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N o ov o v ! ! o
Capítulo I Princípios básicos de transformadores de potência Por Marcelo Paulino*
Em 1885, George Westinghouse Jr. Jr. compra os direitos da patente de Goulard-Gibbs para construir transformadores de corrente alternada e encarrega William Stanley dessa tarefa. Stanley desenvolveu o primeiro modelo comercial do que, naquele momento, nomeou-se de transformador. O transformador possibilitava a elevação das tensões diminuindo as perdas na transmissão de energia elétrica, permitida pelo uso da corrente alternada, ao contrário da corrente contínua de Edison. O transformador é um equipamento elétrico, sem partes necessariamente em movimento, que transfere energia elétrica de um ou mais circuitos (primário) para outro ou outros circuitos (secundário, terciário), alterando os valores de tensões e correntes em um circuito
de corrente alternada, ou modicar os valores de impedância do circuito elétrico, sem alterar a frequência do sistema. A necessidade da utilização de baixos níveis de tensão no consumidor e a necessidade de transmitir energia elétrica com tensões elevadas tornam muito importante o papel desempenhado pelo transformador de potência. Os transformadores transformador es representam o ativo mais caro da cadeia que conecta a geração até os pontos de utilização de energia elétrica. Atualmente,
com a pressão imposta pelas necessidades técnicas e comerciais, como as condições de um mercado de energia livre ou pelos esforços em manter o fornecimento de energia com qualidade a todos os seus clientes, aumentam as abordagens de uma manutenção baseada nas condições do equipamento. As equipes envolvidas com comissionamento e manutenção têm sofrido crescente pressão para reduzir custos, mesmo sendo forçadas a manter antigas instalações em operação por tanto tempo quanto possível. Os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob diversas condições adversas, tais como: altas temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa forma, mesmo tendo uma operação e manutenção de qualidade, não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as funções de transmissão e distribuição de energia elétrica aos quais pertencem. Entretanto, a checagem regular das condições de operação desses equipamentos torna-se cada vez mais importante. Torna-se imperativa a busca de procedimentos e de ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. Portanto, para
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subsidiar os artigos futuros sobre aspectos e procedimentos de manutenção, o presente texto apresenta os princípios básicos de funcionamento de transformadores de potência.
Princípio de funcionamento do transformador monofásico
Fluxo Magnético - ∅
Tensão Alternada de Saída U2 Primário
sempre que houver movimento relativo entre um campo magnético e um condutor, será induzida uma tensão (f.e.m. - força eletromotriz) em seus terminais.
Pode-se ainda armar que ocorrerá a indução de
O transformador é um aparelho estático, sem partes em movimento, que se destina a transferir energia elétrica de um circuito para outro, ambos de corrente alternada (CA), sem mudança no valor da frequência. O lado que recebe a potência a ser transferida é chamado de circuito primário e o lado do transformador que entrega potência é chamado de circuito secundário. A transferência é realizada por indução eletromagnética.
Tensão Alternada de Entrada U1
Simplicando-se a lei de Lenz-Faraday Lenz-Faraday, tem-se que,
Secundário
Figura 1 – Estabelecimento do uxo entre duas bobinas.
corrente quando uma espira condutora é colocada (imóvel) em uma região onde existe um campo magnético variável ou quando um circuito é posto em movimento dentro
de um campo magnético constante. A Figura 1 mostra a representação do estabelecimento do uxo magnético pela bobina primária devido à aplicação da tensão U1. Aplicando-se a tensão U1, no primário do transformador, transformador, circulará uma pequena corrente denominada “corrente em vazio”, representada neste texto por I0. Se a tensão aplicada é variável no tempo, a corrente I0 também o é. De acordo com a lei de Ampère, tem-se:
Em que: • H é a intensidade do campo; • l é o comprimento do circuito magnético; • N1I0 é a força magnetomotriz.
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com a lei de Ampère, I2 criará o uxo de reação φ2 e de dispersão φdisp2, sendo que o primeiro tende a anular φm. Para que o transformador continue magnetizado, haverá
uma compensação de uxo no primário, ou seja: para manter a magnetização, o transformador exigirá da rede uma corrente suplementar a I0, de modo a compensar φ2; esta corrente receberá a denominação de I2’, a qual cria o uxo φ1. Assim, a corrente primária I1 é:
Figura 2 – Aplicação de tensão no primário do transformador e estabelecimento da corrente em vazio.
A expressão (1) pode ser rescrita como:
Em que: • Re • φ
é a relutância do núcleo;
é o uxo magnético.
Dessa forma, verifica-se que a força magnetomotriz impulsiona o fluxo magnético pelo núcleo, sendo limitado pela relutância. Naturalmente, se a corrente é variável no tempo, o fluxo magnético também
é. Por outro lado, sabe-se pela lei de Faraday que “sempre que houver movimento relativo entre o fluxo magnético e um circuito por ele cortado serão induzidas tensões neste circuito”. O transformador em operação
Considerando a Figura 3:
Em que:
Da expressão (4) é possível concluir que, em qualquer condição de operação do transformador, sempre existirá a corrente I0 e que somente ela é responsável pela indução de E1 e E2, em outras palavras, E 1 e E2 independem do regime de carga.
Relação de transformação de um transformadorr monofásico transformado A relação de transformação das tensões de um transformador monofásico é definida de duas formas: Relação de transformação teórica ou relação de espiras A relação de número de espiras, definida por KN, é dada pela relação das quedas de tensão internas nas bobinas do transformador. Assim, tem-se:
Para o transformador operando em vazio, tem-se que:
Devido a este fato, a queda de tensão primária é mínima; assim: Figura 3 – Representação do transformador operando em vazio.
Com o transformador operando em vazio, ou sem carga, a corrente I0 magnetiza o transformador e induz as tensões E1 e E2. Fechando-se a chave S do circuito secundário do transformador, haverá circulação da corrente I2 em seu enrolamento, cujo valor depende exclusivamente da carga ZC. Como visto, de acordo
Além disto, nesta condição:
Assim
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A expressão (9) é importante, pois E1 e E2 são acessíveis a uma medição. Assim, utilizando-se um voltímetro no primário, obtêm-se U1 e, no secundário, estando o transformador em vazio, U2; desta forma, acha-se a relação do número de espiras com pequeno erro.
térmico, ocorre a orientação dos domínios magnéticos permitindo a redução das perdas e da corrente de magnetização e possibilitando alcançar altas densidades
de uxo. A estrutura formada pelas chapas é sustentada por traves metálicas solidamente amarradas por faixas de
bra de vidro impregnadas com resina. Relação de transformação real Ao aplicar uma carga ZC ao secundário, a corrente I2 circula pelo secundário e I1 assume valores superiores a I 0 assim, haverá queda de tensão no primário e no secundário e, portanto:
Nestas condições, dene-se a relação de transformação real ou a relação entre as tensões primárias e secundárias quando do transformador em carga, ou seja:
o ã ç n e t Eventualmente, se a queda de tensão secundária u n for pequena (o que acontece para transformadores bem a projetados) pode-se supor que: M
Figura 4 – Representação de um transformador trifásico.
Um sistema trifásico simétrico e equilibrado possui três correntes com mesmo módulo, porém, defasadas de 120º elétricos uma das outras. Pela lei de Ampère, elas originam
uxos nos núcleos monofásicos, também defasados de 120º. Analogamente às correntes trifásicas, quando os
uxos juntarem-se em um ponto, sua soma será nula, o Observe-se que: • se K > 1, o transformador é abaixador; e, • se K < 1, o transformador é elevador.
Princípio de funcionamento do transformador trifásico A transformação trifásica pode ser realizada com
um único transformador destinado a este m ou por um banco de transformadores monofásicos. No caso de um transformador único, o custo inicial é inferior ao uso de bancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto, exige outro transformador de mesma potência como reserva.
que ocorre no local de união dos três núcleos. A solução que se adota, em termos práticos, é bastante simples, ou seja: retira-se um dos núcleos, inserindo entre as colunas (ou pernas) laterais, outra com as mesmas dimensões. O circuito magnético das três fases, neste caso, resulta desequilibrado. A relutância da coluna central é menor que as outras, originando uma pequena diferença nas correntes de magnetização de cada fase. Existem diversos tipos de
núcleo, entretanto o mostrado na Figura 5 é o mais comum devido à sua facilidade construtiva e de transporte. Este tipo de núcleo, em relação a três monofásicos, apresenta como vantagem o fato de que quaisquer
A Figura 4 mostra a representação de um transformador trifásico com as bobinas de cada fase dispostas em uma única perna do núcleo magnético. Além de promover a sustentação mecânica para as bobinas, o núcleo cria o
caminho para a condução do uxo magnético. Núcleo O núcleo do transformador é construído com uso de chapas de aço-silício, laminadas e cobertas por uma película isolante. Com laminação a frio e tratamento
Figura 5 – Núcleo de um transformador trifásico real.
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desequilíbrios magnéticos causados pelas diferentes condições elétricas das três fases, tendem desaparecer graças à interconexão magnética existente entre elas; assim,
Enrolamentos Responsável pela condução da corrente de carga, os condutores são enrolados em forma de bobinas cilíndricas
a uxo de cada perna distribui-se obrigatoriamente pelas
e dispostas axialmente nas pernas do núcleo. A Figura 6
outras duas. Além disso, existe a economia de material em relação ao uso de três transformadores monofásicos, e consequente diminuição das perdas em vazio. Como desvantagem, tem-se que as unidades reservas são mais caras, pois deverão ter a potência total do transformador a ser substituído; o monofásico de reserva, por outro lado, pode ter apenas um terço da potência do conjunto.
mostra a disposição dos enrolamentos com ordem crescente de tensão, ou seja, a bobina de tensão inferior é colocada próxima ao núcleo e assim por diante. Os enrolamentos de um transformador trifásico
Figura 6 – Disposição dos enrolamentos montados no núcleo do transformador.
Figura 7 – Conexões possíveis dos enrolamentos de um transformador trifásico: (a) estrela, (b) delta, (c) zig-za
podem ser conectados em estrela (Y), delta (Δ) ou zigzag, conforme mostra a Figura 7. As ligações delta e estrela são as mais comuns. A ligação zig-zag é tipicamente uma conexão
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secundária. A sua característica principal é sempre afetar igual e simultaneamente duas fases primárias, pois os seus enrolamentos são montados em pernas distintas seguindo uma ordem de permutação circular. Naturalmente, este fato a torna mais adequada para ser utilizada em presença de cargas desequilibradas. Adotando-se o padrão de designar as ligações primárias por meio de letras maiúsculas e secundárias por letras minúsculas, tem-se na Tabela 1 as conexões dos enrolamentos. O princípio de funcionamento é basicamente o mesmo do monofásico, tan to em vazio como em carga.
e d
T ABELA 1 – C ONEXÕES DOS ENROLAMENTOS
P RIMÁRIO
D
D
D
Y
Y
Y
SECUNDÁRIO
d y z d y z o ã ç Relação de transformação de transformadores n trifásicos e Como se sabe, a relação de transformação real é t u denida como a relação entre as tensões primárias (U1) n e as secundárias (U ), ou seja: 2 a M
No
transformador
trifásico
a
relação
de
transformação tem a mesma denição, sendo as tensões entre fases; porém, devido à conexão dos enrolamentos (E1 e E2 são tensões induzidas entre os terminais dos enrolamentos), ela não será, em todos os casos, igual à
relação de espiras. A Figura 8 mostra duas conexões de transformadores trifásicos.
Figura 8 – Conexões de transformador trifásico.
Sendo assim, as relações de transformação K e KN para cada caso seriam: Na Figura 8a:
Sendo (13) e estando o transformador em vazio, tem-se:
Então:
Na Figura 8b:
Entretanto, como os enrolamentos podem estar conectados de diversas maneiras, nota-se que para cada modo de ligação haverá uma diferença entre a relação de transformação e a relação do número de espiras. A Tabela 2 mostra os valores de K em função de K N para cada ligação: T ABELA 2 – V ALORES DE K EM FUNÇÃO DE KN PARA AS DIVERSAS LIGAÇÕES
LIGAÇÃO
DD
DY
DZ
YY
YD
YZ
K
Corrente em vazio Nos transformadores trifásicos, com a montagem de núcleo mostrada, as correntes de magnetização devem ser iguais entre si, nas fases laterais, e ligeiramente superiores na fase da perna central. Isto se deve ao fato de que as relutâncias das pernas correspondentes as laterais são maiores. Dessa forma, adota-se um valor médio para a corrente em vazio, ou seja:
Circuito equivalente e parâmetros do transformador De uma forma geral, os sistemas de potência são representados por apenas uma fase e um neutro, considerando as restantes como simétricas, evidentemente, consegue-se isto com a liga ção Y. No caso dos parâmetros percentuais, tal fato é ir relevante, pois independem das conexões dos enrolamentos, enquanto nos magnetizantes, ocorre exatamente o contrário. Assim no caso do primário em ligação delta, utiliza-se transformá-la na estrela equivalente. Desta forma, o transformador trifásico será representado
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pelos parâmetros de uma fase, supondo as conexões primárias em estrela e carga trifásica simétrica e equilibrada.
Tipos de transformadores de potência São classificados como transformadores de potência em dois grupos: • Transformadores de potência ou de força, os quais são utilizados, normalmente, em subestações abaixadoras e elevadoras de tensão, empregados para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica. Podem ser considerados como transformadores de força aqueles com potência nominal superior a 500 KVA,
Figura 9 – Transformadores de distribuição (monofásico e trifásico, respectivamente).
operando com tensão de até 765 KV; • Transformadores de distribuição, cuja função é de abaixar a tensão para a distribuição a centros de consumo e clientes finais das empresas de distribuição. São normalmente instalados em postes, plataformas ou câmeras subterrâneas. Possuem potência típicas
de 30 kVA a 300 kVA. Em alta tensão apresenta de 15 kV ou 24,2 KV, e em baixa tensão de 380 V a 127 V.
Figura 10 – (a) Transformador subterrâneo utilizado em câmaras abaixo do nível do solo. (b) Transformador enclausurado em que o óleo do transformador não tem contato com o exterior.
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• • • •
Figura 11 – (a) Transformador autoprotegido incorpora componentes para proteçã o do siste ma de distrib uição contra sobrecarga s e cur to circuitos na rede. (b) Transformador de pedestal (pad-mounted), que, além dos componentes de proteções contra sobrecargas, curtoscircuitos e falhas internas, possui características particulares de operação, manutenção e segurança.
A função do isolante em transformadores é garantir o isolamento elétrico entre as partes energizadas e permitir a refrigeração interna. Transformadores utilizam óleo mineral derivado de petróleo, óleos sintéticos como óleos de silicones e ascaréis, óleos isolantes de origem vegetal, isoladamente a base de compostos resinosos a
o ã ç n e t seco ou isolado a gás SF6 (hexauoreto de enxofre). u A partir da denição do isolante, um transformador n a pode ser classicado como: M
• Transformador em líquido isolante, cujas partes ativas são imersas em óleo isolante mineral, vegetal ou sintético; ou • Transformador a seco, geralmente isolados com resinas.
