Resumo

O objetivo do artigo é mostrar as vantagens da modernização efetuada nos sistemas de regulação de tensão e medição de temperatura de um transformador de potência de 60 MVA .
Esse projeto serviu como piloto para a modernização de outros transformadores cujos resultados obtidos serviram como base no processo de modernização das subestações.
O trabalho mostrará as vantagens advindas da modernização, como aumento da confiabilidade operacional e redução dos custos de manutenção do transformador.

O transformador de potência certamente é o equipamento de maior custo e de maior importância de uma subestação.

Por essa razão, a manutenção destes equipamentos deve ter uma atenção especial, já que a sua falha implica em grandes transtornos e prejuízos de grande monta.

De acordo com a referência (8), âmbito nacional e a grande maiorias das falhas ocorridas nos transformadores de potência são causadas pelos comutadores sob carga.

Por outro lado, devido à necessidade de se manter os níveis de tensão em valores normalizados, o uso destes dispositivos nos transformadores de potência é indispensável.

Outros dispositivos fundamentais para a operação dos transformadores de potência são os dispositivos de medição de temperatura.

Os termômetros exercem papel fundamental para se determinar à condição de carregamento dos transformadores de maneira segura e confiável.

Visando a operação mais segura dos transformadores de potência, aliada à redução dos custos de manutenção, iniciou-se, então, um estudo para a modernização dos sistemas de regulação de tensão e medição de temperatura dos transformadores de potência.

Primeiramente foi feito um levantamento detalhado de todas as manutenções realizadas em dispositivos de regulação de tensão e aferição de temperatura em geral.

Com base nesse levantamento, identificamos uma grande demanda de serviços realizados anualmente nesses dispositivos.

Além dos custos envolvidos na manutenção desses dispositivos, eram necessários desligamentos dos transformadores para os devidos reparos.

A grande maioria dos problemas encontrados foram de imprecisão dos valores fornecidos, principalmente n os termômetros.

A maior parte das falhas detectadas nos termômetros foram nos capilares que, devido à ação do tempo, se rompiam e deixavam vazar de seu interior o líquido utilizado no processo de aferição.

A imprecisão dos termômetros causaram grandes transtornos, tais como alarmes falsos, desligamentos indevidos em algumas ocasiões, etc.

Além disso, a inoperância e falta de precisão desse s dispositivos comprometia significativamente a operação segura e confiável dos transformadores.

Outro ponto detectado no levantamento foi o grande número de ocorrências envolvendo os relés de tensão utilizados no controle dos comutadores sob carga dos transformadores.

Algumas anomalias detectadas nos relés de tensão, causaram problemas sérios nos comutadores sob carga dos transformadores em alguns casos.

Com base nos resultados desse levantamento decidiu-se escolher um equipamento para a execução de um projeto piloto de modernização dos dispositivos.

Na região da Baixada Santista havia um transformado r de 60 MVA que se encontrava com o sistema de regulação de tensão bloqueado e os sistemas de medição de temperatura funcionando de maneira precária.

Através de uma análise particular desse equipamento , constatou-se que haviam reclamações de clientes devido aos níveis de tensão de saída .

Além das reclamações dos clientes, havia também algumas reclamações, por parte dos operadores de subestação, a respeito da imprecisão dos termômetros desse transformador.

Devido à inoperância do relê automático de tensão, era necessária a presença de um operador na subestação em tempo integral para efetuar manualmente a regulação de acordo com a variação da carga ao longo do dia.

Inicialmente efetuou-se uma análise detalhada de to do o diagrama elétrico de controle da regulação de tensão e aferição de temperatura do transformador.

O transformador escolhido é um equipamento especial, dotado de 2 comutadores sob carga operando de forma paralela e simultânea.

Em função da particularidade do equipamento e importância da subestação, contatamos o fabricante e lhes informamos a nossa intenção de modernização.

Após o sinal verde do fabricante iniciou-se uma detalhada pesquisa no mercado sobre equipamentos de regulação de tensão e medição de temperatura par a transformadores de potência.

O próprio fabricante do transformador nos auxiliou nessa pesquisa indicando algumas empresas que forneciam tais dispositivos.

Com base nos resultados da pesquisa, a Engenharia de Manutenção elaborou uma especificação técnica com os requisitos mínimos que os equipamentos deveriam apresentar.

Os requisitos básicos definidos em nosso levantamento foram:

• Possibilidade de alimentação em CC e CA entre 80 e 270 Volts, 50/60 Hz;
• Consumo máximo de 15 W por equipamento; Temperatura de Operação: -10 a 70º C;
• Sensor de Temperatura do Óleo Pt 100 W ou Cu 10 W;
• Transformador de Corrente 5A, Corrente de Saída 20 mA
• Precisão 1% de fundo de escala;
• Comunicação Serial RS 485 ou RS 232

Por se tratar de um transformador especial, dotado de dois comutadores sob carga em operando em paralelo e simultaneamente, foi utilizada uma configuração especial.

