COLETÂNEA TRANSFORMADORES

8/19/2019 COLETÂNEA TRANSFORMADORES

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Em 1885, George Westinghouse Jr. compraos direitos da patente de Goulard-Gibbs paraconstruir transformadores de corrente alternadae encarrega William Stanley dessa tarefa. Stanleydesenvolveu o primeiro modelo comercialdo que, naquele momento, nomeou-se detransformador. O transformador possibilitava

a elevação das tensões diminuindo as perdasna transmissão de energia elétrica, permitidapelo uso da corrente alternada, ao contrário dacorrente contínua de Edison.

O transformador é um equipamento elétrico,sem partes necessariamente em movimento,que transfere energia elétrica de um ou maiscircuitos (primário) para outro ou outroscircuitos (secundário, terciário), alterando osvalores de tensões e correntes em um circuito

de corrente alternada, ou modi car os valoresde impedância do circuito elétrico, semalterar a frequência do sistema. A necessidadeda utilização de baixos níveis de tensão noconsumidor e a necessidade de transmitirenergia elétrica com tensões elevadas tornammuito importante o papel desempenhado pelotransformador de potência. Os transformadores representam o ativo maiscaro da cadeia que conecta a geração até os pontosde utilização de energia elétrica. Atualmente,

Por Marcelo Paulino*

Capítulo I

Princípios básicos de transformadoresde potência

com a pressão imposta pelas necessidadestécnicas e comerciais, como as condições de ummercado de energia livre ou pelos esforços emmanter o fornecimento de energia com qualidadea todos os seus clientes, aumentam as abordagensde uma manutenção baseada nas condições doequipamento.

As equipes envolvidas com comissiona-mento e manutenção têm sofrido crescentepressão para reduzir custos, mesmo sendoforçadas a manter antigas instalações emoperação por tanto tempo quanto possível.Os equipamentos elétricos instalados emsubestações podem ser solicitados a operar sobdiversas condições adversas, tais como: altastemperaturas, chuvas, poluição, sobrecargae, dessa forma, mesmo tendo uma operaçãoe manutenção de qualidade, não se podedescartar a possibilidade de ocorrerem falhasque deixem indisponíveis as funções detransmissão e distribuição de energia elétricaaos quais pertencem. Entretanto, a checagem regular das condiçõesde operação desses equipamentos torna-secada vez mais importante. Torna-se imperativaa busca de procedimentos e de ferramentas quepossibilitem a obtenção de dados das instalaçõesde forma rápida e precisa. Portanto, para

N o v o ! N o v o !


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subsidiar os artigos futuros sobre aspectos e procedimentosde manutenção, o presente texto apresenta os princípiosbásicos de funcionamento de transformadores de potência.

Princípio de funcionamento do

transformador monofásico O transformador é um aparelho estático, sem partesem movimento, que se destina a transferir energia elétricade um circuito para outro, ambos de corrente alternada(CA), sem mudança no valor da frequência. O lado querecebe a potência a ser transferida é chamado de circuitoprimário e o lado do transformador que entrega potênciaé chamado de circuito secundário. A transferência érealizada por indução eletromagnética.

Simpli cando-se a lei de Lenz-Faraday, tem-se que,sempre que houver movimento relativo entre um campomagnético e um condutor, será induzida uma tensão(f.e.m. - força eletromotriz) em seus terminais.

Pode-se ainda a rmar que ocorrerá a indução de

corrente quando uma espira condutora é colocada (imóvel)em uma região onde existe um campo magnético variávelou quando um circuito é posto em movimento dentrode um campo magnético constante. A Figura 1 mostraa representação do estabelecimento do uxo magnéticopela bobina primária devido à aplicação da tensão U 1.Aplicando-se a tensão U 1, no primário do transformador,circulará uma pequena corrente denominada “correnteem vazio”, representada neste texto por I 0. Se a tensãoaplicada é variável no tempo, a corrente I 0 também o é.

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

Figura 1 – Estabelecimento do uxo entre duas bobinas.

TensãoAlternadade EntradaU1

TensãoAlternadade Saída U2

Fluxo Magnético -∅

SecundárioPrimário

Em que:• H é a intensidade do campo;• l é o comprimento do circuito magnético;• N 1I0 é a força magnetomotriz.


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Com o transformador operando em vazio, ou semcarga, a corrente I 0 magnetiza o transformador e induzas tensões E 1 e E2. Fechando-se a chave S do circuitosecundário do transformador, haverá circulação dacorrente I 2 em seu enrolamento, cujo valor dependeexclusivamente da carga Z C. Como visto, de acordo

Em que:

Da expressão (4) é possível concluir que, emqualquer condição de operação do transformador,sempre existirá a corrente I 0 e que somente elaé responsável pela indução de E 1 e E2, em outraspalavras, E1 e E2 independem do regime de carga.

Relação de transformação de umtransformador monofásico

A relação de transformação das tensões de umtransformador monofásico é definida de duas formas:

Relação de transformação teórica ou relação de espiras A relação de número de espiras, definida por K N, édada pela relação das quedas de tensão internas nasbobinas do transformador. Assim, tem-se:

Em que:• Re é a relutância do núcleo;• φ é o uxo magnético.

Dessa forma, verifica-se que a força magnetomotrizimpulsiona o fluxo magnético pelo núcleo, sendolimitado pela relutância. Naturalmente, se a correnteé variável no tempo, o fluxo magnético tambémé. 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 serãoinduzidas tensões neste circuito”.

O transformador em operação Considerando a Figura 3:

A expressão (1) pode ser rescrita como:

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

Figura 3 – Representação do transformador operando em vazio.

com a lei de Ampère, I 2 criará o uxo de reaçãoφ2 e dedispersão φdisp2, sendo que o primeiro tende a anular φm.Para que o transformador continue magnetizado, haveráuma compensação de uxo no primário, ou seja: paramanter a magnetização, o transformador exigirá da rede

uma corrente suplementar a I 0, de modo a compensar φ2;esta corrente receberá a denominação de I2’, a qual criao uxoφ1. Assim, a corrente primária I 1 é:

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

Devido a este fato, a queda de tensão primária émínima; assim:

Além disto, nesta condição:

Assim


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d o r e s A expressão (9) é importante, pois E 1 e E2 são acessíveis

a uma medição. Assim, utilizando-se um voltímetrono primário, obtêm-se U 1 e, no secundário, estando otransformador em vazio, U 2; desta forma, acha-se a relaçãodo número de espiras com pequeno erro.

Relação de transformação real Ao aplicar uma carga Z C ao secundário, a corrente I 2 circula pelo secundário e I 1 assume valores superioresa I0 assim, haverá queda de tensão no primário e nosecundário e, portanto:

Observe-se que:

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

Princípio de funcionamento dotransformador trifásico

A transformação trifásica pode ser realizada comum único transformador destinado a este m ou por umbanco de transformadores monofásicos. No caso de umtransformador único, o custo inicial é inferior ao uso debancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto, exige

outro transformador de mesma potência como reserva.A Figura 4 mostra a representação de um transformadortrifásico com as bobinas de cada fase dispostas em umaúnica perna do núcleo magnético. Além de promover asustentação mecânica para as bobinas, o núcleo cria ocaminho para a condução do uxo magnético.

Núcleo O núcleo do transformador é construído com usode chapas de aço-silício, laminadas e cobertas por umapelícula isolante. Com laminação a frio e tratamento

Nestas condições, de ne-se a relação de transformaçãoreal ou a relação entre as tensões primárias e secundárias

quando do transformador em carga, ou seja:

Eventualmente, se a queda de tensão secundáriafor pequena (o que acontece para transformadores bemprojetados) pode-se supor que:

Figura 4 – Representação de um transformador trifásico.

Figura 5 – Núcleo de um transformador trifásico real.

térmico, ocorre a orientação dos domínios magnéticospermitindo a redução das perdas e da corrente demagnetização e possibilitando alcançar altas densidadesde uxo. A estrutura formada pelas chapas é sustentadapor traves metálicas solidamente amarradas por faixas de

bra de vidro impregnadas com resina.

Um sistema trifásico simétrico e equilibrado possui trêscorrentes com mesmo módulo, porém, defasadas de 120ºelétricos uma das outras. Pela lei de Ampère, elas originam

uxos nos núcleos monofásicos, também defasados de120º. Analogamente às correntes trifásicas, quando os

uxos juntarem-se em um ponto, sua soma será nula, oque ocorre no local de união dos três núcleos. A soluçãoque se adota, em termos práticos, é bastante simples, ouseja: retira-se um dos núcleos, inserindo entre as colunas(ou pernas) laterais, outra com as mesmas dimensões.O circuito magnético das três fases, neste caso, resultadesequilibrado. A relutância da coluna central é menor queas outras, originando uma pequena diferença nas correntesde magnetização de cada fase. Existem diversos tipos denúcleo, entretanto o mostrado na Figura 5 é o mais comumdevido à sua facilidade construtiva e de transporte.

Este tipo de núcleo, em relação a três monofásicos,

apresenta como vantagem o fato de que quaisquer


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Figura 6 – Disposição dos enrolamentos montados no núcleo dotransformador.

