência, geralmente só se pode verificar se existem falhas (curtos entre enrolamentos ou entre um enrolamento e a massa) no isolamento. Para se certificar se as partes isolantes absorveram umidade, existem vários critérios, baseados em fórmulas empíricas ou dados estatísticos. Os critérios e a interpretação dos valores encontrados variam de acordo com a prática e a experiência dos usuários do gerador. Os critérios citados em seguida são considerados como orientação genérica e os valores de referência neles obtidos não representam valores limites absolutos, mas sim de ordem de grandeza. Valores consideravelmente mais baixos, desde que estáveis em relação a medidas anteriores, em condições idênticas, não indicam necessariamente irregularidades no isolamento, embora seja aconselhável tentar elevar a resistência por secagem do gerador. Por outro lado, valores maiores do que os obtidos pelos critérios dados a seguir, não representam uma garantia quanto ao comportamento do isolamento se os mesmos forem inferiores aos valores obtidos em medições anteriores em condições idênticas. Desta forma, verifica-se que o valor absoluto da resistência de isolamento não tem muito significado, sendo boa prática a sua medição periódica e a comparação com resultados anteriores, convertidos sempre a uma mesma temperatura. Se forem constatadas alterações, é provável que problemas estejam para ocorrer. 4.2 – Critério I (NBR 7036/1981) a) Para transformadores à temperatura de operação de cerca de 60 oC

- para transformador em óleo: Cerca de 1 MΩ por kV da classe de isolamento - para transformador em ascarel: Cerca de 0,2 M Ω por kV da classe de isolamento




b) Para transformadores à temperatura de operação de cerca de 30 oC

- para transformador em óleo: Cerca de 30 M Ω por kV da classe de isolamento - para transformador em ascarel: Cerca de 3 MΩ por kV da classe de isolamento

Normalmente, adota-se 75 0 C como temperatura base ou de referência para os transformadores. A correção pode ser realizada empregando-se a expressão (5), ou seja: = Riθ e ⋅ 2

Ri 75

Os valores mínimos de resistência dos transformadores imersos em líquido isolante são dados por: =

kE S N

(6)

Sendo:

4.3 – Critério II

Ri 75

a

o valor de resistência de isolamento na temperatura de referência; Riθ e - o valor de resistência de isolamento na temperatura de ensaio (medida); e, a dado por: Ri40 -

(4)

f

E – Classe de isolamento do enrolamento de maior tensão

no momento da medição, em kV; S N – potência nominal , em kVA; f – freqüência, em Hz; Ri7 5 – resistência de isolamento, em M Ω; e, k – constante multiplicativa dada pela tabela 2. Transformadores Monofásicos Óleo 7,95 Ascarel 0,795

75 10

θ −

a=

Trifásicos 2,65 0,265

Tabela 2 – Valores da constante multiplicativa “ k ”

θ

(7)

é a temperatura de ensaio.

Por exemplo, supondo-se que a resistência de isolamento medida em uma avaliação foi de 50 M Ω à 250C, tem-se que: Ri 75

= 50 ⋅ 2

25 − 75 10

= 1,56 M Ω

(8)

Os mesmos resultados serão encontrados dividindo-se a resistência medida pelo fator de correção f c fornecido na figura 6, conforme a temperatura de ensaio, ou seja:

4.4 - Correção de temperatura 10 0,0

A resistência de isolamento é fortemente afetada pela temperatura. Assim, é necessário referi-la a uma mesma base para possibilitar eventuais comparações. Para exemplificar este fato, apresenta-se na figura 4 um exemplo de comportamento dos valores de resistência de isolamento na temperatura em que foi medida e em uma base comum.

o ã ç e r r o C e d r o t a F

1 0 ,0

1 ,0

0 ,1 0

20

40

60

80

100

120

o

Temperatura ( C )

Figura 6 - Fatores de correção da resistência do isolamento para temperaturas diferentes de 75 0 C. Assim: Figura 5 - Comportamento da resistência de isolamento.

Ri 75

=

Riθ e

(9)

f c




5.0 - MEDIDA DA RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO EM TRANSFORMADORES EM DOIS CIRCUITOS 5.1 – Considerações Gerais

Como citado anteriormente, os enrolamentos deverão estar em um potencial uniforme e, assim, eles são curto-circuitados. Desta forma, as resistências de isolamento envolvidas em um transformador de dois circuitos são aqueles representados esquematicamente na figura 7.

f)

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 4 e ilustrado nas figuras 9 e 10.

Resistência Entre

Circuitos Line

TS – TI TS – MASSA TI – MASSA

TS TS TI

Conectados aos Terminais Guard Earth Carcaça TI TS

TI Carcaça Carcaça

Tabela 4 - Medidas das resistências de isolamento – transformador de dois circuitos.

Figura 7 – Representação das resistência de isolamento em um transformador de dois circuitos. Na figura 7 tem-se: 









TS

– enrolamentos de tensão superior curtocircuitados (buchas H 1 , H2 , H3 ); TI – enrolamentos de tensão inferior curtocircuitados (buchas X 1 , X2 , X3 ); RiHX – resistência de isolamento entre os enrolamentos de tensão superior e inferior; e, RiHC – resistência de isolamento entre os enrolamentos de tensão superior e carcaça (massa); e, RiXC – resistência de isolamento entre os enrolamentos de tensão inferior e carcaça (massa).

a) Entre TS e TI

5.2 – Procedimento para a medida da resistência de isolamento

a) Desenergizar o transformador; b) Desconectar os cabos externos; c) Curto-circuitar as buchas de um mesmo circuito; d) Ajustar o megôhmetro segundo especificações do equipamento utilizado; e) Selecionar a tensão para teste, segundo a tabela 3. Tensão do Transformador

Tensão de teste

até 220 V 220 a 4160 V 4160 a 69000 V 69000 a 230000 V

500 V 1000 V 2500 V 5000 V

Tabela 3 – Tensões recomendadas para medição da resistência de isolamento

b) Entre TS e Massa

c) Entre TI e Massa Figura 8 - Medida de resistência do isolamento – transformador monofásico com dois circuitos.




a) Entre TS e TI

b) A comparação dos valores de resistência do isolamento e dos índices de polarização ou de absorção com um ensaio anterior permite, na mesma temperatura, verificar se houve alguma alteração notável na isolação; além disso, permitem acompanhar o processo de secagem do transformador; c) Deve ser obtida a temperatura dos enrolamentos, pelos motivos expostos anteriormente; d) Deve-se nivelar o megôhmetro; e) Nos megôhmetros manuais deve-se procurar manter invariável a rotação do cambito na especificada pelo fabricante, para que a tensão aplicada seja constante; f)Deve-se sempre observar cuidadosamente o ponteiro do megôhmetro quando em operação. Se há oscilação excessiva do ponteiro é provável que haja mau contato, fugas intermitentes pela superfície do cabo de ligação ou influência de circuitos energizados nas proximidades; g) Antes de começar a medição, aciona-se o megôhmetro, “ sem executar qualquer contato entre os terminais” e ajustar os ponteiro no “infinito”, girando o botão de ajuste para tal fim. 7.0 - CONCLUSÕES

b) Entre TS e Massa

c) Entre TI e Massa Figura 9 - Medida de resistência do isolamento – transformador trifásico com dois circuitos. 6.0 – CUIDADOS PRÁTICOS

a) Deve-se tomar cuidado 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;

O ensaio de resistência de isolamento não pode ser considerado um critério exato de avaliação das condições do sistema isolante 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 da máquina. A sua degradação pode ser avaliada através de provas rápidas e do índice de polarização ao longo do tempo. As possíveis causas devem ser investigadas e eliminadas, para que não seja reduzida abruptamente a sua vida útil. Note-se que, se um alto valor de resistência de isolamento não garante que não existam imperfeições no sistema isolante, as quais possam causar falhas durante a energização. É recomendável que, antes da aplicação de um ensaio de alto potencial ou liberação do equipamento para operação, seja analisado o histórico de testes para se obter uma noção sobre suas condições operativas e evitar problemas de maiores proporções. Para que a análise se mostre eficiente é necessário que o histórico dos resultados dos ensaios de resistência de isolamento seja registrado e usado em comparações futuras, para observação da degradação do isolamento, capacidade de operação e necessidade de uma intervenção corretiva, caso seja observada uma redução crítica em seus níveis.




CAPÍTULO 17: FATOR DE POTÊNCIA DO ISOLAMENTO “Para cada novo cadeado que se projeta, inventa-se um pé-de-cabra capaz de arrombá-lo” Editorial da “Folha de São Paulo (25/03/2000)

RESUMO

Para a execução do ensaio o transformador deve estar:

Este texto analisa os aspectos conceituais referente à medida do fator de potência do isolamento, os procedimentos para executá-la e avaliar os resultados obtidos.

a) Com todas as buchas montadas; b) com todos os enrolamentos curto-circuitados; c) com a temperatura do óleo e dos enrolamentos tão próximos quanto possível de 20ºC.

1.0 - INTRODUÇÃO A medida do fator de potência do isolamento de um transformador, em última análise, visa avaliar o comportamento da corrente de fuga. Como citado anteriormente, quanto menor for o seu valor, em melhor estado estará o isolamento. Em relação aos valores desejáveis do fator de potência do isolamento, a Doble Engineering Company, um dos maiores fabricantes mundiais de pontes para a sua medição, elaborou uma estatística baseadas em ensaios de transformadores, obtendo em: a) 87% dos ensaios, um fator de potência de 1,5% ou menos; b) 76% dos ensaios, um fator de potência de 1% ou menos; c) 52% dos ensaios, um fator de potência de 0,5% ou menos. Por outro lado, a norma “IEEE - 505” recomenda que transformadores de transmissão e de distribuição em óleo mineral, tenham fator de potência da ordem de até 2%, se medidos à temperatura de 200º C. Observe-se, pelo exposto, que, na realidade, não existe até o presente momento, uma relação de valores limites que possam traduzir de imediato as condições dielétricas de um transformador, sendo que cada um possui o seu fator de potência específico. Devido a este fato, deve-se obter um primeiro fator de potência quando da recepção do transformador e as demais medições devem ser feitas periodicamente e comparadas com os valores anteriores. Conforme a NBR-5356/1981, o fator de potência do isolamento deve ser medido pelo método do watt por volt-ampére, ou pelo método de ponte especial, entre os terminais dos enrolamentos e entre estes e a terra. Este ensaio deve preceder os ensaios dielétricos e pode ser repetido após os mesmos, para efeito de comparação com os valores anteriormente obtidos.

A medição deve ser feita com a freqüência de 60 Hz. Quando utilizado o método do watt por voltampére, a tensão aplicada deve ser: a) entre 2,5 e 5 kV para enrolamentos de tensão máxima do equipamento igual a 1,2 kV; b) entre 2,5 e 10 kV para enrolamentos de tensão máxima do equipamento superior a 1,2 kV. As pontes especiais, entretanto, são mais empregadas em termos práticos, especificamente a denominada ponte Doble. Observe-se que este termo tomou-se sinônimo de equipamentos de campo para a medição do fator de potência do isolamento, apesar de existirem outros fabricantes diferentes da Doble Engineering Company. A figura 1 mostra uma vista de um equipamento como este.

Figura 1 - Ponte para a medição do fator de potência ( Nansen)

________________________________________________________________________________ Capítulo 17: Fator de Potência do Isolamento - 99



2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE A PONTE DOBLE 2.1 - Generalidades Para avaliações de transformadores foram, e ainda o são, utilizadas três tipos de pontes Doble, ou seja, MEU-2500 V,MH-10.000 V e MHM-10.000V. O primeiro pode ser utilizado em qualquer equipamento elétrico cujo isolamento suporte pelo menos 2500 V, que é a tensão por ele aplicada ao espécime de ensaio. O segundo e o terceiro, cuja tensão aplicada é de 10.000V, são utilizados em equipamentos de grande porte, com tensões acima de 138 kV. Observa-se que, na atualidade, a Doble e outros fabricantes modernizaram sua linha de produtos. O equipamento que avalia as condições do isolamento é o de código M4000. Permite as medidas de tensão, corrente para cargas resistivas, indutivas e capacitivas, perdas dielétricas, fator de potência do isolamento e tangente delta, capacitância, indutância e resitencia. Além disto, permite automação e análise de resultados com programa compatível com o Windows. A figura 2 mostra uma vista deste equipamento.

Na figura 2 tem-se: a) C, é um capacitor padrão próprio do instrumento, a ar, colocado em série com o resistor R, sobre o qual, o cursor K pode ser deslocado; b) R. é um resistor padrão, fixo, do instrumento; c) V é um voltímetro graduado diretamente em mVA e mW, de 0 a 100, acoplado a um amplificador, que pode ser ligado em A ou B; d) C e R X representam a capacitância e a resistência de fuga do espécime sob ensaio (no caso, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão e carcaça de um transformador). A chave de comutação pode conectar o voltímetro V nos terminais A e depois em B e, desta forma, tem-se: a) Quando V é conectado em A, fica submetido à diferença de potencial RS J ,t sendo, portanto, a sua indicação proporcional à I , t uma vez que RS é fixa. A leitura será na escala graduada em mVA, pois corresponde à corrente total que percorre o espécime; b) Quando V é conectado em B, a tensão nesta posição é proporcional à componente ativa I , r devendo, portanto, a leitura ser feita na escala graduada em mW . O fator de potência do isolamento ( cosϕ ) é dado, em valores porcentuais, por:

cos ϕ = Figura 2 – Doble M4000 (Doble) Este item, entretanto, analisa a ponte Doble MEU 2500 V por ser a mais empregada por usuários de transformadores.

100

(1)

A figura 4 na próxima página mostra um esboço do painel do MEU 2500 V, onde se tem as seguintes funções para as diversas chaves e botões: a)

Figura 3 - Circuito básico da ponte Doble - MEU 2500 V

mVA

2.3 - Painel e funções

2.2 - Princípio de Funcionamento A figura 3 mostra o circuito básico do Doble – MEU 2500 V.

mW

Voltage: permite o ajuste da tensão de ensaio

entre 0 e 2500V, sendo estes valores lidos no kilovoltímetro; b) Selector : possui três posições, ou seja, “CHECK ”, “ MVA” e “ MW ”. Se a chave encontra-se na posição “CHECK ”, permite o ajuste da indicação do medidor de milivoltampere e miliwatts, multiplicado pela constante 100, com o auxilio do controle “ METER ADJ ”. , deve-se ler Se a chave estiver na posição “ MW’ o indicador e multiplicar pela constante indicada pelo respectivo dial na faixa indicada pelo botão “ RANGE ”. A leitura fornece os miliwatts absorvidos pelo isolamento.


MANUTENÇÃ O E OPERAÇÃ O DE TRANSFORMADORES

Parte I V: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento

Figura 4 – Painel da Ponte Doble MEU 2500V ________________________________________________________________________________ Capítul o 17: Fator de Potência do I solamento - 101



Se a chave estiver na posição “ MVA”, tem-se uma situação análoga a da posição “ MW ”. A leitura indica os milivoltamperes absorvidos pelo isolamento. Observe-se que a Doble utiliza-se o prefixo “ M ” mili como e não mega, como normalizado.

multiplicada pelo valor “K” fornece a capacitância do espécime sob teste em picofarads (pF).

2.4 - Cabos c) Range: o botão “ RANGE ” possui três posições, as quais fornecerão os valores das constantes de multiplicação para as leituras dos miliwatts e milivoltamperes, conforme mostrado na tabela 1.

POSIÇÃO

POSIÇÃO DA CHAVE MVA OU MW MULTIPLICAR LEITURA POR

HIGH

2000

1000

200

100

20

MED

200

100

20

10

2

LOW

20

10

2

1

0,2

Tabela 1 - Constantes de multiplicação d) LV Switch: seleciona as posições “GROUND” “GUARD”, “UST ”, conforme o ensaio a ser realizado.

A ponte DOBLE é fornecida com condutores apropriados para conectá-la ao equipamento sob ensaio, ou seja: a) o cabo de alta tensão (HV) é um cabo coaxial especial, com extremidade em forma de gancho para contado com a parte ativa do equipamento; b) o cabo de baixa tensão (LV): é um cabo simples; c) o de aterramento (G) é uma cordoalha de fios de cobre que conecta a carcaça do instrumento ao neutro do circuito de alimentação e também à carcaça do equipamento.

