Abstract - This work presents a study about the analysis and diagnosis of failures in dry transformers of the Company Eletronorte, where there was an increased incidence the last few years. These transformers had a history of electrical tests which indicated satisfactory operation, not pointing any indication of anomaly that could assist in the early management of equipment. The results show several errors involved to the manufacture or assembly, which caused irrecoverable damage to transformers. Despite the security offered by this type of equipment, because it does not explode and come into flames, the studied cases show that there is a possibility of serious accidents occur in case of failures, especially if there is the rupture of the winding up. This work also presents predictive inspection techniques that can identify early non-conformities in transformer, preventing its destruction.

Keywords - Routine tests, Thermography, Dry transformer.

I. INTRODUÇÃO

RANSFORMADORES a seco de média tensão representam uma classe de equipamento cuja parte ativa

não é imersa em óleo isolante [1]. São empregados mais especificamente em instalações onde os perigos de incêndio são iminentes, tais como refinaria de petróleo, indústrias petroquímicas, além de outras instalações que requeiram um nível elevado de segurança contra explosões de inflamáveis [8]. Sua aplicação é exigida em subestações de transformação que fazem parte integrante de edificações industriais, residenciais ou comerciais, mesmo que haja paredes de alvenaria e portas corta-fogo [2].

O estudo contempla 11 ocorrências de danos provocados por transformadores a seco que estavam em regime normal de operação em Subestações e Usinas da Eletronorte. Não trabalhavam em estado de sobrecarga e não sofreram com curto-circuito no lado secundário. Esse fato torna-os atípicos já que, segundo referências [9], [11], [12], as principais causas de danos em transformadores seriam de origem externa como curto-circuitos no lado secundário do transformador. ____________________________________________

G. S. França, Instituto de Estudos Superiores da Amazônia, Belém, PA, gecivan.franca@eletronorte.gov.br

F. Corrêa, Instituto de Estudos Superiores da Amazônia, Belém, PA, fabio@prof.iesam-pa.edu.br

R. C. D. Arrifano, Instituto de Estudos Superiores da Amazônia, Belém, PA, rildoarrifano@prof.iesam-pa.edu.br

Todos os transformadores possuíam um histórico dos

ensaios de tipo e de rotina seguidos de acordo com recomendações de normas brasileiras [1], [3].

Esses ensaios não apontaram quaisquer indícios de uma possível falha em potencial.

Os ensaios de rotina aos quais os transformadores estavam sendo submetidos conforme norma técnica e periodicidade sugerida por especialistas [1], [4], [5], foram;

Resistência elétrica dos enrolamentos. Relação de transformação. Resistência de isolamento. Fator de Potência ou Tangente Delta. Verificação de funcionamento dos acessórios.

Apesar de existirem diversos fabricantes de

transformadores a seco, suas características físicas são semelhantes e suas partes principais são expostas na Fig.1.

Figura 1. Vista explodida de um transformador a seco.

1. Olhal de suspensão. 7. Calços de cabeceira 2. Saída de BT 8. Coluna do núcleo 3. Bobina de AT 9. Saída de derivação 4. Pontes de comutação 10. Base de apoio 5. Bobina de BT 11. Rodas bidirecionais 6. Viga de prensagem

A isolação do enrolamento de alta não garante proteção

adequada contra contatos indiretos e, portanto, é necessário ainda que o transformador seja protegido através de barreiras

G. S. França, F. Corrêa, R. C. D. Arrifano

Estudos de Falhas em Transformadores a Seco, Causadas por Erros de Fabricação e Montagem.

T

que podem consistir em cercas metálicas, invólucros metálicos em chapa ou tela [8].

As ocorrências dos transformadores a seco, nos 11 casos estudados neste trabalho são apresentadas a seguir e seu laudo foi emitido pelo Centro de Tecnologia da Eletronorte.

II. ESTUDO DE CASOS

A. Formação de arco elétrico no terminal de alta H1. Potência Nominal : 750 kVA Tensão Nominal: 13,8 kV / 380V

Figura 2. Danos resultantes da formação de um arco elétrico.

Causa (A): Espaçamento interno fase-terra, irregular. De

acordo com a ABNT/NBR 10295/1988 [1], o espaçamento mínimo para equipamento com valor de tensão máximo eficaz de 15kV, deveria ser de 15cm.