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

desequilíbrios magnéticos causados pelas diferentescondições elétricas das três fases, tendem desaparecergraças à interconexão magnética existente entre elas; assim,a uxo de cada perna distribui-se obrigatoriamente pelasoutras duas. Além disso, existe a economia de material

em relação ao uso de três transformadores monofásicos, econsequente diminuição das perdas em vazio. Como desvantagem, tem-se que as unidades reservas sãomais caras, pois deverão ter a potência total do transformadora ser substituído; o monofásico de reserva, por outro lado,pode ter apenas um terço da potência do conjunto.

Enrolamentos Responsável pela condução da corrente de carga, oscondutores são enrolados em forma de bobinas cilíndricase dispostas axialmente nas pernas do núcleo. A Figura 6mostra a disposição dos enrolamentos com ordem crescentede tensão, ou seja, a bobina de tensão inferior é colocadapróxima ao núcleo e assim por diante.

Os enrolamentos de um transformador trifásicopodem ser conectados em estrela (Y), delta (Δ) ou zig-zag, conforme mostra a Figura 7. As ligações delta e estrela são as mais comuns.A ligação zig-zag é tipicamente uma conexão


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d o r e s secundária. A sua característica principal é sempre

afetar igual e simultaneamente duas fases primárias,pois os seus enrolamentos são montados em pernasdistintas seguindo uma ordem de permutação circular.Naturalmente, este fato a torna mais adequada para ser

utilizada em presença de cargas desequilibradas. Adotando-se o padrão de designar as ligaçõesprimárias por meio de letras maiúsculas e secundáriaspor letras minúsculas, tem-se na Tabela 1 as conexõesdos enrolamentos. O princípio de funcionamento ébasicamente o mesmo do monofásico, tanto em vaziocomo em carga.

Relação de transformação de transformadorestrifásicos

Como se sabe, a relação de transformação real éde nida como a relação entre as tensões primárias (U1)e as secundárias (U 2), ou seja:

No transformador trifásico a relação de

transformação tem a mesma de nição, sendo as tensõesentre fases; porém, devido à conexão dos enrolamentos(E1 e E2 são tensões induzidas entre os terminais dosenrolamentos), ela não será, em todos os casos, igual àrelação de espiras. A Figura 8 mostra duas conexões detransformadores trifásicos.

Entretanto, como os enrolamentos podem estarconectados de diversas maneiras, nota-se que paracada modo de ligação haverá uma diferença entre arelação de transformação e a relação do número deespiras. A Tabela 2 mostra os valores de K em função

de KN para cada ligação:

Corrente em vazio Nos transformadores trifásicos, com a montagemde núcleo mostrada, as correntes de magnetizaçãodevem ser iguais entre si, nas fases laterais, eligeiramente superiores na fase da perna central.Isto se deve ao fato de que as relutâncias das pernascorrespondentes as laterais são maiores. Dessaforma, adota-se um valor médio para a corrente emvazio, ou seja:

Circuito equivalente e parâmetros dotransformador

De uma forma geral, os sistemas de potênciasão representados por apenas uma fase e umneutro, considerando as restantes como simétricas,evidentemente, consegue-se isto com a ligação Y. Nocaso dos parâmetros percentuais, tal fato é ir relevante,pois independem das conexões dos enrolamentos,enquanto nos magnetizantes, ocorre exatamente ocontrário.

Assim no caso do primário em ligação delta,utiliza-se transformá-la na estrela equivalente. Destaforma, o transformador trifásico será representado

Sendo assim, as relações de transformação K e K N para cada caso seriam:

Na Figura 8a:Sendo (13) e estando o transformador em vazio, tem-se:

Na Figura 8b:

Então:

T ABELA 1 – C ONEXÕES DOS ENROLAMENTOS

D D D Y Y Y

d y z d y z

P RIMÁRIOSECUNDÁRIO

Figura 8 – Conexões de transformador trifásico.

T ABELA 2 – V ALORES DE K EM FUNÇÃO DE KN PARA AS DIVERSAS LIGAÇÕES

D D D Y D Z Y Y Y D Y ZLIGAÇÃO

K


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pelos parâmetros de uma fase, supondo as conexõesprimárias em estrela e carga trifásica simétrica eequilibrada.

Tipos de transformadores de potência

São classificados como transformadores depotência em dois grupos:• Transformadores de potência ou de força, osquais são utilizados, normalmente, em subestaçõesabaixadoras e elevadoras de tensão, empregados paragerar, transmitir ou distribuir energia elétrica. Podemser considerados como transformadores de forçaaqueles com potência nominal superior a 500 KVA,operando com tensão de até 765 KV;• Transformadores de distribuição, cuja função é

de abaixar a tensão para a distribuição a centros deconsumo e clientes finais das empresas de distribuição.São normalmente instalados em postes, plataformasou câmeras subterrâneas. Possuem potência típicasde 30 kVA a 300 kVA. Em alta tensão apresenta de 15kV ou 24,2 KV, e em baixa tensão de 380 V a 127 V.

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

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


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A função do isolante em transformadores é garantir oisolamento elétrico entre as partes energizadas e permitir

a refrigeração interna. Transformadores utilizam óleomineral derivado de petróleo, óleos sintéticos comoóleos de silicones e ascaréis, óleos isolantes de origemvegetal, isoladamente a base de compostos resinosos aseco ou isolado a gás SF6 (hexa uoreto de enxofre). A partir da de nição do isolante, um transformadorpode ser classi cado como:

• Transformador em líquido isolante, cujas partes ativas sãoimersas em óleo isolante mineral, vegetal ou sintético; ou

• Transformador a seco, geralmente isolados com resinas.

Critérios de classificação Vários autores e trabalhos técnicos têm classificadoos transformadores de acordo com sua função nosistema, com os enrolamentos, com o material donúcleo, com a quantidade de fases, dentre outroselementos. A seguir são apresentados alguns desses

critérios:

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

Finalidade• De corrente• De potencial• De distribuição• De potência

Função no sistema• Elevador• Abaixador• De interligação

Sobre os enrolamentos• Dois ou mais enrolamentos• Autotransformador

Material do núcleo• Ferromagnético• Núcleo a ar

Quantidade de fases• Monofásico• Polifásico

Normas técnicas As principais normas da ABNT sobre

transformadores de potência são as seguintes:

• ABNT NBR 5356-1 – Transformadores de potência– Parte 1: Generalidades;• ABNT NBR 5356-2 – Transformadores de potência– Parte 2: Aquecimento;• ABNT NBR 5356-3 – Transformadores de potência– Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos eespaçamentos externos em ar;• ABNT NBR 5356-4 – Transformadores de potência –

Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e demanobra para transformadores e reatores;• ABNT NBR 5356-5 – Transformadores de potência –Parte 5: Capacidade de resistir a curto circuitos;• ABNT NBR 5416 – Aplicação de cargas emTransformadores de potência – Procedimento;• ABNT NBR 5440 – Transformadores para redesaéreas de distribuição – Requisitos;• ABNT NBR 5458 – Transformadores de potência –Terminologia;

• ABNT NBR 7036 – Recebimento, instalação e

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


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T ABELA 3 - T IPOS DE TRANSFORMADORES EM RELAÇÃO AO TIPO DE SUBESTAÇÃO

T IPO DE SUBESTAÇÃOABRIGADA EM ALVENARIAABRIGADA EM CABINE METÁLICASUBTERRÂNEA ESTANQUESUBTERRÂNEA NÃO ESTANQUEAO TEMPO NO NÍVEL DO SOLOAO TEMPO ACIMA DO NÍVEL DO SOLO

P ARA USO INTERIORXX

P ARA USO EXTERIOR

XX

F ORÇAXX

XX

DISTRIBUIÇÃO

X

SUBTERRÂNEO

X

SUBMERSÍVEL

X

P EDESTAL

X

manutenção de transformadores de potência paradistribuição, imersos em líquidos isolantes;• ABNT NBR 7037 – Recebimento, instalação emanutenção de transformadores de potência em óleoisolante mineral;

• ABNT NBR 8926 – Guia de aplicação de relés paraproteção de transformadores – Procedimento;• ABNT NBR 9368 – Transformadores de potência detensões máximas até 145 kV – Características elétricase mecânicas;• ABNT NBR 9369 – Transformadores subterrâneos –Características elétricas e mecânicas – Padronização;• ABNT NBR 10022 – Transformadores de potênciacom tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV –Características específicas – Padronização;• ABNT NBR 10295 – Transformadores de potênciasecos – Especificação;• ABNT NBR 12454 – Transformadores de potênciade tensões máximas até 36,2 kV e potência de 225kVA até 3750 kVA – Padronização;• ABNT NBR 15349 – Óleo mineral isolante –Determinação de 2-furfural e seus derivados;• ABNT NBR 15422 – Óleo vegetal isolante paraequipamentos elétricos.

Tipos de transformadores em relação aostipos de subestações

Conforme a seção 9 da ABNT NBR 14039(subestações), os transformadores podem serinstalados em subestações abrigadas (em alvenariaou cabinas metálicas), subterrâneas (em câmarasestanques ou não à penetração de água) e ao tempo(no nível do solo ou acima dele). Neste sentido são definidos na ABNT NBR 5458 osseguintes tipos de transformadores:

*MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro

eletricista e especialista em Manutenção de Sistemas

Elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá

(EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco

|[email protected].