A figura 5 ilustra o emprego da chave:

3.0 - PROCEDIMENTOS PARA MEDIÇOES COM A PONTE DOBLE

Para a medição do fator de potência deve ser respeitado o seguinte procedimento

Figura 5 - Circuito de chave “LV Switch” No esquema da figura 5, tem-se:

− Chave na posição “ GROUND”: mede-se a isolação AT/BT + AT/TERRA; − Chave na posição “GUARD”: mede-se a isolação AT/TERRA. − Chave na posição “UST ” (Ungrounded Specimen Test): mede-se a isolação AT/BT ; e) POLAR1TY : determina o sinal positivo ou negativo das leituras de mW e mVA; f) RW SWITCH : permite fazer leituras com as chaves nas duas posições, tomando-se a média aritmética das mesmas; g) MW adj : sua função é ajustar o ponteiro indicador de mW na posição do valor mínimo. O botão possui um mostrador, cuja leitura

a) Isolar o transformador das barras energizadas; b) Desconectar todos os cabos externos dos terminais das buchas e afastá-los das mesmas; c) Desconectar os cabos de aterramento de cada enrolamento; d) Sendo o transformador monofásico, curtocircuitar cada enrolamento em seus terminais; e) Sendo transformador trifásico, curto-circuitar todos os terminais de um mesmo enrolamento; e) Aterrar o tanque; g) Aterrar o instrumento por intermédio do terminal do aterramento situado na parte externa da caixa: h) Colocar o plugue do cabo de ligação à fonte de alimentação com 110 V, 60 Hz, no receptáculo, situado na parte externa da caixa; i) Colocar o plugue do cabo de extensão do interruptor de segurança no receptáculo correspondente, do lado esquerdo da parte externa da caixa;

j)

Colocar o plugue do cabo de alta tensão (HV) no receptáculo, do lado direito da caixa, e o gancho no terminal do espécime a ser testado;

Para executar os ensaios, o procedimento é o que segue:




a) Colocar o botão VOLTAGE de controle da tensão na posição zero, girando-o, totalmente, no sentido anti-horário; b) Ligar o cabo de alimentação à fonte de 110 V, 60 Hz; c) Colocar o interruptor geral na posição fechada (ON). A lâmpada de cor verde deve acender; d) Colocar a chave seletora ( SELECTOR ) na posição CHECK ; e) Colocar a chave RANGE na posição HIGH; f) Colocar a chave seletora da constante de mVA na posição 2000 (a mais alta); g) Colocar a chave seletora da constante mW na posição 2000 (a mais alta); h) Colocar a chave LV SWITCH na posição GROUND, ou GUARD, ou UST, conforme o tipo de ensaio a ser realizado; i) Colocar a chave de reversão REV SWITCH na posição à direita ou à esquerda. A posição central 0FF é desligada;

j)

Apertar o botão interruptor de segurança. O relé deve-se fechar e a lâmpada verde, apagarse. Se não for ouvido o ruído de operação do relé e a lâmpada verde não apagar, conectar o capacitor de terra ao circuito de alimentação da seguinte forma: desconectar o cabo de alimentação da fonte; ligar à terra o condutor de aterramento do capacitor; e colocar o plugue do cabo de alimentação no receptáculo do capacitor e o plugue deste no receptáculo da fonte; k) Apertar novamente o botão do interruptor de segurança. A lâmpada verde deverá apagar-se e a vermelha, acender ao mesmo tempo que se ouvirá o ruído de fechamento do relé. Girar o botão VOLTAGE até obter a tensão desejada. A tensão lida no voltímetro é a tensão aplicada ao transformador sob teste. O instrumento não se presta para testes com tensão abaixo de 1,25 kV. Se o interruptor geral abrir com uma tensão inferior a esse valor, o teste não poderá ser realizado. Se o interruptor abrir com uma tensão entre 1,25 e 2,5 kV, o teste poderá ser realizado conforme as instruções especificas para esses casos; 1) Com a chave SELECTOR na posição CHECK, e a tensão ajustada para o valor desejado (2,5 kV, por exemplo); girar o botão METER ADJ até que o ponteiro indicador (de mW ou mVA) ocupe a posição 100; m) Mudar a posição da chave SELECTOR para a posição mVA. A chave RANGE deverá ser colocada numa posição tal que permita o desvio máximo do ponteiro. Por exemplo, se a chave RANGE estiver na posição HIGH e a leitura for menor que dez divisões mudá-la para a posição LOW. A chave das constantes

n)

o)

p)

q)

de medição deve ser colocada numa posição tal que permita ao ponteiro um desvio para além da metade da escala e o mais próximo possível do fim da mesma. Anotar o valor indicado; Mudar a chave REV SWITCH de posição e fazer nova leitura. Os valores lidos nas duas posições da chave REV SWITCH serão anotados na ficha de registro de ensaios, assim como a média algébrica, que é o valor final a ser considerado. Toma-se a média das leituras porque o instrumento pode ficar exposto a campos eletrostáticos que influem no resultado da medição. Ao se mudar a chave VER SWITCH de posição, há a inversão do sentido da corrente na bobina móvel do instrumento indicador. Tomar o valor médio algébrico das duas leituras como resultado final da medição. A chave seletora das constantes de medição deve permanecer na mesma posição durante as leituras; Colocar a chave SELECTOR na posição mW. Girar o botão MW ADJ até que o ponteiro indique o menor valor, que deve ser anotado. Com a chave RANGE na mesma posição, colocar a chave das constantes de multiplicação em posições correspondentes a valores menores, para se obter o menor valor indicada. Cada vez que a chave das constantes de multiplicação é mudada de posição, o botão MW ADJ deve ser girado para se obter a deflexão mínima. A leitura deve abranger meia divisão da escala. Mudar a posição da REV SWITCH e a nova leitura deve ser feita. Anotar na folha de registro de ensaios os valores lidos nas duas posições da chave REV SWITCH , assim como seu valor médio algébrico; Ler o valor indicado no mostrador ciclométrico do botão do potenciômetro MW ADJ . Este valor multiplicado pela constante correspondente à posição da chave RANGE dá o valor da capacitância do espécime. Esta leitura é feita logo após as leituras de mW;

Deve-se observar que é possível que uma das leituras tenha valor negativo. Para se saber se tal fato ocorreu, procede-se da seguinte forma: quando a medição é de mW, girar lentamente o botão POLARITY até que o ponteiro comece a se movimentar. Se o ponteiro iniciar seu movimento em direção ao valor zero da escala, o valor da leitura é positivo. Se, pelo contrário, seu movimento inicial é em direção ao valor 100 da escala, o valor lido é negativo. Para o cálculo, somar os valores de sinal positivo e subtrai-los quando um deles for negativo, dividindo o resultado por 2. Terminada a medição, desativar o instrumento da seguinte maneira:




a) Colocar a chave SELECTOR na posição CHECK; b) Reduzir a tensão a zero, girando o botão VOLTAGE , totalmente, no sentido antihorário; c) Desapertar os botões dos interruptores de segurança; d) Colocar as chaves de MVA , MW e RANGE na posição correspondente ao valor máximo; e) Colocar o interruptor geral na posição desligada e retirar o plugue do receptáculo de 110 V; f) Só então poderão ser recolhidos os cabos de conexões.

Etapas

Ensaio Cabo Cabo Chave Isolação Nº HV em LV em LV

Primeira

Segunda

01

TS

TI

Ground CA+CAB

02

TS

TI

Guard

CA

03

TS

TI

UST

CAB

01

TI

TS

02

TI

TS

Guard

CB

03

TI

TS

UST

CBA

Ground CB+CBA

Tabela 2 - Ligações do Doble em transformadores de dois enrolamentos

5.0 - CÁLCULO DO FATOR DE POTÊNCIA 4.0 - MEDIÇÕES EM TRANSFORMADORES DE DOIS CIRCUITOS A medição do fator de potência do isolamento em transformadores com dois circuitos segue o procedimento relatado anteriormente. As isolações envolvidas neste tipo de transformadores são esquematicamente mostradas na figura 6.

Como em cada ensaio há duas leituras para obter-se os milivoltamperes e duas leituras para obter-se os miliwatts, correspondentes as leitura nas duas posições da chave reversora ( REV SWITCH ), é necessário calcular-se a média, ou seja:

mVA =

mVA1 + mVA2 2

(2)

e

mW =

mW 1 + mW 2 2

(3)

Onde: mVA, mVA1 e mVA2 - são os valores médio, primeira e segunda leituras da chave mVA; mW, mW 1 e mW 2 - são os valores médio, primeira e segunda leituras da chave mW.

Figura 6 - Representação esquemática do isolamento transformadores de dois enrolamentos.

Na figura 6, tem-se: a) C A - isolação entre o enrolamento de TS e carcaça; b) C B - idem, para TI e carcaça; c) C C - idem, para TS e TI. As ligações devem ser feitas conforme mostra a tabela 2.

Com tais valores, calcula-se o fator de potência com a expressão (1). Naturalmente, os ensaios devem ser realizados sempre em condições as mais próximas possíveis do último ensaio e, assim, tornar viável a comparação dos resultados sem correções de temperatura. Por outro lado, a fim de conseguir valores referidos a uma mesma temperatura, quando se utiliza a ponte Doble, devem ser feitas correções. Para determinar o fator de potência corrigido a 20º C, utiliza-se a expressão:

cos ϕ 20 = f C θ cos ϕ θ

(4)

onde: cos ϕ 20 - fator de potência a 20º C; cos ϕ θ - fator de potência medido à temperatura de ensaio; f cθ - fator de correção de temperatura dado na tabela 3, em função do tipo de tanque do transformador, o u seja:



Parte IV: Aspectos Aspectos e Ensaios do Sistema de de Isolamento

a) Transformado Transformadorr com com conservador: conservador: curva clientes da DOBLE da DOBLE ; b) Transformadores selados: curva IEEE curva IEEE ; c) Transformadores com respiradouro: curva DOBLE .

Temperatura (ºC)

Doble

IEEE

Cliente da Doble

20

1,00

1,00

(1,00)

21

0,96

0,98

1,00

22

0,91

0,96

0,99

23

0,87

0,94

0,99

24

0,83

0,92

0,98

25

0,79

0,90

0,96

26

0,76

0,88

0,97

27

0,73

0,86

0,97

28

0,70

0,84

0,96

29

0,67

0,82

0,95

30

0,63

0,80

0,95

31

0,60

0,78

0,94

32

0,58

0,76

0,94

33

0,56

0,75

0,93

34

0,53

0,73

0,93

35

0,51

0,71

0,92

36

0,49

0,70

0,91

37

0,47

0,69

0,91

38

0,45

0,67

0,90

39

0,44

0,66

0,89

40

0.42

0,65

0,89

41

0,40

0,63

0,88

42

0,38

0,62

0.87

43

0,37

0,60

0,86

44

0,36

0,59

0,86

45

0,34

0,57

0,85

46

0.33

0,56

0,84

47

0,31

0,55

0,81

48

0,30

0,54

0,83

49

0,29

0,52

0,82

50

0,28

0,51

0,81

52

0,26

0,49

0,79

54

0,23

0,47

0,77

56

0,21

0,45

0,75

58

0,19

0,43

0,72

60

0,17

0,41

0,70

62

0.16

0,40

0,67

64

0,15

0,38

0,65

66

0.14

0,36

0,62

68

0,13

0,35

0,59

70

0.12

0,33

0,55

72

0,12

0,32

74

0.11

0,31

76

0,10

0,30

78

0,09

0,28

80

0,09

0,27

6.0 - CONCLUSÕES Em relação aos ensaios, deve-se observar que: a) Após ser executado um determinado ensaio, desligar o instrumento (Doble) e aterrar o equipamento sob ensaio; b) Nunca proceder a mudança da posição das chaves de baixa tensão ( LV SWITCH ) e da Reversora (REV SWITCH ) com instrumento de ensaio ligado; Novamente, insiste-se no fato de que o valor absoluto obtido, não possui muito significado, devendo ser feitas comparações com resultados anteriores.

Tabela 3 - Fatores de correção de temperatura – Ponte Doble

_______________________ __________________________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ ___________ Capítulo 17: Fator de Potência do Isolamento - 105


PARTE V: FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES (ÓLEOS)

MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES Parte V: Fluídos Dielétricos e Refrigerantes (Óleos)

CAPÍTULO 18: TIPOS DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES REFRIGERANTES "A verdade alivia mais do que machuca. E estará sempre acima de qualquer falsidade como o óleo óleo sobre a água.” água.” Miguel de Cervantes

RESUMO

Este texto analisa algumas das características dos vários fluídos utilizados em transformadores, relacionando-se as principais vantagens e desvantagens do uso de cada um dos tipos. 1.0 - INTRODUÇÃO INTRODUÇÃO

Os tipos de óleos mais utilizados são os minerais e os sintéticos, já que os animais e vegetais alteram facilmente as suas características físico-químicas em presença das tensões e potências dos transformadores modernos. Os óleos minerais são derivados do petróleo. Por outro lado, os sintéticos apresentam várias origens, sendo os ascaréis, os fluídos de silicone e o fluído RTEmp os mais utilizados. 2.0 - ÓLEOS MINERAIS

Os óleos minerais são obtidos através de processos de refinação e extração adequados a partir de determinadas frações de destilação do petróleo natural. Ignorando impurezas ou traços de aditivos especiais, são exclusivamente constituídos por hidrocarbonetos, os quais, de acordo com a sua origem, apresentam estruturas moleculares diferentes. Isto pode resultar em variações de suas propriedades. Existem dois tipos de óleos minerais, ou seja, os parafínicos e naftênicos, sendo estes os mais utilizados na atualidade. Por outro lado, sabe-se que apenas 15% das reservas mundiais conhecidas de petróleo bruto possuem base naftênica. Tal fato levou diversos países a desenvolverem estudos e processos para a obtenção de óleos com base parafínica, incluindo o Brasil. Deve-se ressaltar que, no passado, estes foram inicialmente os óleos minerais utilizados em equipamentos elétricos, sendo abandonados em favor do naftênico devido às suas limitações de elevação de temperatura e nível de isolamento admissíveis. No presente, há indicações que o óleo parafínico poderá se tornar o substituto dos óleos de base naftênicas. Neste contexto, e considerando-se a absoluta dependência brasileira de fornecedores externos, a

Petrobrás desenvolveu um óleo isolante nacional de base parafínica, denominado AV10 denominado AV10, aplicáveis a equipamentos de classe de isolante de até 34,5 kV. Na atualidade, encontra-se em fase de testes a sua aplicação para tensões da ordem de 138 kV. a) Tipo A (naftênico): são aqueles empregados para tensão máxima do equipamento superior a 34,5 kV; b) Tipo B (parafínico): são aqueles empregados para tensão máxima igual ou inferior a 34,5 kV. De uma maneira geral, os óleos minerais diferenciam-se pela qualidade relativa de compostos, ou seja, possuem os mesmos tipos de compostos variando-se apenas sua composição relativa. Desta forma, a definição exata do tipo do óleo só é possível através do óleo cru de origem. Em relação aos óleos minerais tem-se que, quando entram em contato com o oxigênio do ar, se oxidam, formando borras. Por outro lado, observa-se que a concentração de oxigênio no óleo, aumenta o risco de explosões no caso de um arco acidental. Pelo exposto, é interessante que os óleos contenham algum tipo de inibidor de oxidação. Nos processos normais de refinação há o surgimento de pequenas quantidades de compostos químicos que exercem naturalmente a função citada. Com o passar do tempo, entretanto, estes produtos são consumidos, resultando em um aumento a umento da velocidade de deterioração e oxidação do óleo Ressalta-se que, mesmo com o tratamento do óleo os processos aplicados não permitem o restabelecimento das propriedades inibidoras. Em sendo assim, surgiram inibidores sintéticos de oxidação, sendo o DBPC o que apresenta melhores resultados. O DBPC O DBPC possui possui vários nomes comerciais, tais como Ionol, como Ionol, Topanol e Vianol. Os óleos minerais são sempre miscíveis, porém nem sempre compatíveis em relação ao seu desempenho em serviço. A operação de completar o nível de óleo deve, em equipamento, ser feita preferencialmente com óleo isolante novo do tipo A ou B, conforme o caso. Entretanto, em nenhuma situação, as propriedades do óleo adicionado devem ser inferiores àquelas do óleo do equipamento.

