ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE CORRENTEmonografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10024770.pdf · ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE CORRENTE João Pedro Mattos

ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE

CORRENTE

João Pedro Mattos Costa

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientadores: Jorge Nemésio Sousa

Marianna Nogueira Bacelar

Rio de Janeiro

Março de 2018

ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE

CORRENTE


PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE

ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS

NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO

ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. Jorge Nemésio Sousa, M.Sc.

(Orientador)

Engª. Marianna Nogueira Bacelar, M.Sc.

(Co-orientadora)

Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr.Eng.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

MARÇO DE 2018

iii

Mattos Costa, João Pedro

Análise de Falhas em Transformadores de Corrente/ João

Pedro Mattos Costa – Rio de Janeiro: UFRJ/ ESCOLA

POLITÉCNICA, 2018.

XIV, 98 p.: il.; 29,7 cm.



Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso

de Engenharia Elétrica, 2018.

Referências Bibliográficas: p. 92-95.

1. Falha. 2. Transformador de Corrente. 3. Manutenção.

4. Vida Útil. I. Nemésio Sousa, Jorge et al. II. Universidade

Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de

Engenharia Elétrica. III. Título.

iv

Agradecimentos

A toda minha família e aos meus pais, Jorge e Regina, por todo carinho, todas as

renúncias, todos os ensinamentos e todas as oportunidades que me ofereceram. Essa

conquista também é de vocês. Obrigado!

À minha namorada, Vanessa, por todo o apoio, por ser minha melhor amiga e

companheira e por todos os momentos que vivemos nos últimos anos. Nossa trajetória se

confunde com meu caminho na graduação e, sem você, nada disso seria possível.

A todos os meus amigos que me ajudaram a vencer os desafios da graduação.

Agradeço a todos os companheiros da UFRJ e em particular aos amigos Felipe Farage,

Larissa Verlaine, Maisa Kashima, Maria de Fátima, Pedro Trindade e Robson Elias que

fizeram parte de um verdadeiro time e me ajudaram em diferentes fases da faculdade.

Aos meus orientadores, Jorge Nemésio e Marianna Bacelar, pela orientação e

discussões que levaram à elaboração deste trabalho.

A todos os professores que passaram pela minha vida. Especialmente, aos

professores do DEE e em particular aos professores (as) Carmen, Jorge Nemésio e Tatiana

pelo ofício de preparar e inspirar a mim e meus colegas. Fica a minha profunda admiração

e agradecimento por todas as aulas, palestras, conversas e por nos passar um pouco de

toda a experiência que têm.

À UFRJ, Escola Politécnica e em particular ao DEE e seus funcionários que

fizeram do Bloco H uma segunda casa.

Ao ONS e aos colegas da GET e EGP, pelo imenso aprendizado ao longo dos dois

anos de estágio. Agradeço especialmente à minha supervisora Marianna Bacelar, por

todas as respostas para minhas inúmeras perguntas e pelo tanto que agregou na minha

formação, à Andreia Maia e ao Antônio Carlos, por todas as oportunidades de crescimento

e aprendizado, inspiração e confiança no meu trabalho e aos amigos de estágio Gabriel

Longhi, Pedro Trindade e Victor Campos, pela parceria diária.

À CAPES por proporcionar meu ano de intercâmbio pelo Ciência sem Fronteiras,

período de enorme crescimento.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE CORRENTE


Março/2018



Curso: Engenharia Elétrica

O envelhecimento das instalações de alta tensão é uma questão que vem ganhando maior

destaque nos últimos anos. Com isso, técnicas para monitorar e prever o fim da vida útil

de equipamentos têm sido desenvolvidas. No Brasil, as tratativas de renovação das

instalações e equipamentos do Sistema Interligado Nacional ganharam impulso a partir

de 2015, com a publicação da Resolução Normativa 643/2014 da ANEEL.

Enquanto isso, o grande número de falhas catastróficas de transformadores de corrente

que acarretaram explosões suscita debates quanto à possibilidade desses equipamentos

estarem operando com vida útil esgotada ou por esgotar. Esta hipótese levou à criação de

um Grupo de Trabalho entre órgãos e empresas do Sistema Elétrico Brasileiro para

discussão do tema. Com isso, são estudadas as falhas ocorridas de forma a mitigá-las.

O presente TCC tratará das principais características técnicas dos transformadores de

corrente, permitindo a compreensão sobre seu funcionamento. Serão apresentados os

principais ensaios pertinentes, técnicas de manutenção, modos de falha, conceitos de vida

útil e caracterização de fim de vida útil. Será realizada uma abordagem estatística das

explosões de transformadores de corrente no Brasil com o cálculo das taxas de falha para

esses equipamentos. Será feita ainda uma análise mais profunda do modelo com maior

número de explosões, mostrando o processo de identificação das possíveis causas. Por

fim, serão mostrados os números relacionados ao processo de substituição de

transformadores de corrente por fim de vida útil.

Palavras-chave: Falha; Transformador de corrente; Manutenção; Vida útil.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/ UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Electrical Engineer.

FAILURE ANALYSIS OF CURRENT TRANSFORMERS


March/2018

Advisors: Jorge Nemésio Sousa


Course: Electrical Engineering

The ageing process of power transmission assets turned into a major concern in the last

years. Hence, new techniques have been developed for monitoring and prediction of

equipment’s end-of-life. In Brazil, the renewal process gained momentum through the

publication of the Normative Resolution 643/2014 by ANEEL, which is in application

since 2015.

Meanwhile, the large number of current transformers’ catastrophic failures followed by

explosion raises debates about the possibility that these equipment were operating beyond

their lifetime. This hypothesis led to the creation of a Working Group among the Brazilian

Electricity Sector bodies and transmission utilities to discuss this subject. By these means,

the failures are investigated in order to mitigate their occurrence.

This Bachelor thesis will address the main technical characteristics of current

transformers leading to the complete understanding of its functioning. The relevant

electrical tests, maintenance aspects, failure modes, lifespan concepts and end-of-life

characterization will be presented. A statistical analysis of the failures in the Brazilian

transmission grid as well as the failure rates calculation will be undertaken. A deeper

analysis of the model with most number of explosions will be carried out in order to show

the identification process of the explosions’ root causes. Finally, the substitution of

current transformers due to end-of-life numbers in Brazil will be shown.

Key-words: Failure; Current transformer; Maintenance; Lifetime.

vii

Sumário

Capítulo 1 Introdução ................................................................................................... 1

1.1 Apresentação ....................................................................................................... 1

1.2 Proposta ............................................................................................................... 2

1.3 Motivação ............................................................................................................ 2

1.4 Objetivos do estudo ............................................................................................. 3

1.4.1 Objetivo primário........................................................................................... 3

1.4.2 Objetivos secundários .................................................................................... 3

1.5 Relevância e importância do estudo .................................................................... 3

1.6 Limitações do estudo ........................................................................................... 4

1.7 Organização e descrição do trabalho ................................................................... 5

Capítulo 2 Revisão Bibliográfica ................................................................................. 6

2.1 Transformador de corrente .................................................................................. 6

2.1.1 Conceitos básicos e definições ...................................................................... 7

2.1.2 Circuito equivalente ..................................................................................... 10

2.1.3 Especificação ............................................................................................... 13

2.1.3.1 Normas ................................................................................................. 14

2.1.3.2 Condições ambientais ........................................................................... 14

2.1.3.3 Serviço .................................................................................................. 15

2.1.3.4 Valores nominais .................................................................................. 17

2.1.3.5 Nomenclatura........................................................................................ 22

2.1.3.6 Representação ....................................................................................... 23

2.1.4 Características construtivas do TC .............................................................. 25

2.1.4.1 Tipos construtivos ................................................................................ 25

2.1.4.2 Partes principais .................................................................................... 29

2.2 Vida útil de um equipamento elétrico ............................................................... 30

2.2.1 Envelhecimento ........................................................................................... 30

2.2.2 Fim da vida útil ............................................................................................ 33

viii

2.3 Falhas em transformadores de corrente ............................................................. 36

2.3.1 Tipos de falha .............................................................................................. 37

2.3.2 Taxas de falha .............................................................................................. 38

2.3.3 Modos de falha de transformadores de corrente .......................................... 42

2.3.4 Explosões de transformadores de corrente .................................................. 43

2.4 Manutenção de transformadores de corrente .................................................... 47

2.4.1 Técnicas preditivas de manutenção para transformadores de corrente ....... 47

2.4.2 Manutenção corretiva para transformadores de corrente ............................. 52

2.5 Obras de melhorias e reforços ........................................................................... 54

2.5.1 Substituição e reforma de equipamentos em fim de vida útil ...................... 57

2.5.2 Receita anual permitida ............................................................................... 57

Capítulo 3 Metodologia da Pesquisa .......................................................................... 62

3.1 Delineamento da pesquisa ................................................................................. 62

3.2 Conceito e classificações de pesquisa ............................................................... 62

3.3 Classificação desta pesquisa .............................................................................. 64

Capítulo 4 Análise Estatística de Explosões de Transformadores de Corrente ......... 65

4.1 Estudo de caso: o modelo com mais explosões ................................................. 72

4.1.1 Investigação das causas das falhas .............................................................. 77

4.2 Taxas de falha de transformadores de corrente ................................................. 81

4.3 Substituição de transformadores de corrente por fim de vida útil ..................... 85

Capítulo 5 Conclusões Gerais .................................................................................... 89

5.1 Sugestões de trabalhos futuros .......................................................................... 90

Referências Bibliográficas .............................................................................................. 92

Anexo ............................................................................................................................ 96

ix

Lista de Figuras

Figura 2.1- Esquema básico de um TC [13]. ........................................................... 7

Figura 2.2 - Modelo real completo de um transformador de corrente. ............... 11

Figura 2.3 - Circuito simplificado de um TC. .................................................... 12

Figura 2.4 - Curva de saturação de transformadores de corrente para serviço de

proteção e medição [18]. ................................................................................................... 17

Figura 2.5 - Trecho da placa de um TC com seus valores nominais. ................. 17

Figura 2.6 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de

exatidão 0,3 [12]. .............................................................................................................. 19


exatidão 0,6 [12]. .............................................................................................................. 20


exatidão 1,2 [12]. .............................................................................................................. 20

Figura 2.9 - TC com núcleos e enrolamentos separados para proteção e medição

[19]. ................................................................................................................................... 21

Figura 2.10 - Polaridades aditiva e subtrativa para TCs [18]. .............................. 24

Figura 2.11 - Terminais do primário e secundário de TCs [20]. ........................... 25

Figura 2.12 - TCs de barra. ................................................................................. 26

Figura 2.13 - TC do tipo janela [21]. .................................................................... 26

Figura 2.14 – Vista dos TCs de bucha instalados em um transformador. .......... 27

Figura 2.15- Transformador de corrente do tipo invertido associado a um

disjuntor. ......................................................................................................................... 28

Figura 2.16 - Partes principais que compõe um transformador de corrente: (a) tipo

Invertido; e (b) tipo Pedestal [23]. .................................................................................... 29

Figura 2.17 - Efeito dos estresses do equipamento com o aumento do risco de falha

[27]. ................................................................................................................................... 33

Figura 2.18 - Curvas típicas de taxa de falha em função do tempo em operação do

equipamento [25]. ............................................................................................................. 40

Figura 2.19 - Rompimento dielétrico externo de um TC. ................................... 43

Figura 2.20 - Transformador de potência que pegou fogo após explosão de um

TC. .................................................................................................................................. 44

Figura 2.21 - Foto de um TC no momento da explosão. .................................... 45

x

Figura 2.22 - Foto de um TC após a explosão. ................................................... 46

Figura 2.23 - Estado do núcleo do TC após a explosão. ..................................... 46

Figura 2.24 - Indicativo de vazamento do óleo isolante de um TC. ................... 48

Figura 2.25 - Termograma de um TC. ................................................................ 49

Figura 2.26 - Retirada de amostra de papel isolante de um TC para ensaios. .... 50

Figura 2.27 - Decisões que podem ser tomadas ao longo da vida útil do

equipamento [27]. ............................................................................................................. 54

Figura 2.28 - Composição da RAP [11]. ............................................................... 58

Figura 2.29 - Configuração da RAP [11]. ............................................................. 59

Figura 2.30 - Configuração da RAP com a realização de Melhorias e Reforços [11].

........................................................................................................................................ 59

Figura 2.31 - Configuração da RAP após o fim do contrato de concessão [11]. .. 60

Figura 2.32 - Configuração da RAP com a adição da PAI [11]. .......................... 61

Figura 4.1 - Gráfico das explosões ao longo do tempo. ..................................... 65

Figura 4.2 - Mapa com os locais das explosões e a frequência de ocorrências. . 66

Figura 4.3 - Gráficos das explosões por Região do país (esquerda) e as Unidades

Federativas (direita). ....................................................................................................... 67

Figura 4.4 - Gráfico da perda de carga causado pelas explosões. ...................... 68

Figura 4.5 - Gráficos da tensão operativa nominal dos TCs (esquerda) e os

equipamentos aos quais estavam associados (direita). ................................................... 68

Figura 4.6 - Gráficos do Tipo Construtivo (esquerda) e Isolação (direita) dos TCs

que explodiram. .............................................................................................................. 69

Figura 4.7 - Gráfico da idade dos TCs que explodiram. ..................................... 70

Figura 4.8 - Gráfico da distribuição da frequência de explosões por modelo de TC.

........................................................................................................................................ 70

Figura 4.9 - Gráfico da idade dos TCs que explodiram dentre os três modelos com

maior número de ocorrências. ........................................................................................ 71

Figura 4.10 - Evolução do número de explosões envolvendo o TC de modelo J.

........................................................................................................................................ 73

Figura 4.11 - Mapa com os locais das explosões do modelo J, bem como a

frequência de ocorrências. .............................................................................................. 74

Figura 4.12 - Ano de fabricação (esquerda) e idade dos TCs (direita) do modelo J

que explodiram. .............................................................................................................. 75

Figura 4.13 - Equipamentos associados aos TCs do modelo J que explodiram. 76

xi

Figura 4.14 - Gráfico da perda de carga causado pelas explosões do modelo J. 76

Figura 4.15 - Vãos da subestação testada. .......................................................... 80

Figura 4.16 - Total de TCs em operação e explosões por ano. ........................... 82

Figura 4.17 - Taxa de falha anual e média de TCs. ............................................ 83

Figura 4.18 - Taxa de falha anual e média de TCs - Rede de 230 kV. ............... 83



Figura 4.21 - Taxa de falha anual e média de TCs - Influência do modelo J na rede

de 500 kV. ...................................................................................................................... 85

Figura 4.22 - Substituição de modelos envolvidos nas ocorrências de explosão de

TC. .................................................................................................................................. 87

xii

Lista de Tabelas

Tabela 2.1 - Esforços que impactam no envelhecimento de transformadores de

corrente [26]. ..................................................................................................................... 31

Tabela 2.2 - Vida útil regulatória e taxas de depreciação de alguns equipamentos.

Em destaque as informações sobre transformadores de corrente [28].............................. 35

Tabela 2.3 - Modos de Falhas Maiores e Menores em TCs [26]. ......................... 42

Tabela 4.1 - Níveis básicos de isolamento para um TC da classe 550 kV [12]. ... 73

xiii

Lista de Siglas

Ω - Ohms – Unidade de resistência elétrica

A – Ampère - Unidade de corrente elétrica

ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas

AIS – Air Insulated Substation

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

ANSI – American National Standards Institute

CERNE - Centro de Excelência em Recursos Naturais e Energia

CIGRÉ – Conseil International des Grands Réseaux Electriques

CIGRÉ-Brasil – Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia

Elétrica

DGA – Dissolved Gas Analysis

ECE – Esquema de Controle de Emergência

ECS – Esquema de Controle de Segurança

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

GP – Grau de Polimerização

GT – Grupo de Trabalho

IEC – International Electrotechnical Comission

IEEE – The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc.

MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico

MME – Ministério de Minas e Energia

MW – Mega Watt – Unidade de potência elétrica ativa

NBI – Nível Básico de Isolamento

NBR – Norma Brasileira aprovada pela ABNT

O&M – Operação e Manutenção

xiv

ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico

PAI - Parcela Adicional de Incentivo

PAR – Plano de Ampliações e Reforços

pC – Pico Coulomb – Unidade de carga elétrica

PMI – Plano de Modernização de Instalações

ppm – Partes por milhão

PV – Parcela Variável

RAP – Receita Anual Permitida

RB – Rede Básica

RBF – Rede Básica de Fronteira

ReA – Resolução Autorizativa

ReN – Resolução Normativa

SEB – Setor Elétrico Brasileiro

SEP – Sistemas Especiais de Proteção

SIN – Sistema Interligado Nacional

TC – Transformador de Corrente

TI – Transformador de Instrumento

TMEF – Tempo Médio entre Falhas

TMPF – Tempo Médio para Falhar

TSFI – Tensão Suportável Nominal à Frequência Industrial

TSIA – Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico

TSIM – Tensão Suportável Nominal de Impulso de Manobra

UNIFEI - Universidade Federal de Itajubá

UV – Ultravioleta

V – Volt - Unidade de tensão elétrica

VA – Volt-Ampère – Unidade de potência elétrica aparente

1

Capítulo 1

Introdução

1.1 Apresentação

As tensões e correntes elevadas observadas em sistemas de potência

impossibilitam medidores e instrumentos convencionais de exercerem suas funções

conectados diretamente à rede. Com a intenção de contornar esse problema, surgiram os

TIs - Transformadores de Instrumentos, para reduzirem os níveis de tensão ou corrente

no secundário, permitindo a conexão dos instrumentos e medidores. Além disso, são

responsáveis por isolar o chamado ‘circuito de força’, conectado ao seu enrolamento

primário, dos circuitos de proteção, medição e controle, conectados ao seu secundário.

Operando em tensão e corrente reduzidas, se torna viável a fabricação de instrumentos e

medidores de tamanhos reduzidos, com vistas ao seu isolamento (FRONTIN, 2013) [1].

Pode-se ainda citar a possibilidade de padronização e normalização da tensão e corrente

de operação desses dispositivos com a utilização de Transformadores de Instrumentos

(SILVA, 2014) [2].

Transformadores de Corrente - TCs podem ser classificados como

Transformadores de Instrumentos, responsáveis por reduzir os níveis de corrente

proporcionalmente à corrente da rede conectada ao primário.

Com a crescente expansão do Sistema Elétrico Brasileiro, naturalmente aumenta

a quantidade de TCs conectados à rede e, aliado a esse movimento, observa-se ainda o

envelhecimento dos equipamentos já existentes. Por consequência, a correta gestão e

manutenção desses ativos se torna cada vez mais importante para as empresas do SEB –

Setor Elétrico Brasileiro. Ocorrências que provoquem a indisponibilidade do

equipamento incorrem em penalidades por parte da ANEEL – Agência Nacional de

Energia Elétrica (ANEEL, 2016) [3] e devem ser evitadas a todo custo pelas transmissoras

e geradoras.

2

1.2 Proposta

Este trabalho trata de um estudo sobre a vida útil de transformadores de corrente,

trazendo as diferentes formas de classificá-la e abordá-la, como ela é vista no Setor e

como os proprietários desses equipamentos devem agir de forma a garantir a vida útil

prevista.

Por outro lado, será discutida a deterioração precoce desses equipamentos e

consequente redução de sua vida útil, razão da maioria das falhas observadas no SIN –

Sistema Interligado Nacional.

1.3 Motivação

As recorrentes falhas envolvendo transformadores de corrente estão sendo

tratadas e analisadas por um Grupo de Trabalho - GT composto por representantes das

transmissoras, de órgãos do Setor Elétrico como o ONS, ANEEL e MME – Ministério de

Minas e Energia, de fabricantes de modelos de TC com ocorrência de explosões e de um

laboratório de ensaios elétricos em equipamentos de alta tensão. Inicialmente, esse GT

foi criado para tentar relacionar as explosões de equipamentos com o estado de sua vida

útil, com o objetivo de melhorar o processo de substituição desses ativos. Atualmente,

devido ao aumento do número de explosões, o principal objetivo do GT é analisar as

ocorrências e estudar as falhas visando a discussão de suas possíveis causas e possíveis

formas de prevenção ou solução, sendo a substituição do equipamento uma delas. Com

isso, o GT é chamado de Grupo de Trabalho de Vida Útil de Transformadores de

Instrumentos.

A grande motivação para a realização deste TCC foi a realização das reuniões do

GT que trouxeram apresentações dos representantes das empresas transmissoras sobre a

metodologia que estava sendo utilizada para a determinação das causas das explosões.

Essas apresentações mostraram a importância do acompanhamento do equipamento de

forma a prever, mitigar ou até mesmo evitar situações de falha, que envolvem a explosão

do TC e podem provocar danos em outros equipamentos e trazer riscos para a equipe que

trabalha no local.

3

1.4 Objetivos do estudo

1.4.1 Objetivo primário

O presente trabalho tem como objetivo primário o estudo de conceitos ligados a

vida útil, falhas e manutenção de transformadores de corrente e sua aplicação para

entender o contexto da ocorrência de falhas seguidas de explosões no SIN.

1.4.2 Objetivos secundários

Definir o que é a vida útil e como o fim de vida útil pode ser caracterizado.