• Transformador para interior: aquele projetado paraser abrigado permanentemente das intempéries;• Transformador para exterior: aquele projetado parasuportar exposição permanente às intempéries;• Transformador submersível: aquele capaz de

funcionar normalmente mesmo quando imerso emágua, em condições especificadas;• Transformador subterrâneo: aquele construído paraser instalado em câmara, abaixo do nível do solo; A Tabela 3 indica os tipos de transformadoresque podem ser utilizados em função dos tipos desubestações definidos na ABNT NBR 10439.

Referências• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção detransformadores de potência. Curso de Especializaçãoem Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.• MILASCH, M. Manutenção de transformadores emlíquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.• OLIVEIRA, J. C.; ABREU. J. P. G.; COGO, J. R.Transformadores: teoria e ensaios. São Paulo: EdgardBlucher, 1984• GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMASBRASILEIRAS. São Paulo, Atitude Editorial, 2011.

Continua na próxima ediçãoCon ra todos os ar tigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br

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


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No estabelecimento de um sistema demanutenção para um determinado processoprodutivo ou um equipamento individual,devem-se estabelecer métodos buscando

o desenvolvimento e a melhoria dos meiosde execução das atividades realizadas peloequipamento ou processo. Este texto discutemodelos de planejamento de um sistemaintegrado de manutenção, apresentando asatividades desenvolvidas pelas equipes demanutenção e o conceito de manutenção. Deve-se estabelecer uma ideia clara euniforme dos conceitos e dos princípios emque se baseiam as atividades de manutenção

e buscar novas tecnologias, equipamentos eferramentas que facilitem essa atividade. Dessaforma, o conceito de manutenção tambémtem se aperfeiçoado, no passado era de nidacomo o reestabelecimento das condiçõesoriginais dos equipamentos/sistemas, hoje sede ne como a garantia da disponibilidadeda função dos equipamentos/sistemas comdisponibilidade e con abilidade, segurançae preservação do meio ambiente, sempre ao

menor custo possível.


Capítulo II

Considerações sobre manutenção Aspectos relacionados à manutençãode equipamentos e de instalações

Conceito de manutenção A ABNT NBR 5462/94 de ne a manutençãocomo “a combinação de ações técnicase administrativas, incluindo supervisão,

destinadas a manter ou recolocar um item emum estado no qual possa desempenhar umafunção requerida”. Nestes termos, “manter”signi ca “fazer tudo o que for preciso paraassegurar que um equipamento continuea desempenhar as funções para as quaisfoi projetado, num nível de desempenhoexigido”. Assim, tem-se que a manutençãopode ser encarada como um conjunto

de atividades onde se devem estabelecertodas as ações necessárias para manter umitem em funcionamento, ou restabelecerseu funcionamento, segundo a nalidadepara qual ele se destina, em condiçõessatisfatórias. Este conjunto de atividades secaracteriza pela formação de um quadro demão de obra quali cada e da implementaçãode um sistema, o qual integre todas asáreas da empresa, em prol do aumento

da produtividade e diminuindo os custos


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de produção. Tecnicamente, tem-se a utilização desistemas e equipamentos que facilitem a detecção deproblemas. Portanto, uma de nição mais atual poderia ser: umconjunto de ações de gestão, técnicas e econômicas,

aplicadas ao bem, com o objetivo de mantê-lo,aumentando seu ciclo de vida. Uma comparação entreo conceito de manutenção convencional e o conceitoaplicado hoje é descrito por Kardec e Lafraia (2002),em que “até pouco tempo, o conceito predominante erade que a missão da manutenção era de restabelecer ascondições originais dos equipamentos/sistemas. Hoje,a missão da manutenção é garantir a disponibilidadeda função dos equipamentos e instalações de modoa atender a um processo de produção ou de serviço,

com con abilidade, segurança, preservação do meioambiente e custo”.

A importância da manutençãoNa indústria, o capital empregado em máquinas e

equipamentos é elevado e, portanto, é interessanteque essas máquinas e equipamentos ofereçam uma

produção satisfatória, tanto em termos de e ciênciaquanto em termos de tempo em que estes estarão aptosa operar. A Associação Brasileira de Manutenção (Abraman)destaca em pesquisa o crescimento, nos últimos

anos, da utilização de métodos de engenharia demanutenção, como a Manutenção Centrada emCon abilidade (MCC) e seis sigmas. A engenharia damanutenção é considerada um tipo de manutenção,pois é a adoção de técnicas e ferramentas de gestãoque são aplicados no dia a dia da função. Uma gestãoestratégica da manutenção avança do nível mais baixode planejamento, ou seja, manutenção corretiva nãoplanejada, para o nível mais alto, a engenharia demanutenção. A mesma pesquisa aponta que a relação

entre o custo da manutenção pelo faturamento bruto daempresa ca em torno de 4% na série histórica de 1999a 2011. Observa-se tendência de queda na proporçãocusto total da manutenção/faturamento bruto. Essa éuma tendência nas empresas brasileiras, à medida quese emprega tipos de manutenção mais e cazes, emborao alto custo inicial, a médio e longo prazo, reduz-se


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d o r e s o comprometimento do faturamento bruto. Entretanto,

torna-se evidente a importância da manutenção noorçamento empresarial. Uma boa manutenção reduz perdas de produçãoporque visa assegurar a continuidade da produção, sem

paradas, atrasos, perdas e assim entregar o produto emtempo hábil. Em resumo, a manutenção é de grandeimportância, porque:

• aumenta a con abilidade, pois a boa manutençãoresulta em menos paradas de máquinas;• melhora a qualidade, já que máquinas e equipamentosmal ajustados têm mais probabilidade de causar errosou baixo desempenho e podem causar problemas dequalidade;

• diminui os custos, devido ao fato de que, quandobem cuidados, os equipamentos funcionam com maiore ciência;• aumenta a vida útil, mesmo com cuidados simples,como limpeza e lubri cação, garantem a durabilidadeda máquina, reduzindo os pequenos problemas quepodem causar desgaste ou deterioração;• melhora a segurança, pois máquinas e equipamentosbem mantidos têm menos chance de se comportar deforma não previsível ou não padronizada, evitando,

assim, possíveis riscos ao operário.

As atividades de manutenção A divisão clássica das atividades de manutençãoé aquela em que se tem a corretiva, a preventiva, apreditiva e a sistemática. Diversos autores têm oferecidoclassi cações como:

• Manutenção corretiva• Manutenção preventiva

• Manutenção preditiva• Manutenção Produtiva Total (TPM)

A manutenção corretiva é a forma mais primáriade manutenção é a realizada após a ocorrência de umdefeito qualquer, o qual, em geral, torna indisponível oequipamento. Naturalmente, isto implica desligamentosfora de previsão, em momentos pouco adequados,levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. A manutenção preventiva é o conjunto de atividades

desenvolvidas visando à solução para ocorrência de

condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem, evitar que setomem cumulativas. Resultam em reduzir a necessidadede se adotarem ações corretivas. A manutenção sistemática é aquela que se caracterizapela substituição de componentes dos equipamentos

ou de todo ele. Entretanto, com o desenvolvimentoda Manutenção Produtiva Total (TPM) inicia-se oplanejamento de um sistema de manutenção integradocom todo o processo produtivo, onde a manutenção nãomais gura como uma atividade secundária, e sim comoum sistema onde ocorra uma melhoria na aplicação dosdiversos métodos de manutenção, buscando aperfeiçoaros fatores técnicos e econômicos da produção. Na realidade, a nomenclatura não é o mais importante,embora gere confusões, mas, sim, o conceito. Isso

permite a escolha do tipo mais conveniente para umdeterminado equipamento, instalação ou sistema. Umaclassi cação proposta bastante adequada e difundidaem relação aos tipos de manutenção é:

• Manutenção corretiva não planejada• Manutenção corretiva planejada• Manutenção preventiva• Manutenção preditiva• Manutenção detectiva

• Engenharia de manutenção

Manutenção corretiva A manutenção corretiva é a forma mais primária demanutenção. Na realidade, é a reparação de instalaçõese equipamentos, geralmente de emergência, sendo,normalmente, realizada após a ocorrência de um problemaqualquer, o qual os torna indisponíveis. De acordo com aABNT NBR 5462/94, ela é “a manutenção efetuada após aocorrência de uma pane, destinada a colocar um item em

condições de executar uma função requerida”. De qualquer forma, o objetivo é a atuação paracorreção da falha ou do desempenho menor queo esperado. Portanto, podemos então de nir comomanutenção corretiva não planejada a correção dafalha de maneira aleatória, ou seja, é a correção dafalha ou defeito após a ocorrência do fato. Esse tipo demanutenção implica em altos custos, pois causa perdasde produção; a extensão dos danos aos equipamentosé maior. Naturalmente, isto implica desligamentos fora

de previsão, em momentos pouco adequados, uma


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d o r e s extensão maior dos danos aos equipamentos e levando,

por vezes, a prejuízos consideráveis. A evolução desse processo é a manutenção corretivaplanejada. Consiste na atividade de manutenção emfunção de um acompanhamento preditivo, detectivo,

ou até pela decisão gerencial de se operar até afalha. Consequentemente, esse tipo de manutenção éplanejado e, deste modo, acarreta menor custo, maissegurança e maior rapidez na atuação. A organização, planejamento e controle são fatoresque proporcionam a con abilidade no investimentode manutenção, ou seja, são pontos vitais para asobrevivência da manutenção e seus resultados.