_______________________ __________________________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ ___________ Capítulo 18: Tipos de Fluídos Dielétricos e Refrigerantes - 107


Parte V: Fluídos Dielétricos e Refrigerantes (Óleos)

Óleos novos do mesmo tipo e não contendo aditivos são considerados compatíveis com qualquer outro óleo e podem ser misturados, em qualquer proporção. A prática indica que normalmente nenhum problema é encontrado quando óleo novo é adicionado em pequena percentagem (menos que 5%), a óleos usados. Entretanto, uma adição maior que 5% a um óleo altamente envelhecido pode causar a precipitação de borra. No entanto, quando grandes quantidades de óleos usados ou de novos e usados vão ser misturados, é recomendável realizar ensaios em laboratórios para determinar se as propriedades de mistura dos óleos são ainda satisfatórias. Ensaios de compatibilidade são particularmente importantes no caso de óleos inibidos. As características principais, incluindo estabilidade à oxidação, são determinadas na mistura dos óleos. A proporção dessa mistura deve ser a mesma que a encontrada na prática ou, se isso não for conhecido, deve se usar uma razão 1:1. Os resultados obtidos na amostra da mistura não deve ser inferiores aos do pior dos óleos individuais. Caso ocorra alguma dúvida, referente a compatibilidade, recomenda-se consultar o fornecedor do óleo e/ou o fabricante do equipamento. Pelo exposto, nota-se que podem ser misturados apenas óleos do mesmo tipo (ou parafínicos ou naftênicos). 3.0 - ASCARÉIS

Askarel (ou Ascarel) é uma marca registrada da Monsanto que se tornou sinônimo de qualquer óleo sintético resultante da mistura de policloro difenol (PCB) com triclorobeniza (C6H3C3), que, além de possuir quase todas as características dos óleos minerais, praticamente não é inflamável. Existem diversas marcas, como: Pyranol (GE), Aroclor (Monsanto), Inerten (Westinghouse), Elophen (Bayer), Pyralene (Proelec), Sanotherm (Mitsubishi) e outros. Devido as suas boas propriedades dielétricas, de dissipação térmica, segurança ao fogo (não se inflamam em temperaturas normais de operação do transformador), durabilidade e preço comparativamente baixo foram empregados com sucesso nos transformadores em instalações internas e próximos a edifícios. Por outro lado, sob determinadas condições, tais como em presença de um arco voltaico, há a liberação de gás HCl. Além disto, apresentam a característica de dissolver certos vernizes e a borracha natural. Ainda temse que, peças isolantes à base de resina fenólica, tais como baquelite, alteram as características dos ascaréis. Os ascaréis apresentam problemas no seu recondicionamento em virtude de serem tóxicos e pela utilização de percolação com terra fuller, sendo produtos não biodegradáveis.

Naturalmente, o tratamento deve ser realizado por empresas especializadas. Os ascaréis foram, universalmente, reconhecidos como perigosos agentes poluidores do meio ambiente, sendo sua produção suspensa em 1972 e 1977, no Japão e EUA, respectivamente. Em 1981, os ascaréis foram proibidos no Brasil, sendo que a regulamentação governamental estabelece que “os equipamentos que possuam ascaréis, poderão continuar com esse dielétrico até que seja necessário seu esvaziamento, após o que somente poderão ser reenchidos com outros que não contenham ascaréis” Além disso, é proibido o seu despejo, direta ou indiretamente, nos cursos e coleções d’água ou locais expostos às intempéries. Algumas empresas adotam precauções para o pessoal que trabalha diretamente com o produto, utilizando equipamentos de segurança como: − óculos de vidros ou de plásticos; − aventais, protetores de pernas, agasalho e

outros (tipo clorovinil); − luvas compridas (tipo clorovinil ou de plástico). Além disto, é necessário ter-se um local separado para guardar os materiais protetores. No caso de algum deles tomar contato com o ascarel, ele deverá ser limpo com tecido de algodão embebido de acetona. O aproveitamento dos transformadores que contenham ascarel, substituindo-se por outro óleo isolante é possível desde que haja: a) esvaziamento total do ascarel; b) fabricação total de nova bobina, devido a impregnação do ascarel; c) substituição total da carcaça; d) desmontagem do núcleo, a fim de lavagem das chapas de silício e demais componentes; e) alterações de projeto original do transformador, isto é, aumento de cerca de 10% dos radiadores, mudança dos materiais das gaxetas e outros, dependendo das características do material a ser utilizado. Além de todas essas alterações deve-se levar em conta o preço do óleo substituído. No Brasil, acredita-se que esta mudança seja mais onerosa que a aquisição de uma nova unidade, dado que não existem estudos para a avaliação de desempenho destes transformadores e, muito menos, normas definidas para o procedimento dessa troca ou concentração permissível do ascarel em outros óleos isolantes. Os ascaréis são todos miscíveis e compatíveis entre si.

________________________________________________________________________________ Capítulo 18: Tipos de Fluídos Dielétricos e Refrigerantes - 108


4.0 - FLUIDO DE SILICONE

O termo que geralmente se refere ao composto de um polímero de dimetil siloxano que pode ser usado como dielétrico líquido na eletrotécnica. A presença deste composto trás grande margem de segurança na aplicação em transformadores, o que o tornou um substituto para o ascarel. Apresenta ainda uma resistência ao fogo muito maior que os óleos minerais. A primeira característica importante do fluído de silicone para aplicação em transformadores é a sua não inflamabilidade sob altas temperaturas de operação. Nos transformadores operando com silicone em temperaturas normais, faixa de 75º C, tem uma longa vida útil. E por outro lado, em caso de temperatura elevada em torno de 150º C por período de tempo bem prolongado é possível a operação com este fluído devido a sua estabilidade química, que é excelente. Em caso de baixa temperatura, a viscosidade do fluído de silicone não sofre grande alterações. Apresenta, ainda, outras características favoráveis, como: a) não é propagador de chama, pois mesmo que entre em combustão, o fluído tenderá à autoextinção, ou seja, durante o processo de combustão forma-se uma camada de sílica sobre a superfície, a qual restringe o acesso de oxigênio, exercendo um efeito extintor; b) apresenta baixa toxidade e nenhuma evidência de bio acumulação; c) excelente compatibilidade com praticamente todos os materiais empregados na construção de transformadores, como vernizes, papéis, fibras, fenolites e outros; d) testes de desempenho mostraram que o fluído não cria borra, não se oxida nem, tampouco, muda sua viscosidade por mais de 20 anos, quando em operação em transformadores; e) são miscíveis com os ascaréis. Entretanto, apresenta desvantagens, como: a) Possui peso especifico próximo ao da água, devendo o cuidado no manuseio serem redobradas, pois o fluido quando exposto ao ar úmido, estabelece rapidamente um equilíbrio, absorvendo umidade graças a grande facilidade de difusão dos gases e vapores nos silicones em geral. A quantidade de água absorvida é proporcional à umidade relativa do ar; b) atacam as borrachas de silicone utilizados nas gaxetas de certos transformadores. As gaxetas devem ser substituídas; c) não são biodegradáveis e ainda não está muito clara a sua influência sobre o meio ambiente no caso de um derramamento; d) sob condições de arco voltaico gera ácidos fortes e partículas abrasivas, bem como, a rigidez dielétrica diminui rapidamente;

e) seu custo é o maior entre os diversos tipos de óleos. Pelas características expostas, é viável tecnicamente a substituição de outros óleos pelo fluído de silicone. Porém, atenta-se que deve-se, ainda, serem esclarecidos alguns aspectos sobre sua capacidade de segurança por meio de testes apropriados. 5.0 - FLUIDO RTEmp

Trata-se de um hidrocarboneto parafínico de alto peso molecular produzido pela RTE Corporation e lançado no mercado norte americano em 1978. Suas características são semelhantes ás do óleo mineral e possui várias vantagens, como: a) Alto ponto de fulgor e de inflamação; deve-se observar que, de acordo com a “NEMA”, o fluido RTEmp é menos inflamável que os óleos à base de silicone; b) possui alta rigidez dielétrica (superior ao dos outros óleos), grande capacidade de interrupção de arcos voltaicos, praticamente não cria borra e é não corrosivo; c) compatível com todos os materiais empregados na construção de transformadores; d) quando submetido a um arco não gera ácidos fortes e partículas abrasivas, bem como, sua rigidez dielétrica não decai rapidamente; e) é biodegradável e menos tóxico que o óleo mineral. Pode ser usado para substituir os outros óleos conforme mostrado a seguir: a) sendo o RTEmp totalmente compatível e miscível com todos os ascaréis, não é exigida nenhuma modificação no reenchimento dos transformadores. No entanto a mistura não deve ultrapassar o limite máximo de 40% do volume; isto porque o peso específico resultante toma um valor próximo a unidade, sendo difícil a separação da água existente no sistema; b) na substituição do óleo mineral, uma percentagem maior que 2% do óleo convencional não é desejável, dada que haverá um decréscimo do ponto de inflamação: portanto, uma lavagem no equipamento com solvente tipo querosene, para este caso, é um quesito obrigatório. Observe-se que, entretanto, é totalmente miscível com o óleo mineral em quaisquer proporções; c) na substituição do fluído de silicone recomenda-se uma lavagem do equipamento devido a miscibilidade de silicone com o RTEmp. Suas desvantagens são a alta viscosidade e custo atual muito superior ao do óleo mineral.

________________________________________________________________________________ Capítulo 18: Tipos de Fluídos Dielétricos e Refrigerantes - 109



CAPÍTULO 19: PROPRIEDADE DOS FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES "Existem verdades que a gente só pode dizer depois de ter conquistado o direito de dizê-las.” Jean Cocteau

RESUMO

Este texto analisa as propriedades físico-químicas e elétricas dos vários fluidos utilizados em transformadores. 1.0 - PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS 1.1 - Coloração

A cor de um óleo isolante não deve ser considerada corno uma propriedade, mas sim como uma indicação prática dos limites (aproximados) de seu estado atual. Qualquer óleo mineral com o envelhecimento irá perder sua coloração liquida e irá tomando uma tonalidade mais escura para posteriormente apresentar uma cor marrom bem escura. A norma ASTM-D-1500 e a MB-351 numeram as cores do óleo isolante conforme a tabela 1. Número da Cor 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 6 7 8

Cor Padrão lírio creme claro amarelo pálido cidra pálido extra cidra pálido laranja pálido extra laranja pálido vermelho descorado vermelho claro vermelho escuro vinho marrom

Tabela 1 Classificação de cores conforme ASTM -

1.2 - Ponto de Fulgor, de Inflamação e Combustão

Ponto de fulgor é a menor temperatura na qual os vapores de um óleo se inflamam por um pequeno intervalo de tempo, quando em contato com uma chama.

Quando da realização de um teste, se constatado um baixo ponto de fulgor, verifica-se a presença de contaminantes combustíveis voláteis perigosos no óleo. Por outro lado, o ponto de inflamação é a temperatura onde os vapores de um óleo, quando aquecidos no mesmo aparelho para determinar o ponto de fulgor, se inflamam e continuam queimando por mais de cinco segundos (esta temperatura assume um valor um pouco superior à do ponto de fulgor). Por razões de segurança, o ponto de inflamação dos óleos não deve situar-se abaixo de um valor mínimo. Além disso, é uma medida grosseira para a volatilidade do óleo (isto é, a pressão do vapor), já que o ponto de inflamação é tanto maior quanto menos volátil for o óleo. Esta característica não é totalmente independente da viscosidade. Em geral, quanto menos viscoso for um óleo menor será o seu ponto de inflamação e vice-versa. O ponto de combustão é a temperatura que o óleo se inflamará espontaneamente em contato com o ar. Observe-se que o conhecimento destas temperaturas são importantes pois o óleo pode ficar submetido a faiscas elétricas ou a aquecimento exagerado quando em operação. 1.3 - Ponto de fluidez

A temperatura mais baixa na qual o óleo escoa em condições perfeitamente estabelecidas; praticamente não é afetado pela contaminação e deterioração do óleo. A determinação desta temperatura tem importância para a identificação do tipo de óleo e as condições em que pode ser usado. 1.4 - Densidade

A razão entre a massa específica de um óleo e a sua massa específica na água, medida a 4º C. A densidade não é um parâmetro para medir a qualidade de um óleo isolante, porém serve para que se determine sua adequação à aplicações específicas, tais como em climas frios que pode ocorrer a formação de gelo que ficará flutuando no óleo podendo gerar disrupturas. Um dos métodos para a determinação da densidade é mergulhar um densímetro no óleo isolante sob análise (o qual permanece em equilíbrio a uma certa profundidade).

________________________________________________________________________________ Capítulo 19: Propriedades dos Fluídos Dielétricos e Refrigerantes - 110

Este densímetro possui uma haste onde se lê, ao nível da superfície, o valor da densidade. Com a utilização de um termômetro mede-se a temperatura do óleo no momento da leitura da densidade, já que a densidade varia com a temperatura. A faixa de densidade relativa dos produtos de petróleo encontram-se entre 0,700 a 1,050. 1.5 - Viscosidade

A viscosidade mede a resistência do fluido ao escoamento, bem como, o grau de atrito interno ao escoar. Geralmente é determinada através do tempo necessário para que escoe um certo volume de tal fluido em condições preestabelecidas. Quanto mais viscoso for um fluido, mais dificuldade ele encontrará para escoar; a água, por exemplo, escoa com bastante facilidade e assim possui baixa viscosidade. A viscosidade dos fluidos dielétricos é uma grandeza que depende fortemente da temperatura. Ela varia inversamente com as variações da temperatura, (o que representa uma relação essencial para o óleo em termos de refrigeração). Sendo assim, quanto maior for a sua temperatura, mais facilidade ele encontrará para escoar, trocando calor com meio externo. Desta forma, a viscosidade deve ser tal que permita a circulação de óleo livremente pelas aletas de refrigeração do transformador. A viscosidade não é afetada pela contaminação ou deterioração de um óleo, mas serve para identificar o seu tipo.



este por sua vez, já são afetadas pela simples presença de substância ácidas. Portanto, o índice de acidez mede a quantidade de ácidos minerais existentes no óleo, formados por oxidação e que são responsáveis diretos pela formação de borra. No caso de adição ao óleo, por exemplo, de hidróxido de potássio (KOH), o número de neutralização desejado será dado pela quantidade de hidróxido (em mg) necessário para neutralizar uma grama de óleo (mg KOH/g). A cifra ou número de neutralização varia entre 0 e 1, considerando-se um índice normal de acidez o que se apresenta com valor 0,4; alguns ensaios mostram que a borra começa a se formar a partir deste índice, ou seja, verifica-se que quanto mais escura for a cor do óleo, o mesmo estará com uma acidez maior. A tabela 2 fornece alguns elementos relacionados ao controle da acidez. Índice de Interpretação Observação Neutralização Até 0.05 Novo Óleo novo, sem uso. de 0,05 a 0,25

de 0,25 a 0,40

Bom

Óleo usado. Tratamento desnecessário.

Duvidoso

Improvável formação de lama. Tratar ou trocar. Desnecessário lavar núcleo com jato de óleo.

1.6 - Ponto de anilina

Ponto de anilina é a temperatura em que há a separação de anilina de uma mistura de anilina e óleo. O ponto de anilina está, de certa forma, relacionado com a propriedade de dissolver materiais com os quais entra em contato e com seu conteúdo aromático. 1.7 - Acidez (Número ou Índice de Neutralização)

Os ácidos constituem justamente um tipo de substância cuja presença é apenas tolerada em pequenas quantidades. A acidez normalmente admitida nas especificações para óleos isolantes novos é de 1 a 2 moléculas de ácido para cada 10 moléculas de óleo; isto corresponde, aproximadamente, ao limite de detecção dos métodos vulgares de determinação de acidez de óleos minerais. A presença de ácidos nos óleos isolantes é indesejada pois se trata de substância atividade química relativamente elevada. A sua presença pode provocar o ataque dos diversos materiais usados nos transformadores (em particular, os metais) e, como conseqüência, haverá uma diminuição das características dielétricas do óleo;

de 0,40 a 0,7

Precário

acima de 0,7

Perigoso

Início de formação de lama. Tratar ou trocar. Lavar todos os componentes com jato de óleo Formação franca de lama. Trocar. Indispensável lavagem de todos os componentes com jato de óleo. Verificar isolamento sólido do transformador – possíveis danos.