Elencar as possíveis formas de monitorar o desempenho e o estado de

transformadores de corrente e quais ensaios podem ser feitos para prevenir falhas

e garantir o serviço do equipamento durante o tempo planejado.

Analisar estatisticamente as ocorrências de explosão de TCs na rede de

transmissão.

1.5 Relevância e importância do estudo

A vida útil de equipamentos é um tema extremamente atual e vêm ganhando

relevância dentro dos grupos de estudo, sendo alvo de investigações dos Grupos A3 e C1

do CIGRÉ1 com diversas publicações na área (BACELAR et al., 2016) [4], (MONTEIRO

et al., 2017) [5], (KOPEJTKOVA et al., 2014) [6], (JANSSEN et al., 2017) [7] e

(CARVALHO et al., 2016) [8]. Por isso, seguindo a tendência global, a questão foi

abordada pelo SEB de forma mais específica em 2014, com a publicação da Resolução

Normativa – ReN N° 643 da ANEEL de 2014 (ANEEL, 2014) [9], que altera a ReN N°

443 de 2011 (ANEEL, 2011) [10] para tratar da substituição de equipamentos devido ao

fim de vida útil, conceito tratado na seção 2.2.2. Sendo assim, a partir de então, iniciou-

se em todo o SIN um grande processo de renovação dos equipamentos em operação.

1 O Cigré - Conseil International des Grands Réseaux Electriques é uma organização mundial sem fins

lucrativos, fundada em 1921. Seu objetivo é promover o intercâmbio de conhecimento entre especialistas

do mundo todo, unindo forças para desenvolver os sistemas elétricos do presente e do futuro. No Brasil,

sua representação é chamada de CIGRÉ Brasil - Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de

Energia Elétrica, fundada em 1971.

4

No entanto, visando a modicidade tarifária, é de interesse da ANEEL que os

equipamentos permaneçam em operação pelo maior tempo possível, recebendo a

manutenção devida para que sua vida útil seja maximizada, sempre atentando aos

indicadores necessários para evitar o sucateamento do sistema. Para isso, são estudadas

medidas que possam incentivar os proprietários dos ativos a postergar sua substituição,

como em GOMES e DORNINGER (2017) [11].

Além disso, os transformadores de corrente são equipamentos muitas vezes

tratados como secundários, mas que tem papel fundamental na operação do sistema e

podem ter grande impacto quando fora de operação. A falha de um TC traz diversas

consequências, como a ocorrência de curto-circuito, perda de carga, explosão do

equipamento e danificação dos equipamentos ao redor, entre outros. Por isso, os

transformadores de corrente merecem a devida atenção e cuidado, para que operem

segundo o planejado.

1.6 Limitações do estudo

O tema abordado neste trabalho ainda é alvo de estudos e está em constante

evolução. Como, no Brasil, começou a ser tratado recentemente, não há muitos anos de

experiência para a aquisição de dados sobre o processo de substituição de equipamentos

por fim de vida útil regulatória e falhas envolvendo TCs.

O ONS, na posição de operador do sistema, não dispõe de uma base de dados

completa contendo informações quantitativas e qualitativas sobre os transformadores de

corrente instalados na RB. Com isso, o envio dos dados relativos aos equipamentos em

fim de vida útil é de responsabilidade dos agentes2 para o atendimento da Resolução

Normativa Nº 443/2011 da ANEEL. E, justamente por ser responsável por uma ‘visão

macro’ do sistema, as falhas em TCs só são identificadas quando há uma perturbação na

Rede Básica, que está sob supervisão do Operador. Isso pode acarretar subestimação dos

eventos ocorridos no SIN, pelos casos que ocorrem fora da Rede Básica ou que ocorrem

dentro dela sem que haja registro de perturbações em sua decorrência.

2 Os agentes do SEB são empresas titulares de concessões, permissões ou autorizações do Poder

Concedente para desempenhar uma determinada função, seja ela de gerar, transmitir ou distribuir energia

elétrica, entre outras. Como o presente trabalho aborda principalmente a rede de transmissão, a utilização

de agente deve ser entendida como ‘empresa transmissora’, ou seja, detentora de ativos do setor da

transmissão (ABRADEE) [37].

5

Pelos motivos acima expostos, o enfoque das análises será dado aos TCs em

operação em instalações classificadas como Rede Básica e Rede Básica de Fronteira,

sendo estendida a tensões inferiores apenas ocasionalmente.

1.7 Organização e descrição do trabalho

O presente trabalho se encontra dividido em seis capítulos, cujos conteúdos se

encontram descritos abaixo.

O Capítulo 1 apresenta a introdução do TCC, mostrando sua proposta, seu

objetivo, a motivação para sua realização, sua relevância e suas limitações.

No Capítulo 2, é realizada uma revisão bibliográfica com uma abordagem

teórica sobre transformadores de corrente, ensaios e manutenção, modos

de falha, vida útil e conceitos para a caracterização de fim de vida útil,

além de aspectos regulatórios da substituição de equipamentos por fim de

vida útil.

No Capítulo 3, são apresentadas a metodologia e classificação deste

estudo.

No Capítulo 4 é exibido o histórico recente de ocorrências de explosões de

TCs no SIN com uma análise gráfica sobre elas, além do cálculo das taxas

de falha3. Há ainda um breve estudo do modelo com maior número de

explosões, que tem sido tratado a fundo pelo Grupo de Trabalho de Vida

Útil de Transformadores de Instrumentos. Por fim, será apresentado um

panorama sobre o processo de substituição por fim de vida útil dos

modelos de TCs envolvidos nas explosões.

O Capítulo 5 mostra a conclusão do trabalho com seus principais pontos

de destaque.

A seguir, se encontra um anexo, com a lista de todas as ocorrências de

explosão de TC verificadas no SIN, que serviram de base para a análise

gráfica feita no Capítulo 4.

Por fim, é apresentada a relação das referências bibliográficas utilizadas

neste estudo.

3 As taxas de falha são um instrumento para a avaliação da confiabilidade. Sua conceituação teórica será

feita na seção 2.3.2.

6

Capítulo 2

Revisão Bibliográfica

2.1 Transformador de corrente

Transformadores são equipamentos basicamente compostos por dois

enrolamentos, não conectados eletricamente, e um núcleo ferromagnético. Seu

funcionamento é baseado na produção de um fluxo magnético pela corrente passante por

uma das bobinas, que percorre o núcleo e provoca a circulação de corrente na outra

bobina, conforme fenômenos descritos nas Leis de Biot-Savart4 e de Faraday-Neumann-

Lenz5, respectivamente.

Estes equipamentos podem ser classificados quanto sua finalidade em

Transformadores de Potência (ou Força), de Distribuição e de Instrumentos.

Transformadores de Instrumentos têm como objetivo principal a reprodução

proporcional das tensões e correntes, impostas ao seu enrolamento primário pelo sistema

de potência ao qual ele está conectado, em seu enrolamento secundário sem provocar

grandes alterações na posição fasorial da grandeza. Dessa forma, permite-se a

monitoração das grandezas elétricas (tensão e corrente) dos sistemas de potência pelos

relés, medidores e instrumentos conectados ao secundário do Transformador de

Instrumentos. Segundo FRONTIN (2013) [1], ao mesmo tempo, a redução dos níveis de

corrente e tensão possibilita a fabricação de instrumentos e medidores em dimensões mais

reduzidas, por demandar menor isolação.

Os Transformadores de Corrente são Transformadores de Instrumentos que

promovem a redução proporcional da corrente do circuito primário para suprir os

4 A Lei de Biot-Savart relaciona a corrente elétrica que passa por um condutor com o campo magnético

criado por ela. Foi formulada por Jean-Baptiste Biot (1774-1862), físico, astrônomo e matemático francês,

e Félix Savart (1791-1841), físico francês (YOUNG e FREEDMAN, 2009) [35].

5 A Lei de Faraday-Neumann-Lenz trata do comportamento de um campo magnético frente a um circuito

elétrico, produzindo uma tensão induzida. Michael Faraday (1791-1867), físico e químico inglês, fez a

descoberta da indução eletromagnética. Franz Ernst Neumann (1798-1895), mineralogista, físico e

matemático alemão, foi responsável por sua formulação matemática. E Heinrich Lenz (1804-1865), físico

estoniano, estabeleceu a relação entre o sentido da corrente elétrica induzida e o campo magnético que a

gerou [35].

7

dispositivos conectados ao circuito secundário. Seu enrolamento primário é colocado em

série com o circuito de potência e a relação entre as espiras do enrolamento primário e do

enrolamento secundário tem o papel de produzir a ‘imagem’ da corrente primária (IP) que

será induzida no enrolamento secundário. Usualmente, utiliza-se a padronização da

corrente secundária (IS) em 5A, podendo assumir também os valores de 1A ou 2A,

segundo a NBR 6856-2015 (ABNT, 2015) [12], que trata da especificação de TCs.

2.1.1 Conceitos básicos e definições

Para a compreensão do funcionamento dos Transformadores de Corrente, alguns

conceitos precisam ser entendidos. Para isso, a Figura 2.1 apresenta um desenho

esquemático de um TC, cujas descrições das partes envolvidas são apresentadas a seguir.

Figura 2.1- Esquema básico de um TC [13].

Adaptado pelo autor.

Núcleo

Composto de material ferromagnético laminado em chapas para reduzir a

indução de correntes de Foucault6. Devido à sua baixa relutância magnética,

permite a circulação de fluxo magnético no interior do material. É envolvido

pelos enrolamentos primário e secundário.

Enrolamento Primário

6 As correntes de Foucault, também conhecidas como correntes parasitas, são correntes induzidas que

escoam superficialmente em um material condutor quando submetido a um fluxo magnético variável.

Provoca aumento na dissipação de energia por calor (Efeito Joule), aumentando as perdas no núcleo. Esse

fenômeno foi descoberto por Jean Bernard Léon Foucault (1819-1868), físico e astrônomo francês, também

inventor do Pêndulo de Foucault. (TERRA, 2013) [36]

8

É a bobina do TC que está em série com o sistema de potência. Pela Lei

de Biot-Savart, a circulação de corrente pela bobina do enrolamento primário

produz um fluxo magnético. Este percorre o núcleo e, pela Lei de Lenz, induz

uma corrente no enrolamento secundário.

Enrolamento Secundário

Por onde circula a corrente que é induzida pelo enrolamento primário.

Responsável pela alimentação das bobinas de corrente dos instrumentos de

medição e dispositivos de proteção e controle.

Circuito Primário

Corresponde ao sistema de potência cuja corrente precisa ser medida ou

monitorada. Está conectado em série com o enrolamento primário.

Circuito Secundário

Conjunto de medidores (amperímetro, wattímetro e medidores de energia)

e dispositivos de proteção (relés) que são alimentados pelo enrolamento

secundário do TC.

Carga

Impedância do circuito secundário conectado ao TC. Compreende a

impedância dos medidores, dispositivos de proteção e controle e também dos

cabos que os conectam aos painéis de controle.

Carga Nominal

Carga máxima para qual o TC garante o cumprimento dos requisitos de

exatidão necessários.

Corrente Primária (IP)

Corrente que percorre o enrolamento primário. Devido à impedância

desprezível oferecida pelo Transformador de Corrente, a corrente primária é

imposta pelo sistema de potência no qual está instalado e reflete todas as

alterações sofridas pela rede.

Corrente Primária Nominal (IPN)

Corrente primária para a qual o TC foi projetado e designado.

Corrente Secundária (IS)

9

Corrente que percorre o enrolamento secundário e supre o circuito

secundário. É uma imagem da corrente primária.

Corrente Secundária Nominal (ISN)

Corrente secundária para a qual o TC foi projetado e designado.

Relação Real (RRTC)

Razão entre os valores eficazes das correntes primária e secundária, como

segue:

𝑅𝑅𝑇𝐶 =𝐼𝑃

𝐼𝑆

Onde:

IP – corrente primária

IS – corrente secundária

RRTC – relação real do TC

Relação Nominal (RTC)

Valor de placa da relação de transformação do TC. É a razão entre as

correntes primária e secundária nominais e inverso da relação entre as espiras do

enrolamento primário e as do enrolamento secundário, como pode ser visto

abaixo.

𝑅𝑇𝐶 =𝐼𝑃𝑁

𝐼𝑆𝑁=

𝑁𝑆

𝑁𝑃

Onde:

IPN – corrente primária nominal

ISN – corrente secundária nominal

NP – número de espiras do enrolamento primário

NS – número de espiras do enrolamento secundário

RTC – relação nominal do TC

Fator de Correção da Relação (FCR)

Razão entre a Relação Real e a Relação Nominal do TC, ou seja, mostra o quão

próxima da relação projetada é a Relação Real. Essa diferença se deve à

compensação de espira, característica construtiva do TC. Pode ser escrito como:

10

𝐹𝐶𝑅 =𝑅𝑅𝑇𝐶

𝑅𝑇𝐶

Onde:

FCR – fator de correção da relação



Erro de Relação Percentual (E%)

Valor, em porcentagem, que expressa o erro introduzido pela compensação de

espira. É dado por:

𝐸% = 100(𝐹𝐶𝑅 − 1)

Onde:

E% – erro de relação percentual


Ângulo de Fase (β)

Defasagem entre os ângulos dos fasores das correntes primária e do inverso da

corrente secundária, introduzida pela transformação. É positivo quando a corrente

secundária está adiantada em relação à primária.

Fator de Correção da Transformação (FCT)

Leva em conta o erro introduzido tanto pelo Ângulo de Fase (β) quanto

pelo Erro de Relação Percentual (E%). Para corrigir a leitura fornecida pelos

medidores conectados no circuito secundário, basta multiplicar a medida pelo

FCT.

2.1.2 Circuito equivalente

O funcionamento dos transformadores de corrente pode ser bem entendido a partir

da análise de seu circuito real. Na Figura 2.2, pode-se observar o modelo real completo

de um transformador de corrente, cujos componentes buscam modelar os fenômenos que

ocorrem em seu núcleo e enrolamentos. As resistências RP e RS representam,

respectivamente, as resistências dos enrolamentos primário e secundário para a

modelagem dos efeitos das perdas ôhmicas no cobre das duas bobinas; as reatâncias XP e

XS modelam o fluxo de dispersão nos enrolamentos primário e secundário,

11

respectivamente; a resistência RC e a reatância XM formam o chamado ramo de

magnetização ou de excitação e representam, respectivamente, as perdas por corrente de

Foucault no núcleo e histerese do material ferromagnético que o compõe e a reatância de

magnetização; já a impedância ZB representa a carga (burden) do TC, formada pelo seu

circuito secundário.

Figura 2.2 - Modelo real completo de um transformador de corrente.

Fonte: Elaboração própria.

A corrente de excitação Ie, que percorre o ramo de excitação, é composta de duas

componentes. A primeira delas, chamada corrente de perdas no núcleo, percorre RC e está

em fase com a tensão aplicada no núcleo; a segunda, corrente de magnetização, percorre

XM e está atrasada de 90° em relação à tensão aplicada no núcleo.

A Figura 2.3 mostra uma representação equivalente simplificada que pode ser

usada para transformadores de corrente. Para isso, pode-se desprezar a resistência e

reatância do primário, visto que, na maioria das vezes, o enrolamento primário é formado

por um condutor ao qual o TC está conectado. Outra mudança é a reflexão do ramo de

excitação para o secundário. Dessa forma, o circuito da Figura 2.3 agrega apenas as

grandezas inerentes ao transformador de corrente.

12

Figura 2.3 - Circuito simplificado de um TC.


Percebe-se que as únicas correntes que percorrem o diagrama do TC da Figura 2.3

são IP/RTC, Ie’ e IS, que são, respectivamente a corrente do primário referida ao

secundário, a corrente de excitação referida ao secundário e a corrente do secundário que

percorre a carga. Com isso, fica em evidência uma importante conclusão acerca do

funcionamento dos TCs. Pela Lei das Correntes de Kirchhoff7, sabe-se que 𝐼𝑃

𝑅𝑇𝐶= 𝐼𝑒

′ + 𝐼𝑆,

o que mostra que nem toda corrente do primário é transformada em corrente do

secundário, pois uma parte se perde na excitação do núcleo. Essa diferença traz outra

interpretação para dois conceitos explicados na seção 2.1.1, que serão importantes na

compreensão da exatidão do TC.

Fator de Correção da Relação (FCR)

Pode ser também escrito como:

𝐹𝐶𝑅 =𝑅𝑅𝑇𝐶

𝑅𝑇𝐶=

𝐼𝑃𝐼𝑆

⁄

𝑁𝑆𝑁𝑃

⁄=

𝐼𝑆 + 𝐼𝑒′

𝐼𝑆

Onde:

7 Gustav Robert Kirchhoff (1824-1887) foi um físico alemão, responsável pela elaboração das Leis de

Kirchhoff para circuitos elétricos (SILVA) [34]. Segundo a primeira Lei de Kirchhoff, a soma das correntes

que fluem na direção de um nó elétrico é igual à soma das correntes que saem desse mesmo nó. Já a segunda

Lei de Kirchhoff afirma que a soma das quedas de tensão em qualquer caminho fechado percorrido por

corrente é igual a zero.

13




IP – corrente primária


NS – número de espiras do enrolamento secundário

NP – número de espiras do enrolamento primário

Ie’ – corrente de excitação referida ao secundário

Erro de Relação Percentual (E%)

Dado também por:

𝐸% = 100(𝐹𝐶𝑅 − 1) = 100 ×𝐼𝑒

𝐼𝑆

Onde:

E% – erro de relação percentual


Ie – corrente de excitação


2.1.3 Especificação

A especificação de transformadores de corrente segue padrões ditados pelas

normas técnicas. Estas são as estabelecidas por organizações nacionais, como a ABNT, e

internacionais, como a ANSI, IEEE e IEC. Assim, a partir da escolha de qual norma seguir

por parte do responsável pela aplicação do TC, diferentes faixas de valores das

características a serem especificadas ficam disponíveis, de acordo com o critério de cada

organização.

Seguindo o processo de especificação, há ainda de se observar se as condições

ambientes previstas em norma serão cumpridas, pois, caso não sejam, os valores nominais

especificados podem sofrer correções. A partir da escolha da norma e da avaliação do

meio externo, deve-se identificar o propósito da utilização do equipamento, se ele tem o

objetivo suprir medidores ou relés. E então, finalmente, a determinação dos valores

nominais necessários para a especificação completa e nomenclatura de acordo com a

norma escolhida.

14

2.1.3.1 Normas

Abaixo, são listadas as normas técnicas relacionadas a transformadores de

corrente e passíveis de utilização no Brasil:

ABNT

o NBR 6856 [12]

Transformador de Corrente – Especificação e ensaios

ANSI/ IEEE

o IEEE Std C57.13-2016 [14]

Standard Requirements for Instrument Transformers

o IEEE Std C37.110-2007 [15]

Guide for the Application of Current Transformers Used for

Protective Relaying Purposes

IEC

o IEC 61869-1:2007 [16]

Instrument transformers - Part 1: General requirements

o IEC 61869-2:2012 [17]

Instrument transformers - Part 2: Additional requirements for

current transformers

2.1.3.2 Condições ambientais

Segundo a NBR 6856, os TCs são projetados para operar respeitando alguns

limites para o ambiente no qual o equipamento está instalado, tais como:

Altitude de até 1000 m.

Temperatura máxima ambiente de até 40°C.

Temperatura mínima ambiente de até -10°C.

Temperatura média de até 30°C para um período de 24 horas.

No entanto, existem casos em que esses limites não podem ser respeitados devido

às condições locais. Para esses casos, são feitas correções nos valores nominais

especificados.

15

A norma NBR 6856 ainda cita condições adversas que podem ser encontradas e

que devem ser relatadas aos fabricantes para que sejam tomados os cuidados necessários.

Exemplos citados pela NBR 6856 para condições especiais:

Instalação em pontos com altitude superior a 1000 m.

Temperatura ambiente fora dos limites normalizados.

Exposição do equipamento à salinidade, vapor, gases ou fumaça

Exposição excessiva à poeira.

Exposição a ambientes corrosivos.

Vibrações excessivas e abalos sísmicos.

Exposição a ambientes explosivos.

Transporte em condições precárias.

Instalação em ambientes de alta umidade, possibilitando a formação de fungos.

2.1.3.3 Serviço

Segundo SILVA (2014) [2], os TCs podem ser classificados quanto ao serviço

para o qual foram designados da seguinte forma [2]:

Transformadores de Corrente para Serviço de Medição

O objetivo desses equipamentos é a medição de correntes em circuitos de

alta tensão. Para tal, deve apresentar alta precisão, com erros de medição de 0,3%

a 0,6% e baixa corrente de saturação de quatro vezes a corrente nominal, como

pode ser visto na Figura 2.4. Durante curtos-circuitos, o ideal é que o TC entre

em saturação, protegendo os equipamentos de medição do circuito secundário.

Construtivamente, seu núcleo apresenta seção menor do que os TCs para serviço

de proteção, de modo a promover a saturação do núcleo do equipamento.