Finalidade De corrente De potencial De distribuição De potência
Função no sistema • Elevador • Abaixador • De interligação Sobre os enrolamentos • Dois ou mais enrolamentos • Autotransformador Material do núcleo
• Ferromagnético • Núcleo a ar Quantidade de fases
• Monofásico • Polifásico
Normas técnicas As principais normas da ABNT sobre transformadores de potência são as seguintes:
• ABNT NBR 5356-1 – Transformadores de potência – Parte 1: Generalidades; • ABNT NBR 5356-2 – Transformadores de potência – Parte 2: Aquecimento; • ABNT NBR 5356-3 – Transformadores de potência – Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar;
• ABNT NBR 5356-4 – Transformadores de potência – Parte 4: Guia para ensaio de impulso at mosférico e de manobra para transformadores e reatores; Figura 12 – (a) Transformador de força a óleo. (b) Transformador a seco.
• ABNT NBR 5356-5 – Transformadores de potência – Parte 5: Capacidade de resistir a curto circuitos;
Critérios de classificação Vários autores e trabalhos técnicos têm classificado os transformadores de acordo com sua função no sistema, com os enrolamentos, com o material do núcleo, com a quantidade de fases, dentre outros elementos. A seguir são apresentados alguns desses critérios:
• ABNT NBR 5416 – Aplicação de cargas em Transformadores de potência – Procedimento; • ABNT NBR 5440 – Transformadores para redes aéreas de distribuição – Requisitos; • ABNT NBR 5458 – Transformadores de potência – Terminologia;
• ABNT NBR 7036 – Recebimento, instalação e
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T ABELA 3 - T IPOS DE TRANSFORMADORES EM RELAÇÃO AO TIPO DE SUBESTAÇÃO
T IPO DE SUBESTAÇÃO ABRIGADA EM ALVENARIA ABRIGADA EM CABINE METÁLICA SUBTERRÂNEA ESTANQUE SUBTERRÂNEA NÃO ESTANQUE AO TEMPO NO NÍVEL DO SOLO AO TEMPO ACIMA DO NÍVEL DO SOLO
P ARA USO INTERIOR X X
P ARA USO EXTERIOR
F ORÇA X X
DISTRIBUIÇÃO
SUBTERRÂNEO
SUBMERSÍVEL
P EDESTAL
X X X X
manutenção de transformadores de potência para distribuição, imersos em líquidos isolantes;
• ABNT NBR 7037 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo isolante mineral;
• ABNT NBR 8926 – Guia de aplicação de relés para proteção de transformadores – Procedimento; • ABNT NBR 9368 – Transformadores de potência de tensões máximas até 145 kV – Características elétricas
X X
X
• Transformador para interior: aquele projetado para ser abrigado permanentemente das intempéries; • Transformador para exterior: aquele projetado para suportar exposição permanente às intempéries; • Transformador submersível: aquele capaz de funcionar normalmente mesmo quando imerso em água, em condições especificadas; • Transformador subterrâneo: aquele construído para ser instalado em câmara, abaixo do nível do solo;
A Tabela 3 indica os tipos de transformadores
e mecânicas;
• ABNT NBR 9369 – Transformadores subterrâneos – Características elétricas e mecânicas – Padronização; • ABNT NBR 10022 – Transformadores de potência com tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV – Características específicas – Padronização; • ABNT NBR 10295 – Transformadores de potência secos – Especificação; • ABNT NBR 12454 – Transformadores de potência de tensões máximas até 36,2 kV e potência de 225 kVA até 3750 kVA – Padronização; • ABNT NBR 15349 – Óleo mineral isolante –
X
que podem ser utilizados em função dos tipos de
subestações definidos na ABNT NBR 10439.
•
Referências ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de
transformadores de potência. Curso de Especialização
em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. MILASCH, M. Manutenção de transformadores em •
líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984. •
OLIVEIRA, J. C.; ABREU. J. P. G.; COGO, J. R.
Determinação de 2-furfural e seus derivados;
Transformadores: teoria e ensaios. São Paulo: Edgard Blucher, 1984
• ABNT NBR 15422 – Óleo vegetal isolante para
•
equipamentos elétricos.
Tipos de transformadores em relação aos tipos de subestações Conforme a seção 9 da ABNT NBR 14039 (subestações), os transformadores podem ser instalados em subestações abrigadas (em alvenaria ou cabinas metálicas), subterrâneas (em câmaras estanques ou não à penetração de água) e ao tempo (no nível do solo ou acima dele). Neste sentido são definidos na ABNT NBR 5458 os seguintes tipos de transformadores:
GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS. São Paulo, Atitude Editorial, 2011.
*MARCELO
EDUARDO
DE
CARVALHO
PAULINO
é
engenheiro
eletricista e especialista em Manutenção de Sistemas Elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI).
Atualmente,
é
gerente
técnico
da
Adimarco
|
[email protected].
Continua na próxima edição Conra todos os ar tigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail
[email protected]
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Capítulo II Considerações sobre manutenção Aspectos relacionados à manutenção de equipamentos e de instalações Por Marcelo Paulino*
No estabelecimento de um sistema de manutenção para um determinado processo produtivo ou um equipamento individual, devem-se estabelecer métodos buscando o desenvolvimento e a melhoria dos meios de execução das atividades realizadas pelo equipamento ou processo. Este texto discute modelos de planejamento de um sistema integrado de manutenção, apresentando as atividades desenvolvidas pelas equipes de manutenção e o conceito de manutenção. Deve-se estabelecer uma ideia clara e uniforme dos conceitos e dos princípios em que se baseiam as atividades de manutenção e buscar novas tecnologias, equipamentos e ferramentas que facilitem essa atividade. Dessa forma, o conceito de manutenção também
Conceito de manutenção A ABNT NBR 5462/94 dene a manutenção
como “a combinação de ações técnicas e administrativas, incluindo supervisão, destinadas a manter ou recolocar um item em um estado no qual possa desempenhar uma função requerida”. Nestes termos, “manter” signica “fazer tudo o que for preciso para
assegurar que um equipamento continue a desempenhar as funções para as quais foi projetado, num nível de desempenho exigido”. Assim, tem-se que a manutenção pode ser encarada como um conjunto de atividades onde se devem estabelecer todas as ações necessárias para manter um item em funcionamento, ou restabelecer
tem se aperfeiçoado, no passado era denida
seu funcionamento, segundo a nalidade
como o reestabelecimento das condições originais dos equipamentos/sistemas, hoje se dene como a garantia da disponibilidade
para qual ele se destina, em condições satisfatórias. Este conjunto de atividades se caracteriza pela formação de um quadro de
da função dos equipamentos/sistemas com
mão de obra qualicada e da implementação
disponibilidade e conabilidade, segurança
de um sistema, o qual integre todas as áreas da empresa, em prol do aumento da produtividade e diminuindo os custos
e preservação do meio ambiente, sempre ao menor custo possível.
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de produção. Tecnicamente, tem-se a utilização de sistemas e equipamentos que facilitem a detecção de problemas. Portanto, uma denição mais atual poderia ser: um
conjunto de ações de gestão, técnicas e econômicas, aplicadas ao bem, com o objetivo de mantê-lo, aumentando seu ciclo de vida. Uma comparação entre o conceito de manutenção convencional e o conceito aplicado hoje é descrito por Kardec e Lafraia (2002), em que “até pouco tempo, o conceito predominante era de que a missão da manutenção era de restabelecer as condições originais dos equipamentos/sistemas. Hoje, a missão da manutenção é garantir a disponibilidade da função dos equipamentos e instalações de modo a atender a um processo de produção ou de serviço, com conabilidade, segurança, preservação do meio
produção satisfatória, tanto em termos de eciência
quanto em termos de tempo em que estes estarão aptos a operar. A Associação Brasileira de Manutenção (Abraman) destaca em pesquisa o crescimento, nos últimos anos, da utilização de métodos de engenharia de manutenção, como a Manutenção Centrada em Conabilidade (MCC) e seis sigmas. A engenharia da
manutenção é considerada um tipo de manutenção, pois é a adoção de técnicas e ferramentas de gestão que são aplicados no dia a dia da função. Uma gestão estratégica da manutenção avança do nível mais baixo de planejamento, ou seja, manutenção corretiva não planejada, para o nível mais alto, a engenharia de manutenção. A mesma pesquisa aponta que a relação entre o custo da manutenção pelo faturamento bruto da
ambiente e custo”.
empresa ca em torno de 4% na série histórica de 1999 a 2011. Observa-se tendência de queda na proporção
A importância da manutenção Na indústria, o capital empregado em máquinas e equipamentos é elevado e, portanto, é interessante que essas máquinas e equipamentos ofereçam uma
custo total da manutenção/faturamento bruto. Essa é uma tendência nas empresas brasileiras, à medida que se emprega tipos de manutenção mais ecazes, embora
o alto custo inicial, a médio e longo prazo, reduz-se
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o comprometimento do faturamento bruto. Entretanto, torna-se evidente a importância da manutenção no orçamento empresarial. Uma boa manutenção reduz perdas de produção porque visa assegurar a continuidade da produção, sem paradas, atrasos, perdas e assim entregar o produto em tempo hábil. Em resumo, a manutenção é de grande importância, porque:
condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem, evitar que se tomem cumulativas. Resultam em reduzir a necessidade de se adotarem ações corretivas. A manutenção sistemática é aquela que se caracteriza pela substituição de componentes dos equipamentos ou de todo ele. Entretanto, com o desenvolvimento da Manutenção Produtiva Total (TPM) inicia-se o planejamento de um sistema de manutenção integrado com todo o processo produtivo, onde a manutenção não
• aumenta a conabilidade, pois a boa manutenção
mais gura como uma atividade secundária, e sim como
resulta em menos paradas de máquinas; • melhora a qualidade, já que máquinas e equipamentos mal ajustados têm mais probabilidade de causar erros ou baixo desempenho e podem causar problemas de qualidade; • diminui os custos, devido ao fato de que, quando bem cuidados, os equipamentos funcionam com maior
um sistema onde ocorra uma melhoria na aplicação dos diversos métodos de manutenção, buscando aperfeiçoar os fatores técnicos e econômicos da produção. Na realidade, a nomenclatura não é o mais importante, embora gere confusões, mas, sim, o conceito. Isso permite a escolha do tipo mais conveniente para um determinado equipamento, instalação ou sistema. Uma
eciência;
classicação proposta bastante adequada e difundida em relação aos tipos de manutenção é:
• aumenta a vida útil, mesmo com cuidados simples, como limpeza e lubricação, garantem a durabilidade
da máquina, reduzindo os pequenos problemas que podem causar desgaste ou deterioração; • melhora a segurança, pois máquinas e equipamentos bem mantidos têm menos chance de se comportar de forma não previsível ou não padronizada, evitando, assim, possíveis riscos ao operário.
• Manutenção corretiva não planejada • Manutenção corretiva planejada • Manutenção preventiva • Manutenção preditiva • Manutenção detectiva • Engenharia de manutenção
As atividades de manutenção A divisão clássica das atividades de manutenção é aquela em que se tem a corretiva, a preventiva, a preditiva e a sistemática. Diversos autores têm oferecido
Manutenção corretiva A manutenção corretiva é a forma mais primária de manutenção. Na realidade, é a reparação de instalações e equipamentos, geralmente de emergência, sendo, normalmente, realizada após a ocorrência de um problema qualquer, o qual os torna indisponíveis. De acordo com a ABNT NBR 5462/94, ela é “a manutenção efetuada após a ocorrência de uma pane, destinada a colocar um item em condições de executar uma função requerida”. De qualquer forma, o objetivo é a atuação para correção da falha ou do desempenho menor que
classicações como:
• Manutenção corretiva • Manutenção preventiva • Manutenção preditiva • Manutenção Produtiva Total (TPM) A manutenção corretiva é a forma mais primária de manutenção é a realizada após a ocorrência de um defeito qualquer, o qual, em geral, torna indisponível o equipamento. Naturalmente, isto implica desligamentos fora de previsão, em momentos pouco adequados, levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. A manutenção preventiva é o conjunto de atividades desenvolvidas visando à solução para ocorrência de
o esperado. Portanto, podemos então denir como
manutenção corretiva não planejada a correção da falha de maneira aleatória, ou seja, é a correção da falha ou defeito após a ocorrência do fato. Esse tipo de manutenção implica em altos custos, pois causa perdas de produção; a extensão dos danos aos equipamentos é maior. Naturalmente, isto implica desligamentos fora de previsão, em momentos pouco adequados, uma
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extensão maior dos danos aos equipamentos e levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. A evolução desse processo é a manutenção corretiva planejada. Consiste na atividade de manutenção em função de um acompanhamento preditivo, detectivo, ou até pela decisão gerencial de se operar até a falha. Consequentemente, esse tipo de manutenção é planejado e, deste modo, acarreta menor custo, mais segurança e maior rapidez na atuação. A organização, planejamento e controle são fatores
Naturalmente, as medidas preventivas são endereçadas para as causas mais comuns de faltas dos equipamentos de certa instalação. Nasce então a necessidade das equipes de manutenção estar dotadas de sistemas de teste capazes de simular as causas mais comuns de faltas e propiciar uma pesquisa sólida de defeitos, no menor tempo possível. Quando a manutenção preventiva baseia-se em intervalos de tempo, é conhecida como Manutenção Baseada no Tempo (Time Based Maintenance – TBM).
que proporcionam a conabilidade no investimento
Atente-se para o fato de que denir os intervalos
de manutenção, ou seja, são pontos vitais para a sobrevivência da manutenção e seus resultados.
entre intervenções em cada equipamento é um dos aspectos mais problemáticos para uma boa preventiva. Como há dúvida sobre os tempos mais adequados, há a tendência de se agir com conservadorismo e, assim, tais intervalos, normalmente, são menores que o necessário, implicando em paradas e troca de peças desnecessárias. A seguir é transcrito o resultado de pesquisa realizada pelo Cigré Brasil com a colaboração de
Manutenção preventiva A manutenção preventiva é todo serviço de manutenção realizado em máquinas que não estejam em falha, estando com isso em condições operacionais ou em estado de defeito. Ainda dene-se como a
manutenção efetuada em intervalos predeterminados ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação de um funcionamento de um equipamento. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez, dene como a
manutenção efetuada em intervalos pré-determinados, ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do funcionamento de um item. Um plano de manutenção preventiva é um conjunto de ações executadas em intervalos xos
ou segundo critérios preestabelecidos. Tem como meta principal a redução ou eliminação de falhas ou defeitos nos equipamentos ou sistemas, além de evitar que se tornem cumulativas, resultando em redução da necessidade de se adotarem ações corretivas, com nalidade de evitar quebras e paradas desnecessárias no processo, tornando-o mais conável e capaz, com
maior produtividade e qualidade. Fundamentalmente, a manutenção preventiva deve agir com antecedência para acabar ou diminuir as causas potenciais de falhas nos equipamentos. Para tal, deve conter um conjunto de medições tecnicamente adequadas, as quais devem ser selecionadas entre uma grande variedade de alternativas; além disto, é necessário que se associe conabilidade e
custo com um programa de atividades compatíveis.