No transformador, foram localizados pontos com espaçamento fase-terra inferiores a 05 cm. A ionização do ar, devido ao elevado campo elétrico e condições adversas do clima (período chuvoso), contribuíram com o acidente.

Figura 3. Detalhe do espaçamento interno, fase-terra, inferior a 05cm.

B. Curto-circuito no lado primário do transformador. Potência nominal: 2070 kVA Tensão nominal: 13,8 kV / 440V

Figura 4. Transformador a seco após curto-circuito no lado primário.

Causa (B): O cabo de sinal do termômetro (blindado), com uma de suas extremidades aterrada, desprendeu-se do alto do cubículo que comportava o transformador vindo a atingir o lado primário do equipamento, causando um curto-circuito direto entre fase-terra. A braçadeira que sustentava o cabo era feita de material plástico que sofreu deformação devido à elevada temperatura no interior do cubículo onde se localizava o transformador a seco.

Figura 5. Detalhe do cabo de sinal do termômetro, aterrado, e sobre o transformador.

C. Falha de montagem e material nos terminais de derivação.

Potência nominal: 1200 kVA Tensão Nominal: 13,8 kV / 440V

Figura 6. Transformador com enrolamento da fase “B”, H2 danificado.

4,5 cm

Figura 7. Diagrama de ligação do primário do transformador. A caixa com detalhe em vermelho demarca a parte do enrolamento afetada. Causa (C): Problemas na isolação dos terminais de derivação provocaram o surgimento de descargas parciais e curto entre espiras, levando ao seu rompimento, e à interrupção da corrente elétrica Fig. 8. Sempre que ocorrer a interrupção abrupta de corrente em qualquer circuito indutivo, segundo a Lei de Lenz, o campo magnético que antes era gerado por essa corrente, entra em colapso e suas linhas de campo cortam as espiras induzindo um f.e.m com a polaridade oposta, atuando como uma fonte de tensão que tenta manter o mesmo fluxo de corrente [10]. Porém, com o circuito aberto, aparece entre os terminais uma alta resistência, e durante alguns milésimos de segundo a ddp entre os terminais supera em diversas vezes o valor da fonte com a qual se soma. A tensão desenvolvida é suficiente para criar um arco elétrico que atingindo temperaturas elevadas, destrói os terminais e rompe com o isolamento da bobina [10].

Figura 8. Representação da formação de um circuito RC, em virtude da degradação do terminal de derivação 06 e da sobreposição dos terminais 01 e 02. Alguns terminais de derivação, apesar de estarem submetidos aos mesmos níveis de corrente e temperatura, não apresentavam nenhum tipo de falha, como a que estava

ocorrendo no terminal n° 06, Fig. 09, o que demonstra pré-disposição de alguns terminais a sofrerem uma degradação precoce.

Fig.9 – Terminal de derivação 06, usado para comutação de tap’s.

Os enrolamentos de alta, H1, H3, e os de baixa tensão, X1, X2 e X3, não sofreram danos que comprometessem sua reutilização.

D. Falha na montagem e isolação do terminal de derivação. Potência nominal: 750 kVA Tensão Nominal: 13,8 kV / 440V

Figura 10. Transformador em enrolamento da fase “A”, H3, danificado.

Após o sinistro e isolamento do transformador a seco, foi

realizado testes elétricos de resistência de isolamento e resistência de enrolamento, cujo resultado segue em resumo na Fig. 11. Apesar de pertencerem a fabricantes diferentes, os resultados dos ensaios apontaram danos numa região do enrolamento semelhante ao do caso (C), Fig 7.

Figura 11. Diagrama de ligação do primário do transformador (delta), com detalhe para o enrolamento de alta H3

Apesar de visivelmente afetado, o transformador passou

por um Teste de Relação de Transformação (TTR), que indicou a presença de espiras em curto-circuito.

Figura 12. Detalhe em 3D, do ponto exato em que ocorreu o curto-circuito entre espiras e a destruição parcial do terminal de derivação 01.

Causa (D): Um curto circuito entre espiras no enrolamento que comportava os terminais de derivação de H3 causou aquecimento excessivo no local, provocando a degradação do material isolante, elevando o número de espiras do enrolamento em curto-circuito.