Transformadores de Corrente para Serviço de Proteção

Esses equipamentos têm como objetivo a proteção de circuitos de alta

tensão e, para isso, trazem em seu circuito secundário relés de proteção. Para esse

serviço, não é necessária elevada precisão, podendo o equipamento apresentar até

10% de medição, mas é necessário apresentar elevada corrente de saturação, da

16

ordem de vinte vezes a corrente nominal, para que não saturem durante a

ocorrência de curtos-circuitos, como mostrado na Figura 2.4.

Para TCs de Proteção em operação em sistemas com religamento, como

alimentadores com religadores ou com disjuntores com relé de religamento, há

de se ter ainda cuidado com o magnetismo residual. Na ocorrência de eventos de

religamento, a remanência, fenômeno que provoca a preservação de um

magnetismo residual no núcleo, pode provocar a saturação do TC antes do ponto

previsto. Assim, de acordo com FILHO, J. M. e MAMEDE, D. R. (2013) [18],

uma medida comum para evitar esse problema é a inserção de um entreferro, de

modo a tornar o núcleo antirremanente.

Pode-se subdividir os transformadores de corrente para serviço de

proteção em duas classes:

o TCs da classe A (ABNT) ou classe T (ANSI):

Possuem alta impedância interna, pois a reatância de dispersão do

enrolamento secundário possui valor muito maior do que a impedância do

total do circuito secundário em situação de carga nominal. Normalmente,

apresentam ambas as bobinas primária e secundária enroladas sobre o

núcleo.

Possuem alta impedância interna, pois a reatância de dispersão do

enrolamento secundário possui valor muito maior do que a impedância do

total do circuito secundário em situação de carga nominal. Normalmente,

apresentam ambas as bobinas primária e secundária enroladas sobre o

núcleo.

o TCs da classe B (ABNT) ou classe C (ANSI):

Possuem baixa impedância interna, pois a reatância de dispersão

do enrolamento secundário possui valor desprezível em relação à

impedância total do circuito secundário em situação de carga nominal.

Construtivamente, costumam apresentar núcleo toroidal, com o

enrolamento secundário enrolado uniformemente sobre o núcleo. O

enrolamento primário apresenta suportabilidade a altas correntes.

17

Figura 2.4 - Curva de saturação de transformadores de corrente para serviço de proteção e medição [18].

2.1.3.4 Valores nominais

Após a definição da norma a ser seguida e da função do transformador de corrente,

é necessária a definição de seus valores nominais. Eles são exibidos na placa do

equipamento, como mostrado na Figura 2.5. Conforme FILHO, J. M. e MAMEDE, D. R.

(2013) [18], os valores nominais mais importantes a serem definidos são relacionados a

seguir.

Figura 2.5 - Trecho da placa de um TC com seus valores nominais.

Fonte: Acervo do autor.

Tensão máxima do equipamento e níveis de isolamento

Os níveis básicos de isolamento são tensões para as quais há a garantia de

não ocorrerem descargas disruptivas na isolação externa e são definidas por ensaio

a partir da tensão máxima de operação do equipamento. São elas:

Tensão suportável nominal à frequência industrial.

Tensão suportável nominal de impulso de manobra.

18

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico.

Correntes nominais e relações nominais

As correntes secundárias geralmente são normalizadas em 5 A, podendo

também ser de 2 A ou 1 A, e as correntes primárias dependem do circuito em que

o TC opera. Portanto, para o atendimento dos requisitos dos dispositivos do

circuito secundário a partir da faixa de valores de corrente imposta pelo circuito

primário, deve-se escolher a relação nominal adequada, que poderá ser obtida por

ligações série e paralelo ou tapes na bobina do equipamento. Assim, poderão ser

escolhidas relações nominais simples, duplas ou múltiplas.

Frequência nominal

Também chamada frequência industrial. No Brasil é definida por norma

como 60 Hz, podendo variar entre 58 Hz e 62 Hz. Em outros países, como no

Paraguai, é adotada a frequência de 50 Hz.

A utilização de TCs para uma frequência não especificada pode acarretar

aumento nas perdas internas e redução da exatidão.

Cargas nominais

A carga do circuito secundário do TC pode ser expressa como uma

impedância, com resistência e reatância, ou como potência identificando o fator

de potência, representando o consumo da carga para a corrente secundária

nominal. Ressalta-se que, para o cálculo da carga total, são consideradas as

impedâncias tanto dos relés e medidores quanto dos cabos.

As normas definem a nomenclatura a partir da carga nominal do TC. Deve-

se encontrar nas tabelas de cada norma a faixa de valores que atendem a carga

designada ao transformador de corrente que está sendo especificado. A NBR 6856

[12] define a carga por meio da potência aparente (VA), enquanto a IEEE Std

C57.13-2016 [14] utiliza a definição da carga pela sua impedância (Ω).

Classe de exatidão

A exatidão é uma característica muito importante de TCs, sobretudo para

o serviço de medição. O equipamento real introduz erros na magnitude e ângulo

das correntes medidas, causados pela Corrente de Excitação Ie e pelo ângulo de

fase β. Por isso, são estabelecidos limites para esses pequenos erros introduzidos

19

pelos TCs, definidos pelos paralelogramos de exatidão. Estes são traçados para as

diferentes classes de exatidão à disposição, segundo a norma escolhida.

Nas Figuras 2.6, 2.7 e 2.8, podem ser vistos os paralelogramos de exatidão

para as classes de exatidão 0,3, 0,6 e 1,2, definidas pela ABNT, para correntes de

carga iguais à corrente nominal e à 10% da nominal. No eixo das ordenadas estão

localizados os valores de FCR e no eixo das abcissas os valores de β. É

interessante observar que os limites do FCR e β aumentam conforme a classe de

exatidão também aumenta. Com isso, percebe-se que quanto menor a classe de

exatidão, mais preciso é o TC, pois menor é o Erro de Relação Percentual E%

admitido.

Figura 2.6 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de exatidão 0,3 [12].

20



21

Como dito, enquanto os TCs de medição devem ser extremamente fiéis e

saturar para altas correntes para proteger os medidores, os TCs de proteção não

devem saturar para correntes altas, mas podem apresentar classes de exatidão

maiores, de 5 e 10%, segundo a ABNT e de 10% segundo a ANSI. Isso quer dizer

que o Erro de Relação Percentual E% fica limitado a 5% ou 10% para correntes

secundárias desde seu valor nominal até 20 vezes o mesmo.

Número de núcleos para medição e proteção

Devido às características intrínsecas de núcleos para medição e proteção

quanto à questão da saturação e conexão de enrolamentos secundários para cada

função, é possível fazer a separação do núcleo em pernas, como mostrado na

Figura 2.9. Assim, pela diferença das espessuras dos núcleos, garante-se a

saturação do núcleo para medição e a correta operação do núcleo para proteção,

quando da ocorrência de curtos-circuitos.

A quantidade de núcleos para cada função depende da necessidade de

alimentação do TC (sistemas de proteção, medição e faturamento, medição para

controle da operação, por exemplo) e sua especificação é feita de acordo com o

ponto em que o transformador de corrente está instalado.

Figura 2.9 - TC com núcleos e enrolamentos separados para proteção e medição [19].

Fator térmico nominal

O Fator Térmico é a razão entre a máxima corrente permitida no primário

e a corrente primária nominal para que a temperatura do equipamento não exceda

os valores estipulados em norma.

22

Corrente suportável nominal de curta duração

Também chamada de Corrente Térmica. É o valor eficaz da maior corrente

que o TC pode suportar por 1 segundo com o enrolamento secundário curto-

circuitado sem sofrer avarias e perda de vida útil e sem ultrapassar os limites de

temperaturas da sua classe de isolamento. Essa corrente tem origem em falhas,

como curtos-circuitos.

Valor de crista nominal da corrente suportável

Também chamada de Corrente Dinâmica. É o valor do primeiro pico da

corrente primária na ocorrência de defeitos para o qual o TC apresenta

suportabilidade por geralmente 0,1s com seu enrolamento secundário curto-

circuitado e sem que haja avarias elétricas e mecânicas causadas pelas forças de

atração e repulsão (forças eletromagnéticas).

Aterramento do sistema

Especificação do aterramento do local do sistema onde o TC está instalado:

sistema efetivamente aterrado, sistema isolado, entre outros.

Uso interno ou externo

Equipamentos de uso interno estão abrigados contra intempéries, enquanto

os de uso externo se encontram ao ar livre, no pátio, sujeito às intempéries.

2.1.3.5 Nomenclatura

A nomenclatura depende da norma utilizada, pois cada uma define sua própria

regra. Assim, como forma de exemplificar, serão apresentadas as regras adotadas pela

ABNT [12] e pela ANSI/IEEE [14].

O primeiro passo é definir o serviço do TC – proteção ou medição. Caso seja para

proteção, este poderá ser do tipo A ou B (ABNT) ou T ou C (ANSI), sendo o tipo A

equivalente ao tipo T da norma americana e o tipo B equivalente ao tipo C. Antes da letra,

é escrita a classe de exatidão para a ABNT (suprimida pela ANSI por pertencer

exclusivamente à classe 10) e após a letra é escrita a tensão secundária que aparece nos

terminais secundários do TC quando ocorre a circulação de 20 vezes a corrente nominal

no secundário. Caso seja para serviço de medição, para a ABNT, a nomenclatura ganha

a letra C de carga, enquanto para a ANSI utiliza-se a letra B de Burden. Antes da letra, é

23

escrita a classe de exatidão e após a letra é escrita a carga conectada ao enrolamento

secundário do TC em volt-ampéres para a ABNT e em ohms para a ANSI que verifica a

classe de exatidão fornecida. Assim, um TC para serviço de medição classificado como

0,3C2,5 pela ABNT é classificado como 0,3B0,1 pela ANSI. Já um TC para serviço de

proteção especificado pela ABNT como 5A200 corresponde ao T200 especificado pela

ANSI.

Para a especificação da relação nominal do TC, a ABNT utiliza dois pontos (:)

para separar a relação entre as espiras, e o hífen (-) para separar as correntes nominais de

enrolamentos diferentes. Já a ANSI, determina a utilização de dois pontos (:) para separar

as correntes nominais e hífen (-) para a relação entre as espiras. Ambas definem a letra x

para separar correntes nominais que podem ser obtidas por ligações série e paralelo dos

enrolamentos, enquanto a barra (/) é usada para indicar correntes que podem ser utilizadas

por meio da ação de tapes nos enrolamentos. Por exemplo, um TC que pode operar com

correntes primárias de 300 A e 400 A, obtidas por meio de derivações, recebe a

nomenclatura 300/400-5 A de acordo com a ABNT e 300/400:5 de acordo com a ANSI.

Já um TC que pode operar com correntes primárias de 300 A e 600 A por meio de ligações

série e paralelo, recebe a nomenclatura 300x600-5 A pela ABNT e 300x600:5 A pela

ANSI.

2.1.3.6 Representação

Os terminais de cada enrolamento do transformador de corrente devem ser

corretamente identificados para garantir a correta conexão do equipamento à rede e dos

dispositivos do circuito secundário ao equipamento. Para isso, são usadas marcas de

polaridade e a identificação por letras e números.

Polaridade

A polaridade é a representação da relação entre os ângulos das correntes primária

e secundária. Quando não há inversão da fase da corrente entre o primário e secundário,

a polaridade é aditiva; quando a inversão de fase ocorre, a polaridade é subtrativa.

Segundo a NBR 6856 [12], os TCs devem ter polaridade subtrativa e os terminais de igual

polaridade devem ser marcados em baixo ou alto relevo de forma permanente ou

apresentar buchas de cores diferentes. As representações para as polaridades aditiva e

subtrativa são mostradas na Figura 2.10.

24

Figura 2.10 - Polaridades aditiva e subtrativa para TCs [18].


Identificação dos terminais

Os transformadores de corrente podem apresentar um ou mais enrolamentos

primários e secundários e podem apresentar mais de dois terminais de conexão para cada

enrolamento, como ‘tapes’.

Quando o terminal pertencer ao enrolamento primário, deve receber a letra P

quando especificado segundo a ABNT e a letra H quando especificado segundo a ANSI.

Caso pertença ao enrolamento secundário, recebe a letra S segundo a ABNT e a letra X

segundo a ANSI.

O número do enrolamento ao qual o terminal pertence é identificado pelo

algarismo antes da letra que identifica se se trata do enrolamento primário ou secundário.

Portanto, por exemplo, caso seja um terminal do segundo enrolamento secundário, recebe

a identificação 2S (ABNT) ou 2X (ANSI) e quando se trata de um terminal do primeiro

enrolamento primário, recebe a identificação 1P (ABNT) ou 1H (ANSI).

Já o número em seguida da letra de identificação do enrolamento representa a

posição do terminal no enrolamento. A ordem das derivações do enrolamento é dada pela

ordem dos algarismos escritos após a letra do enrolamento. Por exemplo, os terminais

1P1, 1P2 e 1P3 (ABNT) são as três derivações do primeiro enrolamento primário e estão

na ordem do primeiro para o terceiro terminal. Quando houver mais de um enrolamento

primário ou secundário, os dois terminais marcados com o número 1 deverão ter a mesma

25

polaridade. A Figura 2.11 mostra um exemplo de marcação de terminais considerando as

regras de identificação por letras e números e polaridade.

Figura 2.11 - Terminais do primário e secundário de TCs [20].

2.1.4 Características construtivas do TC

Os transformadores de corrente podem assumir diferentes formas. De forma

genérica, as principais diferenças residem no isolamento interno (papel-óleo, resina epóxi

ou a seco) e externo (gás SF6 ou ar) e na posição do enrolamento primário e secundário

em relação ao núcleo, ou seja, na sua construção mecânica. Em instalações de alta tensão,

alguns tipos são encontrados com maior frequência, como os do tipo Bucha, do tipo

Pedestal e do tipo Invertido, usualmente com isolamento a óleo em subestações isoladas

a ar (AIS – Air Insulated Substation). A seguir, são descritos os principais tipos de TC e,

em seguida, são mostrados os principais componentes de um TC típico.

2.1.4.1 Tipos construtivos

Do ponto de vista mecânico

o Tipo primário enrolado

Para circuitos de até 15 kV, por possuir isolação limitada. Os enrolamentos

primário e secundário se encontram montados permanentemente enrolados no núcleo.

o Tipo barra

Os enrolamentos primário e secundário se encontram montados permanentemente

no núcleo e estão completamente isolados. O primário é formado por uma barra condutora

fixa que atravessa a janela do núcleo, como pode ser visto na Figura 2.12.

26

Figura 2.12 - TCs de barra.


o Tipo janela

Apenas o enrolamento secundário se encontra montado permanentemente no

núcleo, pois o enrolamento é constituído de um condutor ou barramento que atravesse a

janela, como na Figura 2.13.

Figura 2.13 - TC do tipo janela [21].

o Tipo bucha

27

Análogo ao Tipo janela, mas fabricado para ser instalado no interior das buchas

de equipamentos elétricos, como transformadores, disjuntores e reatores. Seu núcleo tem

formato toroidal e tem o enrolamento secundário enrolado, enquanto o enrolamento

primário é formado pelo condutor que o atravessa.

Pelas suas características construtivas e sua instalação, seu circuito magnético é

maior do que o dos outros. É mais preciso para altas correntes por possuir baixa saturação.

Para baixas correntes, apresenta menor precisão por apresentar alta corrente de excitação.

Por isso, é usado usualmente para altas correntes [2].

Muito empregado em transformadores de potência, como na Figura 2.14, para sua

proteção diferencial, de forma a restringir a zona de proteção ao equipamento [18].

Figura 2.14 – Vista dos TCs de bucha instalados em um transformador.


o Tipo núcleo dividido

Seu enrolamento secundário é montado permanentemente no núcleo, que possui

parte separável ou articulada para permitir abraçar o condutor que serve de enrolamento

primário. Difundido popularmente na forma do amperímetro alicate.

o Tipo pedestal

28

Possui maior robustez mecânica, pois sua massa está concentrada em sua base. O

condutor primário percorre o equipamento até o núcleo e enrolamento secundário e

retorna ao topo do equipamento, como na parte (b) da Figura 2.16.

o Tipo invertido

O núcleo e o secundário se localizam na parte superior do equipamento; o primário

é uma barra estacionária. Usado para altas correntes nominais e de curto-circuito.

(RAMÍREZ, 1991) [22]

Os terminais do secundário ficam acessíveis por meio de uma caixa de terminais

localizada em sua base.

Na Figura 2.15 pode ser visto um TC do tipo Invertido associado a um disjuntor:

Figura 2.15- Transformador de corrente do tipo invertido associado a um disjuntor.


Do ponto de vista elétrico

o Tipo com vários núcleos

Possui vários enrolamentos secundários distintos isolados e montados cada um em

seu próprio núcleo. O fluxo produzido pelas espiras do primário enlaça todos os

enrolamentos secundários. Pode atender o caso de um único TC com núcleos separados

para medição e para proteção, mostrado na Figura 2.9, mostrada anteriormente.

o Tipo com ligações série-paralelo

29

Possui dois enrolamentos primários distintos que podem ser associados em série

ou em paralelo, possibilitando duplicar sua capacidade de corrente sem alterar o

enrolamento secundário e preservando a precisão.

o Tipo com relações múltiplas

Apresenta tapes no enrolamento secundário que permitem alcançar diversas

RTCs.

2.1.4.2 Partes principais

Na Figura 2.16, são vistos os principais componentes comuns aos TCs dos tipos

Invertido e Pedestal, tipos encontrados facilmente nos pátios das subestações.

Figura 2.16 - Partes principais que compõe um transformador de corrente: (a) tipo Invertido; e (b) tipo

Pedestal [23].


30

2.2 Vida útil de um equipamento elétrico

A vida útil de um equipamento é o período durante o qual ele está apto a cumprir

sua função e a um custo de operação e manutenção razoável [24]. Durante esse período,

o equipamento envelhece e são realizadas manutenções preventivas, que tratam de sua

monitoração e de seus parâmetros, e corretivas, que atuam na correção de problemas de

funcionamento ou na prevenção de problemas que podem ocorrer. Assim, permite-se que

ele permaneça em serviço até o ponto em que os custos não justifiquem mais que ele

permaneça em operação e então deve ser tomada a decisão de substituir o equipamento.

No entanto, essa decisão também pode não ter nenhuma relação com o envelhecimento

do equipamento, sendo ocasionada pelo fim da vida útil sob outros aspectos.

2.2.1 Envelhecimento

Com dito, durante sua vida útil, o equipamento envelhece e, na ausência de

manutenção, se deteriora. Se tratando de transformadores de corrente, esse

envelhecimento é denotado principalmente por indicadores da qualidade do seu

isolamento.

Para transformadores de corrente com isolamento a óleo mineral e papel, sabe-se,

de forma geral, que a ruptura mecânica do papel isolante é fator determinante para a

ocorrência de falhas. Portanto, o acompanhamento das características mecânicas, além

das físico-químicas, do sistema papel-óleo pode determinar o padrão de envelhecimento

do equipamento.

O envelhecimento segue normalmente um padrão esperado, mas a ocorrência de

estresses excessivos no equipamento pode provocar seu aceleramento. Assim, como

consequência do envelhecimento precoce, aumenta a probabilidade de falha, reduzindo

sua expectativa de vida.

Envelhecimento natural

Diz respeito, principalmente, à degradação das substâncias orgânicas que,

no caso, do isolamento de transformadores de corrente, podem ser o papel e o óleo

mineral. Conforme NEMÉSIO SOUSA (2017) [25], a degradação da isolação

pode ser proveniente de agressões térmicas, hidrolíticas ou oxidativas. O primeiro

tipo gera, como subprodutos, glucose, água, ácidos orgânicos e óxidos de carbono

31

em decorrência da quebra das moléculas de celulose e ocorre na presença de calor.

O segundo, é catalisado pela presença de água e ácidos no óleo e forma glucose

livre. Já a agressão oxidativa ocorre sob presença de óxidos e oxigênio e produz

ácidos, aldeídos e água e, secundariamente, óxidos de carbono e gás hidrogênio.

Destaca-se a ação da água decorrente da degradação oxidativa, que, por meio de

outras reações, influencia diretamente na resistência mecânica das fibras da

celulose.

Outros compostos que resultam da degradação do material isolante,

especialmente o celulósico, e que merecem atenção são os Furanos e seus

derivados, que são produzidos durante a operação normal do equipamento mesmo

sob temperaturas baixas.

Envelhecimento acelerado

Os equipamentos são projetados para operar sob determinadas condições

especificadas que os permitam suportar situações ambientais adversas, como

terremotos, neve e chuva, e permanecer em serviço mesmo sob condições severas

de curtos-circuitos e descargas atmosféricas, por exemplo. Quando o equipamento

é estressado, ou seja, opera em condições fora de sua especificação, sofre esforços

não planejados, acelerando sua deterioração, o que acentua o envelhecimento e

pode levar à sua falha.

Se tratando de transformadores de corrente, os fatores que levam ao

envelhecimento acelerado podem ser separados em três ordens, expostas na

Tabela 2.1.

Tabela 2.1 - Esforços que impactam no envelhecimento de transformadores de corrente [26].