Tabela 2 -Controle de Acidez Observe-se que a análise da acidez do óleo é imprescindível para a verificação da qualidade do óleo. 1.8 - Tensão interfacial

A forte atração reciproca entre moléculas da superfície de um líquido resulta em um fenômeno denominado tensão interfacial. Sendo assim, nos óleos


novos, o valor da tensão interfacial é uma medida para a pureza do óleo e, portanto, para avaliação de que houve adequada remoção de contaminantes (em particular subprodutos da refinação). Supondo-se dois líquidos não miscíveis, por exemplo, água e óleo, tem-se que este flutua sobre o primeiro devido a sua menor densidade. Se certos contaminantes são agregados ao óleo, tais como ácidos gasosos saponificados, partículas de pó ou produtos de oxidação, estas substâncias tendem a concentrar-se entre a mistura de água-óleo; quanto maior for essa concentração, menor será o valor da tensão interfacial. Quando há imposição, normalmente especifica-se o valor mínimo de 0,040 N/m. A experiência mostra, no entanto, que existem óleos isolantes, de qualidade comprovada por muitos anos de serviço satisfatório, cuja tensão interfacial no estado novo tem valores de ordem de 0,030 N/m. 1.9 - Estabilidade à Oxidação

A formação de borra e acidez, em decorrência da oxidação durante a armazenagem, processamento ou de um longo período de serviço deve ser a mínima possível. Essa característica é essencial para reduzir a passagem da corrente, a corrosão metálica, maximizar a vida útil do isolamento, a rigidez dielétrica e garantir boa dissipação de calor. A quantidade de borra formada é um bom fator para se avaliar as características de oxidação de um óleo. Pode ser apresentada em uma das três formas seguintes: a) porcentagem de matéria insolúvel formada num determinado período de tempo; b) tempo necessário para formação de matéria insolúvel ou de excesso de acidez; c) tempo necessário para o óleo reagir com um determinado volume de oxigênio. 1.10 - Enxofre Corrosivo

Os compostos de enxofre podem causar a corrosão de certos materiais presentes nos equipamentos, tais como cobre e prata. 1.11 - Cloreto e Sulfetos Inorgânicos

A presença de cloretos e sulfatos inorgânicos indica a corrosividade do óleo e a presença de contaminantes. 2.0 - PROPRIEDADES ELÉTRICAS 2.1 - Rigidez Dielétrica

Analisada no Capítulo 20. 2.2 - Fator de potência do óleo isolante

Como todo dielétrico, o óleo isolante ao ser submetido a uma diferença de potencial, permite a



circulação de uma corrente por seu interior (corrente de fuga). Naturalmente, estas condições mostram que haverá perdas dielétricas no óleo. O fator de potência do óleo é a relação entre tais perdas e o produto da tensão aplicada e a corrente total que circula pelo óleo em VA. O valor do fator de potência é indicativo do estado do óleo, ou seja, um alto valor indica a presença de contaminantes ou produtos de deterioração, tais como água, oxidação e outros. 3.0 - ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS

A norma NBR 7036 define as características desejáveis dos óleos minerais, conforme mostra a tabela 3. Por outro lado, a NBR 7037 fornece faixas de valores e recomendações em função de resultados que devem ser obtidos através de ensaios. A tabela 3 transcreve tais valores, sendo que deve-se acrescentar 5 kV aos valores de rigidez dielétrica mostradas no caso dos ascaréis Características Aparência Cor ASTM, máx. Densidade (a 20º C) Ponto de fulgor , mín. (ºC) Ponto de fluidez, mín. (ºC) Índice de Neutralização (mg KOH /g), máximo Viscosidade (cSt), máx. 20ºC Enxofre corrosivo Fator de potência, máx. a 100ºC Tensão interfacial (dina/cm) mín. a 25ºC Rigidez dielétrica kV/2.5 mm mín. – eletrodo de disco Conteúdo de água (ppm) máx Cloretos e sulfetos Estabilidade a oxidação após 164 horas a 100ºC, O2 , Cu Borra, máx.

Valores Limites Tipo A Tipo B Claro, límpido, isento de materiais em suspensão e sedimentos 1 1 0.900 0.860 140 140 -15 -9 0.04

0.04

25 Não corrosivo

25 Não corrosivo

0.5%

0.5%

40

40

30

30

35 Isento

35 Isento

0.5

0.5

0.15%

0.15%

Tabela 3 - Características dos óleos isolantes Para fins de consulta, a tabela 4 fornece dados dos óleos obtidos de catálogos de diversos fabricantes.



Resultados Típicos Ensaios


Valores Limites Óleo Usado A Recondicionar A Até Regenerar Acima 230kV

Óleo Novo

Óleo Usado

Óleo Novo

Rigidez Dielétrica

50 65 70

> 40 > 70 > 58

> 30 -

> 30 > 60 > 24 > 48

> 35 > 70 > 27 > 54

25 – 30 50 – 60 20 – 24 40 - 40

25 – 35 50 – 70 20 – 27 40 – 54

Conteúdo de Água (ppm)

10

15

< 35

< 25

< 15

25 - 40

15 – 40

Acidez (mgKOH/g óleo)

0.03

0.1 - 0.2

< 0.04

< 0.3

< 0.1

Tensão Interfacial N/m

0.045

0.02–0.03

> 0.04

Cor

0.5

1 – 1.5

Fator de Potência (%)

0.01 0.07 0.1

0.1 – 0.3 -

Satisfatório Até Acima 230kV

< 40

Após Tratamento Até Acima 230kV > 33 > 65 > 25 > 30

> 38 > 76 > 30 > 60

< 20

< 15

Método de Ensaio

ASTM D877 (NBR 6869) ASTM D1816 ASTM D1816 Método Karl Fischer - ASTM D1533/MB-818 ASTM D974/MB 101 – ASTM D664/MB-494 ASTM 971/ NBR 6234/ ASTM D2285

-

> 0.4

< 0.1

> 0.02

0.02 – 0.025

< 0.02

> 0.03

< 1.0

>3

3-4

>4

<2

ASTM D1500 MB-351

< 0.05 < 0.05 < 0.03 -

0.05 -

0.5 – 1.5 -

> 1.5 -

< 0.1 -

20º C 25º C ASTMD 100º C 924 90º C VDE370

Tabela 4 – Característica de Óleos Isolantes




CAPÍTULO 20: ENSAIO DE RIGIDEZ DIELÉTRICA “Nos campos da observação, o acaso favorece apenas as mentes preparadas.” Anônimo

RESUMO

Em relação às propriedades elétricas de um fluído refrigerante e isolante, verifica-se que a mais importante é a rigidez dielétrica. Sendo assim, os próximos tópicos fornecem a metodologia para a sua

medição. 1.0 - INTRODUÇÃO

a) Eletrodos ASTM

A rigidez dielétrica de um líquido isolante é uma média de sua capacidade de resistir à tensão elétrica sem falhar, ou seja, o valor de tensão na qual ocorre uma ruptura do fluido entre dois eletrodos posicionados no interior de uma cuba de material isolante em condições preestabelecidas.

b) Eletrodos VDE

Figura 1 – Eletrodos imerso em cuba de óleo isolante. Desta forma, a rigidez dielétrica é:

E C =

U C d C

(1)

onde: EC - rigidez dielétrica, em kV/mm ou kV/pol.; UC - tensão de ruptura, kV; dC - distância em mm ou polegada. Os tipos mais comum de eletrodos e respectivos espaçamentos em milímetros são mostrados na figura 2, sendo os de formatos ASTM (ou ANSI ou ABNT) e VDE , os mais utilizados no Brasil.

c) Outros tipos de Eletrodos Figura 1 - Eletrodos mais usados para a determinação da rigidez dielétrica de óleos isolantes (dimensões em mm). Observa-se que o valor da rigidez dielétrica se altera conforme o formato e a distância dos eletrodos. Sendo assim, quando se fornece o valor da rigidez é obrigatório também informar o tipo de eletrodo e “ gap’ utilizado pois a tensão de ruptura será diferente.

________________________________________________________________________________ Capítulo 20: Ensaio de Rigidez Dielétrica - 114

A figura 3 esclarece para o caso de uma rigidez de 40 kV/mm, onde a tensão de ruptura é de 60 kV para os eletrodos VDE e de 85 kV para os do tipo ASTM .

Figura 3 – Rigidez dielétrica e tensão de ruptura para vários tipos de eletrodos Muitas vezes, diz-se que a rigidez dielétrica é 30 kV, por exemplo. Na verdade, isto deve ser considerando como 30 kV/0,1” ou 30 kV/2,54 mm. caso os eletrodos sejam do tipo disco ( ANSI/ABNT ). A figura 4 apresenta a imagem de um medidor de rigidez completo.

Figura 4 – Medidor de rigidez dielétrica ( Nansen) 2.0 - MEDIDA DA RIGIDEZ DIELÉTRICA - MÉTODO ASTM-D877

Utiliza-se os eletrodos de discos planos mostrados na figura 2 a), sendo conveniente verificar se estão são ajustados a uma distância de 0,1 polegada (2,54 mm) entre si. O medidor de rigidez deve ser capaz de atingir a tensão de, pelo menos, 40 kV. A cuba deve ser enchida com uma amostra de óleo, de forma a cobrir os eletrodos.



Ë necessário que não haja a formação de bolhas e, portanto, deve-se deixar o óleo em repouso por cerca de 2 (dois) a 3 (três) minutos antes de iniciar o ensaio. Se o aparelho possuir misturador deixá-lo ligado. Feito isto, aplica-se continuamente uma tensão crescente a razão de 3 kV/seg. até que ocorra a ruptura na amostra existente na cuba, com intervalos de 1 (um) minuto, no mínimo. O valor obtido deverá ser anotado. O ensaio deve ser repetido mais cinco vezes utilizando-se a mesma amostra, desprezando-se a primeira medida. A rigidez dielétrica é expressa pelo valor médio dos cinco valores restantes se o resultado apresentar consistência estática. Se isto não se verificar, executa-se novo grupo de cinco medidas, e o valor da rigidez será a média das dez medidas efetuadas. No segundo grupo de medidas nenhuma das leituras é desprezada. Se, por outro lado, deseja-se novamente determinar se a rigidez dielétrica está acima ou abaixo do valor especificado pelas normas, faz-se seis leituras, desprezando-se a primeira, se as cinco últimas leituras possuírem valores superiores, o óleo está aprovado quanto à este aspecto. 3.0 - MEDIDA DA RIGIDEZ DIELÉTRICA - MÉTODO VDE 370

Utiliza-se os eletrodos da figura 2 b) e o medidor deve ser capaz de atingir a pelo menos 90 kV. Deve-se verificar o espaçamento correto dos eletrodos (2,5 mm), encher a cuba de óleo cobrindo-os. Atentar, também neste caso, para que não haja a formação de bolhas e, portanto, é conveniente deixar a amostra de óleo em repouso por cerca de 1 a 3 minutos antes de iniciar o ensaio. Se houver agitador, deixá-lo ligado. Feito isto, aplica-se continuamente uma tensão crescente na razão de 2 KV/seg., até que ocorra a ruptura., anotando-se este valor. O ensaio é repetido mais cinco vezes, utilizandose a mesma amostra, sendo válidas as mesmas condições anteriores. 4.0 - CRITÉRIO DA CONSISTÊNCIA ESTATÍSTICA

O critério da consistência estática consta em se determinar a relação entre o desvio padrão ( δ ) e valor ___ médio das leituras ( X ), e verificar se ela é menor ou igual a 0,1, ou seja: δ ____

≤ 0,1

(2)

X

Se tal não ocorrer, é provável que o erro da média seja excessivo.


A média e o desvio padrão, por outro lado, são dados por:



Ainda, a titulo de exemplo, supondo-se que o grupo de cinco novas leituras seja: 34, 36, 32, 35, 36 kV,

5

1 X = ∑ x i 5 i =1

(3)

e,

RigidezDielétrica =

δ=

1 5 ( x 2 ) − 5 X ∑ i =1 i 4

[

]

(4)

Se, por exemplo, em um ensaio forem obtidas as seguintes leituras, na ordem em que foram feitas, 50 KV, 29 KV, 32 KV, 33 KV, 40 KV, 36 KV Desprezando-se a primeira leitura, ou seja, 50 KV, tem-se de (3):

1 x = (29 + 32 + 33 + 40 + 36 ) = 34 kV 5 E, de (4): δ=

1 2 (29 + 322 + 332 + 402 + 36 2 ) − 5( 34 )2 = 4.138 4 Então:

δ

x

A rigidez dielétrica será:

=

4.183 = 0.123 > 0.1 34

Portanto, deve-se executar mais um grupo de cinco leituras. Pode-se utilizar um critério alternativo, ou seja, determinar a diferença entre o maior e a menor leitura, e multiplicar-se o resultado por 3 (três). Se o produto for maior que o valor mais próximo do mínimo das cinco leituras é provável que o erro seja excessivo. Sendo assim, no caso do exemplo anterior, temse que o maior valor é de 40 KV e o menor 29 KV. Então, a diferença é 11 KV e, assim: 3x 11 = 33 kV Comparando-se com o maior valor mais próximo de 20 kV, o qual é 32 kV, tem-se: 33 32 >

Portanto, deve-se executar mais um grupo de cinco leituras.

29 + 32 + 33 + 40 + 36 + 34 + 36 + 32 + 25 + 36 10

ou:

Rigidez Dielétrica = 34.3 kV 5.0 - CUIDADOS COM O MEDIDOR DE RIGIDEZ

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. Para a limpeza deve-se utilizar uma mistura de benzol e álcool na proporção de 2/3 e 1/3, respectivamente, e secar de preferência na estufa. Os eletrodos e o interior da cuba não devem ser tocados. 6.0 - TESTES NA ÁREA

O envelhecimento excessivo ou a contaminação podem ser observados através da inspeção visual, baseando-se na cor e matérias estranhas no óleo Para uma verificação rápida do conteúdo de umidade, pode-se utilizar o “teste de crepitação ”, adotando-se o seguinte procedimento: a) colocar uma pequena amostra de óleo em um tubo limpo e seco; b) aquecer o conjunto com um queimador de gás a uma temperatura superior a 100 0C; c) um som crepitante indicará a presença de água em perigosa concentração. Observe-se, entretanto, que o teste de rigidez é o que realmente avaliará as condições dielétricas do óleo. 7.0 - Conclusões

Assim como em vários outros testes, é conveniente o acompanhamento da evolução da rigidez dielétrica do óleo ao longo do período de funcionamento do transformador. A comparação entre o valor atual com o anterior permite que se tenha idéia de uma possível deterioração do óleo, se a rigidez diminuiu sensivelmente. Entretanto, mesmo que a rigidez se mantenha estável não significa, necessariamente, que o óleo se


encontre em boas condições, pois poderão existir outros fatores que não são detectados por seus respectivos testes. Desta forma, a idéia da avaliação da qualidade de um fluido dielétrico baseando-se apenas no valor de sua rigidez dielétrica não se constitui em boa prática. Ela,



na realidade, não é uma característica intrínseca, sendo antes determinada pelo estado de poluição do óleo. Desta forma, a rigidez pode assumir baixos valores com o aumento da presença de agentes contaminantes tais como a água e partículas sólidas.




CAPÍTULO 21: MANUTENÇÃO DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES “Somos o que repetidamente fazemos. A excelência, portanto, não é um feito, mas hábito” Aristóteles

RESUMO

Apresenta-se, a seguir, as filosofias básicas de manutenção em fluidos dielétricos. 1.0 - INTRODUÇÃO

Para que um fluído dielétrico e refrigerante (óleo) cumpra suas funções de maneira satisfatória, deve apresentar algumas características básicas, tais como: a) Baixo teor de umidade, pois as partículas de água em suspensão diminuem suas propriedades dielétricas; b) Elevada resistência à oxidação, para evitar a formação de borras e ácidos; c) Composição química tal que não altere as propriedades dos diversos elementos do transformador; d) Viscosidade suficientemente baixa para permitir grande mobilidade das partículas aquecidas, de forma a não prejudicar a transferência de calor; e) Resistência elevada à inflamação, de forma a tornar mais segura a instalação elétrica. Naturalmente, é necessário analisar se com uma certa freqüência se o fluído de um transformador em operação está em boas condições de trabalho. Assim, a sua manutenção preventiva, principalmente, é de grande importância para o bom desempenho do equipamento. 2.0 - ASPECTOS DA MANUTENÇÃO

O acompanhamento sistemático e criterioso das condições dos fluidos dielétricos torna possível prolongar a vida útil deles mesmos, bem como do transformador. Além disto, obtêm-se desempenhos melhores e menores ocorrências de falhas ao longo do funcionamento do conjunto. Observa-se que, em um transformador em operação, o conjunto isolante óleo/papel é submetido a uma série de esforços térmicos e elétricos que levam à sua decomposição parcial. Desta forma, há a decomposição do óleo, resultando na alteração das propriedades físico-químicas e na formação de alguns gases.