12 empresas de transmissão, geração e distribuição entre os meses de agosto e setembro de 2012, sobre práticas de manutenção baseada no tempo. Os
resultados das práticas de manutenção realizadas nestas empresas validaram o apresentado na pesquisa realizada pelo Cigré internacional. Dos resultados apresentados nesta pesquisa pode-se destacar que as práticas de manutenção variam significativamente entre os usuários do transformador. Os fatores
possíveis que podem influenciar nas práticas de manutenção são: • Características e especicações do transformador;
• A qualidade dos componentes instalados no transformador; • A função exigida do transformador (carga, operação do CDC); • O ambiente em que o transformador está instalado
(temperatura, umidade); • O índice histórico de falhas do transformador e tipos
de falha; • O nível de redundância do transformador e as
consequências de sua indisponibilidade; • A modalidade de falha e os seus efeitos na segurança da subestação; • A cultura e o foco de companhia baseados na manutenção;
o i o p A
51
• A disponibilidade e os custos de trabalho;
ação realizada no mesmo grupo de transformadores, dependendo de cada situação particular. A designação do intervalo de manutenção como leve, regular e intensivo refere-se à intensidade da realização das atividades de manutenção posto que muitos fatores influenciam na política de manutenção. Portanto, a Tabela 2 descreve os três diferente níveis.
• O grau de implementação de tecnologias modernas;
• A presença de um programa de otimização da manutenção. A Tabela 1 resume as práticas de manutenção típicas
que foram relatadas na pesquisa. Caberá a cada usuário determinar que nível de manutenção seja apropriado dependendo da situação. Pode-se igualmente notar que o nível de manutenção pode ser diferente para cada
T ABELA 1 – PESQUISA DO C IGRÉ INTERNACIONAL : RESULTADOS ENTRE MANUTENÇÕES ADOTADAS (C IGRÉ BRASIL , GT A2.05, 2013)
I NTERVALO
DE MANUTENÇÃO
REGULAR
LEVE
I NTENSIVO
6 meses
1 mês
1 ano
Em operação
Inspeção visual detalhada
1 ano
3 meses
1 semana
Em operação
Análise dos gases dissolvidos
2 anos
1 ano
3 meses
Teste físico-químico do óleo
6 anos
2 anos
1 ano
AÇÃO Inspeção visual
Limpeza do sistema de resfriamento
Condicional
A periodicidade pode variar com a instalação de sistema de monitoramento
Condicional Qualquer intervalo O desligamento do equipamento poderá ser necessário 6 – 8 anos
Vericação de acessórios
12 anos ou condicional
Ensaios elétricos básicos
Condicional
Ensaios de isolamento (Fator de potência)
Condicional
6 – 8 anos
2 – 4 anos
12 anos
6 – 8 anos
4 anos
Inspeção interna do CDC
C OMENTÁRIO
1 – 2 anos
Com desligamento do equipamento
Condicional Qualquer intervalo Com desligamento do equipamento Com desligamento do equipamento Considerar recomendações do fabricante, número de operações e tecnologia empregada
52
s e r o d a m r o f s n a r t
o i o p A
T ABELA 2 – INTERVALOS DE MANUTENÇÕES VERSUS CARACTERÍSTICAS (C IGRÉ BRASIL , GT A2.05, 2013)
I NTERVALOS
Leve
são conhecidos
• Baixa carga e baixo número de operações de comutadores de tap; • O transformador não opera em um ambiente agressivo; • Tecnologias avançadas do transformador exigem menos manutenção; • Baixas consequências em caso de falha;
Intensivo
• Não é necessário que haja o desligamento do equipamento para a sua aplicação; • Não há o dano do equipamento, como no caso da corretiva; • Não se baseia em informações sobre a durabilidade de certo componente.
• Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente; • Carga elevada, número elevado de operações do comutador sob
carga; • Transformador que
operam em ambiente agressivo;
• Graves consequências em caso de falha inesperada;
Regular
realidade, que a manutenção preditiva pode ser encarada como uma subárea da manutenção preventiva. No entanto, apresenta algumas características especícas:
• Transformadores equipados com componentes que
por serem muito conáveis;
e d o ã ç n e t u n a M
C ARAC TERÍ STI CAS
DE MANUTENÇÃO
e a Manutenção Baseada na Condição. Isso signica, na
• Qualquer situação que esteja entre os níveis anteriores.
A manutenção preditiva permite maior tempo de operação dos equipamentos e o planejamento das intervenções de manutenção com base em dados e não em suposições, promovendo o mínimo de paradas. Entretanto, esse processo necessita de acompanhamentos, monitoramentos e inspeções periódicas, por meio de
Manutenção preditiva A manutenção preditiva é composta pelas tarefas de manutenção preventiva que visam acompanhar a máquina ou as peças, por monitoramento, por medições ou por controle estatístico e tentar predizer a proximidade da ocorrência da falha. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez,
instrumentação especíca, além de procedimentos adequados para obtenção de dados. Outro ponto é a necessidade de prossionais especializados para
dene como “aquela que permite garantir uma qualidade
de serviço desejada, com base na aplicação sistemática de técnicas de análise, utilizando-se de meios de supervisão centralizados ou de amostragem para reduzir a um mínimo as manutenções corretivas e preventivas”. A manutenção preditiva é o conceito moderno de manutenção, na qual emprega-se um conjunto de atividades de acompanhamento de determinados elementos, das variáveis ou parâmetros que indicam o desempenho dos equipamentos, de modo sistemático,
Manutenção detectiva A manutenção detectiva efetua um processo de monitoramento dos dados do sistema por meio de informações dos sistemas de medida, proteção e comando, buscando detectar falhas, defeitos ocultos ou não perceptíveis para o pessoal de operação e manutenção. À medida que ocorre o aumento da utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes nos sistemas de proteção, controle e automação nas instalações, maior será a capacidade de atuação da manutenção detectiva para garantir a
visando denir a necessidade ou não de intervenção.
conabilidade e a manutenção da instalação.
Este tipo de manutenção baseia-se na possibilidade de predição da ocorrência de uma falha ou defeito, por meio de vários métodos que envolvem desde equipamentos modernos de medição e análise até a pura observação do comportamento do equipamento. A manutenção preditiva visa substituir, se possível, a manutenção preventiva, assim como, reduzir ao máximo as intervenções corretivas. No entanto, se os seus resultados indicarem a necessidade, ocorrerá a Manutenção Baseada na Condição (Condition Based Maintenance – CBM). Algumas empresas adotam uma classicação em que
a preventiva engloba a Manutenção Baseada no Tempo
execução das atividades. Esse cenário causa aumento signicativo de custos.
Uma grande vantagem da manutenção detectiva é a vericação do sistema sem parada de operação,
possibilitando uma correção da não conformidade encontrada com o sistema em operação. Sua desvantagem consiste na necessidade do uso de modernos sistemas de controle e automação e a excelência dos prossionais
com treinamento e com habilitação para execução do trabalho. Esse tipo de manutenção é novo e, por isso mesmo, muito pouco mencionado no Brasil.
Engenharia de manutenção Conforme já descrito anteriormente, a Engenharia de
54
s e r o d a m r o f s n a r t
o i o p A
Manutenção é denida como o conjunto de atividades que permite o aumento de conabilidade e garantia de
Os motivos são variados, ou seja, os testes permitem:
disponibilidade. Basicamente é adotar procedimentos para diminuir as atividades corretivas, eliminando problemas crônicos, melhorando os padrões e processos, além de desenvolver a “manutenibilidade”, ou seja, dotar a instalação de características como facilidade, precisão, segurança e economia na execução de ações de manutenção. A engenharia de manutenção procura obter soluções
• Vericar se o equipamento não foi danicado no transporte; • Vericar se o equipamento, quando armazenado à
denitivas para eliminar ou diminuir o máximo possível
comissionamento são:
a ocorrência de defeitos ou falhas no sistema ou equipamento. Dado um evento, estudam-se as possíveis e causas e realizam-se ações que resultem em uma d
o ã ç n e t u n a M
modicação do componente e eliminação do mesmo. A
engenharia de manutenção utiliza os dados obtidos nas demais atividades de manutenção para implementação das melhorias.
Outras atividades relacionadas ao sistema de manutenção Outras atividades que se relacionam com o conceito de manutenção, porém não estão inclusas nas denições
clássicas, são o comissionamento, a inspeção e a recepção de equipamentos. A recepção é o conjunto de atividades desenvolvidas para a colocação de uma instalação ou equipamento em operação. Tais atividades caracterizam-se pelo acompanhamento e execução dos serviços e encargos referentes às diversas fases por que passa uma instalação, desde a fase de planejamento até a fase de entrada em operação comercial. O comissionamento é uma etapa das atividades de recepção, que consiste em fazer vericações e executar
ensaios que demonstrem estarem todos os equipamentos e instalações de acordo com o projeto e funcionamento dentro das garantias contratuais e especicações, antes da entrada
em operação comercial. Por outro lado, observe-se que, normalmente, os equipamentos comprados são ensaiados na fábrica e, dependendo do seu grau de importância e custo, é necessário que o comprador verique se o fabricante atende
as normas e dispositivos contratuais. Assim é necessário inspecionar a execução de tais atividades. Nesse sentido, é possível levantar a questão sobre o fato de que se o equipamento já foi ensaiado na fábrica, por que testá-los antes da entrada em operação?
espera de montagem, não sofreu qualquer avaria (corrosão, umidade, danos, etc.); • Vericar aspectos corretos de montagem e alguns testes
do fabricante. Tem-se ainda que os objetivos principais do
• Fazer vericações e executar os ensaios que demonstrem
estar sendo ligados ao sistema, para operação comercial, equipamentos e instalações em condições de manter o nível de conabilidade, continuidade e segurança
exigidos de acordo com o projeto e funcionamento dentro das especicações e garantias contratuais;
• Levantar características, aferir e ajustar todos os componentes dos diversos circuitos de controle, proteção, medição, supervisão, etc.; • Registrar valores iniciais dos parâmetros determinantes de cada equipamento, indispensáveis ao estabelecimento de um sistema conável de manutenção e controle; • Vericar a delidade dos desenhos nais e fornecer
subsídios para elaboração dos desenhos “como construído” (As built); • Garantir a segurança do pessoal e dos equipamentos; • Estabelecer os limites operativos conáveis para os
diversos equipamentos; • Completar o treinamento especíco da equipe técnica
responsável pela operação e manutenção da instalação; • Garantir a segurança da energização inicial; • Assegurar o fornecimento das peças reservas, acessórios e ferramentas especiais previstas em contrato; • Orientar os órgãos das áreas nanceiras quanto aos itens
a serem capitalizados/patrimoniados; • Transferir para os órgãos responsáveis a responsabilidade pela guarda, operação e manutenção da instalação.
Ciclo de operação e manutenção de transformadores Caso seja detectada alguma não conformidade no transformador, técnicas adequadas são utilizadas para determinar sua extensão ou gravidade. Os resultados
serão utilizados para subsidiar a decisão de intervenção,
o i o p A
55
Figura 1 – Ciclo de operação e de manutenção do equipamento, desde o seu comissionamento até o fm de sua vida útil (Cigré Brasil, GT A2.05, 2013).
manutenção corretiva ou retorno à operação. A Figura
Brasileiro de Manutenção, Curitiba, 2011.
1 mostra um uxograma com o ciclo de operação e
• NEPOMUCENO, L. X. Técnicas de manutenção preditiva. São
manutenção de transformadores.
Paulo: Edgard Bluche, v. 1, 501 f., 1989.
Referências • PAULINO M. E. C. Considerações sobre modelos de sistema
integrado de manutenção e testes automatizados de proteção Elétrica. Congresso Brasileiro de Manutenção – ABRAMAN, 2005. • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de
transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.
• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.
• WG A2.34. Guide for transformer maintenance. CIGRE Internacional, Working Group A2.34, 2011.
• BATITUCCI, M. D. Comissionamento a primeira atividade de manutenção. Manutenção, n. 28, jan./fev. 91, p. 31-38.
• FERREIRA, A. B. H. Novo Aurélio – O Dicionário da Língua
*MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro
Portuguesa – Século XXI. São Paulo: Ed. Nova Fronteira, 2001.
eletricista e especialista em manutenção de sistemas
• ABNT NBR 5462. Conabilidade – terminologia. Associação
elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá
Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), 1994.
(EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |
• KARDEC, Alan; LAFRAIA, João. Gestão estratégica e conabilidade.
[email protected].
Rio de Janeiro: Qualitymark, ABRAMAN. 80 f., 2002.
• ABRAMAN, Associação Brasileira de Manutenção. A situação da manutenção no Brasil – documento nacional 2011, 26º Congresso
Continua na próxima edição Conra todos os ar tigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail
[email protected]
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s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
o i o p A
Capítulo III Anormalidades em transformadores de potência Por Marcelo Paulino*
As principais avarias em transformadores
dizem respeito a deciências dos enrolamentos sejam por má compactação das bobinas, por assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação das bobinas causada
componentes. Vale ressaltar que as instalações e os transformadores em operação têm envelhecido de uma forma geral, tornando-os suscetíveis a falhas. A seguir são apresentados alguns dados.
por curto-circuito. São signicativas também as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a alteração das características elétricas e físicoquímicas dos seus materiais isolantes. Isto implica “envelhecimento” de parte ou de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem sedimentos oriundos da oxidação,
que, em última análise, podem comprometer a operação do transformador.
A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não pode ser eliminada, mas
Figura 1 – Transformadores de 110/220 KV na Alemanha .
sim reduzida a um número e a uma intensidade
que não causem danos ao sistema elétrico, por meio de equipamentos e métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser resumidos na maneira pela qual é feita a sua manutenção e proteção, assim como também na qualidade dos seus
Figura 2 – Faixa etária de transformadores no Brasil.
o i o p A
Estatística de ocorrência Para a denição da estratégia de manutenção a ser adotada é adequada a obtenção de informações referentes ao estado dos equipamentos da instalação, separados em classicações que permita a análise dos defeitos e respectivas ocorrências. A seguir serão apresentados diversos estudos que mostram, além dos tipos de falhas, a classicação de ocorrências.Tais estudos são aqui apresentados apenas como exemplos do estabelecimento do processo de denição das anormalidades em transformadores. Informações adicionais devem ser buscadas na referência bibliográca. Os trabalhos de diagnóstico foram desenvolvidos a partir da coleta e da análise de dados acerca dos registros operacionais dos equipamentos, condições circunstanciais das ocorrências, análises de materiais em laboratórios especializados e inspeções realizadas em campo e em fábrica durante o processo de desmontagem
de cada um deles. Os resultados aqui obtidos visam contribuir com o aprimoramento de técnicas para diagnóstico e caracterização de falhas de equipamentos, classicando a suscetibilidade de transformadores de diferentes tipos de aplicação e suas falhas.
55
Estatística de defeito – Estudo de caso 1 Neste trabalho são relacionados e descritos os principais modos de falha normalmente vericados em transformadores, associados ao levantamento estatístico que compõe um banco de dados elaborado a partir de perícias realizadas entre os anos de 2000 e 2008 para companhias seguradoras. É apresentada (por BECHARA) e desenvolvida uma análise de falhas vericadas em cerca de uma centena de transformadores com diferentes tipos de aplicação, classes de tensão e níveis de potência. O objetivo do estudo é contribuir com um melhor entendimento de causas de falhas e os tipos de transformadores mais suscetíveis a cada uma delas. Um extrato desse trabalho é agora apresentado. Os transformadores inspecionados são utilizados por concessionárias de energia elétrica do sistema elétrico brasileiro, tendo sido fabricados por empresas nacionais e estrangeiras. A Tabela 1 mostra o conjunto de equipamentos analisados. Os critérios de arranjo dos dados da Tabela 1 teve por base a análise dos dados de manutenção e resultado de ensaios conforme o roteiro de investigação de cada caso. A Tabela 2 classica os principais tipos de falhas nos transformadores.