Esforços de ordem

elétrica

Esforços de ordem

ambiental

Esforços de ordem mecânica e

térmica

Estresses elétricos Chuva Estresses mecânicos

Sobrecorrentes e

sobretensões Umidade Estresses térmicos

Descargas atmosféricas Poeira

32

Esforços de ordem

elétrica

Esforços de ordem

ambiental

Esforços de ordem mecânica e

térmica

Efeito Corona Radiação UV

Esforços dielétricos Temperatura

Vento

Os esforços elétricos por vezes acabam por se transformar em esforços

térmicos, mecânicos ou dielétricos 8 , podendo a levar à degradação de

componentes dos TCs. Falhas Menores9, tais como perda de alguma função e

vazamento de óleo, podem ser provocadas por esses esforços, podendo chegar a

Falhas Maiores 10 como ruptura dielétrica, danificação permanente de

componentes e explosões [26].

Os esforços ambientais provocam esforços térmicos, mecânicos e

dielétricos em decorrência da corrosão das partes metálicas externas, rachaduras

em isoladores, danificação do verniz protetor, erosão, entre outros. Estes fatores

podem levar a Falhas Menores e Maiores como as mencionadas.

Os esforços mecânicos e térmicos podem ser provenientes de ações

ambientais como terremotos e ventos ou também de estresses elétricos como a

trepidação causada pela circulação de corrente de curto-circuito. Falhas Menores,

como vazamento de óleo e aumento da resistência de contato, podem ocorrer, bem

como Falhas Maiores, como perda de óleo, levando à falha dielétrica, e falha na

conexão com o circuito primário.

A Figura 2.17 ilustra, segundo o CIGRÉ WG C1.1 [27], o efeito de estresses

excessivos na aceleração do envelhecimento do equipamento. A curva da direita (verde)

representa a ‘resistência’ ou confiabilidade do equipamento, que, ao caminhar para a

8 Materiais dielétricos são responsáveis por impedir a passagem de corrente elétrica, ou seja, são isolantes.

Por outro lado, permitem a manifestação de campo elétrico. Rigidez dielétrica é o valor da diferença de

potencial que aplicada a um dielétrico provoca a passagem de corrente pelo material. Quando há a superação

desse limite, há a ruptura dielétrica. Como os TCs apresentam uma camada dielétrica formada pelo sistema

papel-óleo, quando há a ruptura dielétrica desse material, pode-se dizer que houve uma falha dielétrica.

[25]

9 Conceito explicado na seção 2.3.1 - Tipos de falha.

10 Conceito explicado na seção 2.3.1 - Tipos de falha.

33

esquerda, fica gradativamente menor com o tempo. Na ocorrência de estresses, a curva

se aproxima mais rápido da origem do gráfico do que o esperado. Assim, quando há

superposição da ‘curva de suportabilidade’ do equipamento com a distribuição de

esforços (curva da esquerda de cor azul) há uma chance de falha e, quanto maior a área

de interseção, maior é o risco.

Figura 2.17 - Efeito dos estresses do equipamento com o aumento do risco de falha [27].


2.2.2 Fim da vida útil

O fim vida útil de um equipamento é um conceito complexo e multidisciplinar

que exige o estabelecimento de indicadores ou parâmetros que permitam avaliar se ele

está no fim de sua vida útil e sob qual aspecto isso ocorre. Assim, podem ser adotados

alguns pontos de vista, segundo o CIGRÉ WORKING GROUP 12.09, 1993 [24].

Fim de vida útil estratégico

É caracterizado pela decisão de substituição do equipamento por motivos

sistêmicos e, como diz o próprio nome, estratégicos - do ponto de vista do

planejamento eletroenergético, realizado pela EPE – Empresa de Pesquisa

Energética11 e pelo ONS. Está relacionado à decisão de substituição pela previsão

11 A Empresa de Pesquisa Energética tem por finalidade prestar serviços ao MME na área de estudos e

pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, cobrindo energia elétrica, petróleo e

gás natural e seus derivados e biocombustíveis. (EPE) [39]

34

de superação de alguma de suas características elétricas devido à expansão e

modificação do sistema em que está inserido. Dentre essas características, podem

ser citadas, por exemplo, a superação dos valores nominais das correntes dinâmica

e térmica do equipamento (definidas na seção 2.1.3.4), sobrecargas e sobretensões

além do limite do equipamento. Como a decisão de substituição não se dá pela

condição do equipamento, este pode ser reutilizado em outra instalação ou virar

unidade reserva.

Fim de vida útil econômico

A vida útil econômica é o período de tempo durante o qual o equipamento

ainda compensa o investimento em manutenção. Ou seja, é mais vantajoso mantê-

lo em operação, arcando com os custos da realização da rotina de manutenção

preventiva e ocasionalmente corretiva, do que o substituir por um equipamento

novo. O fim de vida útil econômico é exatamente o momento em que é previsto

um aumento dos custos de O&M – Operação e Manutenção que não justifique sua

permanência em operação. Esse é o fim de vida útil diretamente ligado à

degradação do equipamento.

Fim de vida útil técnico

O fim de vida útil técnico se dá quando o equipamento não se encontra

mais apto a permanecer em operação, por não ser capaz de exercer a função para

a qual foi concebido ou por exercê-la de forma insatisfatória. Isso pode acontecer

em decorrência de falhas maiores, que podem ocasionar o sinistro do

equipamento, ou após a ocorrência de sucessivas falhas menores, que poderiam

ocasionar o sinistro, sendo a substituição recomendada como forma de prevenção.

Esse fim de vida útil pode ser frequentemente ligado à degradação precoce do

equipamento.

Fim de vida útil regulatório

A vida útil regulatória é período de total depreciação contábil para os

ativos de transmissão, segundo taxas de depreciação estabelecidas pela ANEEL

no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE (ANEEL, 2015)

[28]. Ou seja, após esse período, a empresa transmissora tem seu investimento

recuperado, acrescido de juros referentes ao período de duração do contrato. As

35

taxas de depreciação, bem como a vida útil de alguns equipamentos se encontram

sumarizadas na Tabela 2.2.

Tabela 2.2 - Vida útil regulatória e taxas de depreciação de alguns equipamentos. Em destaque as

informações sobre transformadores de corrente [28].


Equipamento Descrição Taxa de

Depreciação

Vida

útil

(anos)

Banco de

Capacitores

Paralelo ou Série

Classe de tensão igual ou superior a 69 kV 5,00% 20

Classe de tensão inferior a 69 kV 6,67% 15

Barramento Rígido ou Flexível 2,50% 40

Conjunto de isoladores de pedestal 2,50% 40

Chave

Secionadora com ou sem lâmina de terra, tensão igual

ou superior a 69 kV 3,33% 30

Secionadora com ou sem lâmina de terra, tensão

inferior a 69 kV 6,67% 15

Chave fusível, tensão igual ou superior a 69 kV 3,33% 30

Chave fusível, tensão inferior a 69 kV 6,67% 15

Chave de aterramento, tensão igual ou superior a 69

kV 3,33% 30

Chave de aterramento, tensão inferior a 69 kV 6,67% 15

Compensador de

Reativos Compensador de reativos estático ou rotativo 3,33% 30

Condutor

Classe de tensão igual ou superior a 69 kV 2,70% 37


Conjunto de cadeia de isoladores 2,70% 37

Disjuntor Classe de tensão igual ou superior a 69 kV 3,03% 33


Gerador Gerador 3,33% 30

Para-raios Para-raios 4,17% 24

Transformador de

Aterramento Transformador de aterramento 3,33% 30

Transformador de

Distribuição

Aéreo 4,00% 25

Pedestal, Plataforma ou Estaleiro 4,00% 25

Subterrâneo 3,70% 27

Transformador de

Força Transformador ou autotransformador de força 2,86% 35

Transformador de

Medida

Transformador de corrente, tensão igual ou

superior a 69 kV 3,33% 30

Transformador de corrente, tensão inferior a 69

kV 4,35% 23

Transformador de potencial indutivo, tensão igual ou

superior a 69 kV 3,33% 30

Transformador de potencial indutivo, tensão inferior a

69 kV 4,35% 23

Transformador de potencial capacitivo 3,33% 30

Turbina Hidráulica Pelton, Francis, Kaplan, Michell-Banki, Hélice e

Bulbo 2,50% 40

A publicação da ReN 643 em 2014 alterando a ReN 443 de 2011, da

ANEEL, teve como um dos objetivos a mudança do tratamento dos equipamentos

em fim de vida útil segundo esse critério. Assim, definiu como Reforço Tipo IX

36

a implementação de soluções para a ampliação da vida útil para além da vida útil

regulatória e manteve o conceito de Melhoria Tipo II como a substituição de

equipamentos por obsolescência ou vida útil esgotada. Além disso, criou o

compromisso de as transmissoras enviarem anualmente a relação de

equipamentos com vida útil regulatória remanescente de até 4 anos, incluindo os

com vida útil já esgotada, e apontar os que devem ser substituídos por não

apresentar condição de permanecer em operação.

As taxas de depreciação publicadas no MCPSE tiveram seus cálculos

baseados em estudos (CERNE, 2000) [29] como os do CERNE - Centro de

Excelência em Recursos Naturais e Energia da UNIFEI - Universidade Federal de

Itajubá que calculam a vida útil econômica de equipamentos em geral. Portanto,

o objetivo do cálculo é que a concessionária seja ressarcida do investimento

durante o período que é esperado que o equipamento permaneça em operação e

então, ao término desse período, seja capaz de realizar o investimento relativo à

substituição do ativo ou ao prolongamento de sua vida útil.

No entanto, o esgotamento da vida útil regulatória não se traduz como fim

da vida útil econômica, visto que os cálculos das taxas de depreciação são

baseados expectativa de vida média dos equipamentos. É perfeitamente possível

encontrar equipamentos em operação após o fim de sua vida útil regulatória, como

mostram dados de agentes mostrados no estudo do CERNE - UNIFEI e do banco

de dados da ANEEL [11]. Portanto, para receber a indicação de substituição por

parte do ONS, a transmissora deve justificar quais evidências comprovam a

impossibilidade de permanecer em operação, caracterizando o fim de vida útil

econômico, técnico ou estratégico.

2.3 Falhas em transformadores de corrente

Como dito, o histórico de eventos ao longo da vida útil do equipamento pode

acelerar seu envelhecimento normal, o que aumenta a possibilidade esperada de falhas.

No entanto, para prevenir a ocorrência de falhas e defeitos, é preciso conhecê-los.

37

2.3.1 Tipos de falha

Antes de especificar os tipos de falha, é necessário entender a diferença entre

falhas e defeitos, de acordo com CYRINO, 2017 [30].

Falha – ocorrência que incapacita o equipamento de exercer a função para a qual

foi designado.

Defeito – ocorrência que pode diminuir parcialmente a capacidade do

equipamento. Pode evoluir para uma falha caso não seja sanado.

Por sua vez, as falhas podem ser classificadas de acordo com a severidade,

consequências e causas. Conforme NEMÉSIO SOUSA (2017) [25], temos as definições

de algumas dessas classificações.

Falha Maior

Falhas que provocam a retirada do equipamento de operação, devido à sua

incapacidade de realizar suas funções.

Falha Menor

Toda falha não classificada como Falha Maior.

Falhas devido ao envelhecimento

Causadas pela deterioração e desgaste do equipamento com o tempo.

Relacionada com sua idade e tempo de operação.

Falhas não relacionadas com o envelhecimento

Falhas imprevisíveis, aleatórias. Podem ser causadas por causas internas

ou externas ao equipamento. Técnicas preditivas, em alguns casos, são capazes de

prever sua ocorrência.

Falhas ocultas

Ocorre em unidades reserva de equipamentos e só são descobertas quando

o equipamento é posto em operação.

Falhas evidentes

Observáveis a partir de inspeção visual em equipamentos em operação.

Falhas sistemáticas

38

Falhas que se repetem a partir da ocorrência das mesmas circunstâncias ou

de um mesmo evento.

Falhas aleatórias

Não apresentam causas previsíveis, sem relação com a data, idade do

equipamento ou seu tempo em operação.

Falhas simples

Falhas que não provocam outras falhas.

Falhas múltiplas

Falhas que provocam a ocorrência de outras falhas (falhas ocultas, por

exemplo)

Falhas combinadas

Combinação de quaisquer dos tipos apresentados. Difíceis de serem

enfrentadas.

2.3.2 Taxas de falha

As taxas de falha são calculadas pela relação entre o número de falhas e o período

de tempo total decorrido entre elas, como visto abaixo.

𝜆(𝑡) =𝐾

𝑇

Onde:

K = número de falhas.

T = intervalo de tempo total entre as falhas.

No entanto, ainda pode ser analisado o universo de equipamentos em que as falhas

ocorreram, pois duas falhas ocorridas em um universo de dez equipamentos deve ser

muito pior do que duas falhas em um universo de cem equipamentos. Assim, a relação

pode ser representada da forma abaixo.

𝜆(𝑡) =𝐾

𝑈 × 𝑇

Onde:


39

U = universo de equipamentos considerado.


Dessa forma, a unidade para taxas de falha pode ser expressada como o número

de falhas por equipamentos em um determinado tempo entre as falhas

(𝐹𝑎𝑙ℎ𝑎𝑠

𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠 𝑥 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑜).

Ainda, pode-se dividir as falhas em falhas menores, falhas maiores e falhas

seguidas de incêndio e explosão, um subgrupo das falhas maiores.

Nos cálculos realizados na pesquisa efetivada pelo grupo A3.06 do Cigré 12

(CIGRÉ WG A3.06, 2012) [26] sobre transformadores de instrumento, a unidade

utilizada foi o número de falhas por ano (𝐹𝑎𝑙ℎ𝑎𝑠

100 𝑥 𝑇𝐼𝑠 𝑥 𝐴𝑛𝑜), multiplicando o resultado por

100 para melhorar a leitura. Como o presente trabalho tratará no Capítulo 4 sobre

explosões de TCs, a unidade adotada será o número de explosões de TCs por ano

(𝐸𝑥𝑝𝑙𝑜𝑠õ𝑒𝑠

100 𝑥 𝑇𝐶𝑠 𝑥 𝐴𝑛𝑜𝑠) , de forma a comparar os resultados observados no Brasil com a

experiência internacional reunida pela publicação do Cigré. Ressalta-se ainda que o

denominador TCs x Anos também pode ser usado para dimensionar a ‘experiência’

da rede, quando feita a comparação entre países, por exemplo. Quanto mais TCs

instalados ou quanto maior o período de análise, maior o denominador e maior a

expertise dos proprietários dos equipamentos.

As taxas de falha apresentam alguns perfis típicos, podendo se comportar de forma

diferente durante três fases da vida do equipamento: período de mortalidade infantil,

período de vida útil e período de desgaste. As curvas da Figura 2.18 mostram seis modelos

típicos, associados ao comportamento da taxa de falha ao longo da vida útil dos

equipamentos.

12 A pesquisa foi realizada nos anos de 2004 a 2007 com 73 empresas de 25 países diferentes, sobre

transformadores de instrumento, disjuntores a SF6, chaves secionadoras, chaves de terra e painéis a gás.

Seus resultados são tratados em diferentes brochuras técnicas, separadas por equipamento. A brochura

técnica 512 trata da pesquisa sobre confiabilidade de transformadores de instrumentos.

40

Figura 2.18 - Curvas típicas de taxa de falha em função do tempo em operação do equipamento [25].

Adaptada pelo autor.

Curva A

Também conhecida como Curva da Banheira. Apresenta alta taxa de falha

durante o período de mortalidade infantil, baixa e constante taxa de falha durante

a maioria de sua vida útil e novamente alta taxa de falha no período em que o

equipamento se aproxima ao fim de sua vida útil. Representa o comportamento de

cerca de 4% dos equipamentos.

Curva B

Baixa e constante taxa de falha durante a vida útil e crescimento da taxa

de falha no final de sua vida útil. Apenas 2% dos equipamentos seguem esse

padrão.

Curva C

Baixa taxa de falha inicial, mas crescente com o envelhecer do

equipamento. É observada em 5% dos equipamentos.

Curva D

Apresenta chance mínima de falha quando o equipamento entra em

operação, que aumenta um pouco e permanece constante durante as duas outras

fases da sua vida. Caracteriza 7% dos equipamentos.

41

Curva E

Taxa de falha baixa inicial e constante durante as três fases da vida do

equipamento. Representa 14% dos equipamentos.

Curva F

Alta taxa de falha na fase de mortalidade infantil, que decai e permanece

baixa e constante durante as outras duas fases. É observada em 68% dos

equipamentos.

Das curvas de taxa de falha apresentadas, as que melhor representam

equipamentos elétricos são as curvas D, E e F, com independência da ocorrência de falhas

com a idade e envelhecimento do equipamento e com leve melhora na confiabilidade por

meio da manutenção preventiva. A análise dessas curvas mostra que cerca de 89% dos

equipamentos não apresentam uma correlação causal entre o aumento no risco de falha e

a sua idade.

Alguns outros conceitos sobre falhas são importantes de ser abordados como o

TMEF – Tempo Médio entre Falhas e o TMPF – Tempo Médio para Falhar.

TMEF – Tempo Médio entre Falhas

É o tempo médio decorrido entre falhas consecutivas, dado pela relação entre o

tempo total decorrido e o número de falhas. Quando a taxa de falha é constante ao longo

do tempo, pode ser calculado segundo a relação abaixo.

𝑇𝑀𝐸𝐹 =𝑇

𝐾

Onde:



TMPF – Tempo Médio para Falhar

Tem significado análogo ao TMEF e é dado pela mesma relação. No entanto, é

usado para equipamentos que, após a falha, não podem ser reparados.

42

2.3.3 Modos de falha de transformadores de corrente

Os modos de falha de transformadores de corrente definem quais eventos causam

falhas em TCs. A Tabela 2.3 apresenta alguns dos modos de falhas encontrados na

pesquisa internacional do grupo A3.06 do Cigré [26].

Tabela 2.3 - Modos de Falhas Maiores e Menores em TCs [26].


Modos de Falhas Menores Modos de Falhas Maiores

Vazamento do meio de isolação Ruptura dielétrica externa

Perda de acurácia Falha dielétrica interna

Mudança no comportamento do dielétrico Saída dos limites de acurácia

Outros Sinais falsos para proteção e medição

Perda da integridade das conexões

elétricas

Perda de função do equipamento de

monitoração

Outros

Segundo a pesquisa, as empresas participantes informaram que a Falha Menor

mais registrada é o vazamento do meio isolante, seguido por mudanças no dielétrico dos

TCs. As Falhas Maiores mais comumente observadas são as falhas dielétricas internas e

em segundo lugar a ruptura dielétrica externa. Na Figura 2.19, pode ser vista uma figura

de Lichtenberg13 na parte externa de um transformador de corrente que sofreu falha

dielétrica externa.

13 As figuras de Lichtenberg são imagens produzidas por descargas elétricas ramificadas, arborescentes.

Possuem esse formato ramificado e aparecem quando há uma ruptura dielétrica no material. Mostra a marca

da passagem da corrente durante a falha. Foi descoberta por Georg Christoph Lichtenberg (1742-1799),

físico alemão. (POTIER, 2010) [38]

43

Figura 2.19 - Rompimento dielétrico externo de um TC.


2.3.4 Explosões de transformadores de corrente

As explosões de TCs ocorrem em decorrência de falhas, como a ruptura dielétrica,

que provocam danos irreparáveis nos equipamentos, além da sua indisponibilidade e

consequências sistêmicas e locais, podem ser vistas de diferentes formas pelas empresas

que compõem o Setor.

Para a ANEEL, o foco se dá na questão da indisponibilidade, incorrendo em

penalidades, chamadas de PV – Parcela Variável, que deduzem do montante previsto de

RAP a ser recebida o valor correspondente ao tempo que o equipamento ficou

indisponível para o SIN.

Para o ONS, a explosão resulta em desligamento que gera uma perturbação que

pode até provocar o desligamento e a indisponibilidade de outros equipamentos,

dependendo da importância sistêmica do ponto em que o TC estava instalado, além de

perda da carga associada.

E para o agente, detentor do ativo, a explosão representa a perda de um

equipamento, o que causa a necessidade de um novo investimento da empresa ou

remanejamento de unidades reservas, e o recebecimento de penalidades pela

indisponibilidade, além do risco de dano a outros equipamentos no pátio da subestação

44

ou aos profissionais que podem estar na área, devido a ejeção de peças e materiais no

momento da explosão.

A foto da Figura 2.20 mostra um transformador de potência incendiado em

decorrência da explosão de um TC próximo.

Figura 2.20 - Transformador de potência que pegou fogo após explosão de um TC.

Fonte: Acervo do ONS.

Dessa forma, a atuação do ONS monitorando as perturbações é de vital

importância, pois permite, em conjunto com o agente, a análise da perturbação de forma

a identificar suas causas, prestando as informações necessárias à ANEEL.

O processo se inicia na operação em tempo real, quando os operadores, ao notaram

a ocorrência, promovem o cadastramento da perturbação em um sistema. O segundo

passo é dado pelos profissionais da pós-operação, que fazem a análise das perturbações

cadastradas com o objetivo de identificar suas causas, como uma falha ou explosão, por

exemplo. A partir daí, é feita a análise da falha com o auxílio dos engenheiros de proteção

e controle.