Naturalmente, em operação normal, os gases são formados a uma taxa bastante baixa. Entretanto, a ocorrência de falhas modifica consideravelmente este panorama, mesmo que ela seja incipiente no momento. O perfeito conhecimento da composição dos gases dissolvidos nos óleos minerais isolantes possibilita a detecção de falhas, sendo, portanto, uma poderosa ferramenta na manutenção dos transformadores. A manutenção preventiva consiste em verificar a adequação destas propriedades. Na preditiva, por sua vez, analisa-se qualitativa e quantitativamente a presença destes gases, sendo os mais importantes: a) Hidrogênio (H2); b) Metano (CH4); c) Monóxido de Carbono (CO); d) Dióxido de Carbono (CO 2); e) Etileno (C2H4); f) Etano (C2H6); g) Acetileno (C2H2). A verificação dos níveis de presença de tais gases é importante, pois eles estão relacionados com a decomposição do sistema de isolamento óleo/papel. A celulose do papel isolante quando submetida a aquecimento em um sistema fechado a temperaturas da ordem de 150º C leva a formação dos seguintes produtos de decomposição: a) Monóxido de Carbono; b) Dióxido de Carbono; c) Água. Se a temperatura se eleva a 250 0C ou acima, observa-se a formação de cerca de 4 vezes mais monóxido de carbono do que dióxido de carbono. No caso dos óleos minerais, quando submetidos a temperaturas inferiores a 500º C em presença de oxigênio, produzem pequenas quantidades de CO 2, água, hidrogênio, etileno, etano e metano. Entretanto, quando submetidos a temperaturas muito superiores ou a esforços elétricos severos como, por exemplo, um arco, os gases se formarão em maior quantidade. Em função do exposto, quaisquer atitudes para a executar a manutenção em óleos isolantes, devem, necessariamente, envolver quatro elementos básicos, ou seja: o aquecimento excessivo, presença de água e de oxigênio e contaminação.

________________________________________________________________________________ Capítulo 21: Manutenção em Fluídos Dielétricos e Refrigerantes - 118

3.0 - AQUECIMENTO EXCESSIVO

Um aquecimento excessivo resulta na diminuição da vida útil do isolamento, ou seja, o seu envelhecimento ou deterioração (“aging”) é função do tempo e da temperatura. Apesar das temperaturas maiores ou os pontos mais quentes estarem localizados nos enrolamentos e, portanto, o seu isolamento sólido sofrer maior degradação, também o óleo é afetado. Embora não seja possível predizer com precisão absoluta a vida de um isolante é geralmente aceito a regra de Montsinger que estabelece que “a vida do isolante reduz-se pela metade a cada 8 a 10º C de sobretemperatura em operação contínua”. Os transformadores fabricados no Brasil, em geral, admitem uma elevação de temperatura dos enrolamentos não superior a 55º C e elevação de temperatura de ponto mais quente do enrolamento acima do ambiente, não superior a 65º C. A vida útil máxima do óleo pode ser atingida quando a temperatura do óleo isolante, da parte superior do tanque do transformador em serviço, não for maior que 60º C. Admitindo-se que a vida útil de um óleo isolante seja de 20 anos, considerando-se um limite critico do índice de neutralização de 0,25 mg KOH/g e a citada lei de Montsinger, tem-se a relação entre elevação de temperatura do topo do óleo e vida útil mostrada na figura 1.



As operações acima do limite de 140º C conforme a citada norma, devem ser tratados com um certo cuidado, pois poderá haver formações de gases na isolação sólida e no óleo, o que pode representar um risco potencial para a integridade de rigidez dielétrica do transformador. 4.0 - PRESENÇA DE ÁGUA

A presença de água no sistema de isolação de transformadores pode dar-se por contaminação externa (falha de vedações ou do sistema de preservação contra umidade - respiro) ou pela decomposição por hidrólise da celulose e do óleo isolante. A água age como catalisador, acelerando a deterioração do óleo isolante e da celulose da isolação sólida alterando desfavoravelmente suas propriedades dielétricas e mecânicas do papel. Uma parte da água contida no papel é mantida na superfície de suas fibras, enquanto a outra, penetra nestas fibras por capilaridade (ou seja, é absorvida). Uma terceira parte está quimicamente ligada à celulose, sendo esta a água de cristalização da mesma. A capacidade de absorção de água no óleo, por outro lado, também está ligada com a temperatura. Sabe-se que, quanto maior a temperatura, tanto maior a solubilidade da água no óleo. Assim, uma quantidade de água de 100 ppm estará completamente dissolvida a 40º C, enquanto que a 20º C, parte desta água terá virado emulsão. Após certo conteúdo da emulsão, haverá, formação de gotas (dispersão). O óleo deve conter o menor teor possível de água, de forma a aumentar a capacidade de isolamento do sistema, reduzir as perdas dielétricas e a corrosão metálica, assegurar uma elevada rigidez dielétrica e, em conseqüência, uma vida útil maior para o transformador. A figura 2, para exemplificar o exposto, apresenta na área hachurada, valores obtidos experimentalmente por vários pesquisadores, onde se verifica que há uma diminuição da rigidez conforme se aumenta o conteúdo de água no óleo, considerando-a como único contaminante.

Figura 1 - Vida útil estimada em função da elevação de temperatura. Para estes transformadores, a norma NBR 5416 adota os limites admissíveis de temperatura fornecidos pela tabela 1. Topo do Óleo 110º C MÁXIMA TEMPERATURA Ponto mais Quente 150º C Tabela 1 - Máximas Temperaturas Admissíveis pela NBR 5416

Figura 2 Rigidez dielétrica em função do teor de água no óleo -


5.0 - ENTIDADES NORMALIZADORAS

Existem várias entidades que padronizam ou normalizam os óleos isolantes utilizados em transformadores, disjuntores e em outros equipamentos elétricos. As principais são: a) ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas; b) ASTM American Society for Testing Materiais; c) IEC Internacional Eletrotechnical Comission; d) GCOI Grupo Coordenador de Operação Interligada.



Ensaios Físicos Rigidez Dielétrica à freqüência industrial a) Eletrodos VDE b) Eletrodos e m disco

-

-

-

-

Os ensaios no óleo isolante podem ser químicos, físicos e elétricos. As normas aplicáveis aos ensaios físicos são dadas na tabela 2. Normas Aplicáveis ASTM NBR D.611 MB.299

Ponto de Anilina Cor: a) método do colorimento (“ASTM Color Scale”) b) método T. Robson c) método do cronômetro Saybolt

D.1500

Tensão Interfacial (método do anel)

D.971 D.2285

MB.320

Ponto de fulgor e combustão a) método vaso aberto b) aparelho fechado

D.92

MB.50

D.93

MB.42

Ponto de fluidez

D.97

MB.820 MB.102

Densidade a) c) Densidade específica d) Densidade relativa

D.287

Viscosidade Cinemática dinâmica a) viscosidade cinemática b) viscosidade Saybolt

MB.351 MB.292

D.156

D.1298

MB.187

Índice de refração a 25º C Índice de refração e dispersão Ótica específica Coeficiente de expansão térmica (Petróleo e Askareis)

D.445 D.88 D.2161 D.1218 D.1807

Análise de gases

D.3612

D.924 D.3300 D.1169

Os ensaios químicos e respectivas normas são os relacionados na tabela 4. Ensaios Químicos Índice de neutralização, nº de neutralização ou acidez a) através de cor – método de titulação b) indicador de cor – método de titulação Estabilidade à oxidação a 100º C – 164 horas Enxofre corrosivo (medição de alta temperatura) Teor de água (método Karl Fischer) Cloretos e sulfatos inorgânicos (det. qualitativa) Enxofre total Teor de inibidor DBPC

Normas Aplicáveis ASTM ABNT D.664 D.974 D.2112 D.2440

MB.249 MB.1236/ NBR 6307 MB.101 PMB.947

D.1275

MB.899 MB.902 MB.106

D.1533

MB.818

D.878

MB.901

D.1552 D.2668

7.0 – MANUTENÇÃO PERIÓDICA DOS ÓLEOS MB.293 MB.326

D.1903 D.1524 D.2144

D.877

MB.104

D.1807

Exame visual

MB.330

Tabela 4 – Ensaios Químicos e Normas Aplicáveis

D.1481 e

D.1816

Tabela 3 - Ensaios elétricos e normas aplicáveis

6.0 - ENSAIOS NOS ÓLEOS ISOLANTES

Ensaios Físicos

Fator de potência e constante dielétrica a 25º C e 100º C Rigidez dielétrica à tensão de impulso Resistividade à 25º C

Normas Aplicáveis ASTM NBR

NBR.7274 /7070

Tabela 2 - Ensaios Físicos e normas aplicáveis Os ensaios elétricos e respectivas normas são os fornecidos na tabela 3

Em geral, dos ensaios relacionados anteriormente, bastam apenas cinco deles para o controle rotineiro do estado do óleo, ou seja , sua manutenção periódica. Eles são, em ordem de importância: a) b) c) d) e)

rigidez dielétrica; acidez; fator de potência; tensão interfacial ; e, teor de água.

Uma vez detectado qualquer anomalia, devem ser realizados outros ensaios para a identificação do problema. Sugere-se que se adote a periodicidade destes ensaios dada na tabela 5, em função da temperatura do topo do óleo.


Temperatura (ºC)

Intervalos

60 a 70 70 a 80 80 a 90 90 a 100

Anual 6 meses 4 meses Mensalmente



Tabela 5 - Periodicidade de ensaios em função da temperatura continua do topo do óleo. Se não for possível a avaliação da temperatura do topo do óleo, é recomendável que tais ensaios sejam aplicados, pelo menos, anualmente ao óleo de transformadores em serviço e que apresentam, previamente, condições satisfatórias. Em transformadores novos, por outro lado, é conveniente adotar o seguintes procedimento.

Figura 4 – Analisador de teor de água no óleo e gases pelo método de Karl-Fischer ( Nansen)

a) antes de energizar; b) 24 (vinte e quatro) horas após energizado, visando a coleta de gases para análise; c) alguns dias após energização; d) 6 (seis) meses após energização. A periodicidade da coleta de gases será tratada em capítulo específico. 8.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS

As equipes próprias de manutenção da maioria dos usuários de transformadores verificam, na maioria das vezes, apenas o ensaio de rigidez dielétrica, sendo comum possuírem o equipamento apropriado para tanto. No caso dos demais ensaios, há necessidade de equipamentos adicionais como os mostrados nas figuras 3 4 e 5 para a medição do fator de potência do óleo, avaliação do teor de água e da tensão interfacial, respectivamente.

Figura 3 – Medidor de fator de potência do óleo ( Nansen)

Figura 5 – Medidor de tensão interfacial - Tensiometro (Kruss) Observa-se que estes equipamentos extras implicam em custos adicionais, não só com a aquisição e manutenção, mas também pela necessidade de empregarse mão-de-obra especializada. Desta forma, é comum efetuar somente a retirada de amostras de óleo, sendo os ensaios efetuados a baixo custo por empresas especializadas (por exemplo, o Cepel, Brastrafo e a Sipase entre outras). O material para a coleta são fornecidos pela prestadora de serviço ou ela envia algum técnico para a amostragem. Os resultados são apresentados até através de email e, em geral, podem ser comparados com os de um grande banco de dados da empresa fornecedora. Na próxima página, a título de exemplo, apresenta-se os resultados destes ensaios em um transformador de 75 kVA realizado por um determinado laboratório.




Cliente.............XXXXXXXXXXX S/C LTDA. Equipamento...TRANSFORMADOR Série Num.....S/ SÉRIE Fabricante.......YYYYYYY Identific.........TF-02/SE-2100 Tensão............2,4 KV Ano Fabric..... Potência..........75 KVA Data Amost....08/07/97 Volume...........500 L. Motivo............MANUTENÇÃO PERIÓDICA Local............... ENSAIOS Aspecto Visual Cor Densidade a 20/4 0C Tensão inter. a 25 0C Teor de água Índice neutralizado Rigidez dielétrica Fat. de dissipação 90 0C

MÉTODO VALOR ENSAIO MEDIDO VISUAL NORMAL ABNT PMB351 1,5 NBR 7148 0,852 dina/cm NBR 6234 19,6 ppm NBR 10710 26 ABNT MB-101 mg 0,068 KOH/g

KV/ NBR 6869 2,5mm % ABNT MB 3474

44 0,81

LIMITE DO ÓLEO EM USO NOVO LÍMPIDO NORMAL 4,0 max 1,0 max 0,9 max 0,9 max 20,0 min 40,0 min 35,0 max 15,0 max 0,3 max 0,03max 30,0min

40,0min

10% max 0,4%max

DIAGNÓSTICO Primeira análise realizada em nosso laboratório: Dados iniciais de controle. Óleo mineral isolante parafínico. Propriedades dielétricas do óleo isolante em condições normais. Contaminação do óleo por produtos de oxidação, sem grandes prejuízos ao equipamento mas, com ataque aos metais e materiais isolantes. Sugerimos que o óleo seja regenerado ou substituído, optando-se pelo mais econômico, o mais breve possível. Próxima Amostragem: Após regeneração ou substituição.




CAPÍTULO 22: ANÁLISE DOS GASES DISSOLVIDOS (CROMATROGRAFIA) “Faça as coisas o mais simples que você puder, porém não as mais simples.” Albert Einstein

RESUMO

A análise cromatrográfica dos gases dissolvidos nos óleos isolantes assumiu uma importância fundamental para a manutenção preditiva de transformadores. Neste sentido, apresenta-se a seguir a conceituação geral sobre o assunto e algumas técnicas de análise 1.0 - INTRODUÇÃO

A deterioração de um dielétrico constituído de papel impregnado é sempre acompanhado por um processo de degradação do óleo e, eventualmente, de outros isolantes orgânicos. Isto ocorre com a formação de uma mistura complexa de produtos de decomposição, cuja atividade e tipo dependem da energia dissipada. Parte desses produtos são gasosos nas condições normais e dissolvem-se no óleo. Assim, podem ser extraídos a partir de uma amostra e analisados com métodos de elevada sensibilidade. Desta forma, a análise dos gases dissolvidos no óleo permite detectar eventuais faltas ou defeitos associados aos dielétricos, inclusive antes de um eventual dano do equipamento. São exemplos, a existência de arco, sobreaquecimento, descargas elétricas e pirólise dos materiais da celulose. Neste sentido, a análise pode ser útil para: a) Controle e acompanhamento do desempenho do equipamento em operação, realizando-se ensaios periódicos; b) Auxiliar na detecção de eventuais alterações provocadas por ensaios dielétricos, como no caso de ensaio de tensão induzida, por exemplo; c) Acompanhamento da operação do equipamento no caso de aplicação de sobrecargas. 2.0 - GASES CARACTERÍSTICOS ASSOCIADOS A FALHAS

Os dados obtidos de análise de equipamentos em operação bem como, de danificados e de experiências em laboratório com falhas simuladas, possibilitam

estabelecer uma correlação entre os gases dissolvidos no óleo e o tipo de falha. Os principais gases presentes são o acetileno (C2H2), etileno (C2H4), metano (CH4), etano (C2H6), hidrogênio (H2), óxido de carbono (CO) e dióxido de carbono (CO2). Observe-se que, para todos os tipos de falhas, tais elementos estarão presentes, porém com concentrações diferentes. O gás com maior concentração é o “chave”, ou seja: a) Gás Chave Acetileno (C2H2): indicação da existência de descargas elétricas, desde arcos francos até níveis inferiores de descargas parciais; b) Gás Chave Etileno (C2H4): indicativo de óleo superaquecido; c) Hidrocarbonetos saturados (metano - etano): são formados em quantidades significativas quando da decomposição do óleo a partir de 150 0C a 180 0C. Entretanto, um lento acúmulo de metano (CH4) e etano (C2H6) ocorre durante o envelhecimento normal dos materiais isolantes; d) Hidrogênio (H2): associado com o metano (CH4), com pequenas concentrações de etano (C2H6) e etileno (C2H4), indica que há a produção de descargas parciais. Se o hidrogênio for encontrado em grande quantidade, com concentrações pequenas de outros gases, indica a existência de água e sua decomposição eletroquímica (eletrólise); e) Monóxido e dióxido de carbono (CO e CO 2): sempre estão presentes visto que são produzidos pelo envelhecimento, mesmo que normal do óleo e principalmente da celulose. O monóxido de carbono se apresenta, predominante, quando da decomposição do papel à temperatura muito elevadas, especialmente em situação de ocorrência de arcos. A tabela 1, a seguir, apresenta, de forma resumida, o exposto

________________________________________________________________________________ Capítulo 22: Análise dos Gases Dissolvidos (Cromatrografia) - 123


Gases Chave Tipo de Falha Dielétrico Acetileno (C2H2) Arco Hidrogênio (H2) Descargas parciais Óleo Metano (CH4) Etileno (C2H4) Superaquecimento

Papel Superaquecimento

Hidrogênio (H2)

Eletrólise

Óleo (com umidade)

Tabela 1 - Gases chaves e tipos de falhas. 3.0 - TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO

O diagnóstico é a conclusão a ser tirada de uma série de dados sobre os gases presentes no óleo do equipamento, identificando eventuais falhas, sua origem e gravidade. Existem várias técnicas para o diagnóstico e sua confiabilidade aumenta com a disponibilidade de informações anteriores e a experiência do laboratório encarregado da análise. A norma NBR-7274 da ABNT apresenta concentrações de gases típicas associadas à diversos tipos de falhas, como transcrito na tabela 2.