56
s e r o d a m r o f s n a r t e d
o i o p A
T ABELA 1 – C ONJUNTO DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA ANALISADOS Tipo
Classe de tensão (kV)
Potência (MVA)
Número de unidades
Elevador
69, 138, 230, 345, 440, 550
Até 418,5
23
Transmissão
230, 345, 440, 550, 765
Até 550
22
Subtransmissão
69, 88, 138
Até 60
47
TOTAL
92
T ABELA 2 – LEVANTAMENTO ESTATÍSTICO DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA FALHA
Tipos
Defeito de
Curto
Envelhe-
Componentes
fabricação circuito cimento Comutador Buchas externo
Sobretensões transitórias
Manutenção
Manobra
Descarga
inexistente
VFT
Atmosférica
inadequada
Enxofre
Defeito
Não
corrosivo após reparo apurado
Elevadores
2
0
4
0
4
6
1
0
2
1
2
Transmissão
4
6
0
3
4
0
0
0
0
2
3
Subtransmissão
1
16
7
8
1
4
1
3
0
2
4
TOTAL
7
22
11
11
9
10
2
3
2
5
9
Com o objetivo de obter parâmetros de referência de falhas para os transformadores analisados, a Figura 3 mostra os modos de falha mais signicativos pela quantidade para cada tipo de transformador. Vale ressaltar que do conjunto de dados em estudo, 50% dos transformadores pertencem ao sistema de substransmissão. Portanto, a incidência das falhas nesse sistema terá um peso maior na análise de
o ã ç n e t u n a todo o conjunto, como a percentagem de curtos-circuitos M externos, conforme mostrado na Figura 4.
A análise do item mais suscetível a falhas é mostrada na Figura 5. Nela pode-se notar que as bobinas são a maior fonte de problemas no transformador, com 70% das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%).
Figura 5 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.
Figura 3 – Tipos e quantidade de falhas identicadas nos transformadores.
Figura 4 – Porcentagem de falhas e m transformadores.
Estatística de defeito – Estudo de caso 2 O trabalho desenvolvido por Souza teve o objetivo de estudar as falhas e os defeitos ocorridos em transformadores de potência de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV do sistema elétrico da Companhia Energética de Goiás (Celg), referente ao período de 28 anos (1979 a 2007). O desenvolvimento da pesquisa baseou-se na identicação das partes dos transformadores que foram analisadas e divididas em blocos, na caracterização e na análise dos pontos de falhas e de defeitos detectados nestes equipamentos relativos às interrupções. A seguir são apresentados alguns resultados obtidos. Souza apresenta neste estudo o registro de 549 interrupções de serviço, no período de dezembro de 1979 a maio de 2007, ocorridas em 255 transformadores e autotransformadores (trifásicos ou bancos trifásicos),
58
o i o p A
T ABELA 3 – QUANTIDADE DE EQUIPAMENTOS POR FAIXA TRIFÁSICA NOMINAL E POR TENSÃO NOMINAL s Número total de equipamentos Potência trifásica Tensão nominal e r (trifásicos ou bancos) MENOR MAIOR o 106 34,5 kV 0,15 12 d 79 69 kV 1 20 a m 53 138 kV 62,5 7 r 17 230 kV 36 150 o 255 Total f s n ou seja, muitos dos equipamentos sofreram mais de uma (comutadores com carga) e 10% para comutadores sem a ocorrência. tensão. r A seguir são analisados os dados de interrupções de Assim, as interrupções associadas a estes três t
serviço, não considerando o sistema de proteção, no
componentes representam, juntas, 68% do total, e o item componente não identicado (11%) refere-se àqueles
não inerentes ao equipamento (relé de distância, relé de religamento em circuito de CA, relé de frequência, relé de sobretensão, relé de sobrecorrente) e proteções inerentes dos equipamentos (relé de temperatura do óleo, relé de pressão, relé Bucchholz/gás, relé diferencial, relé de bloqueio, válvula de alívio, nível de óleo, termômetro do óleo e termômetro do enrolamento). A Figura 6 mostra o número absoluto de
equipamentos dos quais não se obtiveram registros
e período de 09/12/1979 a 25/05/2007, ou seja, proteções d
o ã ç n e t u n a M transformadores e autotransformadores por ano e por
conáveis e/ou exatos das ocorrências.
classe de tensão, pertencentes às classes de tensão de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV, na qual se observa que houve um crescimento do número de equipamentos no decorrer dos anos.
A Figura 7 apresenta o percentual de interrupções em
transformadores
e
autotransformadores
versus
componentes. A gura evidencia que os componentes mais atingidos foram os enrolamentos (34%), as buchas (14%) e os comutadores (20%), sendo 10% para o OLTC
Figura 7 – Interrupções em transformadores e autotransformadores versus componentes.
Figura 6 – Número de transformadores e autotransformadores por ano e por classe de tensão.
59
Estatística de defeito – Estudo de caso 3 A título de ilustração, a Figura 8 apresenta um levantamento estatístico, realizado por um grande usuário, da incidência de problemas nas diversas partes do transformador.
Figura 8 – Incidência de problemas e m transformadores (em %).
Análise de anormalidades Analisa-se, a seguir, algumas das anormalidades de ocorrência mais comuns, seus efeitos e suas causas básicas. Via de regra, as seguintes condições são responsáveis pelos problemas a seguir: • Sobretemperatura: sobretemperaturas podem ser causadas por sobrecorrentes, sobretensões, resfriamento insuficiente, nível reduzido do óleo, depósito de sedimentos no transformador, temperatura ambiente elevada, ou curto-circuito entre enrolamentos. Em transformadores a seco, esta condição pode ser devido a dutos de ventilação entupidos.
• Falha em contatos internos: o transformador possui diversas conexões internas interligadas por elementos fixos, como conectores e parafusos, além de dispositivos móveis. A falha nesses componentes resulta na deficiência do contato e aumento da densidade de corrente nas partes condutoras, com consequente sobreaquecimento. Causados por
montagem incorreta, baixa qualidade dos materiais ou solicitações mecânicas devido a eventos de alta corrente no transformador, essa ocorrência tende a evoluir de um defeito para uma falha. • Falha de isolamento: este defeito se constitui em uma falha do isolamento dos enrolamentos do transformador; pode envolver faltas fase-terra, fase-fase, trifásicas com ou sem contato para a
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s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
o i o p A
terra ou curto-circuito entre espiras. A causa destas
falhas de isolamento podem ser curtos-circuitos, descargas atmosféricas, condições de sobrecarga ou sobrecorrentes, óleo isolante contendo umidade ou contaminantes.
• Tensão secundária incorreta: esta condição pode ser oriunda de relação de transformação imprópria, tensão primária anormal e/ou curto-circuito entre espiras no transforma dor.
• Descargas internas: descargas internas podem vir a ser causadas por baixo nível de óleo que resultem na exposição de partes energizadas, perda de conexões, pequenas falhas no dielétrico. Usualmente, descargas internas acabam por se tornar audíveis e causam radiointerferência. • Falhas do núcleo: esta condição pode ser devido a problemas com parafusos de fixação, abraçadeiras e outros.
• Alta corrente de excitação: usualmente, altas correntes de excitação são devido a núcleo “curtocircuitado” ou junções do núcleo abertas. • Falha da bucha: as falhas de buchas podem ser causadas por descargas devido à acumulação de contaminantes sólidos e a descargas atmosféricas A ocorrência em buchas costuma causar sérios prejuízos com explosões e incêndios, resultando na contaminação dos enrolamentos e danos generalizados em todo transformador. No caso de explosões, pedaços de porcelana podem ser lançados com risco de acidentes pessoais e danos dos equipamentos
adjacentes. Essa ocorrência está diretamente associada à perda das propriedades dielétricas do isolamento da bucha, com envelhecimento ou contaminação do isolamento óleo e papel (buchas OIP) ou do isolamento óleo e resina (RIP), além de degradação do corpo de porcelana com trincas e rachaduras. • Baixa rigidez dielétrica: esta condição pode ser causada por condensação e penetração de umidade,
devido à ventilação imprópria em transformadores a
seco,
nas
serpentinas
de
resfriamento,
nos
resfriados a água, ou diafragmas de alívio de pressão danificados ou, ainda, fugas ao redor dos acessórios
comutadores sob carga (LTC – Load Tap Changers), falha do núcleo ou contaminação. • Perda de óleo isolante: a perda de óleo isolante em um transformador pode ocorrer pelos parafusos de junções, gaxetas, soldas, dispositivos de alivio de sobrepressão e outros. As principais causas são: montagem inadequada de partes mecânicas, filtros impróprios, junções inadequadas, acabamento de superfícies incompatíveis com o grau necessário, pressão inadequada nas gaxetas, defeitos no material utilizado e falta de rigidez das partes mecânicas. • Problemas com equipamentos de manobra: muitos transformadores são equipados com LTCs (Load Taps Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais transformadores podem apresentar problemas extras associados a estes dispositivos como, por exemplo, os oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixos
e móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps, condensação de umidade no óleo destes mecanismos entre outros. O desgaste excessivo dos contatos pode ser atribuído à perda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo de espera insuficiente durante o percurso. Problemas devido ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de
taps são, usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladores de contatos. A condensação de umidade e carbonização deve-se a operação excessiva
ou ausência de filtragem. Outros problemas, como queima de fusíveis ou parada do sistema motor, são devidos a curtos-circuitos nos circuitos de controle, travamento de origem mecânica, ou condições de subtensão no circuito de controle. Em função do exposto verifica-se que uma série de itens e procedimentos deve ser observada ao longo do histórico de operação de um transformador sob pena de comprometer seu funcionamento correto. Deste modo, as rotinas de inspeção objetivando a
manutenção preventiva aplicáveis devem possuir um forte vínculo com os problemas de pequena monta e defeitos que eventualmente ocorram ao longo da vida útil do equipamento.
do transformador nos demais tipos.
• Descoloração do óleo isolante: a descoloração do óleo isolante deve-se, principalmente, à sua carbonização devido a chaveamentos nos
Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção
61
de Transformadores de Potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • WECK, K. H. Instandhaltung von Mittelspannungsnetzen, Haefely Symposium, Stuttgart 2000. • SALUM, B. P. Reparar ou Adquirir um Transformador Novo, CIGRE A2 – WORKSPOT, Belém, 2008. • BECHARA, R. Análise de Falhas em Transformadores de Potência. Dissertação de Mestrado, Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, 2010. • SOUZA, D. C. P. Falhas e Defeitos Ocorridos em Transformadores de Potência do Sistema Elétrico da Celg, nos Últimos 28 Anos: Um Estudo de Caso. Dissertação de Mestrado, Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás/UFG, Goiânia, 2008. • SANTOS, F. G. P. S. Transformadores de Potência – Inspeção e Manutenção, Companhia Siderúrgica Nacional, CSN, Volta Redonda, RJ.
* MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |mecpaulino@ yahoo.com.br.
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s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
o i o p A
Capítulo IV Ensaio de resistência ôhmica de enrolamentos e avaliação do comutador sob carga Tipos de falhas e defeitos em transformadores de potência Por Marcelo Paulino*
Este capítulo apresenta os procedimento s
assim o cálculo da resistência ôhmica por
de teste de resistência ôhmica e avaliação do
meio da lei de Ohm. Após a realização dos
OLTC (comutador sob carga) realizados com
testes, além da correção da medida realizada
instrumentos convencionais e os procedimentos
para a temperatura de referência, o testador
de teste utilizando o sistema de teste CPC100.
deve comparar os valores obtidos no teste
Mostra o método da queda de tensão e o
com o histórico do objeto sob teste e os
procedimento de teste avaliando o desempenho
resultados de testes anteriores ou mesmos
da comutação do OLTC.
dados de fábrica. Essa comparação irá balizar a análise final do teste. Apresentaremos o
Resistência ôhmica dos enrolamentos
método da queda de tensão, consagrado
Os procedimentos para a determinação
internacionais. Entretanto, outros métodos
de resistências ôhmicas estão entre os mais
poderão ser utilizados, dependendo dos
usuais. Consistem geralmente na determinação
equipamentos de medida disponíveis para
da
corrente
o testador, como método da ponte (Kelvin e
contínua a uma determinada temperatura. O
Wheatstone) ou uso de equipamentos que
testador deverá avaliar o valor da resistência a
promovem a automatização do processo de
ser medida para determinar qual método e/ou
medida.
resistência
elétrica
utilizando
pelo uso e sugerido por diversas normas
equipamentos serão utilizados. O princípio utilizado por esses métodos consiste na medição da tensão entre os terminai s
Método da queda de tensão O método da queda de tensão, também
do objeto sob teste e ao mesmo tempo a medida
chamado
de
da corrente que passa pelo objeto. Efetua-se
amperímetro,
método
do
consiste
na
voltímetro
e
medida
da
o i o p A
59
resistência R percorrida pela corrente I e da tensão sobre
resistência do voltímetro, temos as seguintes aplicações:
a resistência sob ensaio V. Respectivamente, a corrente
• A montagem à montante, Figura 1, deve ser usada para
I e a tensão V são medidas com um amperímetro e um
medir resistências R>>Ra;
voltímetro.
• A montagem à jusante, Figura 2, deve ser usada para medir resistências R 12.000
10.000
resistência de isolamento: • Deverão ser obedecidos todos os procedimentos relativos às
• De forma que as leituras não sofram influências de
recomendações de segurança, segundo as especicações da
resistências em paralelo com a que se está avaliando,
instalação ou da empresa.
• Desenergizar o transformador; • Desconectar os cabos externos. Os ensaios de resistência de isolamento devem ser executados com todos os cabos do
deve-se utilizar do cabo "GUARDA". Assim, os terminais do megôhmetro deve se r aplicado como mostrado na Tabela 2 (exemplo utilizando transformador de dois enrolamentos). A Figura 4 mostra um esquema de conexão para medida
transformador desconectados das buchas, inclusive o cabo da bucha de neutro;
de resistência entre os enrolamentos de alta e baixa tensão.
• Caso não seja possível a desconexão dos cabos, deve-se
T ABELA 2 – C ONEXÕES PARA TESTE EM TRANSFORMADOR
proceder a anotação detalhada do esquema de teste com respectiva descrição; • Curto-circuitar os terminais das buchas de um mesmo enrolamento para obter uma melhor distribuição do potencial; • O tanque do transformador deve ser aterrado; • Inspecionar e limpar as buchas com pano seco ou embebido
DE DOIS ENROLAMENTOS
Resistência entre
Circuitos conectados aos terminais Line Guard Earth
AT – BT
AT
Carcaça
BT
AT – CARCAÇA
AT
BT
Carcaça
BT – CARCAÇA
BT
AT
Carcaça
60
o i o p A
s • O resultado das medidas deve ser corrigido para a temperatura e de referência. r o d a m r o f s n a r t Figura 4 – Conexões para medida de AT-BT em transformadores de e d o ã ç n e t u n a M
dois enrolamentos.