45

No início de 2014, em decorrência do aumento nas ocorrências de explosões em

equipamentos (para-raios, disjuntores, transformadores de potencial e transformadores de

corrente), foi formado um Grupo de Trabalho por órgãos do Setor, como o MME, ONS e

a ANEEL, além das transmissoras e dos fabricantes de equipamentos envolvidos nas

explosões e do laboratório responsável pela realização de testes em equipamentos de alta

tensão. Como dito, os objetivos do GT eram a identificação das principais causas, o estudo

das condições operativas às quais eles estavam submetidos, a avaliação da possibilidade

de fim de vida útil dos equipamentos e o acompanhamento do processo de substituição.

Com a evolução das ocorrências, o GT deu foco principal aos transformadores de

corrente, pois as explosões destes representavam a maior parte dos eventos, muitas vezes

até registrando perda de carga.

Nas Figuras 2.21, 2.22 e 2.23, são mostradas algumas fotos de TCs que

explodiram, tiradas por agentes em conjunto com o ONS para a análise da falha. Na

Figura 2.21 é possível observar ainda os fragmentos da porcelana do isolador de um TC

de 138 kV espalhados pelo local da explosão.

Figura 2.21 - Foto de um TC no momento da explosão.


46

Figura 2.22 - Foto de um TC após a explosão.


Figura 2.23 - Estado do núcleo do TC após a explosão.


47

2.4 Manutenção de transformadores de corrente

A manutenção de equipamentos tem como foco a otimização da produção. No

caso de equipamentos elétricos de alta tensão, o maior objetivo é evitar falhas e

desligamentos desnecessários, em busca de melhora na qualidade e confiabilidade do

serviço. Assim, a manutenção de equipamentos elétricos prega a maximização da

qualidade com o mínimo de custos.

2.4.1 Técnicas preditivas de manutenção para

transformadores de corrente

O uso de técnicas preditivas promove a redução das intervenções no equipamento,

fazendo com que ele pare apenas quando for necessário, aumentando sua disponibilidade.

Uma de suas principais vantagens é a detecção de defeitos intermediários,

possibilitando a tomada de decisões antes que o equipamento se degenere de tal maneira

que provoque a ocorrência de falhas que o coloquem fora de operação [25].

Abaixo serão relacionadas algumas das principais técnicas preditivas que podem

ser empregadas no acompanhamento do envelhecimento de TCs ou na investigação de

falhas.

Inspeção sensitiva e visual

Feita por profissionais treinados, capazes de detectar visualmente sinais

anormais que podem identificar o envelhecimento e deterioração do equipamento.

As principais características que devem ser observadas são:

Sinais de corrosão no tanque e no aterramento.

Deterioração dos terminais de alta tensão e das conexões para a terra.

Sinais de vazamento de óleo.

Deterioração dos equipamentos de medição de pressão.

Erosão, rachaduras e perda da característica hidrofóbica dos isoladores.

Condição das proteções anticorrosão.

Na Figura 2.24 podemos ver sinal de vazamento de óleo em um TC, detectável

por inspeção visual.

48

Figura 2.24 - Indicativo de vazamento do óleo isolante de um TC.


Inspeção por raios ultravioletas

Deve ser feita por uma câmera especializada e visa basicamente a

identificação de ocorrência de Efeito Corona, que é causado pela ionização do ar

devido à ação de campos elétricos elevados. Pode acarretar ruído audível,

interferência e emissão de raios UV – Ultravioletas, e provoca o aumento das

perdas e a produção de ozônio e ácido nítrico capazes de danificar o equipamento.

Essa técnica é eficaz na detecção de corona nos isoladores e conexões do primário

do TC.

Termografia

Sabe-se que parte da energia elétrica é perdida na forma de calor e que

corpos quentes emitem radiação eletromagnética. No entanto, o sobreaquecimento

leva ao envelhecimento acelerado do equipamento e pode leva-lo à falha. Com

isso, a termografia monitora a ocorrência de aquecimento anormal no

equipamento e a presença de pontos quentes. Estes podem ser encontrados

principalmente nos terminais de entrada do TC, devido à presença da resistência

de contato entre os materiais, nas buchas e no tanque principal. Um termograma,

imagem produzida por um termógrafo, de um transformador de corrente é

mostrada na Figura 2.25.

49

Figura 2.25 - Termograma de um TC.


Medição das perdas dielétricas

Esse ensaio relaciona as perdas ativas, medidas em Watts, com a potência

total, medida em Volt-Ampéres. Quanto menor o fator de potência, melhor o

estado da isolação e menores são as perdas dielétricas.

Detecta contaminação ou produtos do processo de degradação e oxidação

do óleo isolante, como água, sabões e partículas em suspensão. É recomendado

para TCs de alta tensão.

Determinação da rigidez dielétrica do óleo isolante

Determina a suportabilidade do óleo isolante a níveis de tensão elétrica

sem falhar, visto que um equipamento deve suportar sua tensão de operação bem

como as determinadas pelos Níveis Básicos de Isolamento.

Detecta presença de água, carbono e sólidos em suspensão no óleo.

Medição da resistência de isolamento

Consiste na aplicação de tensão em corrente contínua para a medição da

corrente de fuga na isolação elétrica. Capaz de determinar a qualidade da isolação

do equipamento.

Acompanhamento do grau de polimerização do isolamento celulósico

As moléculas de celulose de um papel íntegro, novo, apresentam de 950 a

1.300 unidades de glicose e o número médio de unidades de glicose por molécula

50

de celulose é chamado GP – Grau de Polimerização do material [25]. A

degradação do material celulósico isolante imerso em óleo provoca a quebra das

ligações glicosídicas do papel e, com isso, reduz o GP do material. É sabido que,

com a diminuição do GP, o papel perde importantes propriedades mecânicas,

ficando assim mais suscetível a falhas, pois, com GP de 100 a 250, o papel só

apresenta de 40% a 50% dos valores de suas propriedades mecânicas [25].

Consequentemente, o Grau de Polimerização pode ser usado como

indicador do fim da vida útil do isolamento. O acompanhamento do valor do GP

pode ser útil para acompanhar o envelhecimento da isolação e do equipamento.

Na Figura 2.26, pode ser visto o processo de retirada de um trecho do papel

isolante de um transformador de corrente para testes, como o de GP.

Figura 2.26 - Retirada de amostra de papel isolante de um TC para ensaios.


Determinação da concentração de furanos e seus derivados

Os compostos furânicos são subprodutos do envelhecimento do papel

isolante. O acompanhamento de sua concentração por ensaios periódicos, pode

apontar, caso haja aumento maior do que o esperado, a ocorrência de

sobreaquecimento da isolação e aceleração no processo de degradação do papel.

Análise cromatográfica do óleo isolante

51

Também chamada de DGA – Dissolved Gas Analysis, permite a

determinação da concentração de gases na isolação. O acompanhamento das

concentrações de cada gás pode, a partir de um aumento anormal, indicar a

deterioração do papel e do óleo isolantes. A relações entre as concentrações dos

gases determinadas pelo ensaio são capazes também de indicar as prováveis

causas, como a ocorrência de pontos quentes, efeito corona, descargas parciais,

entre outras. Para isso, são usados alguns critérios, como o de Rogers, da IEC, de

Dörnemburg, de Duval e de Pugh, que, a partir das concentrações e da relação

entre elas, identificam o provável agente causador [25].

Medição da concentração de umidade

A presença de umidade no óleo prejudica suas características dielétricas.

Sua concentração normal é entre 5 e 10 ppm e, quando chega de 25 a 30 ppm, se

torna insolúvel no óleo, diminuindo sua rigidez dielétrica. Como tratado, a

presença de umidade no óleo acelera o processo de envelhecimento, pois a água

participa dos processos de degradação.

Acompanhamento da pressão

O processo de envelhecimento e degradação da isolação tem diversos

gases como subprodutos. Ao liberar esses gases, aumenta a concentração desses

compostos na isolação e consequentemente a pressão da mistura. Ao monitorar a

pressão de TCs selados, pode-se identificar um aumento na pressão que pode ser

justificado pela geração de gases provenientes da degradação do papel ou ainda

identificar uma redução na pressão que possa ser causada pelo vazamento do meio

de isolação.

Medição da resistência do enrolamento

Os esforços térmicos e mecânicos podem degradar a proteção dos

enrolamentos. A medição da resistência dos enrolamentos verifica a integridade

dos mesmos e determina se há a ocorrência de circuito abertos ou curtos-circuitos

entre espiras.

Medição das descargas parciais

As descargas parciais, medidas em pC – Pico Coulomb, são rupturas

dielétricas localizadas que acarretam a formação de pequenas marcas no papel

isolante. Estas, por sua vez, tornam-se um foco para a ocorrência de mais

52

descargas parciais, por apresentarem um caminho com menor rigidez dielétrica.

Sua ocorrência promove a degradação acelerada da isolação e pode levar o

equipamento a falhar. Podem ser causadas por sobretensões transitórias de alta

frequência que vencem a rigidez dielétrica da isolação e permitem a circulação de

corrente de fuga através dela. A detecção de aumento nos níveis de descargas

parciais pode ser feita em estágios ainda iniciais de deterioração da isolação.

2.4.2 Manutenção corretiva para transformadores de

corrente

Técnicas de manutenção corretiva podem ser aplicadas para promover

desaceleração no processo de degradação do TC. Por meio delas, a vida útil do

equipamento pode ser prolongada. Algumas das principais técnicas são tratadas abaixo.

Manutenção dos componentes e reparos

Alguns reparos simples de componentes podem apresentar bom custo-

benefício, prolongando a vida útil do equipamento e retardando o processo de

envelhecimento. Entre algumas medidas para reparos pontuais de componentes,

pode-se citar:

Limpeza dos isoladores.

Limpeza dos terminais.

Aplicação de proteção contra corrosão na parte metálica externa.

Reparo dos selos de vedação do tanque.

Reparo de danos na superfície dos isoladores.

Contudo, os reparos só devem ser efetuados após a análise do custo-

benefício em comparação com a substituição do componente a ser reparado por

um novo ou até mesmo do equipamento por completo. Os reparos de componentes

são interessantes principalmente em equipamentos mais novos, de no máximo 20

anos.

Complementação do meio de isolação

Pode ser feita com desligamentos planejados do TC. Tem como objetivo

tratar vazamentos de óleo, considerado como uma Falha Menor. No caso de TCs

isolados a óleo, é preenchido o nível de óleo até o nível correto e em TCs isolados

a gás SF6, pode-se ajustar a pressão.

53

Troca de componentes

Pode ser vantajosa economicamente em relação à substituição do

equipamento ou à manutenção corretiva, mas deve ser tratada caso a caso. Por

exemplo, no caso de Falhas Menores, como vazamento de óleo, a troca do selo do

tanque pode ser uma medida eficaz. Contudo, caso o problema fosse, por exemplo,

devido à degradação da isolação de papel, dificilmente sua substituição seria

economicamente interessante e serviria para prolongar a vida útil remanescente

do equipamento. Já caso a degradação ocorresse apenas no óleo isolante, com o

papel permanecendo íntegro, a substituição do óleo poderia ser uma decisão

viável.

Substituição do equipamento

Por fim, a opção restante passa a ser a substituição completa do

equipamento e esta acaba sendo, por muitas vezes, a melhor decisão. Para isso,

antes da decisão de substituí-lo, questionamentos como os relacionados abaixo

devem ser feitos:

Qual será o ganho de vida útil com a manutenção feita?

Há partes sobressalentes para a substituição?

Qual será o tempo de reparo?

Qual será o custo do reparo?

Se a resposta dessas perguntas demonstrar que a substituição é o caminho

mais vantajoso, esta pode ser a melhor solução.

A Figura 2.27 ilustra o processo decisório ao longo da vida útil do equipamento.

Na fase inicial, com manutenção de rotina e reparos. Conforme o equipamento envelhece

e surge a degeneração da isolação, faz-se necessária uma reforma, remodelação ou um

reparo que possa torná-lo mais confiável e estender sua vida útil. Por fim, quando se torna

imprevisível a ocorrência de falhas, a decisão de substituição do equipamento deve ser

tomada. No SIN, as obras de reforma de equipamento para aumento de vida útil e

substituição de equipamentos em fim de vida útil são tratadas como reforços e melhorias.

54

Figura 2.27 - Decisões que podem ser tomadas ao longo da vida útil do equipamento [27].


2.5 Obras de melhorias e reforços

O SIN está em constante expansão, seja pela crescente demanda de energia que

provoca a expansão do parque gerador e consequentemente a expansão do sistema de

transmissão ou seja pela busca da melhoria do serviço prestado e de sua confiabilidade.

Para isso, o sistema é continuamente estudado, em busca da identificação de seus pontos

fracos, que podem ser reforçados. Esses estudos precisam ser feitos com antecedência,

pois tratam de obras de grande porte, que levam tempo não só para serem aprovadas e

autorizadas, mas também projetadas e executadas.

O planejamento do sistema de transmissão é uma tarefa de extrema complexidade

que fica a cargo de órgãos de SEB. Quando feito visando o planejamento de longo e

médio-longo prazo, ou seja, com horizonte de mais de cinco anos, é realizado pela EPE.

Já quando visa o planejamento elétrico com horizonte de até cinco anos, fica a cargo do

ONS.

Visando tratar das obras em instalações de transmissão já existentes e definir o

papel de cada uma das partes envolvidas, a ANEEL publicou em 2011 a ReN 443 e

posteriormente em 2014 publicou a ReN 643, que altera o texto original da ReN 443. Essa

resolução distingue as obras de melhoria das obras de reforço conforme descrito a seguir.

55

Melhoria - “instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações

de transmissão existentes, ou a adequação destas instalações, visando manter a

prestação de serviço adequado de transmissão de energia elétrica” [10].

Reforço - “instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações

de transmissão existentes, ou a adequação destas instalações, para aumento de

capacidade de transmissão, de confiabilidade do Sistema Interligado Nacional –

SIN, de vida útil ou para conexão de usuários” [10].

O texto da resolução promove ainda a distinção das diversas classificações

possíveis dentro das categorias de Melhoria ou Reforço, além da forma de

encaminhamento da obra para a ANEEL e da descrição processo de ressarcimento dos

detentores dos ativos por conta do investimento realizado.

Quanto ao encaminhamento das obras para a autorização da ANEEL, existem duas

formas possíveis: o Plano de Modernização de Instalações – PMI e o Plano de Ampliações

e Reforços – PAR. Esses dois relatórios são elaborados anualmente pelo ONS e contém

a relação de obras indicadas para o horizonte de estudo e cinco anos no caso do PAR e

três anos no caso do PMI. O que determina se a obra deve ser emitida no PAR ou PMI é

sua classificação segundo os critérios adotados pela ReN 443, que são:

Tipos de Melhorias

I. “Automação, reforma e modernização de subestações, obras e

equipamentos destinados a diminuir a indisponibilidade de instalações de

transmissão e eliminação de interferências em faixas de servidão”; e

II. “Substituição de equipamentos por motivo de obsolescência, vida útil

esgotada, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações, desgastes

prematuros ou restrições operativas intrínsecas”.

Tipos de Reforços

I. “Instalação de transformador com os respectivos módulos de conexão”.

II. “Instalação de equipamento de compensação de potência reativa com o

respectivo módulo de conexão”.

III. “Recapacitação ou repotenciação 14 de equipamentos existentes para

aumento de capacidade operativa”.

14 A repotenciação de um equipamento elétrico é a alteração de sua potência. Para o caso de

transformadores, pode ser feita pela substituição dos enrolamentos ou pela adição de novos estágios de

refrigeração.

56

IV. “Instalação de equipamentos para adequação ou complementação de

módulo de conexão, entrada de linha ou módulo geral, em função de

alteração de configuração da rede elétrica”.

V. “Substituição de equipamentos por superação de capacidade operativa”.

VI. “Instalação de Sistemas Especiais de Proteção – SEP, abrangendo

Esquemas de Controle de Emergência – ECE, Esquemas de Controle de

Segurança – ECS15 e proteções de caráter sistêmico”.

VII. “Instalação ou substituição de equipamentos em subestações para aumento

da observabilidade16 e controlabilidade17 do SIN, incluindo sistema de

oscilografia digital, bem como o sequenciamento de eventos”.

VIII. “Remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros

pontos do SIN”.

IX. “Implementação de soluções com a finalidade de manter a instalação em

operação por tempo adicional à vida útil calculada utilizando-se as taxas

de depreciação estabelecidas no Manual de Controle Patrimonial do Setor

Elétrico – MCPSE”.

X. “Implementação de torres de derivação ou de módulos de conexão de

linhas de transmissão ou de transformadores de potência de propriedade

de acessante18 ou de outra concessionária de transmissão”.

15 Os SEP são definidos segundo os Procedimentos de Rede do ONS (Submódulo 11.4) como “sistemas

automáticos de controle e proteção que permitem a utilização adequada dos sistemas de geração,

transmissão e distribuição; proporcionam maior confiabilidade à operação do Sistema Interligado Nacional

– SIN; evitam que perturbações possam levar o sistema a perda de estabilidade ou a colapso de tensão; e

aumentam a segurança elétrica operacional do SIN, diminuindo a possibilidade de ocorrência de

perturbações de grande porte ou restringindo a área de abrangência dessas perturbações” (ONS, 2017) [42].

Eles podem ser um ECE ou um ECS, definidos pelo Manual de Procedimentos da Operação (Submódulo

10.21) como, respectivamente, “um Sistema Especial de Proteção que objetiva, a partir da detecção de uma

condição anormal de operação, realizar uma ação automática de controle com a finalidade de preservar a

integridade de equipamentos e linhas de transmissão” e “um Sistema Especial de Proteção que objetiva, a

partir da detecção de contingências múltiplas nos sistemas, realizar uma ação automática de controle que

evite agravamento da situação com a propagação de distúrbios, visando a manter a integridade do sistema

interligado” (ONS, 2017) [43].

16 O conceito de observabilidade está ligado à capacidade de se monitorar grandezas elétricas (estados) em

determinada área de interesse, tais como a tensão em uma barra, a frequência operativa de um sistema, a

corrente que flui por um equipamento, entre outros.

17 A controlabilidade é a capacidade de modificar as grandezas elétricas observadas por meio de ações de

controle, como acionar um banco de capacitores para aumentar a tensão em uma barra ou redespachar uma

usina para controle de frequência, mesmo que remotamente, quando estas se encontram fora da faixa de

valores esperados. Só é possível controlar grandezas que são observadas, o que garante a relação direta

entre os dois conceitos.

18 Definido segundo os Procedimentos de Rede do ONS (Submódulo 20.1) como: “Concessionária ou

permissionária de distribuição, concessionária ou autorizada de geração, autorizada de importação e/ou

57

Devem ser emitidas no PAR, obras classificadas como Melhoria tipo II

envolvendo equipamentos de ‘grande porte’ (transformadores, equipamentos de

compensação de potência reativa e linhas de transmissão) e demais equipamentos

associados, além das classificadas como Reforços de tipos I, II, III e IX (Grandes

Reforços) e de tipos IV a XIII (Pequenos Reforços). No PMI deverá constar a relação de

obras envolvendo Melhorias tipo I e tipo II relacionadas a equipamentos de pequeno porte

não associados a obras em equipamentos de grande porte.

Após a emissão da relação de obras por meio do PAR, este segue para o MME,

responsável pela elaboração da Consolidação de Obras, chamada também de Plano de

Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica, documento que relaciona as obras que serão

objetos de Resoluções Autorizativas - ReAs emitidas pela ANEEL.

2.5.1 Substituição e reforma de equipamentos em fim de vida

útil

Assim sendo, quanto ao processo de indicação de obras em equipamentos em fim

de vida útil, a ReN 443/2011 da ANEEL estabelece como Melhoria de tipo II a

substituição de equipamentos em fim de vida útil técnico e como Reforço do tipo IX a

reforma do equipamento para extensão da vida útil para além da vida útil regulatória.

De acordo com o Artigo 3º-A da ReN 443/2011, as transmissoras detentoras de

equipamentos com vida útil regulatória remanescente de até quatro anos ou já esgotada,

devem enviar a relação desses equipamentos anualmente, até 1º de fevereiro, à ANEEL,

ao ONS, à EPE e ao MME. Dentre esses equipamentos, devem ser indicados pela

concessionária os que necessitam de substituição, além dos prazos e justificativas para

substituição, com motivos e evidências para tal. A partir das informações prestadas, a

análise da indicação é feita pelo ONS. Se aprovadas, as obras compõem o relatório do

PAR ou PMI.

2.5.2 Receita anual permitida

O ressarcimento das obras é efetuado por meio de reajustes na RAP – Receita

Anual Permitida, remuneração que as empresas transmissoras recebem pela prestação do

exportação de energia elétrica, bem como o consumidor livre, que acessam instalações de transmissão”

(ONS, 2017) [40].

58

serviço público de transmissão de energia elétrica aos usuários. A receita associada às

melhorias e aos reforços é devida a partir de sua data de entrada em operação. A revisão

do montante retroage à data de entrada em operação e a eventual diferença proveniente

da revisão é incluída na RAP em parcelas iguais até sua próxima revisão.