Manutenção preventiva

A manutenção preventiva é todo serviço demanutenção realizado em máquinas que não estejamem falha, estando com isso em condições operacionaisou em estado de defeito. Ainda de ne-se como amanutenção efetuada em intervalos predeterminadosou de acordo com critérios prescritos, destinada areduzir a probabilidade de falha ou a degradaçãode um funcionamento de um equipamento. AABNT NBR 5462/94, por sua vez, de ne como amanutenção efetuada em intervalos pré-determinados,

ou de acordo com critérios prescritos, destinada areduzir a probabilidade de falha ou a degradação dofuncionamento de um item. Um plano de manutenção preventiva é umconjunto de ações executadas em intervalos xosou segundo critérios preestabelecidos. Tem comometa principal a redução ou eliminação de falhas oudefeitos nos equipamentos ou sistemas, além de evitarque se tornem cumulativas, resultando em reduçãoda necessidade de se adotarem ações corretivas, com

nalidade de evitar quebras e paradas desnecessáriasno processo, tornando-o mais con ável e capaz, commaior produtividade e qualidade. Fundamentalmente,a manutenção preventiva deve agir com antecedênciapara acabar ou diminuir as causas potenciais de falhasnos equipamentos. Para tal, deve conter um conjunto de mediçõestecnicamente adequadas, as quais devem serselecionadas entre uma grande variedade de alternativas;além disto, é necessário que se associe con abilidade e

custo com um programa de atividades compatíveis.

Naturalmente, as medidas preventivas sãoendereçadas para as causas mais comuns de faltasdos equipamentos de certa instalação. Nasce então anecessidade das equipes de manutenção estar dotadasde sistemas de teste capazes de simular as causas mais

comuns de faltas e propiciar uma pesquisa sólida dedefeitos, no menor tempo possível. Quando a manutenção preventiva baseia-se emintervalos de tempo, é conhecida como ManutençãoBaseada no Tempo (Time Based Maintenance – TBM). Atente-se para o fato de que de nir os intervalosentre intervenções em cada equipamento é um dosaspectos mais problemáticos para uma boa preventiva.Como há dúvida sobre os tempos mais adequados, há atendência de se agir com conservadorismo e, assim, tais

intervalos, normalmente, são menores que o necessário,implicando em paradas e troca de peças desnecessárias. A seguir é transcrito o resultado de pesquisarealizada pelo Cigré Brasil com a colaboração de12 empresas de transmissão, geração e distribuiçãoentre os meses de agosto e setembro de 2012, sobrepráticas de manutenção baseada no tempo. Osresultados das práticas de manutenção realizadasnestas empresas validaram o apresentado na pesquisarealizada pelo Cigré internacional. Dos resultados

apresentados nesta pesquisa pode-se destacar queas práticas de manutenção variam significativamenteentre os usuários do transformador. Os fatorespossíveis que podem influenciar nas práticas demanutenção são:

• Características e especi cações do transformador;• A qualidade dos componentes instalados notransformador;• A função exigida do transformador (carga, operação

do CDC);• O ambiente em que o transformador está instalado(temperatura, umidade);• O índice histórico de falhas do transformador e tiposde falha;• O nível de redundância do transformador e asconsequências de sua indisponibilidade;• A modalidade de falha e os seus efeitos na segurançada subestação;• A cultura e o foco de companhia baseados na

manutenção;


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• A disponibilidade e os custos de trabalho;• O grau de implementação de tecnologias modernas;• A presença de um programa de otimização da manutenção. A Tabela 1 resume as práticas de manutenção típicasque foram relatadas na pesquisa. Caberá a cada usuário

determinar que nível de manutenção seja apropriadodependendo da situação. Pode-se igualmente notar queo nível de manutenção pode ser diferente para cada

ação realizada no mesmo grupo de transformadores,dependendo de cada situação particular. A designação do intervalo de manutenção comoleve, regular e intensivo refere-se à intensidade darealização das atividades de manutenção posto

que muitos fatores influenciam na política demanutenção. Portanto, a Tabela 2 descreve os trêsdiferente níveis.

T ABELA 1 – PESQUISA DO C IGRÉ INTERNACIONAL: RESULTADOS ENTRE MANUTENÇÕES ADOTADAS (C IGRÉ BRASIL , GT A2.05, 2013)I NTERVALO DE MANUTENÇÃO

AÇÃO

Inspeção visual

Inspeção visual detalhada

Análise dos gases dissolvidos

Teste físico-químico do óleo

Limpeza do sistema de resfriamentoVeri cação de acessórios

Ensaios elétricos básicos

Ensaios de isolamento (Fator de potência)

Inspeção interna do CDC

C OMENTÁRIO

Em operação

Em operação

A periodicidade pode variar com a instalação de sistema de monitoramento

O desligamento do equipamento poderá ser necessárioCom desligamento do equipamento

Com desligamento do equipamento

Com desligamento do equipamento

Considerar recomendações do fabricante, número de operações e

tecnologia empregada

REGULAR

6 meses

1 ano

2 anos

6 anos

Condicional12 anos ou condicional

Condicional

Condicional

12 anos

LEVE

1 mês

3 meses

1 ano

2 anos

Condicional6 – 8 anos

Condicional

6 – 8 anos

6 – 8 anos

I NTENSIVO

1 ano

1 semana

3 meses

1 ano

Qualquer intervalo1 – 2 anos

Qualquer intervalo

2 – 4 anos

4 anos


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d o r e s T ABELA 2 – INTERVALOS DE MANUTENÇÕES VERSUS CARACTERÍSTICAS

(C IGRÉ BRASIL , GT A2.05, 2013)

I NTERVALOS DE

MANUTENÇÃO

Leve

Intensivo

Regular

C ARAC TERÍ STICAS

• Transformadores equipados com componentes que são conhecidos

por serem muito con áveis;

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

• O transformador não opera em um ambiente agressivo;

• Tecnologias avançadas do transformador exigem menos manutenção;

• Baixas consequências em caso de falha;

• Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente;

• Carga elevada, número elevado de operações do comutador sob

carga;

• Transformador que operam em ambiente agressivo;

• Graves consequências em caso de falha inesperada;

• Qualquer situação que esteja entre os níveis anteriores.

Manutenção preditiva A manutenção preditiva é composta pelas tarefas demanutenção preventiva que visam acompanhar a máquinaou as peças, por monitoramento, por medições ou porcontrole estatístico e tentar predizer a proximidade daocorrência da falha. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez,de ne como “aquela que permite garantir uma qualidadede serviço desejada, com base na aplicação sistemática de

técnicas de análise, utilizando-se de meios de supervisãocentralizados ou de amostragem para reduzir a um mínimoas manutenções corretivas e preventivas”. A manutenção preditiva é o conceito modernode manutenção, na qual emprega-se um conjuntode atividades de acompanhamento de determinadoselementos, das variáveis ou parâmetros que indicam odesempenho dos equipamentos, de modo sistemático,visando de nir a necessidade ou não de intervenção. Este tipo de manutenção baseia-se na possibilidade de

predição da ocorrência de uma falha ou defeito, por meiode vários métodos que envolvem desde equipamentosmodernos de medição e análise até a pura observação docomportamento do equipamento. A manutenção preditivavisa substituir, se possível, a manutenção preventiva, assimcomo, reduzir ao máximo as intervenções corretivas. Noentanto, se os seus resultados indicarem a necessidade,ocorrerá a Manutenção Baseada na Condição (ConditionBased Maintenance – CBM). Algumas empresas adotam uma classi cação em que

a preventiva engloba a Manutenção Baseada no Tempo

e a Manutenção Baseada na Condição. Isso signi ca, narealidade, que a manutenção preditiva pode ser encaradacomo uma subárea da manutenção preventiva. Noentanto, apresenta algumas características especí cas:

• Não é necessário que haja o desligamento doequipamento para a sua aplicação;• Não há o dano do equipamento, como no caso da corretiva;• Não se baseia em informações sobre a durabilidadede certo componente.

A manutenção preditiva permite maior tempo deoperação dos equipamentos e o planejamento dasintervenções de manutenção com base em dados enão em suposições, promovendo o mínimo de paradas.

Entretanto, esse processo necessita de acompanhamentos,monitoramentos e inspeções periódicas, por meio deinstrumentação especí ca, além de procedimentosadequados para obtenção de dados. Outro ponto éa necessidade de pro ssionais especializados paraexecução das atividades. Esse cenário causa aumentosigni cativo de custos.

Manutenção detectiva A manutenção detectiva efetua um processo de

monitoramento dos dados do sistema por meio deinformações dos sistemas de medida, proteção e comando,buscando detectar falhas, defeitos ocultos ou nãoperceptíveis para o pessoal de operação e manutenção. Àmedida que ocorre o aumento da utilização de dispositivoseletrônicos inteligentes nos sistemas de proteção, controlee automação nas instalações, maior será a capacidadede atuação da manutenção detectiva para garantir acon abilidade e a manutenção da instalação. Uma grande vantagem da manutenção detectiva

é a veri cação do sistema sem parada de operação,possibilitando uma correção da não conformidadeencontrada com o sistema em operação. Sua desvantagemconsiste na necessidade do uso de modernos sistemas decontrole e automação e a excelência dos pro ssionaiscom treinamento e com habilitação para execução dotrabalho. Esse tipo de manutenção é novo e, por issomesmo, muito pouco mencionado no Brasil.