T ABELA 3 – T ABELA ORIENTATIVA PARA O DIAGNÓSTICO COM OS ÍNDICES IP E IA
Condições de isolamento
Índice de absorção (R1min /R 30s )
Índice de absorção (R10min /R1min )
Pobre
< 1,0
< 1,0
Duvidoso
1,0 a 1,4
1,0 a 2,0
Aceitável
1,4 a 1,6
2,0 a 4,0
Bom
> 1,6
> 4,0
Basicamente, a degradação do isolamento pode ser avaliada por meio de testes ao longo do tempo com o ensaio de resistência de isolamento em CC, e também determinada a condição do
isolamento como um teste “passa ou não passa”. Neste caso, a existência de uma falha grave no isolamento, como um curtocircuito franco, é evidenciada. Caso contrário, a avaliação deve ser
Critérios de avaliação A avaliação é realizada pela comparação dos valores de resistência de isolamento obtidos ao longo do ensaio, sendo realizadas medidas em intervalos de 30 segundos a 1 minuto, com duração total de geralmente dez minutos. Além da interpretação da curva mostrada na Figura 5, a condição do Índice de Polarização e Índice de Absorção apontarão o estado do isolamento. Assim, na curva da Figura 5, um crescimento contínuo na resistência indica boa isolação, em contrapartida,
uma curva uniforme ou decrescente indica isolação degradada. A Tabela 3 mostra a orientação para o diagnóstico com os índices.
Considerações sobre resistência de isolamento
realizada pelo ensaio de perdas em corrente alternada, ensaios de tensão aplicada e tensão induzida.
Ensaio de rigidez dielétrica A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico que pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este perca
suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se armar que após um valor de tensão, designada por tensão de ruptura, o material isolante passa a conduzir corrente. Assim, dene-se rigidez dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme a distância entre os dois pontos de aplicação. E ste valor é dado em V/m.
Os resultados obtidos no ensaio de resistência de isolamento não podem ser considerados um critério exato de avaliação das condições do isolamento do transformador e de sua capacidade
A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para
operativa. Entretanto, os valores medidos podem ser usados
cada material, pois depende fundamentalmente da espessura
como uma orientação sobre o seu estado, baseando-se na
do isolante, da pureza do material, do tempo e do método
avaliação do histórico do equipamento.
de aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da
BOA
temperatura, da umidade, dentre outros fatores ambientais.
ISOLAÇÃO
O óleo apresenta alta rigidez dielétrica se possuir baixo teor de agua e baixo teor de partículas contaminantes. Água e partículas sólidas em níveis elevados tendem a migrar para regiões de tensão elétrica elevada e reduzir dramaticamente a rigidez dielétrica. Portanto, a rigidez dielétrica indica a presença de contaminantes. Um baixo valor da rigidez dielétrica pode indicar que uma ou ambas estão presentes. Entretanto, uma alta rigidez dielétrica não
RESISTÊNCIA (EM MEGOHMS)
ISOLAÇÃO QUEBRADA
0
TEMPO
10 MINUTOS
(EM MINUTOS )
Figura 5 – Comportamento típico de ensaio de Resistência do Isolamento (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013).
indica necessariamente a ausência de todos os contaminantes.
Como o teste é realizado obtendo-se o valor de tensão na qual ocorre uma ruptura do uido entre dois eletrodos posicionados no interior de uma cuba de material isolante
o i o p A
61
em condições preestabelecidas, o resultado dependerá das
condições em que o teste foi realizado. Os procedimentos mais utilizados no Brasil incluem o uso
T ABELA 4 – V ALORES RECOMENDADO PARA TRANSFORMADORES ( MÉTODO ABNT NBR IEC 60156 - CIGRE B RASIL , GT A2.05, 2013)
Tensão
Valores limites
de eletrodos e respectivos espaçamentos em milímetros de
≤ 72,5 kV
≥ 40 kV
formatos ASTM (ou ANSI ou ABNT) e VDE. A Figura 6 mostra a cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.
> 72,45 / ≤ 242 kV
≥ 50 kV
> 242 kV
≥ 60 kV
Independentemente do tipo de teste a ser executado, é importante que a cuba e os eletrodos estejam bem limpos
e secos antes do enchimento do óleo. A Tabela 4 mostra os valores recomendados para transformadores segundo a ABNT NBR IEC 60156.
Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984. • GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. * MARCELO EDUARDO DE CARVALHO eletricista e especialista em elétricos pela Escola Federal (EFEI). Atualmente, é gerente |
[email protected].
Figura 6 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.
PAULINO é engenheiro manutenção de sistemas de Engenharia de Itajubá técnico da Adimarco
Continua na próxima edição Conra todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail
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s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
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Capítulo VIII Avaliação do isolamento em transformadores de potência Ensaio de perdas dielétricas e capacitância Por Marcelo Paulino*
A avaliação de equipamentos de subestação tem evoluído com a utilização de procedimentos e sistemas de teste dotados de técnicas e ferramentas
procedimentos e ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma
que promovem uma avaliação ecaz e rápida
Este trabalho mostra técnicas de avaliação e testes de transformadores utilizando varredura de frequências. Por meio da observação do fenômeno do efeito pelicular e do fenômeno da polarização do meio dielétrico, o trabalho avalia a condição do isolamento de transformadores de potência e buchas de alta tensão.
desses equipamentos. Essa avaliação deve ser aprimorada, de forma a garantir o funcionamento contínuo
das
instalações
responsáveis
pelo
suprimento de energia elétrica. Como os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob diversas condições adversas, tais como: altas temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa forma, mesmo tendo uma operação e manutenção de qualidade, não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as funções de transmissão e distribuição de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, as atividades de comissionamento e manutenção periódica para vericação regular das condições de operação
desses equipamentos tornam-se cada vez mais importante. E torna-se imperativo a busca por
rápida e precisa.
Medida de capacitância, fator de potência e fator de dissipação com variação de frequência Medida da Capacitância (C) e Fator de Dissipação (FD) estão estabelecidos como importantes métodos de diagnóstico de isolamento, publicado primeiro por Schering em 1919 e utilizado para esse propósito em 1924. Em um diagrama simplicado do isolamento, Cp
representa a capacitância e Rp, às perdas.
o i o p A
53
Relações entre o fator de potência e o fator de dissipação A relação entre fator de potência (FP), denido como o
Figura 1 – Diagrama simplicado do isolamento.
O fator dissipação é denido como:
cosseno do ângulo entre a corrente total e a tensão aplicada (cos ϕ), e o fator de dissipação (FD), denido como a tangente do ângulo entre a corrente total e a corrente capacitiva (tan δ). Matematicamente, a correlação entre os dois pode ser escrita como:
(1) Na Figura 2, C1 e R1 conectados em série representam as perdas do objeto em teste, e C2 representa perdas livres do capacitor de referência.
(2)
(3)
Novas aplicações de avaliação do isolamento com variação de frequência
Figura 2 – Representação de uma Ponte Shering.
Até os dias de hoje, o fator de dissipação ou o fator de potência só foram medidos na frequência da linha. Com a fonte de potência do equipamento utilizado neste trabalho é possível agora fazer essas medições de isolamento em uma larga faixa de frequência.
54
s e r o d a m r o f s n a r t
o i o p A
Além da possibilidade de aplicar uma larga faixa de frequência, as medições podem ser feitas em frequências diferentes da frequência da linha e seus harmônicos. Com este princípio, as medições podem ser realizadas também na presença de alta interferência eletromagnética em subestações de alta tensão. A faixa de frequência utilizada varia de 15 Hz a 400 Hz. Os testes podem ser realizados sem problemas, pois, nesta faixa de frequências, as capacitâncias e as indutâncias do sistema elétrico testado são praticamente constantes. Para avaliarmos o isolamento, devemos considerar que o dielétrico perde sua capacidade de isolar devido a:
da conexão das linhas; • Todos os terminais das buchas de um determinado grupo, como os terminais A, B, C (e Neutro) do enrolamento de Alta Tensão; A, B, C (e Neutro) do enrolamento de baixa tensão e A, B, C (e Neutro) do enrolamento terciário devem ser
conectados; • Os terminais do neutro de todos os enrolamentos conectados em estrela com ponto aterrado devem ser desconectados do terra (tanque);
• Movimento de íons e elétrons (corrente de fuga); e • Perdas por causa do efeito da polarização.
d
Procedimentos gerais o ã Em linhas gerais, seguem alguns procedimentos para a ç realização das medidas de capacitância e fator de potência n e para transformadores de dois enrolamentos. A Figura 3 mostra a t representação esquemática do isolamento para transformadores u de dois enrolamentos. n a M
Figura 3 – Representação esquemática do isolamento para transformadores de dois enrolamentos.
Em que: • Cab representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta Tensão (AT) e os enrolamentos de Baixa Tensão (BT); • Ca representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta Tensão (AT) e a carcaça; • Cb representa o isolamento entre os enrolamentos de Baixa Tensão (BT) e a carcaça. Assim: • O transformador deve estar desenergizado e completamente isolado do sistema de potência; • O aterramento adequado do tanque do transformador deve ser checado; • Os terminais das buchas de alta tensão devem ser isolados
Figura 4 – Transformador preparado para teste.
• Se o transformador tiver um comutador de taps, então ele deve ser posto na posição de neutro (0 ou no meio dos taps); • Conectar os terminais de aterramento do equipamento de teste no aterramento do transformador (subestação); • Conectar a saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no enrolamento de alta tensão do transformador (de acordo com as instruções de conexão). Deve-se evitar que partes desparafusadas ou soltas do cabo de teste de alta tensão toquem qualquer parte como buchas e o tanque do transformador. Isto pode causar abertura de arcos (ashovers);
• Conecte o cabo de medida (vermelho) no enrolamento de baixa tensão, e o cabo Guarda (azul) carcaça do transformador (de acordo com as instruções de conexão do equipamento de teste utilizado). Neste caso é realizada a medida: ♦ UST-A: medida de AT para BT, guardando carcaça (Cab). • Alguns equipamentos de teste possuem a facilidade de trocarem a função dos cabos, ou seja, o cabo vermelho pode ser um cabo de medida ou Guarda, dependendo da escolha do testador. O mesmo ocorre para o cabo Azul. Assim, com a mesma conexão é realizada a medida: ♦ GST-A: medida de AT para carcaça, guardando BT ( Ca). • Para realizar o teste de BT para carcaça , conecte o cabo de medida (vermelho) no enrolamento de alta tensão, e o cabo de saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no
56
o i o p A
s enrolamento de baixa tensão. O cabo Guard (azul) continua e na carcaça do transformador. É realizada a medida: r ♦ GST-A: medida de BT para carcaça, guardando AT (Cb). o d a m r o f s n a r t e d Figura 5 – Esquema de conexão para medidas AT-BT e AT-carcaça.
o ã ç n e t u n a M
T ABELA 1 – C ONDIÇÕES DO ISOLAMENTO PELA IEEE STD. 62-1995 Condições do isolamento
Transformador Bom
Aceitável
Deve ser investigado
Novo
DF < 0.5%
-
-
Antigo sob serviço
DF < 0.5%
0.5% < DF < 1%
DF > 1%
Todos os valores medidos a 20 °C
Neste caso é importante que o testador use o histórico do equipamento para realizar uma análise adequada.
Com o desenvolvimento de novas técnicas e novos equipamentos de teste, a avaliação do isolamento pode ser feita com a variação de frequência da tensão de teste. Assim capacita o testador a realizar testes sem problemas de interferência eletromagnética e com maior capacidade de avaliação. Com a variação de frequência, o resultado mostra uma tendência que pode ser usada para avaliação, pois à medida que elevamos a frequência, as perdas aumentam, ou seja, os valores de FP ou FD tendem a aumentar. As Figuras 7 e 8 mostram o comportamento do FP com variação de frequência para um transformador novo de 69 kV.
Figura 6 – Esquema de conexão para medidas BT-carcaça.
• “Curte-circuite” todos os TCs de bucha, se houver; • Não faça nenhum teste com alta tensão em transfo rmadores
Figura 7 – Transformador novo de 69 kV.
sob vácuo;
• A tensão de teste pode ser alterada respeitando-se a tensão do enrolamento sob teste; • Todos os testes devem ser feitos com a temperatura do óleo próxima a 20 °C. Correções de temperatura podem ser calculadas usando as curvas de correção, mas elas dependem em grande parte do material isolante, do conteúdo de água e de vários outros parâmetros;
• É importante obedecer às determinações registradas nos manuais dos equipamentos de testes. Figura 8 – Fator de potência para transformador novo de 69 kV.
Avaliação do ensaio de fator de potência Para os testes realizados apenas na frequência da linha (60 Hz), o range dos valores de fator de potência para novos e antigos transformadores são publicados pelas normas e por outras literaturas. Pela IEEE Std. 62-1995, são determinados os seguintes valores:
A seguir temos um exemplo de resultado onde é realizada a comparação das medidas de fator de potência entre as buchas das três fases de um banco de reatores ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46, 2002, com potência: 40,33 MVAr, tensão HV: 500 kV, corrente HV: 127 A. A Figura 9 mostra um dos reatores e a Figura 10 mostra os valores de FP para as três fases do banco.
o i o p A
Figura 9 – Reator ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46 (154 kV-20 kV).
57
Nota-se que o fator de potência tende a aumentar com o aumento da frequência, comprovando o descrito anteriormente. Entretanto, registraram-se picos negativos e positivos exatamente sobre a frequência de 60 Hz. Isso ocorreu devido à forte interferência eletromagnética na medida, pois os reatores avaliados estão instalados ao lado do bay de 500 kV energizado. Vale ressaltar que, se as medidas fossem feitas apenas com 60 Hz, os resultados anotados certamente estariam errados, pois não levariam em consideração as condições reais do isolamento sob teste.
Diagnóstico de umidade no isolamento Para a avaliação do conteúdo de umidade no isolamento líquido e sólido, o emprego do método Karl Fischer, além de amplamente utilizado, serve como dado de referência para outros métodos, tais como os métodos de resposta dielétrica. Entretanto, este método sempre é afetado por diversas inuências, como o ingresso de umidade do ambiente durante
a coleta, transporte e preparação da amostra. Isso compromete os resultados e diculta a comparação com valores referenciais. Figura 10 – Medidas de fator de potência nas fases A, B e V.