Esse reajuste pode ser feito de duas formas:

Estabelecimento prévio de receita – Melhorias tipo II (grande porte e

equipamentos de pequeno porte associados), Reforços tipo I, II, III e IX e

Reforços tipo IV, V, VI, VII, VIII relacionados a Reforços tipo I, II, III e IX.

Estabelecimento de receita no reajuste anual subsequente à entrada em operação

– Reforços tipo IV, V, VI, VII, VIII não relacionados a Reforços tipo I, II, III e

IX. Melhorias tipo I e tipo II (pequeno porte) que tiverem receita aprovada na

avaliação da ANEEL.

Como regra geral, pode ser entendido o estabelecimento prévio da receita como

um incentivo, dado prioritariamente a obras de maior impacto, tratadas como de ‘grande

porte’, e obras de pequeno porte associadas a elas.

A RAP é composta basicamente de parcelas referentes à amortização do

investimento realizado, juros, operação e manutenção do ativo ou instalação, encargos

setoriais e tributos, sendo apenas os três primeiros repassados à transmissora. O efeito da

inflação também pode ser desconsiderado, pois é levado em conta na sua correção anual.

Uma composição típica para a RAP é mostrada na Figura 2.28.

Figura 2.28 - Composição da RAP [11].

59

A RAP inicial é estabelecida em leilão e é calculada visando a amortização

integral do investimento a partir da data de entrada em operação até o fim do contrato de

concessão. Sua base do cálculo é feita com preços médios de mercado para o período de

vigência do contrato. Seu perfil é ilustrado pela Figura 2.29.

Figura 2.29 - Configuração da RAP [11].

No entanto, quando há a realização de uma melhoria ou reforço, o investimento

acaba não sendo totalmente amortizado, restando um saldo devedor que deverá ser

indenizado à transmissora ao fim do contrato de concessão, como na Figura 2.30.

Figura 2.30 - Configuração da RAP com a realização de Melhorias e Reforços [11].

60

Após o fim do período de concessão, durante o qual a transmissora teve seu

investimento completamente compensado, a RAP é reduzida à parcela referente à

operação e manutenção do ativo, conforme a Figura 2.31.

Figura 2.31 - Configuração da RAP após o fim do contrato de concessão [11].

Com isso, segundo GOMES e DORNINGER (2017) [11], o interesse do

concessionário em prolongar a vida útil do ativo é reduzido, visto que somente sua

substituição implica em acréscimo na RAP. Além disso, há indícios de que a vida útil

regulatória adotada nos dias de hoje é subestimada, segundo dados dos equipamentos em

operação atualmente no SIN e estudos de transmissoras e fabricantes.

Dessa forma, de modo a incentivar a manutenção e o prolongamento da vida útil

regulatória para que esta se aproxime o máximo possível da vida útil técnica e econômica

dos equipamentos, os autores propõem um incentivo financeiro denominado PAI –

Parcela Adicional de Incentivo. Esta parcela passaria a compor a RAP após o fim da vida

útil regulatória do equipamento e deve ser calculada de forma a não ultrapassar, somada

com a parcela destinada a O&M, o valor correspondente à substituição do equipamento

por um novo. Essa medida, no entanto, deve ser ainda acompanhada da utilização de

índices de verificação da qualidade do serviço prestado, evitando o sucateamento da

Transmissão. O perfil da RAP com a sugestão de adição da PAI é ilustrado na Figura 2.32

61

Figura 2.32 - Configuração da RAP com a adição da PAI [11].

62

Capítulo 3

Metodologia da Pesquisa

Neste capítulo, serão classificadas a metodologia e as etapas da pesquisa realizada

para a elaboração deste trabalho.

3.1 Delineamento da pesquisa

O presente estudo visa a discussão do conceito de vida útil para Transformadores

de Corrente. Serão abordadas as práticas que preservam a integridade do equipamento

para sua correta operação ao longo do tempo esperado, evitando a ocorrência de falhas,

como as observadas no SIN. Além disso, será tratada de que forma ocorre a substituição

de equipamentos em fim de vida útil. Portanto, antes da confecção do trabalho, foi feita

uma revisão bibliográfica visando a compreensão completa do tema, abordando os

seguintes tópicos:

Falhas em Transformadores de Corrente.

Manutenção de Transformadores a óleo.

Aspectos regulatórios do SEB envolvendo a troca de equipamentos por

fim de vida útil.

Vida útil de transformadores de corrente.

3.2 Conceito e classificações de pesquisa

As pesquisas e seus diferentes tipos podem ser classificadas de diversas formas.

Dentre elas, destacam-se algumas clássicas, tratando dos pontos relacionados com o

objetivo de posicionamento metodológico deste estudo.

Resumidamente, quanto à natureza, as pesquisas podem ser classificadas, em

básicas e aplicadas; quanto à forma de abordagem, em quantitativa e qualitativa; quanto

aos seus objetivos, em exploratória, descritiva e explicativa e quanto aos procedimentos

técnicos, em bibliográfica, documental, experimental, levantamento, estudo de caso, ex

post facto, pesquisa de ação e participante.

63

Dessa forma, uma pesquisa pode ser classificada das seguintes formas:

Quanto à natureza, segundo Silva e Menezes (2005) [31]:

o Pesquisa Básica – objetiva gerar conhecimentos úteis para o

avanço da ciência sem prever aplicação prática.

o Pesquisa Aplicada – objetiva gerar conhecimentos para aplicação

prática, para a resolução de problemas específicos, envolvendo

fatos e interesses locais.

Quanto ao ponto de vista da abordagem do problema, de acordo com Silva

e Menezes (2005) [31]:

o Pesquisa Quantitativa – Busca traduzir em números as opiniões

e informações para então promover sua análise e classificação.

o Pesquisa Qualitativa – Considera que não é possível traduzir em

números o vínculo entre o mundo objetivo e a subjetividade do

sujeito, pois há uma relação dinâmica entre eles.

Quanto aos objetivos, segundo Gil (1991) [32]:

o Pesquisa Exploratória – visa a discussão e construção de

hipóteses por meio de levantamento bibliográfico, entrevistas com

especialistas e análise de exemplos pertinentes. Geralmente

assume a forma de Pesquisas Bibliográficas e Estudos de Caso.

o Pesquisa Descritiva – tem como objetivo a descrição de

fenômenos ou eventos e busca estabelecer relações entre

parâmetros. Utiliza técnicas padronizadas para a coleta de dados,

como a observação sistemática e questionários. Geralmente

assume a forma de Levantamento.

o Pesquisa Explicativa – busca a identificação de respostas, razões.

Procura encontrar fatores que possam justificar a ocorrência de um

dado evento. Assume geralmente as formas de Pesquisa

Experimental e Ex post facto.

Quanto aos procedimentos técnicos (Gil, 1991), a pesquisa pode ser:

o Pesquisa Bibliográfica – quando realizada baseada em material

publicado, disponibilizado em livros, artigos de periódicos e na

internet.

64

o Pesquisa Experimental – quando são definidos o objeto de

estudo, suas variáveis de influência e as formas de controle e de

observação dos efeitos que essas variáveis produzem no objeto.

o Levantamento – quando envolve a interação e pesquisa direta com

as pessoas cujo comportamento se deseja conhecer.

o Estudo de caso – quando trata de um estudo profundo de um ou

poucos objetos de forma a tratar de todas as discussões possíveis e

permitir o detalhado conhecimento sobre o assunto.

o Pesquisa ex post facto – quando o estudo é realizado após a

ocorrência dos fatos.

o Pesquisa de Ação – quando é feita em associação com uma ação

ou resolução de um problema coletivo.

o Pesquisa Participante – quando é desenvolvida por meio da

interação com pesquisadores e membros dos eventos investigados.

3.3 Classificação desta pesquisa

Por meio da análise das possíveis classificações de pesquisa científicas apontadas

anteriormente, pode-se definir a presente pesquisa como:

Aplicada, pois trata de questões reais, presentes no planejamento de

empresas do SEB, e procura trazer aplicações práticas para o assunto.

Quantitativa, visto que se trata de um trabalho focado em abordagens

estatísticas, para a descrição e o estudo de fenômenos reais.

Exploratória, já que discute sobre as explosões de TCs por meio da

análise das ocorrências e comparação com a experiência de outros países.

Ex post facto, pois relata o trabalho desenvolvido pelo GT de Vida Útil de

Transformadores de Instrumentos após o registro de um elevado número

de explosões de TCs.

65

Capítulo 4

Análise Estatística de Explosões de

Transformadores de Corrente

Para a análise estatísica das falhas que provocaram a explosão de TCs, foram

coletados os dados provenientes das análises das perturbações feitas pelo ONS.

Do início de 2012 até janeiro de 2018, foram contabilizadas 109 explosões de TCs

na rede de transmissão. A lista completa com todas as ocorrências e os dados coletados

pelo ONS se encontra no Anexo deste trabalho.

É importante ressaltar que, para a preservação dos envolvidos nas ocorrências

(instalações, agentes, fabricantes e modelos), todos os nomes foram ocultados,

substituídos por outros genéricos (instalação ‘A’, empresa ‘B’, fabricante ‘C’ e modelo

‘D’, por exemplo).

Na Figura 4.1, está ilustrada a cronologia das explosões desde o início de 2012,

no total de 109 ocorrências. Fica evidente o crescimento do número de explosões no verão

de 2013/2014, o que motivou a criação do GT. No entanto, elas não obedecem um padrão

claro, que poderia, por exemplo, mostrar um crescimento do número de ocorrências no

verão, por serem meses mais quentes.

Figura 4.1 - Gráfico das explosões ao longo do tempo.


10

12 2

10

10

10 0

3

10

10 0

12

01

23

5

7

01

01 1 1

3 3

1 12

1

5 5

01

01

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2

0 0

43

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32

0

2 2

0

3

12

10

2

0

2

4 4

01

32

0

Jan

eir

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Dez

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Jan

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Feve

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Mar

ço

Ab

ril

Mai

o

Jun

ho

Julh

o

Ago

sto

Sete

mb

ro

Ou

tub

ro

No

vem

bro

Dez

em

bro

Jan

eir

o

Feve

reir

o

Mar

ço

Ab

ril

Mai

o

Jun

ho

Julh

o

Ago

sto

Sete

mb

ro

Ou

tub

ro

No

vem

bro

Dez

em

bro

Jan

eir

o

Feve

reir

o

Mar

ço

Ab

ril

Mai

o

Jun

ho

Julh

o

Ago

sto

Sete

mb

ro

Ou

tub

ro

No

vem

bro

Dez

em

bro

Jan

eir

o

Feve

reir

o

Mar

ço

Ab

ril

Mai

o

Jun

ho

Julh

o

Ago

sto

Sete

mb

ro

Ou

tub

ro

No

vem

bro

Dez

em

bro

Jan

eir

o

Feve

reir

o

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Explosões (109)

66

Ainda, analisando as explosões pelo local onde foram registradas, mostradas na

Figura 4.2, pode-se ver que há registros por todo o SIN, com grande concentração em São

Paulo, no Tronco Norte-Sul e no Tronco Goiás-Mato Grosso.

Figura 4.2 - Mapa com os locais das explosões e a frequência de ocorrências.


Assim, reunindo os eventos mostrados no mapa da Figura 4.2 em gráficos, chega-

se ao resultado da Figura 4.3. Fica destacada a divisão das explosões por todo o SIN, com

concentração maior no Centro-Oeste, nos estados de Mato Grosso e Goiás, além dos

estados do Pará e de São Paulo.

A análise por região geográfica é importante, pois é comum que instalações

próximas sejam de propriedade de um mesmo agente, o que pode indicar a adoção da

mesma filosofia de trabalho, comprando equipamentos dos mesmos fabricantes,

67

utilizando arranjos de subestação iguais, entre outros aspectos e detalhes. Dessa forma,

pode-se tentar encontrar uma relação causal entre os eventos.

Figura 4.3 - Gráficos das explosões por Região do país (esquerda) e as Unidades Federativas (direita).


Como uma possível consequência das explosões e perturbações causadas por elas,

está a perda de carga. Nesses casos, é de interesse de todos a identificação das causas para

prevenir que voltem a acontecer.

A Figura 4.4 exibe a quantidade de explosões que resultaram em perda de carga,

por ano. Devem ser destacadas as explosões que levaram à perda de 1.124 MW em 2014

e 2.915 MW em 2016, ocorridas em TCs em operação nos setores de 345 kV e 500 kV,

respectivamente. Apesar de 69,7% dos eventos (76 explosões) não causarem perda de

carga, a existência de explosões que causaram interrupções severas de carga ainda

preocupa. Evitar novas ocorrências desse tipo é um dos objetivos do GT criado.

28; 26%

24; 22%18;

16%

22; 20%

17; 16%

Região

Centro-oeste

Nordeste

Norte

Sudeste

Sul1 1

8

21

12

4

6

16

10

3

5

7

21

7

3

13

7

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

AL

AM BA CE ES GO

MA

MG

MT

PA PE PI

PR RJ

RN RS

SC SP TO

Estado

Unidade Federativa

68

Figura 4.4 - Gráfico da perda de carga causado pelas explosões.


Podemos também analisar o contexto da instalação em que os TCs estavam

operando. As informações relativas ao equipamento ao qual o TC estava associado e às

suas tensões nominais se encontram nos gráficos da Figura 4.5.

Observa-se o predomínio de casos de TCs que operavam em 500 e 230 kV (83%)

e TCs associados a linhas de transmissão, transformadores e barramentos (87%), devido

a essas características serem encontradas com maior facilidade no SIN.

Figura 4.5 - Gráficos da tensão operativa nominal dos TCs (esquerda) e os equipamentos aos quais

estavam associados (direita).


Quanto às características intrínsecas ao equipamento, algumas relações também

podem ser traçadas.

5

2 1 1 0 0

7

2

5

0 0 0

15

4 31 1 0

14

3 2 1 0 0

18

1 0 0 1 0

15

1 2 1 0 120 0 0 0 0

02468

101214161820

Sem corte de carga Até 100 MW De 101 a 500 MW De 501 a 1000 MW Mais de 1000 MW Não informado

Fre

qu

ên

cia

Intervalos de carga perdida (MW)

Perda de Carga (MW)

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

49; 45%

41; 38%

12; 11%

5; 4%1; 1% 1; 1%

Tensão

500 kV

230 kV

345 kV

13,8 kV

138 kV

440 kV

48; 44%

30; 27%

17; 16%

12; 11%

1; 1%1; 1%

Equipamento Associado

Linha de Transmissão

Transformador

Barramento

Reator

Banco de CapacitoresSérie

Banco de CapacitoresShunt

69

Os gráficos da Figura 4.6 relacionam a quantidade de TCs que explodiram pelo

seu tipo construtivo e isolação interna. Como era de se esperar, pela maior ocorrência em

subestações, os transformadores de corrente com isolação papel-óleo representam 88% e

os TCs do Tipo Invertido, 62% dos casos registrados, resultado semelhante ao registrado

pelo Cigré [26].

Figura 4.6 - Gráficos do Tipo Construtivo (esquerda) e Isolação (direita) dos TCs que explodiram.


A idade do equipamento também foi levantada, contando o tempo decorrido entre

a data de sua fabricação e a data da ocorrência da explosão.

Pode ser observado, no gráfico da Figura 4.7, a maior ocorrência de explosões em

TCs entre sete e onze anos, o que caracteriza falhas prematuras; e por volta dos trinta

anos, tempo estimado de vida útil de transformadores de corrente [29] e também de

duração da sua vida útil regulatória.

68; 62%15; 14%

21; 19%

5; 5%

Tipo construtivo

Invertido

Não informado

Pedestal

Barra

96; 88%

8; 7%

5; 5%

Isolação

Papel-óleo

Não informado

Resina Epóxi

70

Figura 4.7 - Gráfico da idade dos TCs que explodiram.


Por fim, outra comparação que rendeu informações interessantes é a entre os

modelos de transformadores de corrente que mais explodiram, mostrada na Figura 4.8.

Destacam-se os modelos genéricos B, J e S como os envolvidos na maioria dos casos, o

que suscita a possibilidade de problemas particulares desses modelos, relativos à sua

fabricação e projeto ou problemas que tenham a ver com outras características, como

instalação em que se encontram, região geográfica, operação, entre outras.

Figura 4.8 - Gráfico da distribuição da frequência de explosões por modelo de TC.


A ideia da análise por gráficos estatísticos é reunir os dados em busca de relações

causais entre eles. No entanto, esse método nem sempre permite estabelecer conexões

diretas entre todas as ocorrências, devido à sua aleatoriedade. Muitas vezes, os gráficos

32

0 0 0 0

2

78

11

14

0

2 2 21 1

0

2

0 0 0 0 0 0 0

2

01

21

5

13

3

1

4

0

4

0 0 0 01 1

0 01

13

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1 2 3 4 5 6 7 8 9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 N.I

.

Freq

uê

nci

a

Idade

Idade do equipamento

1

124 1

5 2 1 2 1

36

1 3 1 1 1 3 2 1

18

2 1 1 3 6

0

10

20

30

40

Mo

del

o A

Mo

del

o B

Mo

del

o C

Mo

del

o D

Mo

del

o E

Mo

del

o F

Mo

del

o G

Mo

del

o H

Mo

del

o I

Mo

del

o J

Mo

del

o K

Mo

del

o L

Mo

del

o M

Mo

del

o N

Mo

del

o O

Mo

del

o P

Mo

del

o Q

Mo

del

o R

Mo

del

o S

Mo

del

o T

Mo

del

o U

Mo

del

o V

Mo

del

o W

Não

…

Fre

qu

ên

cia

Modelo

Modelo

71

apresentam certa tendência, causada por grande influência de casos particulares que

ocorrem em maior frequência. Por isso, acaba sendo mais vantajoso trabalhar caso a caso.

Assim, da mesma forma, o GT de Vida Útil de Transformadores de Instrumentos passou

a trabalhar focado em casos mais específicos.

O caso que vem concentrando os esforços do GT no último ano é o aumento no

número de explosões envolvendo o modelo J. Este, ao contrário dos outros dois modelos

com grande número de ocorrências (B e S), apresentou diversas similaridades entre as

explosões.

Uma das particularidades entre os eventos pode ser vista no gráfico da Figura 4.9,

que mostra que os transformadores de corrente do modelo J que explodiram tinham entre

sete e onze anos de fabricados, cerca de um terço de sua expectativa de vida útil.

Enquanto isso, os outros modelos com grande número de explosões não

apresentam relação entre os eventos e a idade do equipamento, com exceção do modelo

S, que explodiu 8 vezes com 33 anos de fabricado, um pouco a mais do que sua

expectativa de vida útil.

Enquanto um caso provavelmente trata do envelhecimento natural com a idade do

equipamento, o outro pode tratar de envelhecimento acelerado, contaminação ou

deterioração da isolação, erros de projeto, de fabricação, de especificação, de operação,

entre outros, que precisam ser identificados.

Figura 4.9 - Gráfico da idade dos TCs que explodiram dentre os três modelos com maior número de

ocorrências.


2 1 2 31

32

7 8 8

11

1 1 1 1 2 2

8

2

0

5

10

15

7 8 9 10 11 13 15 19 27 30 31 32 33 36 43 N.I.

Fre

qu

ên

cia

Idade

Idade do equipamento - modelos que mais explodiram

Modelo B Modelo J Modelo S

72

Portanto, após a análise geral dos dados de explosões de TCs, será feita uma breve

descrição do estudo dos casos de explosões envolvendo apenas os TCs de modelo J e do

andamento dos trabalhos do GT de Vida Útil de Transformadores de Corrente.

4.1 Estudo de caso: o modelo com mais explosões

O modelo J, que apresentou o maior número de explosões até janeiro de 2018 (36

ocorrências – 33% do total), tem, segundo o fabricante, as seguintes características gerais:

Tensão Nominal: de 72,5 até 765 kV

Corrente Nominal: até 5.250 A

Corrente Suportável Nominal de Curta Duração (Corrente térmica): até 80

kA por 1 s

Valor de Crista Nominal da Corrente Suportável (Corrente dinâmica): até

200 kAp

Núcleos: até oito

Isolação: Papel-óleo

Tipo Construtivo: Invertido (Top-Core)

Membrana metálica em aço inoxidável

Núcleos secundários encapsulados em caixa de alumínio

Primários de religação simples, dupla ou tripla.

Este é um modelo comercializado no mundo todo, com mais de 10.500 unidades

em operação em diversos países, desde 1993.

O modelo envolvido nas explosões é da classe de tensão de 550 kV, operando em

tensões de 500 kV e 525 kV, havendo ainda unidades não-sinistradas operando nas redes

de 440 kV e 345 kV, segundo dados enviados pelos agentes. Segundo a NBR 6856 [12],

os Níveis Básicos de Isolamento disponíveis para especificação de TCs da classe 550 kV

se encontram sumarizados na Tabela 4.1.

73

Tabela 4.1 - Níveis básicos de isolamento para um TC da classe 550 kV [12].