Engenharia de manutenção

Conforme já descrito anteriormente, a Engenharia de


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d o r e s Manutenção é de nida como o conjunto de atividades

que permite o aumento de con abilidade e garantia dedisponibilidade. Basicamente é adotar procedimentospara diminuir as atividades corretivas, eliminandoproblemas crônicos, melhorando os padrões e processos,

além de desenvolver a “manutenibilidade”, ou seja,dotar a instalação de características como facilidade,precisão, segurança e economia na execução de açõesde manutenção. A engenharia de manutenção procura obter soluçõesde nitivas para eliminar ou diminuir o máximo possívela ocorrência de defeitos ou falhas no sistema ouequipamento. Dado um evento, estudam-se as possíveiscausas e realizam-se ações que resultem em umamodi cação do componente e eliminação do mesmo. A

engenharia de manutenção utiliza os dados obtidos nasdemais atividades de manutenção para implementaçãodas melhorias.

Outras atividades relacionadas ao sistemade manutenção

Outras atividades que se relacionam com o conceitode manutenção, porém não estão inclusas nas de niçõesclássicas, são o comissionamento, a inspeção e arecepção de equipamentos.

A recepção é o conjunto de atividades desenvolvidaspara a colocação de uma instalação ou equipamentoem operação. Tais atividades caracterizam-se peloacompanhamento e execução dos serviços e encargosreferentes às diversas fases por que passa uma instalação,desde a fase de planejamento até a fase de entrada emoperação comercial. O comissionamento é uma etapa das atividades derecepção, que consiste em fazer veri cações e executarensaios que demonstrem estarem todos os equipamentos e

instalações de acordo com o projeto e funcionamento dentrodas garantias contratuais e especi cações, antes da entradaem operação comercial. Por outro lado, observe-se que,normalmente, os equipamentos comprados são ensaiados nafábrica e, dependendo do seu grau de importância e custo, énecessário que o comprador veri que se o fabricante atendeas normas e dispositivos contratuais. Assim é necessárioinspecionar a execução de tais atividades. Nesse sentido, é possível levantar a questão sobre ofato de que se o equipamento já foi ensaiado na fábrica,

por que testá-los antes da entrada em operação?

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

• Veri car se o equipamento não foi dani cado no transporte;• Veri car se o equipamento, quando armazenado àespera de montagem, não sofreu qualquer avaria (corrosão,

umidade, danos, etc.);• Veri car aspectos corretos de montagem e alguns testesdo fabricante.

Tem-se ainda que os objetivos principais docomissionamento são:

• Fazer veri cações e executar os ensaios que demonstremestar sendo ligados ao sistema, para operação comercial,equipamentos e instalações em condições de manter

o nível de con abilidade, continuidade e segurançaexigidos de acordo com o projeto e funcionamento dentrodas especi cações e garantias contratuais;• Levantar características, aferir e ajustar todos oscomponentes dos diversos circuitos de controle, proteção,medição, supervisão, etc.;• Registrar valores iniciais dos parâmetros determinantesde cada equipamento, indispensáveis ao estabelecimentode um sistema con ável de manutenção e controle;• Veri car a delidade dos desenhos nais e fornecer

subsídios para elaboração dos desenhos “como construído”(As built);• Garantir a segurança do pessoal e dos equipamentos;• Estabelecer os limites operativos con áveis para osdiversos equipamentos;• Completar o treinamento especí co da equipe técnicaresponsável pela operação e manutenção da instalação;• Garantir a segurança da energização inicial;• Assegurar o fornecimento das peças reservas, acessóriose ferramentas especiais previstas em contrato;

• Orientar os órgãos das áreas nanceiras quanto aos itensa serem capitalizados/patrimoniados;• Transferir para os órgãos responsáveis a responsabilidadepela guarda, operação e manutenção da instalação.

Ciclo de operação e manutenção detransformadores

Caso seja detectada alguma não conformidade notransformador, técnicas adequadas são utilizadas paradeterminar sua extensão ou gravidade. Os resultados

serão utilizados para subsidiar a decisão de intervenção,


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*MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro

eletricista e especialista em manutenção de sistemas

elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá

(EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |

[email protected].

Continua na próxima ediçãoCon ra todos os ar tigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br

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

manutenção corretiva ou retorno à operação. A Figura1 mostra um uxograma com o ciclo de operação emanutenção de transformadores.

Referências• PAULINO M. E. C. Considerações sobre modelos de sistemaintegrado de manutenção e testes automatizados de proteção

Elétrica. Congresso Brasileiro de Manutenção – ABRAMAN, 2005.• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção detransformadores de potência. Curso de Especialização emManutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.• FERREIRA, A. B. H. Novo Aurélio – O Dicionário da LínguaPortuguesa – Século XXI. São Paulo: Ed. Nova Fronteira, 2001.• ABNT NBR 5462. Con abilidade – terminologia. AssociaçãoBrasileira de Normas Técnicas (ABNT), 1994.• KARDEC, Alan; LAFRAIA, João. Gestão estratégica e con abilidade.Rio de Janeiro: Qualitymark, ABRAMAN. 80 f., 2002.• ABRAMAN, Associação Brasileira de Manutenção. A situação damanutenção no Brasil – documento nacional 2011, 26º Congresso

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

Brasileiro de Manutenção, Curitiba, 2011.• NEPOMUCENO, L. X. Técnicas de manutenção preditiva. SãoPaulo: Edgard Bluche,v. 1, 501 f., 1989.• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência.CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.• WG A2.34. Guide for transformer maintenance. CIGREInternacional, Working Group A2.34, 2011.• BATITUCCI, M. D. Comissionamento a primeira atividade demanutenção. Manutenção,n. 28, jan./fev. 91, p. 31-38.


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As principais avarias em transformadoresdizem respeito a de ciências dos enrolamentossejam por má compactação das bobinas,por assimetrias existentes entre primário e

secundário ou deformação das bobinas causadapor curto-circuito. São signi cativas também assolicitações térmicas e dielétricas, provocandoa alteração das características elétricas e físico-químicas dos seus materiais isolantes. Istoimplica “envelhecimento” de parte ou de todaa isolação. Os estágios avançados do processoproduzem sedimentos oriundos da oxidação,que, em última análise, podem comprometer aoperação do transformador.

A ocorrência de falhas no funcionamento deum transformador não pode ser eliminada, massim reduzida a um número e a uma intensidadeque não causem danos ao sistema elétrico, pormeio de equipamentos e métodos utilizadospara seu controle. O bom funcionamento de um transformadordepende de uma série de fatores, os quaispodem ser resumidos na maneira pelaqual é feita a sua manutenção e proteção,assim como também na qualidade dos seus


Capítulo III

Anormalidades em transformadoresde potência

componentes. Vale ressaltar que as instalaçõese os transformadores em operação têmenvelhecido de uma forma geral, tornando-ossuscetíveis a falhas. A seguir são apresentadosalguns dados.

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

Figura 2 – Faixa etária de transformadores no Brasil.


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Estatística de ocorrência Para a de nição da estratégia de manutenção a seradotada é adequada a obtenção de informações referentesao estado dos equipamentos da instalação, separados emclassi cações que permita a análise dos defeitos e respectivas

ocorrências. A seguir serão apresentados diversos estudosque mostram, além dos tipos de falhas, a classi cação deocorrências. Tais estudos são aqui apresentados apenas comoexemplos do estabelecimento do processo de de nição dasanormalidades em transformadores. Informações adicionaisdevem ser buscadas na referência bibliográ ca. Os trabalhos de diagnóstico foram desenvolvidosa partir da coleta e da análise de dados acerca dosregistros operacionais dos equipamentos, condiçõescircunstanciais das ocorrências, análises de materiais em

laboratórios especializados e inspeções realizadas emcampo e em fábrica durante o processo de desmontagemde cada um deles. Os resultados aqui obtidos visamcontribuir com o aprimoramento de técnicas paradiagnóstico e caracterização de falhas de equipamentos,classi cando a suscetibilidade de transformadores dediferentes tipos de aplicação e suas falhas.

Estatística de defeito – Estudo de caso 1 Neste trabalho são relacionados e descritos osprincipais modos de falha normalmente veri cados emtransformadores, associados ao levantamento estatístico quecompõe um banco de dados elaborado a partir de perícias

realizadas entre os anos de 2000 e 2008 para companhiasseguradoras. É apresentada (por BECHARA) e desenvolvidauma análise de falhas veri cadas em cerca de uma centenade transformadores com diferentes tipos de aplicação,classes de tensão e níveis de potência. O objetivo do estudoé contribuir com um melhor entendimento de causas defalhas e os tipos de transformadores mais suscetíveis a cadauma delas. Um extrato desse trabalho é agora apresentado. Os transformadores inspecionados são utilizadospor concessionárias de energia elétrica do sistema

elétrico brasileiro, tendo sido fabricados por empresasnacionais e estrangeiras. A Tabela 1 mostra o conjuntode equipamentos analisados. Os critérios de arranjo dosdados da Tabela 1 teve por base a análise dos dados demanutenção e resultado de ensaios conforme o roteirode investigação de cada caso. A Tabela 2 classi ca osprincipais tipos de falhas nos transformadores.