58
s e r o d a m r o f s n a r t
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Buscando uma solução para determinação da umidade, métodos de diagnóstico de dielétricos foram desenvolvidos para deduzir a umidade no papel e realiza a análise das características
do isolante. Os trabalhos da Força Tarefa D1.01.09 do Cigré mostram a validade desses métodos. Estes trazem a promessa de dar maior precisão ao diagnóstico e determinação da umidade no isolamento. Métodos de diagnósticos do dielétrico deduzem o teor de umidade no isolamento sólido empregando os mecanismos de estabelecimento de correntes polarização e despolarização, bem como fator de dissipação com variação de frequência. A seguir é descrito o método que combina medidas no domínio do tempo e medidas no domínio da frequência. Isso possibilita diagnósticos seguros até mesmo para isolamentos e muito antigos.
d
o ã ç n e t u n a M
Medidas das propriedades dielétricas Sobre as propriedades do dielétrico, o isolamento de um transformador é composto de espaçamentos preenchidos com óleo isolante. Sendo aplicada tensão de teste no enrolamento de alta tensão, a corrente ui na isolação principal e é medida
no instrumento de teste. Essa corrente é medida na ordem de [nA] e [pA]. As propriedades medidas são a condutividade da celulose e do óleo, além do efeito de polarização interfacial. A polarização interfacial ocorre se dois materiais com diferente condutividade e permissividade (óleo e papel) estão dentro de um dielétrico. Assim, os íons em óleo viajam para o elétrodo oposto e forma uma nuvem de carga que pode ser medida externamente como um efeito de polarização. A polarização e a condutividade são afetadas pela geometria do isolamento e sua composição. A medida do isolamento de um
A análise das propriedades dielétricas é dada com a
combinação da polarização interfacial no isolamento óleo e papel no transformador de potência, combinando suas características. A resposta dielétrica de isolamento pode ser registrada no domínio do tempo ou no domínio frequência. Uma vez no domínio do tempo tem-se o registro da medida de carga e descarga das correntes pelo isolamento. Este procedimento é conhecido como Corrente de Polarização e Despolarização (Polarization and Depolarization Currents – PDC). As medidas no domínio da frequência são obtidas pelas medições de tangente delta, com uma faixa de frequência maior, especialmente em baixas frequências. Este procedimento é chamado de Espectroscopia no Domínio da Frequência (Frequency Domain Spectroscopy – FDS). A combinação dessas duas técnicas reduz drasticamente a duração do teste comparado com as técnicas existentes.
Análise das medidas no isolamento e determinação da umidade A
umidade
inuencia
fortemente grandezas como
correntes de polarização e despolarização, capacitância e fator de dissipação. O fator de dissipação com variação de frequência mostra uma forma de curva típica em formato de “S”. Com o aumento do teor de umidade, da temperatura ou com o envelhecimento, a curva aumenta para frequências mais elevadas.
transformador consiste na medida da superposição de vários
efeitos, tais como as propriedades do papel sozinho e do óleo isolante, mostradas na Figura 11.
Figura 12 – Interpretação para os dados de domínio da frequência com a discriminação entre as inuências de vários fenômenos físicos.
Figura 11 – Fator de dissipação do papel e do óleo e a sobreposição dos efeitos na reposta global (óleo + papel).
A seguir estão os resultados do teste em transformador WEG 230-69-13,8 KV, fabricado em 1981 e reformado em 2010. A Tabela 2 mostra os resultados na frequência de 60 Hz extraídos do teste de PDC+FDS mostrado na Figura 13. A Figura 14 mostra a unidade testada.
o i o p A
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T ABELA 2 – RESULTADO DE TESTE EM TRANSFORMADOR DE 230 KV (60 H Z ) Teste realizado
Fator de dissipação
Capacitância
Umidade
AT – BT (CHL)
0,210%
2,4681 nF
1,2%
BT– massa (CLT)
0,226%
4,6884 nF
1,3%
Figura 14 – Transformador 230-69-13.8 KV sob teste.
• GT A2.05 – Guia de manutenção para transformadores de potência. Cigre Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.
Figura 13 – Resultados do teste em transformador 230-69-13.8 KV sob teste.
Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.
* MARCELO EDUARDO DE CARVALHO eletricista e especialista em elétricos pela Escola Federal (EFEI). Atualmente, é gerente |
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s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
o i o p A
Capítulo IX Análise de resposta em frequência Diagnóstico de transformadores de potência utilizando análise de resposta em frequência e impedância terminal Por Marcelo Paulino*
Este texto descreve os conceitos e princípios da aplicação da análise de resposta em frequência e impedância terminal. Mostra a diferença entre as duas denições (função de transferência e
impedância terminal). Comumente esses dois elementos são confundidos e tratados erroneamente como sendo um único elemento. O trabalho também descreve os princípios de avaliação e os algoritmos utilizados como ferramenta que fornece uma referência numérica e ajuda a equipe de teste na tomada de decisão, eliminando erros na análise do resultado. Assim aumenta-se consideravelmente a conabilidade do ensaio.
Introdução Da eletrônica temos a designação de análise da resposta em frequência como o estudo da relação entre dois sinais alternados com a variação da frequência. Sua representação é realizada em notação polar, denindo as funções amplitude e
fase da resposta em frequência, evidenciando a relação existente entre as amplitudes e a diferença entre as fases dos sinais de entrada e saída no objeto em teste. As representações grácas das funções
amplitude e fase da resposta em frequência, em escala logarítmica, representam as assinaturas do
objeto em teste diante da variação de frequência. A indústria elétrica usa essa técnica para avaliar transformadores de potência, por meio da função de transferência, ou seja, da relação das tensões de entrada e saída do objeto em teste e
por sua impedância terminal. Análise de resposta em frequência, geralmente conhecida dentro da indústria como FRA, é uma técnica de teste de diagnóstico poderosa. Consiste em medir a função de transferência, também conhecida como resposta em frequência, e a impedância dos enrolamentos. Essas medidas podem ser usadas como um método de diagnóstico para a detecção de defeitos elétricos e mecânicos do transformador em cima de uma larga escala de frequências. Para tal é realizada a comparação entre a função de transferência obtida com assinaturas de referência. Diferenças podem indicar dano ao transformador que pode ser investigado usando outras técnicas ou um exame interno. Os transformadores são equipamentos essenciais em sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica. Na ocorrência de uma falta no sistema, descarga atmosférica ou uma falta dentro do transformador, podem ser geradas altas correntes circulantes nas bobinas e/ou uma alta tensão
o i o p A
sobre estas. Consequentemente ocasionam danos estruturais, deformações nas bobinas e/ou de isolação do equipamento,
fechando-se curto-circuito entre espiras, entre bobinas ou destas para a carcaça (ponto de terra).
49
diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na função de transferência pode ser interpretada como uma deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto, é complicado estimar o correspondente grau de deformação
Danos de transporte também podem ocorrer se os procedimentos forem inadequados, podendo conduzir ao movimento do enrolamento e núcleo. O circuito equivalente de um transformador é complexo e composto de resistências, indutâncias e capacitâncias provenientes dos enrolamentos, assim como capacitâncias parasitas entre espiras, entre bobinas e destas para o tanque. Este circuito possui características únicas de resposta em frequência para cada transformador, funcionando como uma impressão digital. Qualquer tipo de dano na sua
do enrolamento e identicar qual a extensão da variação das
estrutura interna, tanto na parte ativa (enrolamentos e núcleo)
alterações nas características da estrutura de transformadores
como na parte passiva (estrutura, suportes, tanque etc.), afeta
de potência, principalmente deformações nas bobinas. Essas
diretamente os parâmetros deste circuito equivalente, o que altera sensivelmente a resposta em frequência deste circuito, que comparado à sua resposta original pode claramente evidenciar a falha. Um problema da análise de resposta em frequência é a falta de procedimento padronizado internacional para que seja feita a comparação das análises dos resultados. Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das
modicações podem ser resultados de diversos tipos de
medidas do FRA é aceitável para operação do transformador sem falhas.
Denições Análise de resposta de frequência (Frequency Response Analysis – FRA)
Análise de resposta de frequência, comumente chamada de FRA, é uma técnica de diagnóstico utilizada para detectar
problemas elétricos ou mecânicos (danos durante o transporte, a perda de xação de partes internas, esforços mecânicos
causados por curto-circuito, etc.) O teste não é destrutivo e pode ser usado tanto como uma ferramenta para detectar danos de enrolamento, quanto uma ferramenta de diagnóstico para estudo de defeitos observados em outros testes (por exemplo, o
50
o i o p A
fator de potência do isolamento, análise de gases dissolvidos, impedância de curto-circuito, etc.). FRA consiste na medida da função de transferência e na medida da impedância terminal vista pelo sistema de medida. A medição é feita por uma ampla gama de frequências e os resultados são comparados à assinatura de referência ou "impressão digital" do enrolamento para obtenção de um diagnóstico.
s e r o d a m r o Método de varredura de frequência (Sweep Frequency Method) f Consiste na medida direta de uma resposta de frequência s n por meio da injeção de um sinal de frequência variável. Este a sinal é injetado em um terminal de entrada e medida a resposta r t no terminal de saída. Também designado por análise de e d o ã ç n e t u n a M
Em que: • A(dB): amplitude, em [dB]
• Vout: Vout: tensão de entrada • Vin: Vin: tensão de saída Fase da função de transferência
A mudança de ângulo de fase da resposta relativa ao sinal injetado em função da frequência.
resposta em frequência por varredura (SFRA – Sweep Frequency
Impedância terminal (função impedância)
Response Analysis).
Consiste na representação gráca da impedância própria
Método de impulso de tensão (Impulse Voltage Voltage Method)
Consiste na medida indireta de uma resposta de frequência, realizada pela injeção de um ou mais sinais de impulso de tensão em um terminal de entrada e medida a resposta no terminal de saída. Se mais do que um impulso é utilizado, as formas de onda são diferentes, de modo a proporcionar uma densidade mais uniforme do espectro para calcular os resultados. As medidas, realizadas no domínio do tempo, são transformadas para o domínio de frequência.
de uma bobina ou da impedância vista pelo sistema de medida, apresentando a relação entre o sinal de tensão de entrada e o sinal de corrente de entrada em função da frequência, obtendo-se a Função Impedância Ui/Ii (f) e Função Admitância Ii/Ui (f). Sua representação pode ser realizada em forma gráca como parte real e parte imag inária
ou como módulo e ângulo. Autoadmitância do enrolamento
Quando um transformador é posto à prova por um teste de resposta em frequência, as conexões são conguradas de tal
Amplitude da função de transferência
A amplitude da resposta relativa ao sinal injetado determina a função de transferência de tensão, geralmente expresso em dB. O resultado corresponde à medida sobre a admitância testada, com a relação entre a tensão de entrada e a tensão de saída, calculado como:
maneira que quatro terminais são usados. Estes quatro terminais podem ser divididos em dois pares originais, em um par para a entrada e em outro par para a saída. Estes terminais podem ser modelados em um par de terminais duplos ou em uma conguração como uma rede de duas portas. A Figura 2 mostra
esse modelo.
Figura 1 – Esquemas básicos de conexão: (a) Conexão para medida da função de transferência (b) Conexão para medida da impedância terminal.
52
o i o p A
s e r o d a m r Figura 2 – Representação do quadripolo o f s n a r Na diagonal da matriz [Y], Yii é a autoadmitância do nó t i, ou seja, é a soma de todas as admitâncias conectadas ao e nó i. Na prática, esta é a admitância medida pela aplicação d de uma tensão a uma extremidade de um enrolamento e da medição da corrente por meio da outra extremidade do enrolamento. Esses resultados são obtidos por meio das medidas de impedância terminal do transformador sob teste.
o ã ç n e t Admitâ Adm itância ncia entr e os o s enrol e nrol amento ame ntoss u Segundo (2), Yij é a admitância entre enrolamentos ou a n a admitância de acoplamento entre os nós i e j. M
Z(j ω) deste elemento. A grande maioria dos instrumentos
de medida e arranjos de ensaio não fornece a medida da impedância, eles o calculam em função de uma impedância de referência. Quando o instrumento utilizado não é capaz de medir a impedância, utiliza-se o recurso de substituir uma corrente pela tensão de saída. Os arranjos de teste são baseados no circuito apresentado pela Figura 3b, em que Vfonte é o sinal injetado e Ventrada Ventrada e Vsaída são as medidas da tensão de referência e de teste. Zfonte é a impedância interna do gerador de sinais ou do analisador de redes e Z(j ω) é a impedância do enrolamento. Uma impedância Zfonte é definida como 50 Ω, por exemplo, e incorporada em H(j ω). As equações 3 e 4 mostram o relacionamento de Z(j ω) a H(j ω), com a representação das tensões no domínio
da frequência.
Representação da impedância do elemento em teste
Detecção de falhas no transformador
pel a fu nção nçã o de d e trans t rans ferê ncia nci a
A impedância do transformador é, principalmente, um
Não se trata da medida de impedância terminal, mas apenas da representação gráfica relativa à impedância vista pelo sistema de medida, segundo os resultados obtidos pela função de transferência. Quando é realizada a medida da função de transferência H(j ω), não é medida a impedância do elemento em teste, ou seja, obtém-se a
valor combinado da composição do enrolamento (resistências,
relação das tensões de entrada e saída e não a impedância
de ressonância fr é dada por (5).
reatância de fuga e capacitâncias) e os componentes de excitação (condutância, susceptância e capacitância). Os componentes indutivos (L) e capacitivo (C) são responsáveis
pela característica transitória e pelas de ressonâncias, em que a reatância indutiva é igual a reatância capacitiva. A frequência
Figura 3 – (a) Princípio básico de conexão para medida do SFRA. (b) Circuito básico para teste.
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Conforme descrito, as técnicas de análise de resposta em frequência são capazes de detectar diversos pontos de ressonância. Portanto, é possível estimar as localizações das alterações locais que não puderam ser detectados por
meio de técnicas de diagnóstico convencionais.
Algor Alg orit itmos mos par paraa anál a nális isee Um problema da análise de respos ta em frequência é a falta de procedimento padronizado internacional para que seja feita a comparação das análises dos resultados. Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na função de transferência pode ser interpretada como uma deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto, é complicado estimar o correspondente grau de deformação do enrolamento e identificar qual extensão da variação das
medidas do FRA é aceitável para operação do transformador sem falhas. As análises são feitas por pessoas capacitadas, porém, há o risco de serem julgadas de maneira subjetiva. Por isso, a necessidade de um algoritmo que permita a determinação qualitativa e quantitativa de duas assinaturas de FRA relacionadas com uma determinada faixa de frequência. Para iniciarmos a discussão sobre os modelos matemáticos aplicados a análise de falha nos testes de reposta em frequência, definimos FT como função de transferência. Desvio entre funções de transferência
O cálculo do desvio ou erro entre uma FT de referência e uma FT de teste é o método mais fácil de mostrar as diferenças. Chamaremos essa diferença de função erro representada por Δ0(f).
A desvantagem desvantagem deste método é que a função erro é calculada de maneira não uniforme pela faixa de
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frequência. É necessário realizar uma normalização da função erro para ficar independente da resposta da função
cepp.com.cn da empresa China Electric Power Publishing
erro aplicada às funções de transferências consideradas.
em frequência de enrolamentos de transformadores (duas
Uma possibilidade é padronizar o valor médio da FT de
assinaturas) pelo cálculo dos fatores RLF, RMF e RHF (ver
referência, |FTRef(f)| como mostrado em (5). Com isto,
Tabela 1 – Fatores de avaliação de enrolamentos de acordo
o peso da função erro é o mesmo em toda a faixa de
com a norma DL/T911-2004). Para entendimento básico do
frequência. A esperança E[Δ1(f)] descreve o erro relativo
cálculo que envolve esse algoritmo, o cálc ulo dos fatores é mostrado a seguir.
médio da FT de teste. Se a FT de teste e a FT de referência
Co. O algoritmo avalia a similaridade de duas respostas
forem idênticas seu valor será zero. Também se Δ0(f) for
zero, isso significará apenas ruído.