Tensão

máxima do

equipamento

(kV)

Tensão Suportável

Nominal à

Frequência

Industrial por 1 min

(kV)

Tensão

Suportável

Nominal de

Impulso de

Manobra (kVp)

Tensão

Suportável

Nominal de

Impulso

Atmosférico

(kVp)

550

630 1.175

1.425

650 1.550

680 1.300

1.550

740 1.675

Os níveis de isolamento escolhidos variam de empresa para empresa e com o local

de instalação, sendo possível encontrar todas as variações em operação no SIN, além de

NBIs normalizados pela ANSI/IEEE [14].

A análise gráfica das explosões ocorridas pode nos levar a algumas observações.

Na primeira metade do intervalo de tempo analisado só havia ocorrido quatro eventos e,

na segunda metade ocorreram os outros trinta e dois. Ou seja, a escalada de eventos é

recente.

No ano de 2015, deu-se o início do crescimento do número de falhas seguidas de

explosão do modelo J. Esse aumento justificou o foco do GT na identificação das causas

de tantas ocorrências. A linha do tempo de todas as explosões do modelo J pode ser vista

na Figura 4.10.

Figura 4.10 - Evolução do número de explosões envolvendo o TC de modelo J.


0 0

1

0 0 0 0 0 0 0 0 0

1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2

0 0 0 0 0

3

0 0

1

0

1

0

1

0 0 0 0

3

1

0

3

2

0

1

0 0

2

1

2

1

0 0 0

1 1

4

0

1 1

2

0

Jan

eiro

Mar

ço

Mai

o

Julh

o

Sete

mb

ro

No

vem

bro

Jan

eiro

Mar

ço

Mai

o

Julh

o

Sete

mb

ro

No

vem

bro

Jan

eiro

Mar

ço

Mai

o

Julh

o

Sete

mb

ro

No

vem

bro

Jan

eiro

Mar

ço

Mai

o

Julh

o

Sete

mb

ro

No

vem

bro

Jan

eiro

Mar

ço

Mai

o

Julh

o

Sete

mb

ro

No

vem

bro

Jan

eiro

Mar

ço

Mai

o

Julh

o

Sete

mb

ro

No

vem

bro

Jan

eiro

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Explosões - Modelo J (36)

74

As exposões se concentraram nos Troncos Norte-Sul e Goiás-Mato Grosso, em

instalações de sete agentes do Setor Elétrico, sendo 17 eventos (47,2%) ocorridos nas

instalações de apenas um desses agentes. No entanto, é importante salientar que nas

instalações desses agentes se encontram em funcionamento unidades de outros modelos

com especificação semelhante sem registro de explosão e também que existem TCs do

modelo J em operação em instalações de outros agentes também sem registro de

explosões.

No mapa da Figura 4.11, estão ilustrados os locais das ocorrências envolvendo o

modelo J em vermelho e, em verde, os locais nos quais estão instalados TCs desse mesmo

modelo sem a ocorrência de explosões.

Figura 4.11 - Mapa com os locais das explosões do modelo J, bem como a frequência de ocorrências.


75

O questionamento que resulta dessa análise é sobre o motivo que leva TCs do

modelo J explodirem nessa região do SIN, em instalações novas, enquanto outros TCs

idênticos, de mesmo modelo, operam sem falhas em outras regiões. E, ainda, sobre o

porquê de transformadores de corrente de outros modelos não explodirem com a mesma

frequência na região com maior número de ocorrências.

Outro fato que chamou atenção é o ano de fabricação dos equipamentos

sinistrados. O gráfico da Figura 4.12 - Ano de fabricação (esquerda) e idade dos TCs

(direita) do modelo J que explodiram. (esquerda) mostra a distribuição de ocorrências por

ano de fabricação do modelo J.

Pode-se notar claramente que o ano de 2006 desponta como o ano com maior

número de explosões, seguido de 2007. Assim, os TCs fabricados entre 2006 e 2009

representam 94,4% das ocorrências de explosões do modelo J (34 das 36 explosões). Para

pronta referência, a idade dos equipamentos de modelo J na data da explosão é exibida

na Figura 4.12 (direita). As explosões desses transformadores de corrente envolvem o

envelhecimento acelerado do equipamento para justificar que estes só conseguiram operar

por um terço de sua expectativa de vida.

Figura 4.12 - Ano de fabricação (esquerda) e idade dos TCs (direita) do modelo J que explodiram.


Também podemos observar os equipamentos associados aos TCs do modelo J que

explodiram, mostrados na Figura 4.13. Em 86% das explosões, o TC estava em um vão

de linha de transmissão ou de reator.

1 1

21

9

31

02468

1012141618202224

2001 2005 2006 2007 2009 2010

Ano de Fabricação -Modelo J

2

78 8

11

0

2

4

6

8

10

12

7 8 9 10 11

Freq

uên

cia

Idade

Idade do equipamento -Modelo J

76

Figura 4.13 - Equipamentos associados aos TCs do modelo J que explodiram.


Ainda, comparando as consequências das explosões, as que envolveram o modelo

J não causaram perda de carga em 32 das 37 ocorrências (86,5%). Uma explosão resultou

em corte de 27 MW; outra, gerou interrupção de 127 MW; a segunda pior explosão

provocou perda de 595,9 MW; e a pior delas causou corte de 2915 MW. A distribuição

das faixas de perda de carga e a frequência de explosões por ano para cada uma delas se

encontra na Figura 4.14.

Figura 4.14 - Gráfico da perda de carga causado pelas explosões do modelo J.


22; 61%9; 25%

4; 11%1; 3%

Equipamento associado - Modelo J

Linha de Transmissão

Reator

Transformador

Barramento

1 0 0 0 01 0 0 0 02

0 0 0 0

5

0 1 0 0

11

0 0 0 1

10

1 0 1 02

0 0 0 00

5

10

15

Sem corte decarga

Até 100 MW De 101 a 500MW

De 501 a 1000MW

Mais de 1000MW

Fre

qu

ên

cia

Intervalos de carga perdida (MW)

Perda de Carga (MW) - Modelo J

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

77

4.1.1 Investigação das causas das falhas

A partir de abril de 2017, quando o GT focou suas atividades nas explosões do

modelo J, algumas etapas já foram concluídas, sob a liderança da transmissora com maior

número de ocorrências e do fabricante. Abaixo, serão descritas de forma cronológica as

ações tomadas.

Inspeção em campo e retirada dos TCs das fases restantes para testes.

Retirada de amostra de óleo para DGA e medição do fator de potência do

isolamento – resultados normais.

Realização de ensaios de rotina, de tipo, de estabilidade térmica, especiais

de estanqueidade e suportabilidade de impulso a onda cortada 19 –

resultados normais.

Ensaio de GP – compatível com o envelhecimento esperado.

Dissecação de um TC após a explosão e verificação de pontos de arco

interno. O estado do equipamento após a explosão dificulta qualquer

conclusão por inspeção visual.

Verificação da especificação dos equipamentos – de acordo com o

esperado.

Estudo do fabricante com simulações de transitórios muito rápidos,

causados pelas manobras de chaves secionadoras – em andamento.

Medições em campo, em conjunto com o laboratório participante do GT,

em vãos de linha de transmissão e reator, realizando manobras com as

19 As ondas cortadas são tipos de impulso elétrico normalizado para ensaios de impulsos em equipamentos

que se caracterizam por possuírem elevadas taxas de variação de tensão. Além da forma de onda de impulso

pleno, existem duas outras que poderão acontecer nos sistemas elétricos, normatizadas e especificadas para

ensaios dielétricos em alta tensão: impulso cortado na cauda e impulso cortado na frente, derivadas do

impulso pleno. Um impulso atmosférico cortado na cauda, representa um impulso que simula que, em

determinado trecho da linha de transmissão, a tensão sofre um afundamento repentino, provocado pela falha

da isolação de um isolador. Com isso, uma onda cortada se propagará pela linha de transmissão até atingir

os equipamentos situados na subestação. Por outro lado, impulso atmosférico cortado na frente, simula uma

onda, que é cortada na frente ao atingir diretamente ou nas proximidades dos terminais dos equipamentos.

Desta forma, o elevado nível de crescimento da tensão, próximo desses terminais, provoca uma falha da

isolação quase imediata no equipamento atingido. As ondas de impulsos cortados apresentam um parâmetro

caracterizado como o ‘tempo de corte’. A onda completa de impulso atmosférico, p.ex. é caracterizada por

uma onda 1,2/50 µs, ou seja, que alcança 1 pu de tensão em 1,2 µs e cai para 0,5 pu em 50 µs. Já a onda

cortada na cauda, p.ex., desce abruptamente para 0 pu com uma tolerância no tempo entre 2 e 5 µs, de

acordo com a NBR IEC 60060-1 (2013).

78

chaves secionadoras em diferentes configurações para observar a

suportabilidade do TC aos impulsos – em andamento.

Assim, após essas etapas, foram traçadas algumas conclusões e foram observados

alguns aspectos relevantes, relacionados abaixo.

A explosão do equipamento é causada por falha dielétrica, com ocorrência

de um arco interno entre o invólucro do secundário (virola) e a área

energizada da carcaça do TC, evoluindo para um curto-circuito interno.

Houve ejeção da tampa do compartimento de expansão do TC e

cisalhamento da sua parte superior, respectivamente ‘fole’ e ‘domo’, e em

seguida foi observado incêndio no alto do TC, no aspecto de uma ‘tocha’.

Em alguns casos, foi observada a quebra da virola.

A degradação do isolamento se dá de forma muito acelerada, evoluindo

para o arco elétrico e curto-circuito, pois foram verificados equipamentos

que tiveram seu óleo isolante testado e aprovado 12 horas antes de sua

explosão.

Os equipamentos tinham como níveis básicos de isolamento: TSFI de 650

kV, TSIM de 1175 kV e TSIA de 1550 kV. Há outros TCs de outros

modelos com essa especificação que não apresentaram problemas até hoje.

Há TCs de modelo J com essa especificação que também não

apresentaram problemas.

Quase em todas as explosões do modelo J, foi verificada a operação

recente de chaves secionadoras e disjuntores próximos ao TC, não

necessariamente no momento da explosão.

Devido ao registro de manobras recentes de chaves e disjuntores nos vãos

dos TCs que explodiram e da observação de pontos no papel isolante, foi

levantada a suspeita de ocorrência de descargas parciais devido às

reignições20 entre o contato fixo e o contato móvel da chave.

20 Reignição é o processo de reacendimento do arco elétrico provocado pela ionização do ar. No processo

de abertura de chaves secionadoras, enquanto a diferença de potencial entre os contatos fixo e móvel é

superior à rigidez dielétrica do ar, ocorre a formação de arco elétrico pela ionização do ar, que se extingue

quando a distância entre os contatos permite isolá-los. Durante esse processo de abertura ou fechamento

das chaves, ocorrem centenas de reignições, que se transformam em impulsos elétricos que se propagam,

atingindo equipamentos instalados no mesmo vão.

79

Para a verificação dessa hipótese, foram realizadas simulações em

computador das manobras das chaves e foram solicitadas medições em

campo para efeito de comparação.

Foi levantada a hipótese de influência das distâncias reduzidas entre o TC

e as chaves secionadoras na não-amortização dos impulsos de manobra.

No entanto, as distâncias entre o TC e o contato fixo da chave variam de

9,5 a 14,4 m, sendo descartada a hipótese pela independência da distância

nos casos registrados.

Os ensaios de campo mediram a corrente de fuga pelo neutro dos

equipamentos por meio de um TC de alta frequência. A partir dos sinais

obtidos, foi feita a convolução21 destes sinais com a impedância modelada

do TC para obtenção das tensões às quais o isolamento estava sendo

submetido. Ou seja, essa metodologia trata da medição indireta das tensões

às quais o isolamento é submetido.

Os ensaios em campo foram feitos para diversas configurações dos vãos

em ‘disjuntor e meio’. Foi verificado que a situação mais severa ocorre na

manobra da chave adjacente ao TC com o disjuntor e a chave secionadora

oposta abertos. Na Figura 4.15 podem ser vistos os vãos testados (linha de

transmissão e reator) com os TCs em que as correntes foram medidas

assinalados em azul.

As medições em campo apresentaram valores significativamente

superiores aos das simulações. No entanto, a modelagem utilizada nas

simulações foi baseada em uma outra subestação de mesma configuração,

o que gera dúvidas sobre a influência da mudança do local de estudo.

A frequência das correntes medidas, geradas pelas manobras, coincide

com a região de ressonância natural dos TCs.

Durante as manobras, foram observadas centenas de ignições entre os

contatos fixo e móvel das chaves, chegando a quinhentas no pior caso.

Foram verificados altos níveis de variação rápida de tensão (dV/dt),

superando 1,5 MV/µs em alguns casos.

21 A convolução é um operador linear que, a partir de duas funções dadas, resulta numa terceira que mede

a soma do produto dessas funções ao longo da região subentendida pela superposição delas em função do

deslocamento existente entre elas. (BRACEWELL, 2000) [41]

80

A energia da corrente de fuga para casos com menos de 10 operações de

chave secionadora foi significativamente maior do que em ensaios de 600

impulsos cortados. Embora alguns impulsos sejam de amplitude

relativamente baixa (abaixo de 1,3 pu), a grande sucessão de eventos e a

variação abrupta de polaridade provocaram efeitos semelhantes aos da

energia proveniente de impulsos atmosféricos.

Foram feitos ensaios semelhantes com a utilização de uma bobina para

amortização dos impulsos em série com o contato de arco da chave

secionadora. Com isso, foi observado um valor máximo de corrente

medida menor do que o anterior, além de deslocamento da região de

ressonância.

Não necessariamente, os NBIs do TC são as únicas causas das explosões.

Pode ocorrer uma distribuição interna desigual das tensões para surtos de

frequência muito elevada.

Figura 4.15 - Vãos da subestação testada.


Próximos passos e providências:

Realização de ensaios em subestações sem registro de explosão do modelo

J com repetição em outra subestação do Tronco Norte-Sul.

Repetição das simulações do fabricante em computador a partir da

modelagem da mesma instalação em que os testes de campo serão

realizados.

81

Até a conclusão dos estudos, a transmissora com maior número de explosões

registradas do modelo J adotou ainda algumas práticas de segurança:

Evitar a circulação de pessoas nas imediações dos TCs, após 48h da sua

energização, isolando a área durante esse período.

Acompanhar o nível de óleo dos TCs reenergizados.

Acompanhar as manobras de abertura e fechamento de chaves próximas

aos TCs.

Evitar manobrar chaves próximas a esses TCs.

Se as manobras das chaves realmente forem a causa do envelhecimento acelerado

do isolamento dos TCs, estes deverão ser substituídos por equipamentos com NBIs mais

robustos. Talvez seja indicada a instalação dos reatores de amortização em série com as

chaves secionadoras, em associação com a nova especificação dos TCs.

4.2 Taxas de falha de transformadores de corrente

A ocorrência de falhas menores e falhas maiores é inerente à operação e

manutenção de equipamentos. A observação única e exclusivamente dos números de

falhas não é suficiente para dar um diagnóstico sobre a confiabilidade do sistema ou do

equipamento.

Para efeitos comparativos, é importante saber o universo em que os TCs que

falharam se encontram, além do período de tempo analisado. Para isso, é feita uma análise

das taxas de falha. O primeiro passo, portanto, foi a estimativa de TCs em operação na

rede de transmissão.

O gráfico da Figura 4.16 mostra o total de TCs em operação para cada ano, além

do número de explosões registradas.

82

Figura 4.16 - Total de TCs em operação e explosões por ano.


Assim, de posse dos dados de explosões e de TCs em operação para o período

analisado de seis anos, é possível calcular as taxas de falha anual e média do período,

levando em conta todas as falhas e o total de TCs em operação ao final do período. Os

resultados são exibidos no gráfico da Figura 4.17.

Para efeito de comparação, foi traçada no mesmo gráfico a taxa de falha

encontrada pelo Cigré na pesquisa internacional sobre confiabilidade [26].

A taxa encontrada foi de 0,0154 𝑬𝒙𝒑𝒍𝒐𝒔õ𝒆𝒔

𝟏𝟎𝟎𝒙 𝑻𝑪𝒔 𝒙 𝑨𝒏𝒐𝒔 e leva em conta apenas as

ocorrências de explosão sem a presença do país com dados dominantes22 e pode ser

encontrada na Tabela 4-80 do referido documento.

22 No levantamento feito pelo Cigré, um dos países apresentou taxas de falhas muito mais baixas que os

demais. Com isso, quando esse país é considerado nos cálculos, a taxa de falha média tende a diminuir.

Para reduzir a influência desses números no estudo, são feitos cálculos com e sem a presença desse ‘país

com dados dominantes’. O presente trabalho considerou os números da pesquisa do Cigré sem a influência

desse país.

21798 23157 24327 25326 26337 26961

9

14

2420 20 20

04812162024283236

0

4000

8000

12000

16000

20000

24000

28000

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Exp

losõ

es

TCs

em o

per

ação

Ano

Explosões x TCs em Operação

TCs em operação Explosões

83

Figura 4.17 - Taxa de falha anual e média de TCs.


Por meio da comparação entre a taxa de falha encontrada no levantamento do

Cigré e a taxa de falha média da rede brasileira, pode-se verificar que o desempenho da

rede brasileira está muito aquém do registrado nos outros países da pesquisa, com uma

taxa de falha média quatro vezes maior do que a do grupo estudado.

Outra comparação possível é a separação por níveis de tensão, visto que certos

níveis registraram muito mais explosões do que outros. Mais uma vez, foram calculadas

as taxas de falhas anuais e média para o período, para as redes de 230 kV, 345 kV e 500

kV, pois foram os níveis de tensão com mais ocorrências. Os resultados podem ser vistos

nos gráficos das Figuras 4.18, 4.19 e 4.20, respectivamente.

Figura 4.18 - Taxa de falha anual e média de TCs - Rede de 230 kV.


0,041

0,060

0,099

0,079 0,076 0,074

0,067

0,015

0,000

0,020

0,040

0,060

0,080

0,100

0,120

0

5

10

15

20

25

30

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Taxa

de

Falh

a

Exp

losõ

es

Ano

Taxa de Falha Anual

Explosões Taxa de Falha Anual Taxa de Falha Média Taxa de Falha do Cigré

0,082

0,117

0,159

0,117

0,0230,033

0,079

0,0154

0,0000,0200,0400,0600,0800,1000,1200,1400,1600,180

02468

101214161820

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Taxa

de

Falh

a

Exp

losõ

es

Anos

Taxa de Falha - Rede de 230 kV


84





Como esperado, pelo número elevado de explosões, a rede de 500 kV apresenta a

maior taxa de falha média, mais de sete vezes maior do que o indicador do Cigré. Porém,

mesmo os outros níveis de tensão analisados também apresentam taxas de falha mais

elevadas do que as obtidas pelo Cigré.

Para identificar a influência das explosões do modelo J no desempenho e no

cálculo das taxas de falha da rede de 500 kV, foram calculadas as taxas de falha com e

sem esse equipamento. A taxa de falha decresceu sensivelmente, ficando quase quatro

vezes menor, mas, mesmo assim, continua o dobro da taxa de falha apresentada pelo

Cigré.

0,035 0,033

0,191

0,000

0,094

0,031

0,062

0,0154

0,0000,0200,0400,0600,0800,1000,1200,1400,1600,1800,2000,220

02468

101214161820

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Taxa

de

Falh

a

Exp

losõ

es

Anos



0,0380,051

0,0650,091

0,230 0,223

0,114

0,0154

0,0000,0250,0500,0750,1000,1250,1500,1750,2000,2250,250

02468

101214161820

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Taxa

de

Falh

a

Exp

losõ

es

Anos



85

O gráfico da Figura 4.21, mostra os resultados encontrados, além do total de

explosões por ano e as que envolveram o modelo J, além da taxa de falha média apenas

desse modelo, contando com sua população de 1.402 unidades.

Sua taxa de falha é quase vinte e oito vezes maior do que a taxa de explosão de

TCs mostrada no estudo do Cigré.

Figura 4.21 - Taxa de falha anual e média de TCs - Influência do modelo J na rede de 500 kV.


Com isso, aumentam os indícios que esse modelo realmente apresenta problemas

específicos que carecem de investigação profunda. A substituição dos TCs desse modelo

parece ser a medida mais indicada. Para isso, é importante também delimitar o grupo que

deve ser trocado, assunto tratado na próxima seção.

4.3 Substituição de transformadores de corrente por

fim de vida útil

O processo de substituição de equipamentos por fim de vida útil foi modificado

em 2014 com a publicação da ReN 643 pela ANEEL [9], que alterou a ReN 443/2011

[10]. Com isso, esse tipo de substituição ganhou destaque e incentivo, passando a ser

tratado como Melhoria do tipo II, com receita estabelecida previamente quando

relacionada a equipamentos de grande porte, como explicado na seção 2.5.

0,114

0,030

0,416

0,015 0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Taxa de Falha - Modelo J x Rede de 500 kV

Explosões do Modelo J Explosões dos demais modelosTaxa de Falha Anual Taxa de Falha Média com o Modelo JTaxa de Falha Média sem o Modelo J Taxa de Falha Média do Modelo JTaxa de Falha do Cigré

86

No entanto, ressalta-se que o fim de vida regulatório não caracteriza a necessidade

de substituição do equipamento, pois a extensão da vida útil técnica do equipamento para

além da vida útil regulatória é incentivada, pois é economicamente benéfica ao sistema.