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d o r e s T ABELA 1 – C ONJUNTO DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA ANALISADOS

Tipo

ElevadorTransmissão

Subtransmissão

Número de unidades

232247

92

Classe de tensão (kV)

69, 138, 230, 345, 440, 550230, 345, 440, 550, 765

69, 88, 138

Potência (MVA)

Até 418,5Até 550Até 60

TOTAL

T ABELA 2 – LEVANTAMENTO ESTATÍSTICO DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

FALHA

Tipos

ElevadoresTransmissão

Subtransmissão

TOTAL

Defeito de

fabricação

24

17

Comutador

038

11

Manobra

VFT

6

04

10

Buchas

4

4

19

Descarga

Atmosférica

1012

Manutenção

inexistente

inadequada

003

3

Curto

circuito

externo

06

1622

Enxofre

corrosivo

2002

Envelhe-

cimento

4

07

11

Componentes Sobretensões transitórias Defeito

após reparo

1225

Não

apurado

234

9

Com o objetivo de obter parâmetros de referência de

falhas para os transformadores analisados, a Figura 3 mostraos modos de falha mais signi cativos pela quantidade paracada tipo de transformador. Vale ressaltar que do conjuntode dados em estudo, 50% dos transformadores pertencemao sistema de substransmissão. Portanto, a incidência dasfalhas nesse sistema terá um peso maior na análise detodo o conjunto, como a percentagem de curtos-circuitosexternos, conforme mostrado na Figura 4.

Figura 4 – Porcentagem de falhas em transformadores.

Figura 3 – Tipos e quantidade de falhas identi cadas nos transformadores.

A análise do item mais suscetível a falhas é mostrada

na Figura 5. Nela pode-se notar que as bobinas são amaior fonte de problemas no transformador, com 70%das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) ebuchas (10,9%).

Estatística de defeito – Estudo de caso 2 O trabalho desenvolvido por Souza teve o objetivode estudar as falhas e os defeitos ocorridos emtransformadores de potência de 34,5 kV, 69 kV, 138 kVe 230 kV do sistema elétrico da Companhia Energéticade Goiás (Celg), referente ao período de 28 anos (1979a 2007). O desenvolvimento da pesquisa baseou-se naidenti cação das partes dos transformadores que foramanalisadas e divididas em blocos, na caracterização ena análise dos pontos de falhas e de defeitos detectadosnestes equipamentos relativos às interrupções. A seguirsão apresentados alguns resultados obtidos. Souza apresenta neste estudo o registro de 549interrupções de serviço, no período de dezembro de1979 a maio de 2007, ocorridas em 255 transformadorese autotransformadores (trifásicos ou bancos trifásicos),

Figura 5 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.


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ou seja, muitos dos equipamentos sofreram mais de umaocorrência. A seguir são analisados os dados de interrupções deserviço, não considerando o sistema de proteção, noperíodo de 09/12/1979 a 25/05/2007, ou seja, proteçõesnão inerentes ao equipamento (relé de distância, relé

de religamento em circuito de CA, relé de frequência,relé de sobretensão, relé de sobrecorrente) e proteçõesinerentes dos equipamentos (relé de temperatura do óleo,relé de pressão, relé Bucchholz/gás, relé diferencial, reléde bloqueio, válvula de alívio, nível de óleo, termômetrodo óleo e termômetro do enrolamento). A Figura 6 mostra o número absoluto detransformadores e autotransformadores por ano e porclasse de tensão, pertencentes às classes de tensão de34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV, na qual se observa que

houve um crescimento do número de equipamentos nodecorrer dos anos. A Figura 7 apresenta o percentual de interrupçõesem transformadores e autotransformadores versuscomponentes. A gura evidencia que os componentesmais atingidos foram os enrolamentos (34%), as buchas(14%) e os comutadores (20%), sendo 10% para o OLTC

T ABELA 3 – QUANTIDADE DE EQUIPAMENTOS POR FAIXA TRIFÁSICA NOMINAL E POR TENSÃO NOMINAL

Tensão nominal

34,5 kV69 kV138 kV230 kV

Total

MENOR

0,1517

36

MAIOR

1220

62,5150

Número total de equipamentos

(trifásicos ou bancos)

10679

5317

255

Potência trifásica

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

Figura 7 – Interrupções em transformadores e autotransformadoresversus componentes.

(comutadores com carga) e 10% para comutadores semtensão.

Assim, as interrupções associadas a estes trêscomponentes representam, juntas, 68% do total, e o itemcomponente não identi cado (11%) refere-se àquelesequipamentos dos quais não se obtiveram registros

con áveis e/ou exatos das ocorrências.


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

Estatística de defeito – Estudo de caso 3 A título de ilustração, a Figura 8 apresenta umlevantamento estatístico, realizado por um grandeusuário, da incidência de problemas nas diversas partesdo transformador.

Análise de anormalidades Analisa-se, a seguir, algumas das anormalidadesde ocorrência mais comuns, seus efeitos e suascausas básicas. Via de regra, as seguintes condiçõessão responsáveis pelos problemas a seguir:• Sobretemperatura: sobretemperaturas podemser causadas por sobrecorrentes, sobretensões,

resfriamento insuficiente, nível reduzido doóleo, depósito de sedimentos no transformador,temperatura ambiente elevada, ou curto-circuitoentre enrolamentos. Em transformadores a seco,esta condição pode ser devido a dutos de ventilaçãoentupidos.• Falha em contatos internos: o transformadorpossui diversas conexões internas interligadas porelementos fixos, como conectores e parafusos, alémde dispositivos móveis. A falha nesses componentes

resulta na deficiência do contato e aumento dadensidade de corrente nas partes condutoras, comconsequente sobreaquecimento. Causados pormontagem incorreta, baixa qualidade dos materiaisou solicitações mecânicas devido a eventos de altacorrente no transformador, essa ocorrência tende aevoluir de um defeito para uma falha.• Falha de isolamento: este defeito se constituiem uma falha do isolamento dos enrolamentosdo transformador; pode envolver faltas fase-terra,

fase-fase, trifásicas com ou sem contato para a


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d o r e s terra ou curto-circuito entre espiras. A causa destas

falhas de isolamento podem ser curtos-circuitos,descargas atmosféricas, condições de sobrecarga ousobrecorrentes, óleo isolante contendo umidade oucontaminantes.

• Tensão secundária incorreta: esta condição podeser oriunda de relação de transformação imprópria,tensão primária anormal e/ou curto-circuito entreespiras no transformador.• Descargas internas: descargas internas podem vir aser causadas por baixo nível de óleo que resultem naexposição de partes energizadas, perda de conexões,pequenas falhas no dielétrico. Usualmente, descargasinternas acabam por se tornar audíveis e causamradiointerferência.

• Falhas do núcleo: esta condição pode ser devido aproblemas com parafusos de fixação, abraçadeiras eoutros.• Alta corrente de excitação: usualmente, altascorrentes de excitação são devido a núcleo “curto-circuitado” ou junções do núcleo abertas.• Falha da bucha: as falhas de buchas podem sercausadas por descargas devido à acumulação decontaminantes sólidos e a descargas atmosféricasA ocorrência em buchas costuma causar sérios

prejuízos com explosões e incêndios, resultando nacontaminação dos enrolamentos e danos generalizadosem todo transformador. No caso de explosões,pedaços de porcelana podem ser lançados com riscode acidentes pessoais e danos dos equipamentosadjacentes. Essa ocorrência está diretamente associadaà perda das propriedades dielétricas do isolamentoda bucha, com envelhecimento ou contaminaçãodo isolamento óleo e papel (buchas OIP) ou doisolamento óleo e resina (RIP), além de degradação

do corpo de porcelana com trincas e rachaduras.• Baixa rigidez dielétrica: esta condição pode sercausada por condensação e penetração de umidade,devido à ventilação imprópria em transformadoresa seco, nas serpentinas de resfriamento, nosresfriados a água, ou diafragmas de alívio de pressãodanificados ou, ainda, fugas ao redor dos acessóriosdo transformador nos demais tipos.• Descoloração do óleo isolante: a descoloraçãodo óleo isolante deve-se, principalmente, à

sua carbonização devido a chaveamentos nos

comutadores sob carga (LTC – Load Tap Changers),falha do núcleo ou contaminação.• Perda de óleo isolante: a perda de óleo isolanteem um transformador pode ocorrer pelos parafusosde junções, gaxetas, soldas, dispositivos de alivio

de sobrepressão e outros. As principais causas são:montagem inadequada de partes mecânicas, filtrosimpróprios, junções inadequadas, acabamento desuperfícies incompatíveis com o grau necessário,pressão inadequada nas gaxetas, defeitos no materialutilizado e falta de rigidez das partes mecânicas.• Problemas com equipamentos de manobra: muitostransformadores são equipados com LTCs (Load TapsChangers) e outros dispositivos de manobra. Taistransformadores podem apresentar problemas extras

associados a estes dispositivos como, por exemplo,os oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixose móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudançade taps, condensação de umidade no óleo destesmecanismos entre outros. O desgaste excessivodos contatos pode ser atribuído à perda de pressãodas molas (molas fracas) ou a um tempo de esperainsuficiente durante o percurso. Problemas devidoao sobrepercurso do mecanismo de mudança detaps são, usualmente, devido a ajustes incorretos

dos controladores de contatos. A condensação deumidade e carbonização deve-se a operação excessivaou ausência de filtragem. Outros problemas, comoqueima de fusíveis ou parada do sistema motor, sãodevidos a curtos-circuitos nos circuitos de controle,travamento de origem mecânica, ou condições desubtensão no circuito de controle.

