Resumo

Os transformadores elevadores da UTE Euzébio Rocha, em Cubatão-SP são fundamentais para o abastecimento do sistema elétrico brasileiro. Por sua importância e pelas severas condições de trabalho, a Petrobras sempre manteve investimentos e um rigoroso programa de manutenção preventiva para essas máquinas. Líder em tecnologia e comprometida com a qualidade da energia fornecida, a Petrobras implantou o sistema de monitoramento on-line em seus transformadores elevadores, buscando detectar possíveis defeitos em fase incipiente e mitigar ainda mais os riscos de falhas catastróficas.

A instalação do sistema, com sensores e software aconteceu em 2014, com o início do monitoramento de quatro transformadores já em operação. A implantação aproveitou-se de IEDs já instalados e da característica de modularidade e expansibilidade da arquitetura descentralizada empregada.

Serão descritas a arquitetura e as soluções utilizadas na implantação do sistema, assim como os resultados obtidos, atingindo com sucesso objetivos como a manutenção centrada em confiabilidade e o aumento da segurança do pessoal, dos equipamentos e da própria instalação.

A Usina Termelétrica Euzébio Rocha da Petrobras em Cubatão-SP, movida a gás natural, é responsável por disponibilizar mais de 200 MW de potência ao sistema elétrico brasileiro. Com capacidade de abastecer uma cidade de 600 mil habitantes, demanda grande eficiência operacional para garantir o fornecimento ininterrupto de energia.

Esta opera com dois transformadores elevadores, de 225 MVA e 70MVA respectivamente, e conta com dois transformadores auxiliares de 16MVA. Todos em operação desde 2009.

Esses transformadores desempenham papel fundamental para a transmissão da energia elétrica gerada. Dada a importância dessas máquinas e suas severas condições de trabalho, incluindo temperaturas ambientes elevadas, atmosfera fortemente corrosiva e as solicitações dielétricas normais da operação do sistema, a Petrobras sempre as manteve sob um rigoroso programa de manutenção preventiva.

No entanto, as práticas convencionais não são suficientes para garantir a confiabilidade da planta. Assim, foi implantado um sistema de monitoramento on-line para redução do risco de falhas, com a detecção dos principais tipos de defeitos em fase incipiente – o acompanhamento da condição operativa dos transformadores.

Alguns dos sensores inteligente necessários no projeto já eram existentes nos transformadores e foram aproveitados.

Uma pesquisa internacional de desempenho de transformadores de potência em serviço [1], realizada pelo Cigré com dados de falhas ocorridas entre 1968 e 1978 envolvendo mais de 1000 falhas, revelou, para diversos tipos e aplicações de transformadores, as principais causas de retirada de serviço, tanto forçadas quanto planejadas.

A figura 1 mostra esses dados para transformadores sem comutador sob carga em usinas. Nessa estatística as buchas figuram como a principal origem de falhas em transformadores, com um terço das ocorrências, com a parte ativa praticamente empatada em segundo lugar seguida do tanque e óleo. Esses três subsistemas do transformador em conjunto respondem por praticamente 84% das retiradas dos equipamentos de serviço.

Com base nessas estatísticas e na experiência anterior da Petrobras, foram selecionadas as variáveis a monitorar nos transformadores elevadores e auxiliares. Além das funções de tratamento de dados necessárias, de forma a transformar as variáveis medidas em informações úteis para diagnóstico e prognóstico dos transformadores. Com isso buscou-se cobrir os principais subsistemas do transformador e reduzir, assim, o risco de falhas.

Fig. 1.  Estatística das causas para saída de serviço de transformadores sem OLTC [1].

As variáveis medidas nos transformadores elevadores das plantas de Mauá e Cubatão são mostradas na tabela abaixo, agrupadas por subsistema.

Para cumprir totalmente seus objetivos, o sistema de monitoramento deve efetuar o tratamento dos dados da tabela, a fim de obter informações úteis sobre o estado dos transformadores, como detalhado a seguir.

Variáveis monitoradas nos transformadores elevadores agrupadas por subsistemas

Para o tratamento dos dados obtidos a partir dos sensores citados acima, o sistema de monitoramento instalado possui em seu software um Módulo de Engenharia, que inclui os modelos de engenharia mostrados na segunda tabela.

Dessa forma, os dados brutos dos sensores permitem obter informações úteis para diagnósticos e prognósticos do estado dos transformadores [2], [3].

A arquitetura do sistema de monitoramento dos transformadores da UTE Euzébio Rocha é mostrada na figura 2.

A medição das variáveis já apresentadas na tabela I é efetuada por meio de sensores inteligentes tipo IED (Intelligent Electronic Device), projetados e testados especificamente para uso no ambiente de pátio de subestações, permitindo sua instalação diretamente no corpo dos transformadores.
Esses sensores são dotados de portas de comunicação que permitem sua conexão direta a uma rede de comunicação, possibilitando a transmissão direta das medições para um servidor de monitoramento de transformadores. A comunicação entre os sensores e o servidor é através do protocolo Modbus-RTU.

Já o servidor também se comunica com o Sistema de Supervisão e Controle da UTE-EZR através do protocolo OPC. Dessa forma, os dados podem ser monitorados pela equipe de operação, armazenados em um servidor de histórico ou mesmo serem disponibilizados para outros sistemas.
No servidor de monitoramento de transformadores é executado o Software Especialista de monitoramento Sigma, que efetua os tratamentos de dados mostrados na tabela II.

Por meio da rede Intranet da Petrobras os usuários têm acesso remoto ao sistema de monitoramento, através da interface em páginas HTML, com tecnologia Web 2.0.

Figura 2 – Arquitetura do sistema de monitoramento dos transformadores

1. ELECTRA, “An International Survey on Failures in Large Power Transformers in Service”, Paris, CIGRE, Ref. no. 88, 1983.
2. Amom, Jorge, Alves, Marcos, Vita, André, Kastrup Filho, Oscar, Ribeiro, Adolfo, et. al., “Sistema de Diagnósticos para o Monitoramento de Subestações de Alta Tensão e o Gerenciamento das Atividades de Manutenção: Integração e Aplicações”, X ERLAC – Encontro Regional Latinoamericano do CIGRÉ, Puerto Iguazu, Argentina, 2003.
3. Alves, Marcos, “Sistema de Monitoração On-Line de Transformadores de Potência”, Revista Eletricidade Moderna, Maio/2004.
4. Melo, Marcos A. C., Alves, Marcos, “Experiência com Monitoração On-Line de Capacitância e Tangente Delta de Buchas Condensivas”, XIX SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica. Rio de Janeiro, Brasil, 2007.
5. Alves, Marcos, Silva, Gilson, “Experiência de Campo com Monitoração On-Line de um Transformador 343MVA 230kV com 2 Comutadores sob Carga”, IV Workspot – Workshop on Power Transformers, Recife, Brasil, 2005.
6. Alves, Marcos, Vasconcellos, Vagner, “Monitoramento da Umidade no Óleo Isolante de Transformadores de Potência Visando o Aumento da Confiabilidade Operativa”, V Workspot – Workshop on Power Transformers, Belém, Brasil, 2008.