Em cada comutador sob carga foi instalado um supervisor de paralelismo.

Através do supervisor de paralelismo determinamos a condição de mestre para um deles e de comandado para o outro.

A utilização de dois comutadores sob carga no mesmo transformador foi uma opção adotada pelo fabricante para possibilitar a operação em correntes elevadas.

Com menos componentes nos painéis há uma redução dos pontos de defeito, o que significa uma maior confiabilidade operacional desses sistemas.

Com a implantação dos novos sistemas de regulação de tensão e medição de temperatura tivemos as seguintes vantagens:

• Aumento da confiabilidade operacional do transformador;
• Redução dos custos operacionais devido à não necessidade de operador na subestação para efetuar a regulação de tensão;
• Melhoria dos níveis de tensão em função da melhor regulação efetuada pelo novo sistema;
• Possibilidade de comunicação e operação remota;
• Possibilidade de monitoramento do transformador em tempo real;
• Utilização de microcontroladores ao invés de microprocessadores, aumentando a confiabilidade dos sistemas.

Uma das vantagens advindas com a modernização dos sistemas foi a redução dos custos de manutenção.

Após a modernização, pudemos aumentar a periodicidade de manutenção do transformador, já qu e a principal atividade realizada na manutenção anual era a revisão geral dos sistemas de medição de temperatura.

Na mesma subestação há dois transformadores idênticos, um com o sistema original de projeto e o utro com o sistema já modernizado.

Após a modernização começamos o acompanhamento dos dois transformadores aplicando critérios de manutenção diferentes entre eles.

O transformador que continha o sistema original de fábrica sofreu intervenções anuais com desligamento s onde foram revisados os sistemas de medição de temperatura dentre outras atividades.

O outro transformador, que foi modernizado, durante 4 anos só passou por inspeções de rotina e teve seus sistemas acompanhados.

Durante os 4 anos não foi efetuado nenhum desligamento no transformador para realização de manutenção.

O acompanhamento dos sistemas foi efetuado por meio de comparação com outros parâmetros como corrente de carga, carregamentos similares em outros equipamentos, etc.

Durante esse período de 4 anos os sistemas instalados não apresentaram quaisquer problemas e se mostraram muito confiáveis.

Após 2 anos de funcionamento foi feita uma simulação de perda de comunicação para se efetuar os testes de alarme do termômetro.

Após a perda de comunicação com o sistema o termômetro imediatamente acionou os dois conjuntos de ventiladores e passou a emitir alarme de problemas no termômetro.

O gráfico a seguir mostra os custos de manutenção envolvidos num período de 4 anos para os dois transformadores da subestação.

Como pode ser visto no gráfico anterior, com a modernização dos sistemas houve uma redução de custos da ordem de 60% se comparado ao sistema convencional.

Outro ponto que deve ser salientado são as condiçõe s climáticas onde está localizada a subestação, na grande parte do tempo a temperatura ambiente está acima dos 35ºC e a umidade relativa do ar entre 60 e 80%.

O resultado da modernização foi muito positivo, já que ao término do processo houve uma melhoria das condições operativas do transformador, devido ao aumento de sua confiabilidade além da redução dos custos de manutenção.

Com a correta medição de temperatura o transformador passa a operar de maneira mais confiável já que a partir da modernização não corre mos o risco de carregar o transformador acima dos valores de norma para temperaturas do óleo e enrolamento.

Além disso, o sistema de medição de temperatura conta com uma concepção favorável à utilização em ambientes de subestação já que é dotado de microcontroladores ao invés de microprocessadores.

Outra vantagem desse dispositivo de medição de temperatura em relação aos convencionais é em relação à necessidade de manutenção.

Por se tratar de um dispositivo eletrônico e totalmente fechado, não requer intervenções preventivas como o s convencionais.

Em relação ao quesito segurança, todos os equipamentos se mostraram bastante confiáveis , haj a vista que, em mais de dois anos de instalados, nunca apresentaram nenhum problema, além de funcionarem perfeitamente numa simulação de problema de perda de comunicação.

Na ocorrência de perda do sinal de comunicação o termômetro emite um alarme e liga os moto ventiladores.

Outro ponto positivo da modernização foi o restabelecimento da regulação de tensão, que contribuiu sensivelmente para a melhoria da qualidade de fornecimento de energia aos nossos clientes.

Face ao que foi exposto, essa configuração serviu como modelo para a especificação da automação dos transformadores no processo de automação das subestações realizados posteriormente.

Com base nesse trabalho a Engenharia de Manutenção está realizando um trabalho para aumentar a periodicidade de manutenção daqueles transformadores que já contenham esses sistemas modernizados.