Na Tabela 4.2, são mostrados alguns dos possíveis motivos e evidências que

podem justificar a substituição de um transformador de corrente por fim de vida útil.

Tabela 4.2 - Motivos e evidências para a substituição de transformadores de corrente por fim de

vida útil.

Fonte: ONS.

Motivo Evidência

Equipamento de tecnologia obsoleta.

Histórico de falhas ou defeitos.

Falta de peças de reposição.

Degradação e obsolescência de

vários componentes.


Falta de peças de reposição.

Resultados de ensaios elétricos, termográficos ou outro método.

Relatórios emitidos por Transmissoras, ONS, etc.

Isolação degradada.




Anomalias térmicas.


Deficiência de projeto.



Riscos de danos às instalações devido

à perda de confiabilidade.


Deficiência de projeto.



Assim, após a publicação da ReN 643/2014, foram concluídos dois ciclos de

análise das solicitações de substituição (2015+2016 e 2017) de equipamentos por fim de

vida útil, cujos resultados foram publicados nos relatórios do ONS: ‘PAR 2017-2019

Volume 1 – Tomo 2’ e ‘PMI 2016-2019’ para o ciclo 2015+2016 e ‘PAR 2018-2020

Volume 1 – Tomo 2’ e ‘PMI 2017-2020’ para o ciclo 2017.

Nesses dois ciclos de análise, foram indicadas 2008 unidades de transformador de

corrente por fim de vida útil, dos quais 916 (45,62%) envolvem modelos de TC com

ocorrência de explosão registrada. Nos ciclos anteriores à publicação da ReN 643/2014,

foram indicadas 701 unidades de TC para substituição, sendo 360 (51,36%) ligadas aos

modelos com ocorrência de explosão. No total, foram indicados para substituição 2709

87

TCs, sendo 1276 (47,10%) relacionados aos modelos de TC com registro de explosão. A

discriminação do número de substituições por modelo de TC pode ser vista no gráfico da

Figura 4.22.

Figura 4.22 - Substituição de modelos envolvidos nas ocorrências de explosão de TC.


O GT de Vida Útil de Transformadores de Instrumentos foi responsável pela

recomendação da substituição de TCs dos modelos A, E e L após o estudo das

ocorrências. É válido ressaltar que, nesses casos, os modelos tinham como característica

comum o tempo médio de fabricação superior a 20 anos.

Caso o GT recomende a substituição do modelo J, é esperado um grande aumento

nas indicações desse modelo nos próximos ciclos. Para o ciclo de 2018, já há uma

previsão de substituição de pelo menos 34 unidades do modelo J. As unidades que

explodiram foram substituídas por fases reserva de TC que estavam armazenadas. Agora,

é necessário repor as fases reserva por outros TCs.

No entanto, a decisão de substituição não é simples, pois impacta diretamente o

planejamento orçamentário das transmissoras. Para a agência reguladora, a necessidade

de tantas obras de Melhoria provoca grandes reajustes nas RAPs das empresas. Por

exemplo, segundo os valores de referência da ANEEL, o custo de implantação de um

transformador de corrente para tensão de 500 kV gira em torno de R$ 351.547,84 (os

valores dependem também da região do Brasil). Assim, a substituição indiscriminada das

1.402 unidades do modelo J em operação no SIN geraria custos da ordem de R$

492.870.070,34. Por isso, a substituição do equipamento pode ser a decisão mais indicada,

mas traz consequências que devem ser analisadas.

146 5 95 48 84 89 18 130 77 24 72 84 63 1 311 9 200

80

160

240

320

Freq

uên

cia

Modelo

Substituição - por modelo (2709)

88

A restrição do grupo de transformadores de corrente do modelo J a serem

substituídos para apenas os fabricados entre 2006 e 2009 (94,4% das explosões do modelo

J envolveram TCs fabricados nesse intervalo), caso a decisão fosse tomada frente a

descoberta de algum erro de projeto ocorrido durante esses anos, poderia reduzir seu

impacto financeiro. Ainda, a restrição do grupo de TCs a serem substituídos para somente

os instalados nas regiões de maior frequência de explosões, caso a fosse determinado que

a região afeta a operação do TC, poderia também reduzir a quantidade de equipamentos

substituídos e o montante a ser indenizado nas melhorias.

No entanto, todas as justificativas passam pela identificação dos motivos que

possam ter levado às explosões, traçando uma relação causal entre as ocorrências,

trabalho desenvolvido pelo Grupo de Trabalho de Vida Útil de Transformadores de

Instrumentos, responsável pela decisão final.

.

89

Capítulo 5

Conclusões Gerais

Este trabalho teve como objetivo primário a apresentação de aspectos teóricos dos

transformadores de corrente envolvendo falhas, vida útil e manutenção visando a

aplicação desses conceitos no estudo das explosões de TCs na rede de transmissão. Esse

objetivo foi cumprido na medida que, no Capítulo 4, a descrição das atividades do GT,

sobretudo na investigação das falhas do modelo J, mostrou a importância e utilidade

prática de diversos conceitos abordados no Capítulo 2. Com isso, pode-se concluir que

esses conceitos têm grande aplicabilidade em casos como o apresentado, servindo de base

para as investigações necessárias.

O primeiro objetivo secundário foi atingido, visto que o conceito de vida útil foi

tratado de forma teórica segundo suas diferentes vertentes na seção 2.2, sendo também

apresentadas as possíveis caracterizações de fim de vida útil. Foi mostrado também como

ocorre o processo de substituição de equipamentos por fim de vida útil segundo a

regulamentação do SEB vigente. Por fim, foram exibidos os números de substituição de

TCs por fim de vida útil, com ênfase no impacto econômico causado pela decisão de

substituição.

O segundo objetivo secundário foi cumprido na seção 2.4. Nela, foi evidenciada

a importância da manutenção e de suas técnicas preditivas para o acompanhamento

contínuo do estado dos transformadores de corrente. Com dito, essas técnicas podem ser

empregadas nas atividades de manutenção do TC, monitorando suas condições com o

objetivo de antever o aumento do risco de falha, e também na investigação post mortem

das causas da falha do equipamento. Na investigação das falhas do modelo J foram feitas

inspeções visuais e sensitivas, ensaios para medição do GP e análise cromatográfica do

óleo isolante – técnicas mostradas no Capítulo 2. Por meio do acompanhamento das

atividades do GT, pôde-se observar que, apesar da existência de técnicas para monitorar

o estado do TC, é muito difícil prever e evitar a ocorrência de falhas, já que elas podem

apresentar um caráter aleatório. As investigações das causas das falhas também são

difíceis, devido à deterioração do equipamento após a explosão.

90

O terceiro objetivo secundário foi tratado com êxito no Capítulo 4 com a

apresentação do panorama das explosões de TCs ocorridas na rede de transmissão,

mostrando a dimensão que essa questão ganhou nos últimos anos. Como dito, o elevado

e crescente número de ocorrências levou à criação de um GT para promover a análise das

ocorrências e buscar a relação delas com a vida útil dos equipamentos, o que motivou a

realização deste trabalho. Foram ressaltadas ainda as consequências locais e sistêmicas

das explosões, sendo a perda de carga a pior delas (do ponto de vista elétrico) - o que

eleva a importância da busca por uma relação causal que permita mitigar novas

ocorrências. Ainda, observou-se que a taxa de falha é um bom indicador para a avaliação

do desempenho dos equipamentos a serem analisados, pois permite uma análise de

tendência e a comparação adequada com outros equipamentos análogos. Para isso, a

realização de pesquisas como a feita pelo Cigré deve ser estimulada, para que se conheça

a experiência de outras empresas e outros países.

O estudo de caso do modelo com maior número de explosões, assunto da seção

4.1, reuniu a aplicação direta de todos os conceitos teóricos abordados no Capítulo 2

deste trabalho: especificação de TCs, ensaios elétricos, vida útil, modos de falha e

substituição por fim de vida útil. Nesse âmbito, ressalta-se que a comparação dos

resultados encontrados por meio do cálculo das taxas de falha com os dados do estudo de

confiabilidade do Cigré poderá servir futuramente como subsídio para a indicação de

substituição desse modelo por parte do GT, caso essa seja a medida adotada. Além disso,

a especificação do novo equipamento é outro ponto delicado. A substituição de um

equipamento que explodiu por outro idêntico não exime a ocorrência de nova explosão

no mesmo local (como já registrado). Por isso, a investigação das causas é necessária para

a identificação correta do grupo vulnerável a explosões, minimizando o número de

substituições e permitindo a especificação do novo equipamento que suporte as condições

elétricas e ambientais do local.

5.1 Sugestões de trabalhos futuros

Para trabalhos futuros, pode-se abordar outra categoria de falhas, como as Falhas

Menores, envolvendo transformadores de corrente ou outros equipamentos.

91

É também indicado o estudo de uma ocorrência em particular, abordando o

caminho traçado até a descoberta do modo de falha, com os testes realizados e resultados

encontrados.

Pode-se ainda abordar a substituição de equipamentos por fim de vida útil sob a

ótica do detentor do ativo, mostrando a avaliação de risco da decisão e suas consequências

financeiras, além do planejamento dos investimentos para essa situação.

92

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96

Anexo

A Tabela A exibe a relação de todas as explosões de transformadores de corrente

ocorridas no sistema de transmissão desde 2012. A partir dessa tabela, foram gerados

todos os gráficos do Capítulo 4, para preservar suas identidades.

Tabela A - Tabela completa, segundo dados do ONS, das perturbações causadas pela explosão de

TCs no SIN.

Fonte: ONS.

Empresa Explosão Equipamento Tensão

(kV) Estado Fabricante Modelo Fabricação

Idade

do

Equipa

mento

Isolação Tipo

Construtivo

Perda

de

Carga

(MW)

Agente 6 26/01/2012

05:32

Linha de

Transmissão 500 PE

Fabricante

A Modelo C 1978 34 Papel-óleo Pedestal 0

Agente 9 25/03/2012

11:42

Linha de

Transmissão 500 SC

Fabricante

F Modelo J 2001 11 Papel-óleo Invertido 0

Agente 4 02/04/2012

16:26

Linha de

Transmissão 230 GO

Fabricante

I Modelo F 1997 15 Papel-óleo

Não

informado 22

Agente 6 23/04/2012

03:02 Reator 230 BA

Fabricante

D Modelo S 1982 30 Papel-óleo Invertido 27

Agente 13 12/05/2012

16:07 Barramento 230 GO

Fabricante

A Modelo P 2001 11 Papel-óleo Pedestal 0

Agente 13 12/05/2012


Fabricante


Agente 6 26/06/2012

07:53

Linha de

Transmissão 230 BA

Fabricante

J Modelo L 1979 33 Papel-óleo Pedestal 0

Agente 8 05/08/2012

00:26 Barramento 345 SP

Fabricante

A Modelo B 1981 31 Papel-óleo Invertido 585

Agente 2 10/10/2012

08:27 Transformador 230 RS

Não

informado

Não

informado

Não

informado

Não

informa

do

Não

informado

Não

informado 166

Agente 18 09/01/2013

12:53

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante


Agente 8 12/01/2013

17:31 Reator 440 SP

Fabricante

B Modelo N 1975 38 Papel-óleo

Não

informado 0

Agente 6 18/01/2013

08:58 Barramento 230 PI

Fabricante

I Modelo F 1979 34 Papel-óleo

Não

informado 228

Agente 12 11/02/2013

17:27

Linha de

Transmissão 230 GO

Não

informado

Não

informado

Não

informado

Não

informa

do

Não

informado

Não

informado 0

Agente 3 08/04/2013


Fabricante

D Modelo U 1984 29

Não

informado

Não

informado 28

Agente 5 29/07/2013

08:14 Transformador 345 MG

Fabricante


Agente 10 16/08/2013

17:46 Transformador 230 PA

Fabricante

B Modelo M 1980 33 Papel-óleo

Não

informado 120

Agente 6 22/08/2013

21:39 Barramento 500 PI

Fabricante

K Modelo A 1996 17 Papel-óleo

Não

informado 0

Agente 10 20/10/2013

15:25 Transformador 500 TO

Fabricante

C

Não

informado

Não

informado

Não

informa

do

Papel-óleo Não

informado 0

Agente 10 09/11/2013

23:24 Transformador 230 MT

Fabricante


Agente 6 20/11/2013

08:57 Barramento 230 PE

Fabricante


Agente 3 17/12/2013


Fabricante

A Modelo E 1981 32 Papel-óleo Pedestal 120

Agente 3 26/12/2013


Fabricante


Agente 3 27/12/2013

02:47

Linha de

Transmissão 230 RS

Fabricante


Agente 5 02/01/2014

20:27

Linha de

Transmissão 230 MG

Fabricante

D Modelo T 1970 44 Papel-óleo Invertido 372

Agente 8 03/01/2014


Fabricante


Agente 8 04/01/2014

12:39 Transformador 345 SP

Fabricante


Agente 7 12/01/2014

14:52

Linha de

Transmissão 230 PR

Fabricante


Agente 11 16/01/2014

02:03

Linha de

Transmissão 500 RS

Fabricante

A Modelo Q 2001 13 Papel-óleo

Não

informado 0

97

Agente 7 01/02/2014

21:42 Transformador 230 PR

Fabricante


Agente 6 03/02/2014

04:11

Linha de

Transmissão 230 RN

Fabricante

D Modelo S

Não

informado

Não

informa

do

Papel-óleo Invertido 0

Agente 7 04/02/2014


Fabricante


Agente 7 06/02/2014


Fabricante

A Modelo Q 2004 10 Papel-óleo

Não

informado 0

Agente 7 07/02/2014

22:54 Barramento 230 PR

Fabricante


Agente 7 08/02/2014

21:04

Linha de

Transmissão 230 PR

Fabricante


Agente 13 11/02/2014

20:21 Transformador 138 ES

Fabricante

A Modelo D 1980 34 Papel-óleo Pedestal 1124

Agente 6 24/04/2014

14:00

Linha de

Transmissão 230 AL

Fabricante


Agente 5 02/06/2014

01:16 Transformador 345 MG

Fabricante


Agente 7 01/07/2014

21:18

Linha de

Transmissão 230 PR

Fabricante

C Modelo I 1998 16 Papel-óleo Pedestal 73

Agente 6 10/08/2014

13:58

Linha de

Transmissão 230 CE

Fabricante


Agente 10 03/09/2014

21:47 Transformador 500 PA

Não

informado

Não

informado

Não

informado

Não

informa

do

Não

informado

Não

informado 0

Agente 1 03/09/2014

22:24

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante


Agente 15 04/09/2014


Fabricante


Agente 6 05/10/2014

18:57 Transformador 230 PI

Não

informado

Não

informado

Não

informado

Não

informa

do

Não

informado

Não

informado 0

Agente 13 13/10/2014


Fabricante

A Modelo B

Não

informado

Não

informa

do


Agente 13 17/10/2014


Fabricante

A Modelo E

Não

informado

Não

informa

do

Papel-óleo Pedestal 19

Agente 13 20/11/2014


Fabricante

A Modelo B

Não

informado

Não

informa

do


Agente 13 28/12/2014


Fabricante

A Modelo B

Não

informado

Não

informa

do


Agente 11 25/01/2015

09:10 Barramento 230 SC

Fabricante


Agente 5 31/01/2015

21:51

Linha de

Transmissão 230 MG

Fabricante


Agente 6 27/02/2015

16:15

Linha de

Transmissão 230 BA

Fabricante


Agente 15 08/03/2015


Fabricante


Agente 15 09/03/2015

09:22

Linha de

Transmissão 500 MT

Fabricante


Agente 13 17/03/2015

16:45

Banco de

Capacitores

Shunt

13,8 RJ Fabricante

H Modelo V 2001 14

Resina

Epóxi Barra 0

Agente 6 24/03/2015

22:14 Transformador 230 BA

Fabricante


Agente 1 30/03/2015

14:39

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante


Agente 6 07/04/2015


Fabricante


Agente 6 07/04/2015

18:14

Linha de

Transmissão 230 BA

Fabricante


Agente 4 12/04/2015

03:57 Transformador 13,8 GO

Fabricante

E Modelo G 2005 10

Resina

Epóxi Barra 0

Agente 3 13/04/2015

01:30

Linha de

Transmissão 230 RS

Fabricante


Agente 4 27/04/2015


Fabricante

L Modelo W 2014 1

Resina

Epóxi Barra 30

Agente 15 05/06/2015

19:45

Linha de

Transmissão 500 GO

Fabricante


Agente 14 29/08/2015

14:55

Linha de

Transmissão 500 TO

Fabricante


Agente 10 01/09/2015

22:36

Linha de

Transmissão 230 MT

Fabricante


Agente 4 08/09/2015


Fabricante

L Modelo W 2014 1

Resina

Epóxi Barra 40

Agente 18 20/10/2015

01:48

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante


Agente 6 26/11/2015

19:28

Linha de

Transmissão 230 BA

Fabricante


Agente 6 27/11/2015

21:38

Linha de

Transmissão 230 CE

Fabricante


Agente 6 13/02/2016

17:52

Linha de

Transmissão 500 PI

Fabricante


Agente 13 18/02/2016


Fabricante


98

Agente 13 18/02/2016


Fabricante


Agente 6 20/02/2016

09:54

Linha de

Transmissão 500 PI

Fabricante


Agente 18 02/03/2016

08:15

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante


Agente 18 13/03/2016

01:36

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante


Agente 14 19/03/2016

09:21

Linha de

Transmissão 500 GO

Fabricante


Agente 15 13/04/2016

10:02

Linha de

Transmissão 500 MT

Fabricante


Agente 15 09/06/2016

21:00

Linha de

Transmissão 500 MT

Fabricante


Agente 15 10/06/2016

21:17

Linha de

Transmissão 500 MT

Fabricante


Agente 1 26/06/2016

01:12

Linha de

Transmissão 500 TO

Fabricante


Agente 14 06/07/2016

00:03

Linha de

Transmissão 500 TO

Fabricante


Agente 15 22/07/2016

17:26 Reator 500 MT

Fabricante


Agente 10 10/09/2016

16:32 Transformador 500 MA

Fabricante


Agente 14 27/09/2016

04:36

Linha de

Transmissão 500 TO

Fabricante


Agente 13 26/10/2016

14:07 Transformador 345 SP

Fabricante


Agente 4 28/10/2016


Fabricante

L Modelo W 2014 2

Resina

Epóxi Barra 19

Agente 13 20/12/2016

15:56

Banco de

Capacitores Série 500 SP

Fabricante

C Modelo K 2002 14 Papel-óleo Pedestal 0

Agente 15 22/12/2016

19:37 Reator 500 MT

Fabricante


Agente 1 23/12/2016

12:52

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante


Agente 15 16/01/2017

01:48

Linha de

Transmissão 500 MG

Fabricante


Agente 15 14/02/2017

01:19 Reator 500 MT

Fabricante


Agente 15 17/02/2017

13:29 Reator 500 MT

Fabricante

F Modelo J 2006 11 Papel-óleo Invertido 595,9

Agente 17 10/03/2017


Fabricante


Agente 18 15/05/2017

21:37

Linha de

Transmissão 500 PA

Fabricante

C Modelo H 2015 2 Papel-óleo Pedestal 0

Agente 11 22/05/2017

13:44 Reator 500 SC

Fabricante

C Modelo H 2016 1 Papel-óleo Pedestal 0

Agente 8 19/07/2017


Fabricante


Agente 15 26/07/2017

07:31 Reator 500 MT

Fabricante


Agente 6 03/08/2017

20:41

Linha de

Transmissão 230 PE

Fabricante

D Modelo S

Não

informado

Não

informa

do


Agente 13 10/08/2017

00:04 Transformador 500 RJ

Fabricante

B Modelo O

Não

informado

Não

informa

do

Não

informado Pedestal 0

Agente 10 19/08/2017

06:26

Linha de

Transmissão 500 MA

Fabricante

G Modelo R 1998 19

Não

informado

Não

informado 0

Agente 10 19/08/2017

19:28 Reator 500 MA

Fabricante


Agente 10 07/09/2017

19:40 Transformador 500 MA

Fabricante


Agente 15 11/09/2017

12:36

Linha de

Transmissão 500 MT

Fabricante


Agente 14 23/09/2017

14:33 Reator 500 TO

Fabricante


Agente 15 25/09/2017

17:40

Linha de

Transmissão 500 MT

Fabricante


Agente 15 17/11/2017

05:29 Reator 500 MT

Fabricante


Agente 15 03/12/2017

22:52 Reator 500 GO

Fabricante


Agente 6 05/12/2017


Não

informado

Não

informado

Não

informado

Não

informa

do

Não

informado

Não

informado

Não

informa

do

Agente 5 25/12/2017

22:17

Linha de

Transmissão 230 MG

Fabricante

D Modelo T 1970 47 Papel-óleo Invertido 235,6

Agente 14 16/01/2018

06:24

Linha de

Transmissão 500 TO

Fabricante


Agente 16 25/01/2018

20:55 Transformador 500 AM

Fabricante


Documents

ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE CORRENTEmonografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10024770.pdf · ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE CORRENTE João Pedro Mattos