Notou-se ainda que, o equipamento era abrigado em armário com espaço interno irregular, o que dificultava sua refrigeração.

Um curto-circuito entre espiras no enrolamento de um trafo eleva a temperatura, altera sua relação de transformação e consequentemente, proporciona uma elevação da resistência ôhmica do material condutor [4]. O terminal de derivação 01 não fazia parte do circuito delta, portanto, não deveria haver circulação de corrente pelo mesmo. No entanto, verificou-se que o ponto de maior impacto estava situado exatamente sobre o terminal, sugerindo que, inicialmente, o curto entre espiras tenha sido provocado pela proximidade do terminal com o enrolamento,

podendo ainda ter havido a presença de descargas parciais causando sobreaquecimento na região. Figura 13. Esquema elétrico do enrolamento danificado, com destaque para terminal 01 que causou o curto-circuito entre espiras. Este sobreaquecimento provocou a degradação acelerada dos materiais, tanto o isolante quanto o condutivo proporcionando o seccionamento de uma ou mais espiras, resultando em um arco elétrico, assim como no caso C. A energia de um arco elétrico é dissipada na forma de calor [10].

Uma das dificuldades na construção de transformadores a seco é a diferença entre os coeficientes de dilatação térmica do alumínio e da resina de epóxi [8]. Um sobreaquecimento na bobina causa então uma força mecânica sobre o seu isolamento, causando rachaduras ou mesmo a sua destruição, como mostram as Fig. 06, 10 e 14.

Figura 14. Rachaduras no invólucro da bobina, causada por diferença entre os coeficientes de dilatação térmica.

III. FALHAS NA FABRICAÇÃO E MONTAGEM Em todos os casos de queima de transformadores a seco estudados neste trabalho, houve a presença de falhas ocasionadas ainda no processo de fabricação ou montagem como:

1. Emenda por solda nos terminais de derivação. Algo que pode comprometer a qualidade do material, já que o aquecimento elevado pode modificar as propriedades do alumínio, Fig. 15.

2. Compactação forçada dos terminais de derivação. 3. Má isolação dos terminais de derivação. 4. Descumprimentos à NBR 10.295 / 1988. (Acessórios

de uso obrigatório), [1]. 5. Má qualidade na isolação das lâminas que compõem

o núcleo do equipamento, ocasionando aumento da temperatura e das perdas, devido a presença das correntes de Foucault, Fig 16.

6. Dificuldades de resfriamento do transformador por não haver troca de calor com o ambiente.

Figura 15. Presença de solda nos terminais de derivação.

Figura 16. Sinais de corrosão nas lâminas do núcleo.

IV. DIFICULDADES NO SISTEMA DE PROTEÇÃO Os relés de proteção dos transformadores não tiveram um

desempenho satisfatório na interrupção do fornecimento de energia, para os casos em que houve a abertura do enrolamento de alta (casos C e D), considerados os mais graves.

Alguns tipos de falhas em transformadores resultam em correntes muito pequenas que podem não sensibilizar os relés de proteção [9]. Assim, as avarias nos enrolamentos do trafo envolvendo poucas espiras fazem circular correntes de defeito inferiores à corrente nominal e, portanto, inibindo a atuação da proteção que normalmente está ajustada para valores superiores à corrente de plena carga. Para que a corrente de defeito atinja o valor da corrente nominal do transformador, é necessário que pelo menos 10% do n° de espiras sejam envolvidos no evento [9]. Caso contrário, a proteção com relé de sobrecorrente instalada no lado de alta tensão não oferece segurança na limitação dos danos ao transformador [9].

V. ENSAIOS PREVENTIVOS INEFICAZES

Os ensaios elétricos de rotina falharam em prever o sinistro devido aos seguintes motivos;

Resistência de enrolamento – feito com baixo nível de corrente, é necessário uma alta resistência ou um rompimento para ser detectada.

Medição da resistência de contato - não pode ser usada quando os terminais não puderem ser isolados da bobina, já que, um nível elevado de corrente no enrolamento do trafo causará uma diferença de potencial elevado nos terminais, oferecendo riscos aos instrumentos e ao operador do equipamento.