O desvio padrão é uma medida da variação do erro que
o signica a distribuição estatística dos valores da função erro, ã dada pela raiz quadrada positiva da variância. O desvio padrão ç é zero para uma diferença constante entre as funções de n e transferências. t u n a M Fator de correlação cruzada O fator de correlação é a medida da similaridade entre duas curvas. No caso de variáveis discretas aleatórias, é denida como o quociente entre a covariância (Cov) e o desvio padrão (σ) dessas variáveis.
Em que X(k) e Y(k) são sequências comparáveis da
resposta em frequência com comprimento N. O fator Rxy avalia em diferentes valores das escalas os fatores de
avaliação do enrolamento, conforme os dados mostrados na Tabela 1. Usando os fatores de avaliação do enrolamento apresentados, as condições de deformação do enrolamento do transformador são denidas na Tabela 2.
O fator de correlação pode assumir valores apenas entre -1 e +1. Uma completa correlação linear positiva (negativa) de duas variáveis aleatórias é dada por um valor de +1(-1)
e uma correlação não linear é dada pelo valor do fator de correlação igual a zero. O fator descreve o nível de dependência linear entre duas variáveis aleatórias. Se duas variáveis aleatórias são consideradas como dois vetores N-dimensionais, o fator de correlação pode ser interpretado como o cosseno do ângulo entre os dois vetores.
T ABELA 1 – F ATORES DE AVALIAÇÃO DE ENROLAMENTOS DE ACORDO COM A NORMA DL/T911-2004 Fator de avaliação do enrolamento
Escala de frequência
RLF
1 kHz ..... 100 kHz
RMF
100 kHz ..... 600 kHz
RHF
600 kHz ..... 1 MHz
T ABELA 2 – AVALIAÇÃO DE ENROLAMENTOS DE ACORDO COM A NORMA DL/ T911-2004 Grau de Deformação do Enrolamento
Fator de Avaliação do Enrolamento
2004
Enrolamento normal (Normal winding)
RLF ≥ 2,0 E RMF ≥ 1,0 E RHF ≥ 0,6
DL/T911-2004 é uma norma para análise da resposta
Deformação leve (Slight deformation)
2,0 > RLF ≥ 1,0 OU 0,6 ≤ RMF < 1,0
Deformação óbvia (Obvious deformation)
1,0 > RLF ≥ 0,6 OU RMF < 0,6
Deformação severa (Severe deformation)
RLF < 0,6
Padrão chinês de análise do FRA – Norma DL/T911-
em frequência usada na República Popular da China. Para maiores detalhes o usuário pode visitar o website www.
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A norma chinesa mostra-se uma boa tentativa para apoiar as avaliações de ensaios de resposta em frequência,
mas atualmente não podemos asseg urar sua plena utilização sem a análise do testador. Uma possível solução seria a integração de vários algoritmos.
Referências • PAULINO, M. E. C. Diagnóstico de Transformadores e Comparações entre Algoritmos para Análise de Resposta em Frequência. V WORKSPOT- International Workshop on Power Transformers, Belém, PA, Brasil, 2008. • CIGRÉ Report 342 WG A2.26. Mechanical condition assessment of transformer windings: Guidance Technical Brochure CIGRE Study Committee A2 – Work Group A2.26, 2008. • PAULINO, M. E. C. et al. Aplicações de Análise de Resposta em Frequência e Impedância Terminal para Diagnóstico de Transformadores. XIII ERIAC – Décimo Terceiro Encontro Regional Ibero-americano do CIGRÉ , Foz do Iguaçu, Argentina, 2009. • SANO, T. K. M. Influence of Measurement Parameters on FRA Characteristics of Power Transformers” Proceedings of the 2008 International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis. Beijing, China, April 21-24, 2008. • Frequency Response Analysis on Winding Deformation of Power Transformers, The Electric Power Industry Standard of People´s Republic of China, Std. DL/T911-2004, ICS27.100, F24, 2005. • IEEE PC57.149/D6, Draft Trial Use Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil Immersed Transformers, april 2009.
* MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |
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Capítulo X Avaliação de descargas parciais Uso de medição com sistemas digitais de múltiplos canais sincronizados para avalição de transformadores com descargas parciais Por Marcelo Paulino*
Este artigo apresenta denições, descrição dos efeitos, além de técnicas para análise de descargas parciais. Mostra um sistema de aquisição síncrono multicanal de descargas parciais, onde é possível obter dados a partir de fontes separadas de descargas parciais. No teste de descargas parciais, a separação de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma análise adequada de descargas parciais. Sistemas de medição de múltiplos canais sincronizados fornecem novas e avançadas técnicas de avaliação de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD.
Introdução A indústria elétrica é forçada a manter as antigas instalações em operação devido à crescente pressão para reduzir custos. Além disso, os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob diversas condições adversas e não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as funções transmissão e distribuição de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, a vericação regular das condições desses equipamentos torna-se cada vez mais importante, seja no comissionamento, nas atividades de manutenção preventiva ou processos de reparo. Torna-se imperativo a busca
de procedimentos e ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. A norma IEC 60270 dene descargas parciais como descargas elétricas localizadas na união entre dois condutores, por meio do isolamento, que pode ou não ocorrer próximo de um condutor. Descarga parcial é, em geral, a consequência de uma concentração de estresses elétricos em isolamentos ou em superfície de isolamentos. A medição síncrona de múltiplos canais é uma poderosa ferramenta na detecção, localização e separação de sinais de descargas parciais de ruídos de fundo quando da realização de testes em transformadores trifásicos, motores, geradores e cabos. Tal método permite que o mesmo sinal seja detectado em mais de um medidor simultaneamente. Isto é fundamental para o processo de localização e diferenciação das diversas fontes geradoras de descargas internas que podem ser provenientes do efeito corona, descargas do tipo superciais, descargas geradas em gaps que são comuns principalmente em geradores, motores e descargas provenientes dos próprios elementos do circuito de medição como a fonte de tensão que alimenta o circuito, ltros, transformadores elevadores, buchas
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capacitivas e capacitores de acoplamento. Neste texto, são apresentadas denições de descargas parciais internas que são geradas devido a contaminação do isolante, defeito de fabricação de resinas e até mesmo deterioração de componentes. Os requisitos de hardware para o teste visando à realização de medidas adequadas são observados. As características como taxas de amostragens e imunidade a ruídos são especialmente tratadas na concepção do sistema de teste descrito. Este trabalho apresenta um novo método que trata a separação entre o sinal medido e o ruído provocado por interferências externas. Assim, é possível separar ruídos de diferentes fontes de descargas parciais localizadas no mesmo objeto sob teste. Os sinais de descargas parciais são frequentemente sobrepostos por pulsos de ruído, fato que faz uma análise dos dados de DP mais difícil para os especialistas e sistemas de software especializados. Com o desenvolvimento contínuo de unidades de teste e monitoramento de descargas parciais, os sistemas de análise precisam se tornar mais ecazes e automáticos. Esse trabalho mostra um sistema de aquisição síncrono multicanal de descargas parciais, no qual é possível obter dados a partir de
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fontes separadas de descargas parciais, a m de fazer medições mais conáveis.
Denição de descargas parciais Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em uma região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um campo elétrico, em que o caminho formado pela descarga não une as duas extremidades dessa região de forma completa. A ocorrência de descarga parcial depende da intensidade do campo aplicado nas extremidades desse espaço, além do tipo de tensão de teste aplicada (tensão alternada, tensão contínua, sinal transitório ou impulso). A norma IEC 60270 faz referência à medida de descargas parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos, tem-se a ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios. Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em espaços gasosos ou ssuras nos materiais sólidos ou bolhas no dielétrico líquido. Portanto, descargas parciais são iniciadas geralmente se a intensidade do campo elétrico dentro do espaço vazio exceder
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a intensidade do campo do gás contido nesse espaço. O pulso de carga criado geralmente tem valores em torno de alguns pC até na ordem de nC, dependendo do aparato que está sendo analisado. A norma IEC 60270 dene Descarga Parcial como: “Descargas elétricas localizadas que simplesmente faz a ligação parcial entre dois condutores através do isolamento. Descarga Parcial é, em geral, a consequência de uma concentração de tensão elétrica local no isolamento ou sobre uma superfície de isolamento. Geralmente, tais descargas aparecem como pulsos com a duração menor que 1 μs”. As descargas parciais podem ser classicadas de acordo com a natureza da sua origem. Podem ser do tipo supercial, corona, buraco interno, contaminante em resinas, bolhas de gases em dielétricos líquidos, entre outros. Descargas superciais
Elas ocorrem em gases ou líquidos na superfície de um material dielétrico, normalmente partindo do eletrodo para a superfície. Se a componente de campo elétrico que tangencia a superfície excede um determinado valor crítico, o processo de descarga supercial é iniciado. Esse processo é conhecido como trilhamento e pode levar à ruptura completa da isolação. Descargas externas
Descargas parciais no ar ambiente geralmente são classicadas como “descargas externas” e, frequentemente, chamadas de “descargas corona”. No início do processo de indução da tensão, brilho e correntes de descargas podem aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de pontas agudas em eletrodos metálicos em partes com pequenos raios de curvatura. Isso forma regiões nas vizinhanças dessas pontas com elevado campo elétrico, ultrapassando o valor de ruptura do gás. Esse processo químico desencadeado por descargas no gás cria subprodutos que são incorporados ao meio gasoso. Assim, os processos no ar ambiente puro podem ser considerados como reversíveis e geralmente inofensivos. Entretanto, descargas corona no ar geram ozônio, causando ssuras na isolação polimérica. Óxidos de nitrogênio junto com o vapor d’água podem corroer metais e depositar material condutor em isoladores. Isso causa o trilhamento do material. Descargas internas
As descargas internas ocorrem nos espaços geralmente vazios preenchidos com gás, presentes nos materiais sólidos e líquidos usados em sistemas de isolamento. As descargas em
isolamentos sólidos podem ocorrer em cavidades capilares de gás, em vazios ou trincas, podendo ser estabelecidos em defeitos da estrutura molecular. Nos isolantes líquidos, as descargas parciais podem ocorrer em bolhas de gás devido a fenômenos térmicos e elétricos e em vapores de água criados em regiões de alta intensidade de campo elétrico. Um tipo particular de descargas internas são as descargas que ocorrem em arborescências elétricas. A arborescência (treeing) elétrica é um fenômeno de pré-ruptura que ocorre no interior da isolação de equipamentos elétricos, tais como cabos de potência isolados, tendo sua origem devido à ocorrência contínua de descargas parciais internas em vazios ou a partir de uma falha no eletrodo. Este texto considera a partir deste ponto que o termo descarga parcial será sempre utilizado para designar descarga parcial interna.
Sistemas de medidas analógicas de descargas parciais As medidas analógicas de descargas parciais começaram na década de 50 com instrumentos que abriram caminho para a medida de carga aparente com pC no lugar das medidas de RIV (Tensão de Rádio Interferência) em μV. Esses instrumentos têm frequência central xa e com as frequências de corte inferior e superior ajustadas em etapas. A largura de banda estabelecida de 100 kHz a 400 kHz. Em comparação com os instrumentos de banda estreita, a resolução para medida dos pulsos de descargas parciais foi signicativamente aperfeiçoada. Geralmente, esses instrumentos analógicos de descargas parciais consistiam em um ltro de passagem de banda e um indicador de nível de pico. Desde que o ltro de passagem de banda extraía pulsos de descargas parciais onde a densidade espectral é constante, o pico da resposta do ltro será proporcional à carga aparente do pulso de corrente de descargas parciais.
Figura 1 – Representação de esquema tradicional de medida de DP.
A saída do ltro de passagem de banda era correlacionada à fase de tensão de corrente alternada e representada pelo diagrama de amplitude e fase PRPD (phase-resolved partial discharge). O primeiro catálogo para reconhecimento da
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origem de descargas parciais, publicado pelo Cigré em 1969 se aproximava muito desses valores. Desde aquele tempo, houve muito pouco avanço com relação ao conjunto de circuitos de medição, dependendo de conjunto de circuitos analógicos convencionais para o processamento de sinais. Com o uso de equipamentos microprocessados na medida de descargas parciais, utilizando uma nova interface para gerenciar o teste e obter os resultados, foram realizadas tentativas de classicação de descargas parciais. Entretanto, esses sistemas tinham poucos parâmetros nos quais se basear, com resultados limitados.
Sistema de medidas digitais de descargas parciais A introdução de sistemas digitais de medida de descargas parciais resultou na melhoria da sensibilidade e da repetibilidade das medidas de descargas parciais, excedendo em muito as capacidades daqueles sistemas mais antigos de medida de descargas parciais. Os modernos sistemas digitais de descargas parciais aplicam processamento síncrono de sinais dessas descargas em múltiplos canais. Isso torna a análise estatística muito mais eciente. Torna possível e mais ecaz a discriminação entre os eventos, sejam descargas parciais ou ruídos, e capacita também o sistema de teste para identicação dos tipos de falhas e sua localização. O moderno e avançado sistema digital de medição de descargas parciais está projetado para efetuar medidas em tempo real de DP contínuas e síncronas em canais múltiplos. A Figura 2 mostra um exemplo de projeto para um sistema de medição de descargas parciais. O projeto desse sistema é modular, constituído de mais de uma unidade de aquisição de dados. Essas unidades podem ser conectadas a um computador, e a conexão de bra ótica permite grandes distâncias entre a unidade de aquisição e o computador, inclusive entre as outras unidades conectadas ao sistema sob medida.
Figura 2 – Representação de esquema microprocessado de medida de descargas parciais.
O sinal de descargas parciais é ltrado, amplicado e digitalizado em tempo real. O operador do sistema de teste pode escolher livremente a frequência central de medida de CC a 20 MHz, sendo a largura de banda selecionável de 9 kHz a 3 MHz. Isso permite ao operador aperfeiçoar a relação sinal-ruído, mesmo sob ambientes com alta interferência. A sincronização de sinais alternados, bem como a exibição da forma de onda e leitura da amplitude desse sinal CA, é realizada por um segundo conversor analógico digital, responsável pela digitalização da forma de onda de tensão medida. Toda a aquisição e pré-processamento de dados são efetuados na unidade de aquisição, próximo ao local da medida do sinal. Isso garante um ótimo desempenho em velocidade de medida e qualidade de sinal. Um vetor de quatro parâmetros é identicado para cada pulso individual de descarga parcial: [n; qi; ji; ti ], em que n é o número da unidade de aquisição, qi o valor da carga aparente, ji o ângulo de fase em tensão CA, e ti o registro de tempo absoluto. Paralelamente é feita a amostragem do valor instantâneo da tensão em CA. Ao lado de algoritmos matemáticos de análise de descargas parciais utilizados em medidas de descargas parciais em um único canal, podem-se obter enormes vantagens utilizando a medida síncrona de várias posições em associação. Isso pode ser realizado em cabos de alta tensão de alguns quilômetros de comprimento, com medidas de descargas parciais em suas conexões ou em um transformador de potência trifásico com medidas de descargas parciais em cada enrolamento. Em decorrência dos diferentes locais de origem, os pulsos de descargas parciais e as interferências se propagam por diferentes trajetos até serem requisitados pelo sistema de medição de descargas parciais. As formas de onda de pulsos detectados serão consequentemente diferentes, e assim relações de magnitudes e tempos de chegada do sinal serão únicas para cada origem de descargas parciais. As relações entre os diferentes pulsos requisitados por um sistema multicanal possibilitam a separação distinta dos pulsos diferentes de descargas parciais e interferência. Para assegurar a correlação correta de pulsos, o espaço de tempo da detecção síncrona de descargas parciais deve ser tão curto quanto possível, tipicamente inferior a 1 μs ou 2 μs. A Figura 3 apresenta uma vista ilustrativa de um sinal de descargas parciais dentro da unidade do sistema, desde a conversão Analógica/Digital do sinal até a extração dos parâmetros do pulso em um sistema de três canais.