Tipos de Defeitos Arco do Óleo Descarga Parcial no Óleo

Concentração de Gases (%) CO < 0,01

H 2 60

5

1,6

3,3

30

0,2

86

13

0,5

0,2

0,1

< Óleo Superaquecido 0,01 Celulose Superaquecida Eletrólise

2

CH 4 C 2 H 6 C 2 H 4 C 2 H 2

16

17

< 0,01 < < < 99,9 0,01 0,01 0,01 92

6,7

1,2

A citada norma ainda apresenta o diagnóstico através da relação entre as concentrações de gases conforme transcrito na tabela 5 mostrada na próxima página. Alternativamente, a tabela 3 fornece diagnóstico de falhas pelo método de Rogers.

CH 4 C 2 H C 2 H C 2 H CH 2 CH C 2 H C 2 H

Hidrogênio (H2) Monóxido de Descargas parciais Carbono (CO) Monóxido de Carbono (CO) Dióxido de Carbono (CO2)


63

2

< < 0,01 0,01 < < 0,01 0,01

Tabela 2 - Valores típicos de concentração de gases no óleo isolante, conforme NBR 7274

-

-

-

+

-

-

+

+

-

-

-

+

+

-

+

-

-

-

-

+

-

-

-

+

NOTA:

DIAGNÓSTICO

Situação normal. Se a relação CH4/CH2. deve-se suspeitar de ocorrência de descargas parciais Pontos quentes com ligeiro sobreaquecimento Pontos quentes com - sobreaquecimento ainda modesto Aquecimento excessivo dos condutores Mau contato - circulação de corrente (conexões superaquecidas) Descarga capacitiva com + pequena energia + Falhas no condutor Arco com centelhamentos + persistentes com possível efeito colateral

“+” SIGNIFICA Relação MAIOR QUE A UNIDADE; “-“SIGNIFICA RELAÇÃO MENOR QUE A UNIDADE.

Tabela 3 - Diagnóstico de falhas - Método de Rogers A tabela 4 apresenta os valores considerados normais de concentração de gases em ppm (vol./vol.) para diversas entidades. Entidade CEGB (Inglaterra) transformadores elevadores CEGB (Inglaterra) transformadores de transmissão LCIE (Bélgica) BBC (Suíça) 265 kV ≤ 10 MVA Mitsubishi até 275 kV ≥ 10 MVA 500 kV Dornenbur

H 2

CO

CH4 C 2 H 6 C 2 H 4 C 2 H 2

240

580

160

115

190

11

100

350

120

65

30

35

80 200

1000 1000

200 50

200 15

100 60

5 15

400

300

200

150

300

400

200

150

150

200

300 200

200 1000

100 50

50 15

100 60

Tabela 4 - Valores normais de concentração de gases (ppm)


15


Relação (Ver Nota 4) C 2 H 2 CH 4 C 2 H 4 C 2 H 4 H 2 C 2 H 6

Falha Característica Sem falha

0 0 Descargas parciais de pequena densidade de mas não energia significativo Descargas parciais de alta densidade de 1 energia Descargas de energia reduzida (ver nota c)

Descargas de alta energia


0

0

1

0

1

0

1-2

0

1–2

1

0

2

0

0

1

Falha térmica de baixa temperatura < 150º C (ver nota d) Falha térmica de baixa temperatura 150º C - 300º C (ver nota e) Falha térmica de temperatura média 300º C – 700º C

0

2

0

0

2

1

Falha térmica de alta temperatura > 700º C (ver nota f)

0

2

2

Exemplos Típicos Envelhecimento normal Descargas nas bolhas de gás resultante de impregnação incompleta, de supersaturação ou de alta umidade Como acima, porém provocando arvorejamento ou perfuração da isolação sólida Centelhamento continuo no óleo devido a más conexões de diferentes potenciais ou potenciais flutuantes. Ruptura dielétrica do óleo entre materiais sólidos Descargas de potência. Arco. Ruptura dielétrica do óleo entre enrolamentos, entre espiras ou entre espira e massa, corrente de interrupção no seletor Aquecimento generalizado de condutor isolado Sobreaquecimento local do núcleo devido a concentrações de fluxo. Pontos quentes de temperatura crescente, desde pequenos pontos no núcleo, sobreaquecimento do cobre devido a correntes de Foucault, maus contatos (formação de carbono por pirólise) até pontos quentes devido a correntes de circulação entre núcleo de carcaça

a) O código utilizado para as relações é dado abaixo sendo que, para efeito de codificação, as relações com denominador igual a zero são consideradas iguais a zero. Relação entre os gases característicos (R) 0.1 > R 0.1 < R < 1 1
C2H2 C2H4 0 1 1 2

Código CH4 H2 1 0 2 2

C2H4 C2H6 0 0 1 2

b) Os valores dados para as relações devem ser considerados apenas como típicos; c) Nesta tabela, a relação C 2 H 2 se eleva de um valor compreendido entre 0,1 e 3 a um valor superior a 3, a relação C 2 H 4 de um valor

C 2 H 4

C 2 H 6

compreendido entre 0,1 e 3 a um valor superior a 3, quando a intensidade da descarga aumenta; d) Neste caso, os gases provêm principalmente da relação degradação da isolação sólida, o que explica o valor da relação C 2 H 4 .

C 2 H 6 e) Este tipo de falha é indicado normalmente por um aumento da concentração dos gases. A relação CH 4 é normalmente da ordem de 1, o valor real,

H 2 superior ou inferior à unidade, depende de numerosos fatores, tais como o tipo de sistema de preservação do óleo, a temperatura e a qualidade do óleo. f) Um aumento da concentração de C 2H2 pode indicar que a temperatura do ponto quente é superior 1000º C. g) Os transformadores equipados com comutador de derivações em carga podem indicar falhas do tipo 202/102 se os produtos de decomposição formados pelos arcos no comutador puderem difundir-se no óleo do tanque principal do transformador. h) Na prática, podem ocorrer combinações de relações diferentes da tabela. Para esses casos deve-se considerar a taxa de crescimento e/ou os perfis típicos de composição.

Tabela 5 - Diagnóstico de falhas




Algumas entidades de pesquisa sugerem o acompanhamento da velocidade de formação dos gases dentro dos transformadores (taxa de crescimento); a tabela 6 fornece os limites admissíveis da taxa de crescimento dos gases.

Taxa de Crescimento – cm 3 por dia (CNTP) Gás Normal Limite Hidrogênio (H2) <5 > 100 Metano (CH4) 2 300 Etano (C2H6) 2 300 Etileno (C2H4) 2 300 Acetileno (C2H2) 2 50 Monóxido de Carbono (CO) 100 500 Dióxido de Carbono (CO 2) 300 1000 Tabela 6 – Limites da taxa de crescimento de gases 4.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS

A análise cromatográfica é uma das ferramentas mais importantes na manutenção preditiva de equipamentos elétricos. Através da análise da composição dos gases (Hidrocarburetos) dissolvidos no fluido isolante pode-se detectar falhas elétricas incipientes ou seja, defeitos elétricos não detectados em nenhum outro ensaio elétrico atualmente conhecido. No entanto isto implica na aquisição de um cromatógrafo como o mostrado na figura 1 e de mão-deobra especializada.

Figura 1 – Cromatógrafo à gás (CGS) Assim como nos ensaios físico-químicos, na análise cromatográfica também é comum efetuar somente a retirada de amostras de óleo, sendo os ensaios efetuados a baixo custo por empresas especializadas (por exemplo, o Cepel , a Brastrafo e a Sipase, entre outras). O material para a coleta são fornecidos pela prestadora de serviço ou ela envia algum técnico para a amostragem. Os resultados são apresentados até através de email e, em geral, podem ser comparados com os de um grande banco de dados da empresa fornecedora. Na próxima página, a título de exemplo, apresenta-se os resultados destes ensaios realizado por um determinado laboratório para um transformador de 3750 kVA.




Cliente...........XXXXXXXXXXXXX Cliente...........XXXXXXXXXXXXX S/C S/C LTDA. Equipamento.. TRANSFORMADOR Série Num.......31334 Fabricante.......YYYYYYYY Fabricante.......YYYYYYYY Identific...........TF-27201B/SE-2720 Tensão............13,8 Tensão............13,8 KV Ano Fabric......1977 Potência..........3750KVA Potência..........3750KVA Data Amost.....08.07.97 Amost.....08.07.97 Volume...........3255 Volume...........3255 L Motivo............MANUTENÇÃO Motivo............MANUTEN ÇÃO PERIÓDICA VALORES ENCONTRADOS VAL. DE REFERÊNCIA GÁS ( PPM ) ( PPM ) H2 (Hidrogênio) 273 200 O2 (O (Oxigênio) 3.600 20.000 N2 (Nitrogênio) 88.800 80.000 CO (Monóxido de carbono) 186 500 CH4 (M (Metano) 28 100 CO2 (D (Dióxido d carbono) 9.051 5.000 C2H4 (E (Etileno) 32 60 C2H6 (E (Etano) 46 100 C2H (Acetileno) ND 15 TOTAL 102.016 Combustíveis 565 975 DIAGNÓSTICO Ensaio realizado conforme NBR 7070 e diagnósticos baseados baseados na norma NBR 7274. Primeira análise realizada em nosso laboratório: dados iniciais de controle. Resultados como se apresentam sugerem a ocorrência de: 1. Valor de H2 indicando descargas parciais ou geração por pintura interna ; 2. Relação CO2/CO demonstrando degradação da celulose provocada pelo envelhecimento e/ou celulose super aquecida .

Deverá ser feita nova amostragem para avaliação/acompa avaliação/acompanhamento nhamento da taxa de crescimento de gases . Próxima amostragem: 3 meses

_______________________ __________________________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ ___________ Capítulo 22: Análise dos Gases Dissolvidos Dissolvido s (Cromatrografia) (Cromatrografia ) - 127


CAPÍTULO 23: TRATAMENTO DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES "Quando você elimina o impossível, o que sobra por mais incrível que pareça só pode ser a verdade.” Arthur Conan Conan Doyle

RESUMO

O tratamento visando a recuperação ou regeneração dos óleos é o tema deste texto. 1.0 - INTRODUÇÃO INTRODUÇÃO

A qualidade do óleo isolante é afetada pela presença de impurezas, cujo surgimento é inevitável. Naturalmente, este fato resulta em prejuízos às propriedades isolantes do óleo e, em conseqüência, afeta a operação do transformador. Considera-se que há a contaminação primária e secundária do óleo. A primária é composta por partículas de água e gases dissolvidos e são, normalmente, acompanhadas por sólidos provenientes do processo de fabricação do transformador. As impurezas secundárias são as acumuladas durante o funcionamento do transformador e constituem os principais fatores conhecidos do envelhecimento do óleo, ou seja: a) sólido sólidos, s, inclus inclusive ive coloid coloidais ais;; b) acidez; c) gás e umidade umidade (como (como produto produto da oxidação oxidação). ). Pelo exposto, por vezes é necessário o tratamento do óleo isolante a fim de que mantenha suas características operativas. Note-se que existem vários métodos, sendo que cada um deles apresenta melhor desempenho para certas impurezas. Desta forma, é comum haver a utilização de dois ou três métodos. 2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE O TRATAMENTO E CONTAMINANTES

O termo tratamento do óleo é genérico e inclui o seu recondicionamento e a sua recuperação. O recondicionamento é o meio pelo qual são removidas as impurezas primárias, enquanto a recuperação é o processo da remoção da contaminação contaminação secundária. A decisão entre a execução do recondicionamento e da recuperação se atem a vários fatores, ou seja:

a) cust custoo do mat mater eria ial; l; b) disponibilidade do material usado; c) custo custo total total do proces processo so em face da da qualidade qualidade do produto final; d) manutenção manutenção e amortizaçã amortizaçãoo do equipam equipamento; ento; e) custo custo da retirada retirada e estocag estocagem em do óleo; f) cust custoo de trans transpo port rte; e; g) custo custo de labora laboratóri tório; o; h) custo custo do óleo óleo novo em face face do custo custo do óleo óleo recuperado; i) perda perda do óleo óleo dura durante nte a recu recupera peração ção;; j) custo dos inibidores e da mistura no processo; e, k) valor do do óleo usado usado quando quando o mesmo mesmo puder ser ser utilizado para outro fim. De uma forma geral, o recondicionamento é o tratamento que apresenta menor custo e é amplamente difundido entre os usuários de óleos isolantes. Note-se que existem vários equipamentos para a sua execução, tais como os filtros prensa, as centrifugas e os desidratadores a vácuo (tratamento é termovácuo). A recuperação requer uso de equipamento especial, envolvendo o uso de terra Füller e outras substâncias químicas. Este processo é executado apenas por empresas especializadas e, em geral, torna-se antieconômico para o tratamento de pequenas quantidades de óleo. Nesta situação, por vezes, é melhor rejeitar o óleo usado, limpar o transformador e substituir por óleo novo. Por outro lado, sabe-se que é impossível estabelecer-se a importância de ensaios específicos ou recomendar valores limites de ensaios para todas as aplicações existentes do óleo isolante em serviço. Desta forma, a ABNT classifica os óleos em serviço em quatro grupos, sugerindo os métodos de tratamento para o óleo sob exame, conforme mostrado resumidamente a seguir: a) Grupo 1 - este grupo envolve os óleos que estão em condições satisfatórias para continuar em serviço; b) Grupo 2 - neste grupo enquadram-se os óleos que requerem processo de recondicionamento, isto é uma remoção mecânica de umidade e contaminantes insolúveis. Isto é conseguido através de filtração e centrifugação;

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c) Grupo 3 - neste grupo enquadram-se os óleos que já apresentam poucas características de óleo isolante, devendo ser recuperados ou não, dependendo das conclusões econômicas. A recuperação envolve o uso de métodos e processos, que resultarão numa benéfica mudança das suas características químicas; d) Grupo 4 - neste grupo enquadram-se os óleos que já perderam suas características isolantes e por isso é tecnicamente aconselhável que sejam colocados a disposição. Quanto às anteriormente, tem-se:

impurezas,

como

citado

a) Ar e gases; não coloidais: b) Sólidos Partículas mecanicamente filtráveis, do tamanho de 0,1 mícron ou maiores, são consideradas não coloidais. As principais fontes de contaminação são partículas sólidas (como poeira) e fibras (de celulose, por exemplo); c) Sólidos coloidais: partículas sólidas de 0,1 mícron ou menor, as quais são suficiente pequenas para permanecerem em suspensão indefinidamente ou por período de tempo muito longo. A principal fonte de contaminação é o envelhecimento do próprio óleo. São geralmente produtos do fenômeno denominado “floculação”. Este processo é altamente sensível a traços de eletrólitos, resinas, sabões e outros produtos de oxidação; d) Acidez: o envelhecimento do óleo do transformador é acelerado pela temperatura, presença de oxigênio e umidade no óleo e o aumento da acidez é proporcional ao tempo de operação. O processo de envelhecimento inicia-se na oxidação do óleo pelo oxigênio dissolvido. Os produtos iniciais da oxidação constituem de ácidos orgânicos de baixo peso molecular, peróxidos, álcoois e cetonas. Posteriormente, a polimerização de hidrocarbonetos não saturados precipita-se em borra. Os depósitos de borra e o aumento na viscosidade do óleo são os principais fatores do sobreaquecimento do isolamento e formação de carbono coloidal, bem como, da formação de hidrocarbonetos voláteis. A acidez aumenta com a afinidade do óleo para com a umidade e acelera o processo de floculação.