Teste de relação de transformação - oferece resultados satisfatórios quando a diferença na relação for superior a 3%, que é a margem de erro permitida para os instrumentos. Em um único enrolamento, foi contabilizado um total de 1270

espiras, e, portanto, seriam necessárias no mínimo 40 espiras em curto para um diagnóstico preciso. Os casos estudados mostraram rompimento da bobina com um número médio de 20 espiras em curto.

Testes de resistência de isolamento AC e DC – Não houve registros de falha na isolação entre as partes de alta ou baixa tensão e o núcleo do transformador.

Medição de Descargas Parciais – As descargas parciais são fenômenos ocasionados pela degradação do material isolante e são originadas pelo processo de ionização do meio gasoso submetido a um elevado campo elétrico. Elas são tidas como potenciais fontes de defeitos nos isolamentos elétricos [13]. Para caracterizar satisfatoriamente a ocorrência de descargas parciais, e sendo esse um fenômeno tipicamente estatístico, faz-se necessário a aquisição do sinal durante vários ciclos, além da criação de um banco de dados com informações consistentes fornecendo confiabilidade aos resultados [13]. Não existe em um valor limite especificado por norma. Os níveis máximos admissível de descargas parciais devem ser objeto de acordo entre fabricante e comprador [1].

VI. TERMOGRAFIA INFRAVERMELHA

A temperatura de operação de um equipamento está intimamente associada à sua expectativa de vida, já que, a deterioração do isolamento é uma função tanto de tempo como de temperatura. Em muitos casos, a taxa de deterioração é tal que a vida do isolamento pode ser representada por uma exponencial [4]. Uma idéia grosseira da relação vida x temperatura pode ser obtida a partir da antiga regra, mais ou menos obsoleta, de que o tempo necessário para ocorrer falha em um isolamento reduz-se à metade a cada incremento de 8 a 10ºC de temperatura [7]. Dessa forma, é necessário manter o controle da temperatura a fim de evitar a redução do tempo de vida útil do transformador com danos precoces nas isolações [9]. Nos transformadores a óleo, esse tipo de monitoramento faz parte das proteções intrínsecas do equipamento.

Nos transformadores a seco, as proteções do tipo intrínsecas são bastante limitadas. A falta de óleo impede a propagação de aquecimento e também seu resfriamento.

A resina de epóxi sendo um isolante elétrico, também age como isolante térmico, e, portanto, um curto entre espiras em um dos módulos do enrolamento teria dificuldade de propagar-se aos demais. A identificação de tal anormalidade seria o suficiente para diagnosticar o transformador como suspeito.

Não há possibilidade de instalar um sensor térmico em cada módulo do enrolamento, mas é possível monitora-lo em operação através de um termovisor.

A termografia infravermelha é a ciência de aquisição e análise de informações térmicas a partir de dispositivos de

obtenção de imagens termográficas sem contato [6]. A técnica de inspeção por termovisão é antiga e bastante

difundida, contudo, sua maior aplicação no setor elétrico é na busca de ponto-quente, causado por uma má conexão elétrica.

Para o caso dos transformadores a seco, sua aplicação serviria também para localizar falhas em terminais e espiras em curto-circuito, mesmo que recobertos pela resina de epóxi como ocorreu nos casos apresentados neste artigo e que tiveram danos provocados pelo rompimento da bobina de alta.

A imagem deverá ser obtida com o transformador energizado, estando o termografista a uma distância segura.

Em transformadores a óleo, tal inspeção seria impossível de ser realizada em virtude da equalização da temperatura causada pelo óleo isolante.

Os enrolamentos de alta dos transformadores a seco, são feitos por espiras em alumínio dispostas de maneira helicoidal, interligadas em série após a formação de um número determinado de voltas o que dificulta a propagação do aquecimento em sentido vertical e facilita no sentido horizontal.

Portanto, em casos como os citados nos exemplos (C) e (D), deste artigo, os aquecimentos teriam uma localização bem definida e poderiam ser detectados com o auxílio de um termovisor.

Figura 17. Representação do enrolamento de alta de um transformador a seco.