Em função do exposto verifica-se que uma série deitens e procedimentos deve ser observada ao longo

do histórico de operação de um transformador sobpena de comprometer seu funcionamento correto. Deste modo, as rotinas de inspeção objetivando amanutenção preventiva aplicáveis devem possuir umforte vínculo com os problemas de pequena monta edefeitos que eventualmente ocorram ao longo da vidaútil do equipamento.

Referências

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


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* MARCELO EDUARDO DE CARVALHO

PAULINO é engenheiro eletricista

e especialista em manutenção de

sistemas elétricos pela Escola

Federal de Engenharia de Itajubá

(EFEI). Atualmente, é gerente

técnico da Adimarco |mecpaulino@

yahoo.com.br.

Continua na próxima ediçãoCon ra todos os artigos deste fascículo em

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

encaminhados para o [email protected]

de Transformadores de Potência.Curso de Especialização emManutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.• WECK, K. H. Instandhaltung

von Mittelspannungsnetzen,Haefely Symposium, Stuttgart2000.• SALUM, B. P. Reparar ou Adquirir um Transformador Novo,CIGRE A2 – WORKSPOT, Belém,2008.• BECHARA, R. Análise de Falhasem Transformadores de Potência.Dissertação de Mestrado, Escola

Politécnica da Universidade deSão Paulo, São Paulo, 2010.• SOUZA, D. C. P. Falhase Defeitos Ocorridos emTransformadores de Potênciado Sistema Elétrico da Celg, nosÚltimos 28 Anos: Um Estudo deCaso. Dissertação de Mestrado,Escola de Engenharia Elétrica ede Computação da Universidade

Federal de Goiás/UFG, Goiânia,2008.• SANTOS, F. G. P. S.Transformadores de Potência – Inspeção e Manutenção,Companhia Siderúrgica Nacional,CSN, Volta Redonda, RJ.


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Este capítulo apresenta os procedimentosde teste de resistência ôhmica e avaliação do

OLTC (comutador sob carga) realizados cominstrumentos convencionais e os procedimentosde teste utilizando o sistema de teste CPC100.Mostra o método da queda de tensão e oprocedimento de teste avaliando o desempenhoda comutação do OLTC.

Resistência ôhmica dosenrolamentos

Os procedimentos para a determinaçãode resistências ôhmicas estão entre os maisusuais. Consistem geralmente na determinaçãoda resistência elétrica utilizando correntecontínua a uma determinada temperatura. Otestador deverá avaliar o valor da resistência aser medida para determinar qual método e/ouequipamentos serão utilizados. O princípio utilizado por esses métodosconsiste na medição da tensão entre os terminaisdo objeto sob teste e ao mesmo tempo a medidada corrente que passa pelo objeto. Efetua-se


Capítulo IV

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

de potência

assim o cálculo da resistência ôhmica pormeio da lei de Ohm. Após a realização dos

testes, além da correção da medida realizadapara a temperatura de referência, o testadordeve comparar os valores obtidos no testecom o histórico do objeto sob teste e osresultados de testes anteriores ou mesmosdados de fábrica. Essa comparação irá balizara análise final do teste. Apresentaremos ométodo da queda de tensão, consagradopelo uso e sugerido por diversas normasinternacionais. Entretanto, outros métodospoderão ser utilizados, dependendo dosequipamentos de medida disponíveis parao testador, como método da ponte (Kelvin eWheatstone) ou uso de equipamentos quepromovem a automatização do processo demedida.

Método da queda de tensão O método da queda de tensão, tambémchamado de método do voltímetro eamperímetro, consiste na medida da


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resistência R percorrida pela corrente I e da tensão sobrea resistência sob ensaio V. Respectivamente, a correnteI e a tensão V são medidas com um amperímetro e umvoltímetro.

Esquemas de montagem

Existem duas conexões a serem usadas por estemétodo, mostradas nas Figuras 1 e 2: Sendo Ra a resistência interna do amperímetro e Rv a

resistência do voltímetro, temos as seguintes aplicações:• A montagem à montante, Figura 1, deve ser usada paramedir resistências R>>Ra;• A montagem à jusante, Figura 2, deve ser usada paramedir resistências R


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T ABELA 1 – AVALIAÇÃO DE RESISTÊNCIA ÔHMICA DE ENROLAMENTODiferença entre

valor do ensaio e

valor de referência

ΔR < 3%

3% < ΔR < 5%

ΔR > 5%

Avaliação

Resultado aprovado

Ensaio deve ser repetido e resultado investigado

Indicação de defeito ou falha

a) Com a fonte de corrente contínua, o testador aplicauma tensão correspondente a uma corrente medida peloamperímetro menor que 15% do valor nominal do objetosob teste, isto é, a corrente que circula pela resistênciaa ser medida não deve ser superior a 15% de seu valornominal;b) O tempo de aplicação da corrente de teste não deveultrapassar 1 minuto;c) As indicações dos instrumentos devem estarestabilizadas para a realização das leituras dessesinstrumentos;d) As leituras dos valores medidos pelo voltímetro e peloamperímetro devem ser realizadas simultaneamente;e) Utilizando a lei de Ohm, o testador deve calcular aresistência. Para a Figura 1 temos:

(1)

Em que:E – resultado obtido com o voltímetro [V]I – resultado obtido com o amperímetro [A]Rv – Resistência interna do voltímetro [Ω]

f) Utilizando-se a resistência variável, o testador deveefetuar de três a cinco leituras com valores de corrente

diferentes. Deve-se então obter a média aritmética edesprezar os valores com diferenças maiores que 1% dovalor médio;g) Dependo dos componentes conectados duranteo teste (fonte de corrente contínua, enrolamento sobteste), o acionamento da fonte de alimentação docircuito pode causar sobretensões importantes, podendodanificar os equipamentos de medida. Recomenda-sea desconexão do voltímetro antes do acionamento dafonte e a realização de um curto-circuito nos terminais

do amperímetro.

Correção de temperatura

A resistência elétrica dos enrolamentos varia com atemperatura. Para que se tenha uma base comparativa, aresistência elétrica dos enrolamentos devem ser referidasa uma mesma temperatura. Isto pode ser executado pelaexpressão (106), ou seja:

(2)

Em que:• R θ r – resistência elétrica na temperatura de referência;• R θ e – resistência elétrica na temperatura do ensaio;• θ r – temperatura de referência;• θ e – temperatura dos enrolamentos nas condições doensaio.Se o enrolamento for de alumínio, utilizar 225 ao invés de234,5 na expressão (2).

Critérios de avaliação

As resistências obtidas devem ser comparadas comresultados anteriores ou com dados do fabricante, tendo-seo cuidado de utilizar as correções de temperatura a umamesma base. Para transformadores, a temperatura dereferência é normalmente 75 °C, para máquinas girantes

(motores e geradores), a temperatura de referência énormalmente 40 °C. Em caso de discordâncias maiores que 5%, devem serpesquisadas a existência de anormalidades tais como:espiras em curto, número incorreto de espiras, dimensõesincorretas do condutor e outros. Neste sentido, éimportante que haja o histórico das medidas efetuadas. Por outro lado, a principal causa de diferenças demedida de resistência ôhmica é o mau contato nosterminais, principalmente naqueles mal prensados.

Observa-se que, muitas vezes, a resistência de contatopode apresentar valores signi cativos se comparada coma dos enrolamentos, principalmente do lado de baixatensão. Pelo exposto, é importante que haja o histórico dasmedidas efetuadas. O autor recomenda os seguintes valorespara avaliação de resistência ôhmica de enrolamentos,para medidas na mesma base de temperatura, mostradosna Tabela 1.

Avaliação do comutador sob carga As resistências do enrolamento são testadas nocampo para se detectar perda de conexões, condutores


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d o r e s abertos e alta resistência de contato no comutador.

Muitos transformadores são equipados com LTCs (LoadTaps Changers) e outros dispositivos de manobra. Taistransformadores podem apresentar problemas extrasassociados a estes dispositivos como os oriundosdo excessivo desgaste dos contatos xos 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 àperda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo deespera insu ciente durante o percurso. Problemas devidoao sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps são,usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladoresde contatos. A condensação de umidade e carbonização

deve-se a operação excessiva ou ausência de ltragem. Outros problemas, como queima de fusíveis ouparadas do sistema motor, são devidos a curtos-circuitosnos circuitos de controle, travamento de origem mecânica,ou condições de subtensão no circuito de controle. Este artigo mostra procedimentos para identi caçãode problemas em transformadores de potência utilizandomedidas de resistência ôhmica e adicionalmenteapresenta a medição da resistência dinâmica. Essaresistência dinâmica possibilita uma análise do transitório

na operação da chave de comutação.

Testes do comutador sob carga (OLTC) Para uma melhor compreensão das medidas deresistência, é necessário entender o método de operaçãoda mudança de tap. Na maioria dos casos, a mudançade tap consiste de duas unidades, conforme mostrada naFigura 3.