Figura 1 – Filtro-prensa (Elengenharia ( Elengenharia)) Normalmente, adotam-se dois métodos para a filtragem do óleo, ou seja: a) no próprio próprio transforma transformador, dor, o bombeamen bombeamento to do óleo é feito diretamente para o filtro-prensa, retornando continuamente ao transformador; b) fora do transformador, o óleo é retirado do transformador e transferido para um reservatório externo, retornando ao equipamento após o recondicionamento; normalmente, é feita uma secagem do transformador nesta situação. A figura 2 mostra um sistema para recondicionamento do óleo, onde este é bombeado do registro inferior do transformador. A maneira mais eficiente é bombear o óleo do registro inferior do transformador para o filtro-prensa e para o registro superior do mesmo, fazendo assim um circuito fechado. O óleo é bombeado para o canal de admissão e dai penetra no espaço interno dos quadros, sendo então forçado a passar pelo papel filtro, fluindo por suas ranhuras, até, até atingir o canal de saída, já purificado. Não devem ser usadas mangueiras de borracha comum. Normalmente são fornecidas mangueiras de neoprene ou, caso se requeira, metálicas.

3.0 - FILTRAGEM

Após a determinação de contaminantes no óleo é possível a remoção de sólidos do óleo do transformador através de filtragem, sendo o filtro-prensa, como o ilustrado na figura 1, um dos método mais utilizados.

Figura 2 - Recondicionamento do óleo utilizando filtro prensa

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O óleo, ao entrar no filtro-prensa, divide-se igualmente por todos os quadros filtrantes com a pressão que recebe, atravessa o papel filtro e vai direto a placa filtrante, onde é retirado por pequenos orifícios localizados na parte inferior da placa, e transferido para a tubulação de saída. A figura 3 mostra um modelo esquemático de passagem do óleo no filtro.

Figura 3 - Modelo esquemático da passagem de óleo no filtro Estes tipos de filtros tendem a aerar o óleo e, desta forma, só é indicado em transformadores com tensões inferiores a 69 kV. Além disto, quando forem do tipo descoberto não devem ser utilizados em ambientes com umidade relativa superior a 70%. No inicio da filtragem, é conveniente utilizar apenas duas folhas de papel filtro entre as seções (chapas) do filtro-prensa, fazendo óleo circular primeiro pela folha de maior espessura e, depois, pela de menor. Posteriormente, deve-se utilizar de duas a quatro folhas de papel filtro. Este procedimento baseia-se no fato de que o óleo em sua primeira passagem pelo equipamento poderá estar muito sujo, resultando em um esforço excessivo da máquina. Desta forma, sempre é conveniente verificar a cor e o estado dos papéis filtro a serem utilizados. Durante o processo de filtragem, as folhas devem ser removidas a intervalos regulares de, por exemplo, urna hora. Um aumento considerável da pressão no filtro (4,5 a 5 kg/cm) é indicativo de que os papéis estão saturados e que devem ser substituídos em intervalos menores. A capacidade do filtro-prensa depende da temperatura do óleo, sendo que o óleo mais quente circula mais facilmente que o frio. Entretanto, é importante observar que alguns contaminantes se dissolvem com o aumento da temperatura e, assim, não podem ser filtrados. O óleo com temperaturas muito baixas reduz a capacidade do filtro, porém a filtragem e secagem são mais eficientes. Assim, é comum uma vazão de 1500 a 2500 litros por metro quadrado/hora, sendo a temperatura ótima de processamento entre 40 e 60º C.

Observe-se que é muito importante secar os papéis filtro, para não ocorrer transferência de água para o óleo. Por outro lado, sabe-se que os filtros de papéis, quando absolutamente secos adquirem um elevado poder higroscópio, absorvendo a umidade existente no óleo isolante processado e diminuindo o período operacional da filtragem. Sabe-se que cerca de 850 litros de óleo pode ser processados com cada kg de papel filtro. Desta forma, é necessário secá-los em estufas. Existem diversos tipos de estufas de secagem, para cada tamanho de papel-filtro padronizado. Esses filtros são equipados com hastes para suporte das folhas de papel e termostato, que deve estar regulado para a temperatura de 100º C. São vários compartimentos de secagem independentes, com sistema de chaminé, que prevê uma distribuição uniforme de calor, permitindo igualmente a substituição de ar úmido por ar seco. Há, também, um duto de óleo para que papéis usados não venham a oferecer perigo de incêndio nas resistências de aquecimentos. As folhas devem estar espaçadas de 2 mm no interior da estufa para assegurar melhor secagem. O papel-filtro deve ser aquecido de 6 a 12 horas. Após a secagem, o papel deve ser colocado imediatamente no filtro-prensa e usado, pois, por suas características higroscópicas, reabsorve cerca de 2/3 da umidade total, o que pode fazer em 10 mm. A titulo ilustrativo, a figura 4 apresenta uma estufa de secagem.

Figura 4 - Estufa de secagem (Elengenharia) O término do recondicionamento será determinado pelo teste da rigidez dielétrica. Caso haja impossibilidade de executar este ensaio, o recondicionamento deverá continuar até que não apareçam impurezas nos papéis-filtro. Pelo exposto, o filtro apresenta várias vantagens, tais como a simplicidade de operação e baixo custo inicial. Por outro lado, apresenta as desvantagens de exigir uma alta demanda de mão de obra na mudança do papel, necessita de estufa de secagem, permite a exposição do óleo à condições atmosféricas e eventuais vazamentos de óleo.

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A ação do filtro-prensa sobre os diversos tipos de impurezas é fornecida na tabela 1.

A tabela 2 fornece a ação da centrífuga sobre as impurezas contidas no óleo isolante.

Contaminantes Água Emulsionada Água Dissolvida Ar e Gases Sólidos não Coloidais Coloidais – Partículas e Borras Acidez Secagem do Transformador


Eficiência do Filtro Parcial Parcial Nenhuma Excelente Parcial Nenhuma Nenhuma

Tabela 1 - Ação do filtro sobre impurezas 4.0 - CENTRIFUGAS

As centrífugas permitem separar contaminantes livres em suspensão nos óleos, tais como sedimentos e carbono. De forma básica, consistem de um tambor girando à alta velocidade, o qual podem ser do tipo clarificador ou purificador. No primeiro tipo, o óleo é descarregado, ficando na separadora a água e as impurezas sólidas; no segundo tipo, tem-se a remoção de partículas sólidas e dois tipos de liquido.

Eficiência do Filtro Excelente Nenhuma Nenhuma Parcial Parcial Nenhuma Nenhuma

Tabela 2 - Ação da centrífuga sobre impurezas Em geral, limites de temperatura para o processamento situam-se entre 40 e 80º C, sendo a temperatura ótima recomendada de 60º C. 5.0 - TRATAMENTO TERMOVÁCUO

A desgaseificação e a desidratação térmicas acelerada à vácuo em óleo de transformadores é um dos métodos mais eficientes e econômicos para a remoção de água dissolvida e gases. A figura 6 mostra uma instalação típica de termovácuo.

Figura 6 - Instalação típica de termovácuo Figura 5 – Centrífuga (Alfa Laval) Em geral, a centrífuga pode retirar maior concentração de contaminantes que o filtro-prensa convencional, mas não pode remover alguns dos contaminantes de maneira tão eficiente quanto ele; em conseqüência deste fato, a centrífuga é em geral usada para o processamento de grandes quantidades de óleo contaminado. Freqüentemente o material, após centrifugação, é passado através de um filtro-prensa para a purificação final.

Na instalação mostrada na figura 6, tem-se que o óleo é introduzido no aquecedor através de uma válvula de controle de fluxo na câmara a desidratador à vácuo, onde o óleo fica exposto ao vácuo. O desidratador pode ser de dois tipos, sendo que em um deles o óleo é borrifado através de um orifício dentro da câmara de vácuo sob a forma de jatos (sprays). No outro, o óleo flui sobre urna série de chicanas dentro da câmara de vácuo, formando-se, então, uma película fina de modo que uma extensa superfície é exposto ao vácuo.



Observe-se que a exposição, sob a forma de uma fina película, é condição obrigatória para a obtenção de boa eficiência de remoção de água ou gás. O vapor da água e o gás libertado são evacuados através de um sistema de bombeamento a vácuo e o óleo limpo descarregado por uma bomba de descarga de óleo para o destino requerido. O sistema de tratamento a termovácuo disponíveis no mercado, como o da figura 7, realizam as funções de evacuar, secar e aquecer um transformador e, ao mesmo tempo, desumidificar o óleo e recarregá-lo a uma vazão pré determinada.

A tabela 3 fornece a ação do sistema de termovácuo sobre as impurezas. Contaminantes Água Emulsionada Água Dissolvida Ar e Gases Sólidos não Coloidais Coloidais – Partículas e Borras Acidez Secagem do Transformador

Eficiência do Filtro Parcial Excelente Excelente Nenhuma Nenhuma Nenhuma Parcial

Tabela 3 - Ação do sistema de termovácuo sobre as impurezas

6.0 - RECUPERAÇÃO DE ÓLEO COM TERRA FÜLLER

O termo “Terra Füller ” refere-se a qualquer argila que possua uma capacidade purificadora e de descoloração adequada para ser empregada de forma comercial no refino e purificação de óleos isolantes.

Figura 7 – Sistema de termovácuo (Micafil) A especificação de desempenho típico destas unidades de tratamento de óleo a vácuo incluem a capacidade de: a) reduzir o teor de água do óleo isolante limpo de 100 ppm em peso para 10 ppm ou menos; b) reduzir o teor de ar no óleo de 12% em volume para menos de 0,25%; c) remover 99,7% de todas as partículas de 0,3 mícrons ou maiores; d) aumentar a temperatura do óleo entrante; e) manter o vácuo dentro de um transformador previamente seco. Depois da secagem do transformador e de enchêlo com óleo; o transformador fica parado por um período de tempo, a fim de permitir que a umidade do óleo e da isolação alcance um equilíbrio. É retirada uma amostra do óleo e seu teor de umidade é medido. Se o teor de umidade é menor que o especificado pelo fabricante, então o transformador é considerado seco. Observe-se que, se o óleo apresenta material sólido e/ou borras é aconselhável passá-lo previamente por um filtro antes de processá-lo a vácuo.

A atuação da terra Füller sobre o óleo é chamado de absorção, ou seja, há a aderência das moléculas ou íons das impurezas à sua superfície; note-se que a terra Füller ativada é altamente porosa. A purificação do óleo por terra Füller é um processo complexo, onde se tem: a) filtragem; b) absorção; c) atividade catalítica, que causa reações formando produtos os quais, por sua vez, aceleram a absorção. Entre os processos de purificação com terra Füller, o do “leito fixo” é o mais utilizado. Neste método, o óleo flui através de uma camada de terra Füller compactada, pela força da gravidade ou pressão. Isto fará que sejam utilizados equipamentos como cartuchos e sacos de terra Füller, colunas compactadas e leitos de tipo pré-revestidos. Os principais critérios neste método são o tempo de contato, velocidade de vazão do óleo pelo leito de terra Füller, contaminação do óleo e tamanho e tipo de terra Füller. A figura 8 mostra uma instalação típica para o processamento pelo método do leito fixo.



A ação do processamento por terra Füller sobre as impurezas é mostrada na tabela 4.

a) Coluna acondicionada com terra Fuller


Eficiência do Filtro Parcial Parcial Nenhuma Parcial Excelente Excelente Nenhuma

Tabela 4 - Ação do sistema de processamento com terra Füller sobre as impurezas Observe-se que, isolantes usados, os quais forem tratados com terra Füller, não possuem tão alta resistência oxidação quanto o óleo novo. A figura 9 mostra uma imagem deste equipamento.

b) Ilustração do tratamento Figura 8 – Método do Leito Fixo Na figura 8 tem-se que, na entrada do leito, o nível de contaminação do óleo alcançou o equilíbrio com o carregamento de terra Füller por adsorvato. Na extremidade efluente do leito existe uma porção não utilizada de terra Füller. Numa zona intermediária, denominada de “zona de transferência de massa”, o carregamento de terra Füller muda de equilíbrio, de onde o leito está saturado com adsorvato, para um leito não utilizado. A zona de transferência de massa progredirá lentamente na direção da extremidade efluente do leito, sendo que ao atingi-la a qualidade de óleo será rapidamente incrementada.

Figura 9 – Equipamento para regeneração (Elengenharia)




CAPÍTULO 24: AMOSTRAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES PARA ANÁLISE FÍSICO-QUÍMICA “Não queira ser bravo, quando basta ser inteligente.” Paulo Coelho

RESUMO A norma NBR 7037/1981 fornece o procedimento para a retirada de amostras do óleo isolante, como transcrito a seguir.

1.0 - INTRODUÇÃO

Para tanques e equipamentos providos de registros para amostragem recomenda-se a utilização do dispositivo tipo sangria, conforme figura 2. Em tanques desprovidos deste registro, recomenda-se a utilização do dispositivo indicado na figura 1.

As amostras do óleo isolante não devem ser recolhidas nas seguintes condições ambientais: a) em dias chuvosos, de muita poeira ou com ventos fortes; b) quando houver umidade relativa do ar muito elevada; procurar, sempre que possível colher a amostra com umidade abaixo de 75%; c) antes das nove horas e depois de dezessete horas.

2.0 - TRANSFORMADORES COM BOMBAS DE CIRCULAÇÃO Para transformadores que possuem bombas de circulação, as mesmas devem ser acionadas pelo menos trinta minutos antes da retirada.

Figura 1 - Dispositivo para retirada de amostra

3.0 - UTILIZAÇÃO As amostras devem ser retiradas de modo a evitar qualquer contaminação, não devendo ficar expostas ao ar ambiente e à luz por mais de cinco minutos após sua retirada, quando se tratar de frasco de vidro claro e transparente.

4.0 - ARMAZENAMENTO As amostras devem ser armazenadas em compartimento escuro, isento de poeira e umidade, de modo a evitar qualquer contaminação.

5.0 - DISPOSITIVOS O dispositivo recomendado para retirada de amostras em tambores e transformadores desprovidos de registro é do tipo imersão (pipeta), conforme figura 1.

Figura 2 – Dispositivo para retir ada de amostra de óleo isolante

________________________________________________________________________________ Capítulo 24: Amostragem de Fluídos Dielétricos e Refrigerantes para Análise Físico-Química - 134

Lavar os dispositivos de amostragem externa e internamente com aguarrás mineral, com agitação constante. Lavar com detergente interna e externamente muito bem e a seguir enxaguar com bastante água destilada; posteriormente enxaguar com álcool etílico e deixar escorrendo por meia hora. Em seguida, colocar os dispositivos em estufas para secar a 100º C durante pelo menos 30 minutos, devendo se ter o cuidado de não tocar nas partes que podem entrar em contato com o óleo. Essa lavagem é feita o mais cedo possível, após sua utilização, sendo os dispositivos guardados em sacos plásticos selados, que serão por sua vez colocados em caixas fechadas, aguardando a próxima utilização.