Testes executados em laboratório com o material isolante que recobria os enrolamentos, demonstraram que o material possui uma boa condutividade térmica para regiões, onde a espessura do material varia em torno de 0,5cm. Sua emissividade, que é a taxa de radiação infravermelha emitida por um corpo em uma dada temperatura e comprimento de onda e que varia de 0 a 1 [6], foi de 0,92. Para locais com espessuras acima de 1 cm, existe uma perda considerável de sensibilidade e portanto, a imagem termográfica deverá ser capturada por no mínimo, dois ângulos diferentes, com um deles incluindo a caixa de derivação e o outro não.

Figura 18. Experimento utilizado para medição da emissividade e condutibilidade térmica da Resina de epóxi.

A termografia foi aplicada nos transformadores a seco da Eletronorte localizados na UHE Tucuruí e com ela, foi possível comprovar a validade da técnica de inspeção.

NORMAL IRREGULAR

Figura 19. Termogramas dos enrolamentos de trafos a seco.

VII. CONCLUSÃO

Pode-se observar que há oportunidades de melhoria no nível tecnológico dos transformadores a seco, conferindo-se maior atenção às especificações e recomendações de normas técnicas, em especial a NBR 10295, bem como a forma como a matéria prima será utilizada e como o equipamento será montado.

Apesar de quase isentos de manutenção, os transformadores a seco precisam de atenções especiais quanto ao seu monitoramento, principalmente quanto à sua “temperatura”. Um aquecimento parcialmente isolado em um dos módulos do enrolamento de alta poderá indicar um possível curto-circuito entre espiras ou a degradação precoce do material isolante.

Os ensaios elétricos de rotina continuam com o mesmo grau de importância, contudo, a termografia deve ser adicionada às técnicas de inspeção preditiva e carrega a vantagem de não ser necessário desligamento do circuito para uma avaliação.

REFERÊNCIAS

[1] Associação Brasileira de Normas Técnicas, Transformadores de Potência Secos, NBR 10295/1988.

[2] Associação Brasileira de Normas Técnicas, Instalações Elétricas de Média Tensão de 1kV a 36,2kV, NBR 14039/2005.

[3] Associação Brasileira de Normas Técnicas, Transformadores de Potência – Parte 3, NBR 5356-3/2008.

[4] M. MILASH, Manutenção de transformadores em líquido isolante, Florianópolis, março de 1983.

[5] A. T. L. ALMEIDA, Operação e Manutenção em Transformadores, FUPAI, Fundação de Pesquisa e Assessoramento à Industria, Itajubá-MG, 2004.

[6] M. CRONHOLM, Termografia Nível I, ITC – Infrared Training Center – Estocolmo, Suécia, 2007.

[7] A. E. FITZGERALD, Máquinas Elétricas, Massachusetts Institute of Technology (MIT), traduzido por: A. Laschuk, Universidade Federal do Rio Grande do Sul, UFRGS, Ed. Artmed, 2006.

[8] J. MAMEDE FILHO, Manual de Equipamentos Elétricos, 3ª Ed., Rio de Janeiro, LTC, 2005.

[9] J. MAMEDE FILHO, Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, Rio de Janeiro, LTC, 2011.

[10] NAVY U.S., Bureau of naval personnel, Curso de Eletricidade Básica, Curitiba-PR, Hemus, 2002.

[11] M. C. Medina “Falhas em Transformadores de potência: Uma contribuição para análise, definições, causas e soluções” – Tese de Mestrado 2002, Universidade Federal de Itajubá.

[12] R. Bechara, Identificação dos Principais Tipos de Falhas em Transformadores de Potência, XX SNPTEE, Recife, 2009.

[13] H. Amorin, Instrumentação para o Monitoramento e Análise de Transformadores de Potência com Base na Medição de Descargas Parciais no Campo, V WORKSPOT – Internacional Workshop on Power Transformers, CIGRÉ, Belém, 2008.

[14] M. B. Trindade, Identificação de Defeitos Elétricos e Mecânicos em Transformadores e Reatores de Potência por Emissão Acústica, V WORKSPOT – Internacional Workshop on Power Transformers, CIGRÉ, Belém, 2008.

Gecivan de Sousa França, natural de Imperatriz - MA. Estudante de Engenharia Elétrica, desde 2008, no Instituto de Estudos Superiores da Amazônia (IESAM). Trabalha atualmente como Técnico de manutenção elétrica das Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A, ELETRONORTE, lotado no Centro de Tecnologia da Empresa, na Divisão de Ensaios Elétricos em Alta Tensão.