A primeira unidade é o seletor de tape que está localizadodentro do tanque do transformador e muda para o próximotape (maior ou menor) sem condução de corrente. A segundaunidade é a chave de comutação, que muda sem nenhumainterrupção de um tape para o próximo enquanto conduzcorrente de carga. As resistências de comutação R limitama corrente de curto-circuito entre taps que poderiam, poroutro lado, vir a ser muito alta devido à livre interrupção namudança dos contatos. O processo de mudança entre doistapes leva aproximadamente de 40 ms a 80 ms. A conexão de teste é realizada na con guração aquatro os, pois as resistências do enrolamento são muitopequenas. Uma fonte de corrente constante é usada paraalimentar o enrolamento com corrente contínua. Umatensão relativamente alta sem carga possibilita uma

saturação rápida do núcleo e um valor nal é alcançadoapenas com variações menores. Consequentemente, namaioria das vezes, o tempo de carregamento por tap éclaramente menor que 30 segundos. Um grande número de medições pode ser executadoe cientemente em pouco tempo. Até agora, somentea característica estática das resistências de contato sãolevadas em consideração no teste de manutenção. Com amedida da resistência dinâmica, o procedimento dinâmicode mudança da chave de comutação pode ser analisado.

Ensaios realizados com equipamento microprocessado

O CPC100 é usado para medir a resistência individualdos tapes de um comutador de transformador de potênciae também checa a comutação da comutador sob carga(OLTC) sem interrupções. De uma fonte CC de correnteconstante, o CPC100 injeta uma corrente no transformadorde potência. Esta corrente é medida por um amperímetrotambém CC. Com esse valor de corrente e a tensão medidapor um voltímetro 10VDC, a resistência do enrolamento é

calculada. No momento em que o tape é comutado, a entradamedida de corrente detecta o transitório da comutação, ouseja, um evento de curta duração registrando os dados da

Figura 3 – Representação de um OLTC.Figura 4 – Oscilogra a da forma de onda da corrente que ui pelacomutação.


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

forma de onda da corrente que ui pela comutação. Estatransição na comutação dos tapes é mostrada na Figura 4. As características de um comutador trabalhandoapropriadamente diferem de um equipamento commau funcionamento, isto é, uma interrupção durantea comutação é indicada pela variação dos valores deripple e do slope (inclinação) da forma de onda dacorrente da comutação. A Figura 5 mostra uma correntede comutação oscilografada indicando o ripple e o slope,cujos valores são indicados na tabela de resultados doCPC100.

Para a medição da resistência dinâmica, a correntede teste deve ser a mais baixa possível. Caso contrário,pequenas interrupções ou oscilações nos contatos da chavede comutação não são detectadas. Neste caso, o arco

voltaico introduzido tem o efeito de reduzir a abertura doscontatos internamente. Comparações com dados anteriores, os quais foramcoletados quando o equipamento estava em condição (boa)conhecida, permitem uma análise e ciente. Um detectormede o pico do ripple e a inclinação (slope) da correntemedida, visto que estes critérios são importantes para umacomutação correta (sem bouncing ou outras pequenasinterrupções). Se o processo de comutação é interrompido, mesmopor um curto período de tempo, o ripple (=Imax – Imin) ea inclinação da variação da corrente (di/dt) aumentam. Ovalor para todos os tapes e particularmente os valores dastrês fases é comparado. Desvios importantes em relação aovalor médio indicam comutação com falha.

Procedimentos de teste

As conexões são realizadas utilizando-se o equipamentoCPC100 da Omicron montam um circuito de medida aquatro os, mostrado na Figura 6.

O procedimento de teste automático devolve para o


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* MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro

eletricista e especialista em manutenção de

sistemas elétricos pela Escola Federal de

Engenharia de Itajubá (EFEI). Atualmente, é gerente

técnico da Adimarco |[email protected].

Continua na próxima ediçãoCon ra todos os artigos deste fascículo em

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

[email protected]

testador os resultados de resistência estática e dinâmica. AFigura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MSWord com a tabela de dados. Da tabela de resultados podem ser feitos grá coscomparando a resistência ôhmica na subida e na descidados tapes.

A Figura 8 mostra um exemplo dessa avaliação em

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

Figura 7 – Relatório.

Times

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

I Test: 5 .000A

T Meas.: 14.0° C

T ref.: 20.0° C

Results:

R meas.

649.7 mΩ633.4 mΩ622.6 mΩ613.2 mΩ614.6 mΩ610.9 mΩ607.0 mΩ597.6 mΩ594.0 mΩ537.0 mΩ569.3 mΩ560.7 mΩ568.8 mΩ568.9 mΩ555.9 mΩ557.4 mΩ554.2 mΩ548.9 mΩ526.6 mΩ

Dev.

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

R ref.

664.9 mΩ648.3 mΩ637.2 mΩ627.6 mΩ629.0 mΩ625.2 mΩ621.2 mΩ611.7 mΩ607.9 mΩ549.7 mΩ582.6 mΩ573.9 mΩ582.2 mΩ582.3 mΩ568.9 mΩ570.6 mΩ567.3 mΩ561.8 mΩ538.9 mΩ

Ripple

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

Slope

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

IDC

4.9203 Α 4.9215 Α 4.9215 Α 4.9215 Α 4.9203 Α 4.9191 Α 4.9179 Α 4.9179 Α 4.9179 Α 4.9227 Α 4.9191 Α 4.9179 Α 4.9155 Α 4.9143 Α 4.9143 Α 4.9143 Α 4.9131 Α 4.9131 Α 4.9143 Α

VDC

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

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

um teste realizado em um transformador de 220/110 kV,fabricado em 1961.

O procedimento de teste automático devolve para o

testador os resultados de resistência estática e dinâmica. AFigura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MSWord com a tabela de dados.


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O objetivo deste capítulo é apresentar os

conceitos de polaridade e defasamento angular de

transformadores e as metodologias para a medição

da relação de transformação de transformadores

trifásicos (considerando-se todas as conexões

padronizadas), a partir do conhecimento prévio

de seu defasamento angular.

Introdução O conceito sobre polaridade de transformadores

deve ser estabelecido como base para o entendimento

do funcionamento do transformador, pois, com

a instalação de dois ou mais transformadores em

paralelo, as conexões dos secundários formarão

uma malha. Se todos possuírem a mesma

polaridade, as forças eletromotrizes anulam-se,

ou seja, a tensão resultante será zero. Quando a

soma das forças eletromotrizes resultarem em um

valor diferente de zero, surgirá uma corrente de

circulação com valores elevados, pois é limitada

apenas pelas impedâncias secundárias. Assim,

tem-se que umas das principais condições para

estabelecer o paralelismo de transformadores é a

de possuírem a mesma polaridade.

Nos circuitos de medição e proteção são

utilizados transformadores de corrente (TC) e

transformadores de potencial (TP). A inversão da

polaridade nesses circuitos ocasionará a inversão


Capítulo V

Polaridade e relação emtransformadores de potência

da corrente de circulação no secundário,

promovendo uma atuação indevida da proteção

ou leitura enganosa, principalmente em circuitos

de medição de energia.

No caso de transformadores trifásicos,

apenas o conceito de polaridade é insu ciente

para apresentar uma relação de nida entre as

tensões induzidas nos enrolamentos primário esecundário. Isso se deve aos diversos tipos de

conexões dos enrolamentos (delta, estrela ou

ziguezague), como será abordado neste texto.

Nestes casos, utiliza-se a diferença de fases

(defasamento) ou deslocamento angular entre as

tensões dos terminais de tensão inferior e tensão

superior.

No caso da veri cação da relação do número

de espiras dos enrolamentos do transformador, o

mantenedor disporá de um recurso valioso para

se veri car a existência de espiras em curto-

circuito, de falhas em comutadores de derivação

em carga e ligações erradas de derivações.

Para determinar a correta relação do

transformador, podem ser utilizados diversos

métodos para execução do teste de relação

de espiras ou relação de tensões, sendo que

o método do transformador de referência de

relação variável, conhecido como TTR, é o mais

comum.


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

nos terminais dos enrolamentos dos transformadores, indicando

o sentido da circulação de corrente em um determinado

instante em consequência do sentido do uxo produzido. Em

outras palavras, a polaridade é uma referência determinada peloprojetista, fabricante ou usuário para determinar a marcação

da polaridade dos terminais dos enrolamentos e a condição

dos enrolamentos conforme sua disposição, isto é, a relação

entre os sentidos momentâneos das forças eletromotrizes nos

enrolamentos primário e secundário.

Portanto, a polaridade depende de como são enroladas as

espiras que formam os enrolamentos primário e secundário. O

sentido da queda de tensão (força eletromotriz) será determinado

pelo sentido do enrolamento e pela marcação realizada.

A Figura 1 mostra duas situações distintas para as tensõesinduzidas em um transformador monofásico. Na primeira

gura, as tensões induzidas U 1 e U 2 dirigem-se para os bornes

adjacentes H 1 e X1. Na outra gura, a marcação é feita de

maneira contrária, sendo as tensões induzidas dirigidas para os

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

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

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

180 o) ou com polaridades opostas.

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


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

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d o r e s Pelo exposto, a polaridade refere-se ao sentido relativo entre as

tensões induzidas nos enrolamentos secundários e primários, ou

à maneira como seus terminais são marcados. Quando ambos os

enrolamentos possuem a mesma polaridade, o transformador é de

polaridade subtrativa e, em caso contrário, polaridade aditiva.

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