6.0 - RECIPIENTE As amostras devem ser recolhidas em frascos claros e transparentes, com as paredes isentas de porosidade, temperados e com capacidade para um litro. Devem, ainda, possuir boca de 32 mm e tampa de vidro esmerilhada de padrão internacional, (ver figura 3) ou por frascos de reagentes de dois litros, claros com tampa de vidro esmerilhada ou por tampa de plástico resistente ao óleo isolante. As tampas deve ser seguras por prendedores de aço os quais servem também como suporte para os rótulos de identificação. Os frascos devem ser protegidos durante a amostragem e transporte, por uma manta tecida de fibra acrílica que é retirada após a chegada do frasco no laboratório.



a) lavar os frascos com aguarrás para retirar o óleo (duas vezes no mínimo); b) lavar com detergente; c) enxaguar com bastante água, agitando sempre o frasco; d) estando o frasco limpo, enxaguar muito bem com água destilada. Para saber se o mesmo está limpo, não devem aparecer goticulas de água, pois isto indica que ainda contém óleo; e) enxaguar muito bem o frasco com álcool etílico, deixando escorrer o excesso de boca para baixo até secar; f) colocar deitado na estufa a aproximadamente 100º C, sem a tampa durante meia hora; g) retirar da estufa após seco, tampar e guardar em local limpo; se durante duas semanas não for usado o frasco, refazer a operação de limpeza partindo da alínea c). Cada frasco deve ser identificado através de formulário adequado.

7.0 - PROCEDIMENTOS 7.1 - Retirada do óleo em tambores -

-

-

-

verificadas todas as condições, introduzir a pipeta (figura 1) até o fundo do tambor. Tomar cuidado para não permitir entrada de óleo durante a imersão, pois isso acarretará a não representatividade da amostra; liberar o dedo polegar da pipeta de modo a se obter uma pequena amostra, pela subida do óleo dentro da pipeta; recolher a amostra no frasco de modo a ter espaço para colocação da tampa sem que o óleo extravase; tampar, rotular e guardar o frasco na caixa apropriada dentro de 5 minutos; fechar o tambor, guardando-o em lugar abrigado.

7.2 - Retirada do óleo em transformadores -

Figura 3 - Frasco de amostragem Os frascos de amostragem devem ser limpos conforme o procedimento mostrado a seguir:

limpar a torneira da amostragem de óleo do transformador com pano apropriado, limpo e seco; - abrir a torneira do equipamento e deixar escoar, para um depósito, cerca de dois ou mais litros. Isto deve ser feito antes de colher a amostra, a fim de eliminar as impurezas sólidas situadas junto á torneira; - acoplar o dispositivo apropriado à saída da válvula de amostragem do transformador; - lavar o frasco com o próprio óleo a ser amostrado, antes de retirar a amostra definitiva. Para isso, e necessário retirar uma pequena quantidade de óleo no frasco, tampá-


lo e revolvê-lo vagarosamente, de modo que o óleo entre em contato com toda a parede interna do frasco. Desprezar o óleo de lavagem;



-

-

tampar o frasco, cuidando para que o mesmo fique bem vedado, colocar a proteção de folha de alumínio e selar com fita adesiva. (Exatamente como estava antes de ser usado);

-

fechar a torneira de amostragem de óleo do equipamento. Este passo pode ser feito ao mesmo tempo em que se processe a alínea f) anterior; colar no frasco a etiqueta de identificação da amostra, devidamente preenchida; colocar o frasco, devidamente lacrado e etiquetado, na caixa para transporte, tendo o cuidado de não expor a amostra à luz solar




CAPÍTULO 25: AMOSTRAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES PARA ANÁLISE CROMATROGRÁFICA “Tudo que o mundo precisa são de exemplos e não de opiniões.” Paulo Coelho

RESUMO A norma NBR-7070/1981, estabelece os procedimentos para a amostragem de óleo para análise de gases dissolvidos, conforme mostrado a seguir.

f) o transporte das amostras será facilitado se forem usados recipientes especiais que mantenham as amostras no lugar durante o percurso.

1.2 - Material de amostragem 1.0 - AMOSTRAGEM DE GASES DE SELOS GASOSO (POR EXEMPLO, COLCHÕES DE NITROGÊNIO) E RELÉS COLETORES DE GÁS (BUCHHOLZ) 1.1 - Generalidades a) Durante a migração do gás para o relé coletor sempre ocorrem mudanças na composição dos gases formados por uma falha e, comparandose a composição dos gases livres com aqueles que permanecem dissolvidos no óleo, pode-se freqüentemente obter informações quando ao tipo e localização da falha. b) as amostragens de gás dos relés devem ser feitas tão rápido quanto possível, uma vez que uma demora excessiva pode causar uma reabsorção seletiva dos componentes no óleo restante no interior do relé, o que poderia mascarar evidências valiosas. c) são necessárias certas precauções quando se recolhem amostras de gás, a saber: - a ligação entre o dispositivo para amostragem e o recipiente deve ser feita de forma a evitar a entrada de ar; - ligações provisórias devem ser tão curtas quanto possíveis; - a impermeabilidade aos gases de qualquer tubulação de plástico ou de borracha deve ser previamente verificada. d) as amostras de gás devem ser devidamente etiquetadas e analisadas o mais rápido possível, de preferência num período do máximo de duas semanas; e) o oxigênio, se presente no gás, pode reagir com alguma quantidade de óleo retirada com a amostra. Recomenda-se, portanto, manter a amostra abrigada da luz (por exemplo, envolvendo-se a seringa em uma folha de papel de alumínio), o que retardará a oxidação;

a) um tubo impermeável a gases, resistente ao óleo; por exemplo, tubo de poli (tetrafluoretileno) PTFE provido de uma conexão que possa ser adaptado ao orifício de amostragem do relé ou da camada de gás; b) uma seringa à prova de gás de dimensões apropriadas (de 25 cm a 250 cm ); por exemplo, seringas de vidro tipo médico ou veterinário com pistão de vidro ou, como alternativa, outros tipos com juntas àprova de óleo; c) recipientes para transporte projetados de maneira a manter a seringa firmemente no lugar durante o transporte.

1.3 - Método de amostragem O dispositivo deve ser conectado como mostra a figura 1. As conexões devem ser tão curtas quanto possível e cheias de óleo no inicio da amostragem. A válvula de amostragem (5) deve ser aberta. Se houver sobrepressão no relé, a torneira de três vias (4) deve ser cuidadosamente aberta, permitindo que qualquer óleo presente seja eliminado. Quando o gás alcançar a torneira de três (4), esta deve ser manobrada de maneira a fechar a purga e conectar a seringa. Em seguida, a torneira (2) deve ser aberta e, sob a pressão do gás, a seringa (1) se encherá livremente, tomando-se cuidado para que o pistão não seja expelido. Quando uma quantidade suficiente de amostra tiver sido recolhido, a torneira (2) deve ser fechada e o dispositivo desconectado. Qualquer óleo que haja na seringa deve ser expelido invertendo-se a seringa e pressionando-se ligeiramente o pistão. Na ausência de sobrepressão dentro do transformador, uma bomba de ar suplementar deve ser conectada, entre a extremidade do dispositivo de amostragem e a torneira (2), para aspir ar o gás.

________________________________________________________________________________ Capítulo 25: Amostragem de Fluídos Dielétricos e Refrigerantes para Análise Cromatrográfica - 137

A válvula do equipamento da amostragem deve ser fechada no fim da amostragem.

(5)



f) uma parte do oxigênio dissolvido presente na amostra de óleo pode ser consumida por oxidação. Essa reação pode ser retardada mantendo-se a amostra abrigada da luz, envolvendo por exemplo, o recipiente de amostragem em uma folha de papel de alumínio. A amostra não só deve ficar abrigada da luz solar com também da luz de lâmpada fluorescente que emite radiação ultravioleta. g) as amostras devem ser cuidadosamente etiquetadas;

1) seringa, 2) torneira, 3) tubos de conexão, 4) torneira de três vias, 5) válvula de amostragem, 6) válvula do relé buchholz ou do colchão de gás, 7) vaso de refugos.

Figura 1 - Amostragem por meio de seringas

2.0 AMOSTRAGEM DE ÓLEO DO TRANSFORMADOR 2.1 - Generalidades Figura 2 - Modelo de etiquetas a) O método de amostragem por seringa (dado a seguir) é adequado qualquer que seja o meio de transporte das amostras; b) Os métodos descritos são convenientes para equipamentos contendo grandes volumes de óleo, tais como transformadores de potência. Para transformadores de distribuição ou outros equipamentos com pequeno volume de óleo, é essencial que se assegure que o volume total de óleo retirado não afete o bom funcionamento do equipamento. c) a seleção dos pontos nos quais as amostras serão tiradas deve ser cuidadosamente feita. Normalmente, a amostra deve ser tirada em ponto representativo do total de óleo do transformador e onde não existam mudanças na composição, tais como as devidas à cavitação de bombas. Entretanto, algumas vezes será necessário deliberadamente tirar amostras onde não se espera que elas sejam representativas, como, por exemplo, ao se tentar localizar uma falha; d) normalmente, a tomada de amostra deve ser feita na válvula inferior de amostragem. e) as amostras devem ser retiradas com o equipamento na condição normal de funcionamento (isto é importante para se verificar a taxa de produção de gás);

Nota - O operador deverá estar habilitado para respeitar as normas de segurança, quando da coleta de amostras de óleo em equipamento energizado.

A etiqueta deve ser preenchida conforme as instruções abaixo: g.1) dados completos sobre a origem da amostra; g.2) detalhes sobre o equipamento de onde a amostra foi coletada; g.3) responder se o equipamento está ou não em funcionamento e, em caso afirmativo, dizer a partir de quando (mês e ano); g.4) responder sim, de acordo com o tipo de camada (nitrogênio ou ar) superior ao óleo isolante, g.5) tipo de conservador (aberto, com membrana ou com bolsa); g.6) responder se o óleo isolante foi trocado ou desgaseificado após o equipamento ter sido energizado e, em caso afirmativo, dizer quando; g.7) responder se o óleo isolante foi recondicionado (filtrado ou secado) após o equipamento ter sido energizado e, em caso afirmativo, dizer quando; g.8) responder sim ou não, no caso do óleo do CDC estar ou não em comunicação com o óleo do tanque principal; g.9) informações sobre as condições ambiente do óleo isolante no momento da coleta; g.10) informações sobre a natureza e a localização da válvula de amostragem utilizada; g.11) outras informações úteis sobre o histórico do equipamento.


2.2 - Material de amostragem


retirar deve levar em consideração o nível de óleo do equipamento;

a) Um tubo impermeável, resistente ao óleo; por exemplo, tubo de poli (tetrafluoretileno) PTFE para conectar a seringa ao equipamento; esse tubo deve ser o mais curto possível e possuir uma torneira de três vias. Nota: Na ausência de uma válvula de amostragem adequada à adaptação direta de um tubo, pode ser necessário improvisar-se utilizando uma flange perfurada ou uma bucha de borracha, resistente ao óleo, sobre o dispositivo de enchimento.

b)


seringa à prova de gás, de vidro ou possuindo juntas de plástico ou de borracha à prova de óleo, com pistão de vidro ou de plástico. Seu volume pode estar compreendido entre 25 cm e 250 cm , dependendo principalmente da sensibilidade do procedimento analítico utilizado e do volume de óleo do equipamento a ser amostrado. A seringa deve estar equipada com uma torneira, permitindo que possa ser fechada hermeticamente.

c) a torneira de três vias deve ser então aberta de forma a permitir que o óleo penetre lentamente na seringa. O pistão não deve ser puxado, mas permitido que recue sob a pressão do óleo; d) a torneira de três vias deve ter sua posição mudada de forma a permitir a evacuação do óleo da seringa, e o pistão empurrado para que a seringa se esvazie. Deve-se assegurar que a superfície interna da seringa e do pistão esteja completamente lubrificada pelo óleo; e) repetir a operação descrita em c; 1) a torneira da seringa deve ser então fechada, juntamente com a válvula de amostragem; g) a seringa deve ser desconectada; h) a amostra deve ser corretamente etiquetada.

Figura 3 – Seringa de três vias Nota: A estanqueidade aos gases de um tipo de seringa pode ser testada mantendo-se uma amostra de óleo em uma seringa durante duas semanas e analisando-se as taxas de hidrogênio no inicio e no fim deste período. Uma seringa aceitável permitirá perdas de hidrogênio menores que 2,5% por semana.

c) Recipientes para transporte projetados de maneira a manter as seringas firmemente no lugar durante o transporte, permitindo ao mesmo tempo que o pistão da seringa permaneça livre.

2.3 - Método de amostragem a) A bucha ou tampa da válvula de amostragem deve ser removida e o orificio de saida limpo com um pano, a fim de eliminar toda sujeira visível. O dispositivo deve ser então conectado como o indica a figura 4, e a válvula principal de amostragem, aberta. b) A torneira de três vias deve ser ajustada para pennitir que 1 a 2 litros possam ser eliminados Notas: 1. O objetivo deste procedimento é eliminar o óleo contido nas conexões para amostragem, devendo ser eliminado, no inicio, duas vezes o volume estimado destas conexões; 2. Estes procedimentos não se aplica a equipamentos com pequeno volume de óleo; para estes casos, o volume a

Figura 4 - Amostragem de óleo com seringa




CAPÍTULO 26: MANUSEIO E ESTOCAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES “Não se preocupe com o pai da idéia, escolha as melhores e vá em frente” Steve Tobs RESUMO

O texto a seguir apresenta os procedimentos padronizados pela ABNT para o manuseio e estocagem de fluídos dielétricos e isolantes. 1.0 - TRANSPORTE 1.1 - Caminhões Tanque

Deverão ser empregados com exclusividade para transporte de óleos novos ou recondicionados. Quando empregados no transporte de óleos que necessitam regeneração, os tanques deverão ser submetidos a uma criteriosa limpeza, após utilização. As superfícies internas dos tanques deverão ser pintadas à base de resina epóxi curada com anima, a menos que sejam de aço inox ou alumínio. 1.2 - Tambores

O transporte em tambores quando conveniente e econômico, deverá reger-se pelas recomendações abaixo discriminadas:

permite considerá-lo totalmente isentos de propriedades contaminantes do óleo. De qualquer forma, para as empresas que utilizam baseadas em garantia de fabricantes, recomenda-se a adoção das seguintes medidas: - utilizá-los unicamente como embalagens provisória, evitando-se mantê-los por longos períodos; - segregar os destinados a óleos limpos dos destinados a óleos que exijam recondicionamento ou regeneração, uma vez que sua limpeza adequada se reveste de grande dificuldade; - as suas válvulas devem ser firmemente fechadas após enchimento e, se possível, posicionadas de forma a manter pressão interna positiva em relação à externa sobre as mesmas. Nota - Todo óleo supostamente em condição de uso deve ser submetido aos ensaios básicos imediatamente após o transporte, de forma a permitir uma classificação adequada, quer para efeito de estocagem, quer para imediata utilização.

2.0 - ESTOCAGEM

- ser lacrado e próprio para armazenamento não abrigado; - ter capacidade de 200 litros; - ter revestimento interno resistente à ação do óleo (revestimento à base epóxi); - ter duas aberturas, em sua parte superior, providas de bujões que sejam ao óleo e não permitam entrada de umidade. Os bujões e os selos devem ser do tipo “tri sure” ou similar. Os tambores devem ser transportados ou em posição horizontal com a linha de centro dos bujões niveladas, de forma a manter pressão interna em relação à parte externa sobre os bujões, ou em posição vertical com os bujões para baixo, sobre vigas de madeira que impeçam o contato com o piso. 1.3 - Containers de borracha sintética

É necessário levar-se em consideração que a experiência insuficiente com este tipo de embalagem não

Estes procedimentos referem-se apenas à óleos limpos ou recondicionáveis. A estocagem de óleos destinados á regeneração obedecerá a critérios particulares de cada empresa. 2.1 - Tanques

A estocagem em tanques deve ser preferencialmente utilizada devendo os tanques possuir as seguintes características básicas: - o revestimento protetor interno deve ser mesmo já indicado para reservatório de caminhões tanques; - os tanques, em particular os destinados a óleo limpo, devem ser providos de dispositivos capazes de evitar a penetração de umidade (respiros com silica-gel) ou pressurizadores de nitrogênio); - as tubulações de conexões aos tanques ser mantidas limpas e livres de umidade.

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Apostila Manutenção e Operação de Transformadores (jul 00).pdf

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