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Avaliação dos resultados de descargas parciais
Figura 3 – Processamento de dados de DP em canais múltiplos com três unidades de aquisição de DP.
A extração dos parâmetros do pulso possibilita velocidades de processamento de dados em tempo real de até 1,5x106 pulsos por segundo. A essa velocidade, os parâmetros selecionados dos pulsos de três diferentes unidades de aquisição podem ser correlacionados e exibidos em diferentes diagramas de avaliação: 3PARD, 3PTRD e 3CFRD. Cada um desses diagramas separa diferentes origens de tipos de pulsos em agrupamentos. Além disso, cada agrupamento é selecionável para exibir de volta na conguração PRPD, apresentando ao operador uma única origem de descargas parciais para observar. Estes três métodos são descritos a seguir.
As medidas de descargas parciais são frequentemente realizadas sob ruídos. O sinal de descarga parcial é sobreposto por um ruído, ou mesmo vários ruídos de várias fontes, criando diculdades para análise dos resultados. Os ltros de frequência convencionais não são capazes de eliminar essas perturbações e os sistemas especialistas automatizados têm diculdades em analisar no caso de ocorrência de falhas múltiplas, com a superposição dos sinais dessas falhas e de ruídos externos. A separação dos sinais é o primeiro passo realizado pelo sistema apresentado neste trabalho. No futuro, este método se tornará ainda mais importante com o aumento do número de sistemas de monitoramento de descargas parciais instalados na rede elétrica. Diagrama de relação de amplitude em 3 fases (3 – Phase – Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD)
A aquisição síncrona de dados de descargas parciais para as três fases de um equipamento de alta tensão permite uma comparação da amplitude de cada pulso requisitados. A Figura 4 mostra a ocorrência de uma falta interna na fase L1, com a propagação dos pulsos para cada fase representados em azul.
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Figura 4 – Ocorrência de falha interna em L1 e propagação dos pulsos.
Figura 5 – Criação de 3PARD usando sinais de tensão de Descargas Parciais.
As relações das amplitudes dos pulsos triplos requisitados e d são constantes para diferentes fontes de descargas parciais e
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para diferentes fontes de ruído. Isso ocorre devido ao caminho original de propagação de descargas parciais. Para ocorrências internas especícas no equipamento sob teste, os pulsos requisitados apresentam diferenças. Assim, a primeira etapa para a localização de descargas parciais é a separação das fontes. Durante a medição de DP, em tempo real, são criados Diagramas Trifásicos de Relação de Amplitude (do inglês 3 – Phase – Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD). A separação de fonte 3PARD foi usada na prática com resultados conáveis, conforme descrito em várias publicações cientícas. Vale ressaltar que a aquisição de dados síncrona de DP é imprescindível para avaliação dos dados com 3PARD. O sistema utilizado neste trabalho possui um método de medição sequencial de três canais múltiplos. A primeira etapa é calcular o logaritmo do valor absoluto de todos os três pulsos das descargas. Na segunda, cada pulso é transformado em um fasor relacionado à sua fase de origem. A Figura 5 mostra o mecanismo de geração do 3PARD e à direita os sinais de tensão de cada fase são observados. Quando os fasores relativos a cada fase medida são transportados para o diagrama, é obtida a localização da fonte de descarga parcial interna pela soma vetorial, conforme mostrado no quadro à esquerda. Um único sinal de descarga parcial é representado por um ponto. Cada agregação de pontos calculados (clusters) representa a única fonte de descarga parcial. Posteriormente, cada grupo pode ser facilmente separado e mostrado sem efeitos de sobreposição, transformado em uma PRPD clássica ou de qualquer outro diagrama de pulso para avaliação em tempo real. O sistema de teste utilizado fornece a ferramenta de criação de cluster, ou seja, áreas determinadas no 3PARD de onde são separados os sinais que, a priori, aparecem sobrepostos. A Figura 6 mostra o 3PARD com a separação dos sinais.
Figura 6 – Representação de 3PARD com a separação dos sinais individuais.
Diagrama de relação de tempo em 3 fases (3 – Phase – Time – Relation – Diagram 3 PTRD)
Usando o princípio do 3PARD, este método é resultado da avaliação do atraso do pulso triplo de descarga parcial. Similar ao método conhecido pelo teste de descargas parciais, usado para localização de falhas com cabos de alta tensão, cada fonte de pulso tem uma impressão digital característica com diferenças de tempo devido ao atraso de cada pulso. Se a origem das descargas parciais estiver distante do local da detecção, as amplitudes de pulso de uma des carga parcial tendem a se igualar entre as fases e apresentarão um modo comum de propagação. Consequentemente, origens de descargas parciais muito distantes serão ex ibidas próximas da origem do 3PARD, limitando a capacidade identificar essas origens. Além disso, a propagação distante amortece componentes de alta frequência dos sinais de descargas parciais (efeito passa baixa), o que exige o uso de baixa frequência de medida para manter a sensibilidade necessária. Em baixas frequências de medida, os pulsos de descargas
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parciais se propagam em modo lento (propagação pela linha de transmissão). Portanto, a distância de propagação e o tempo de chegada estão diretamente correlacionados, o que pode ser usado para distinguir origens de descargas parciais muito distantes. Assim, o 3PTRD foi desenvolvido para correlacionar tempos de chegada de três sinais de descargas parciais. A Figura 7 mostra a construção lógica do 3PTRD e o diagrama está dividido em se is seções iguais, em que é apresentada cada uma das seis combinações possíveis de pulsos triplos. A Figura 8 apresenta uma visualização de diferentes diferenças de tempo entre os pulsos de PD detectados nas fases L1, L2 e L3. Por exemplo, se a diferença de tempo entre os primeiros dois pulsos for muito pequena, então o ponto resultante seria exibido entre os eixos geométricos onde esses pulsos são detectados (Figura 8, I). Se os dois últimos pulsos ocorrerem quase simultaneamente, o ponto resultante seria exibido sobre o eixo geométrico onde o primeiro pulso é detectado (Figura 8, II). Caso todos os
três pulsos sejam detectados quase ao mesmo tempo, o comprimento do vetor seria zero, o que faz o ponto ser exibido na origem do diagrama (Figura 8, III). Diagrama de relação de frequências em 3 canais (3 – Center – Frequency – Relation – Diagrama – 3 CFRD)
O diagrama da relação de frequências correlaciona a medida de descarga parcial realizada em três frequências simultaneamente. A amplitude do sinal é medida em cada frequência. Assim, o sinal de saída de três filtros com frequências centrais e/ou diferentes larguras de banda permite análise do pulso em cada um dos três pontos de medida. Isso se deve ao fato de que, devido à descarga física, diferentes tipos de descargas parciais ou pulsos de ruído têm espectros de energia diferentes. Em contraposição aos métodos 3PARD e 3PTRD, a avaliação pelo 3CFRD não exige necessariamente três unidades independentes de aquisição, pois pode ser usado com uma única unidade de aquisição. Em geral, o primeiro filtro de passagem de banda deve ser sintonizado para uma frequência central baixa, a fim de possibilitar o atendimento às normas técnicas IEC ou IEEE. A segunda e terceira passagens de banda são sintonizadas para frequências mais elevadas, determinadas pelo responsável pelo teste, em que os efeitos da propagação dos pulsos causam diferenças já distinguíveis nas respostas espectrais do sinal de descarga parcial medido. Mediante a escolha correta das frequências para passagem de banda, torna-se possível efetuar medições de descargas parciais em conformidade com as normas técnicas . Ao mesmo tempo se remove praticamente toda a interferência sobreposta. O 3CFRD correlaciona a saída dos três filtros de
Figura 7 – Segmentos de visualização de 3PTRD para seis diferentes ordens de chegada de pulsos.
Figura 8 – Visualização de diferenças de tempo entre os três pulsos de DP dentro do segmento L1.
Figura 9 – Exemplo de representação FFT para classifcação dos pulsos de descargas parciais com a determinação de três fltros de passagem de banda.
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passagem de banda de uma maneira semelhante ao 3PARD com a utilização das amplitudes de pulso de três canais de descarga parcial. A Figura 9 mostra um exemplo de representação FFT de pulsos de descarga parcial com a determinação de três filtros de passagem de banda. Um exemplo de medida evidenciando ruído e corona é mostrada na Figura 10. Uma vez determinada as frequências, os resultados de teste de descargas parciais é apresentado em um 3CFRD. No diagrama pode-se realizar a separação dos sinais individuais com a marcação de clusters. A Figura 14 mostra um exemplo com a construção de 3CFRD e a separação de clusters.
Figura 12 – Representação de amplitude e fase (PRPD).
Considerações finais Os modernos sistemas digitais de detecção de descargas parciais utilizam um sistema de aquisição síncrono multicanal, em que é possível obter dados a partir de fontes separadas descargas parciais e discriminá-las de outras origens. No teste de descargas parciais, a separação de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma análise adequada de descargas parciais. Foi mostrado que, com técnicas de avaliação de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD, é possível realizar uma análise adicional e localizar descargas parciais.
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Referências Figura 10 – Resultados de teste de descargas parciais sobrepostas.
Figura 11 – Resultados de teste de descargas parciais com a apresentação de 3CFRD com a separação dos sinais individuais nos clusters marcados.
IEC 60270. High-voltage test techniques – partial discharge measurements. Third edition, 2000. CIGRÉ WG 21.03. Recognition of discharges. Electra Magazine, n. 11. Paris, 1969. KOLTUNOWICZ, W.; PLATH, R.; WINTER , P. Developments in Measurements of Partial Discharge. OMICRON electronics GmbH. Austria, 2009. OMICRON ELECTRONICS. MPD 600 User Manual, Version: MPD600.AE.2. Austria, 2009. PAULINO, M. E. C. Estado da arte da medição com múltiplos canais sincronizados para avaliação de descargas parciais. Proc. 2010 IEEE Power Engineering Society Transmission and Distribution Conf. São Paulo, 2010. * MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco
Para cada cluster os eventos de descargas parciais podem ser separados e recalculados em tampo real, provocando uma limpeza no PRPD (phase-resolved partial discharge). A Figura 12 mostra o resultado para o cluster do diagrama mostrado na Figura 11.
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s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
o i o p A
Capítulo XI Avaliação da condição de transformadores de potência Determinação da Condição de Transformadores de Potência para Avaliação da Vida Útil Por Marcelo Paulino*
A avaliação da condição de um transformador
devem ser estabelecidos além de critérios de
consiste na realização de um conjunto de testes de deste equipamento e estimar a sua posição atual
avaliação do transformador, um padrão de registro dos dados para esta avalição, com índices, nomenclaturas e estágios para quanticação. No
em relação ao seu ciclo de vida. Há a necessidade
Gerenciamento do Ciclo de Vida de Transformadores
de sistematizar a análise com a combinação de resultados em um modelo de condição que oriente
de Potência é denido o processo de Avaliação da Condição (AC) com um de seus principais itens. Na literatura, o termo “Avaliação da Condição” é
o ciclo de vida do transformador de potência. Este
comum tanto para atividades de monitoramento
trabalho mostra um exemplo de metodologia para
quanto para procedimentos de diagnóstico.
diagnósticos para análise do estado de operação
diferentes métodos de diagnósticos e mapear os
satisfazer esta necessidade.
Entretanto, é importante salientar que o principal objetivo da AC é a realização de diagnósticos.
Introdução
Avaliação da Condição é denida neste trabalho
De acordo com a metodologia de MCC -
como o desempenho de um conjunto de testes
Manutenção Centrada na Conabilidade (RCM Reliability-Centered Maintenance), as instalações são conjuntos de sistemas, concretos ou abstratos,
de diagnósticos (conforme a necessidade de cada caso) para diagnosticar o estado operacional do
onde se procura um método ou procedimento para
transformador em seu ciclo de vida. Esta denição é parecida com a denição dada pelo grupo de trabalho Cigré WG A2.18, Guia para Técnicas de
denir uma relação de nalidade. Esta relação deve ser estabelecida de acordo com a característica
do sistema, da instalação ou equipamento, estabelecendo um objetivo a ser atingido. Assim,
transformador e a estimativa da atual posição deste
Gestão de Vida para Transformadores de Potência.
Como mostrado neste trabalho do Cigré, a AC deve
53
ser tão objetivamente e consistentemente aplicada quanto
possível e “idealmente um sistema de graduação deve ser usado para quanticar e combinar os resultados de vários testes de avaliações de condição”. Na busca de um sistema de graduação para quanticar e combinar os resultados, a literatura apresenta alguns trabalhos de pesquisa com avaliação da condição na forma de um sistema
de pontuação (geralmente chamado de Índice de Condição, IC). Entretanto, o tratamento dos dados apresentado nesses trabalhos não considera a integração de todos os pontos
importantes (monitoramento online, métodos tradicionais e métodos avançados de diagnósticos) em um procedimento único. A utilização de agentes múltiplos é proposta neste trabalho para a implementação de estratégias de AC de transformadores considerando todos os itens importantes para análise.
Dene-se os agentes que interagem dentro de uma ferramenta computacional e fazem parte dos sistemas. Sistemas com vários
agentes são compostos por múltiplos elementos (6). Dentro das ferramentas computacional, os agentes possuem basicamente duas competências importantes para
o desenvolvimento da análise da condição. Essas denições devem ser levadas em consideração ao longo desse trabalho, a saber:
• Os agentes são, pelo menos para algumas extensões, capazes de ações autônomas, e; • Os agentes podem ser capazes de interagir com outros agentes.
Portanto, pode-se também armar que cada técnica de monitoramento e diagnóstico é visto como um agente ca paz de prover um julgamento da condição do transformador. Cada um desses agentes é desenvolvido utilizando
técnicas de Data Mining, ou seja, a exploração de grandes quantidades de dados à procura de padrões consistentes, como regras de associação ou sequências temporais, para detectar relacionamentos sistemáticos entre variáveis, ou métodos de Inteligência Articial, assumindo como referência o histórico do equipamento, ou seja, o conhecimento coletado ao longo de anos pelo pessoal técnico. Esses dados são armazenados em bando de dados próprio e assumidos como conhecimento prioritário para as análises. A seguir o trabalho tratará da metodologia usada para AC e apresentará exemplos de análises em transformadores.
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o i o p A
Denição de descargas parciais
s e r o d a m r o f s n a r t
Uma análise detalhada de modelos de falha e suas
Sendo a condição de degradação de um transformador um
processo continuo no tempo, um valor numérico pode ser obtido em cada estágio representado por um Índice de Condição (IC) do transformador em cada intervalo de tempo. Essa condição
ao longo do tempo pode ser dividida em cinco estágios, conforme sugerido por Cigré WG A2.18, sendo a condição em
causas, sintomas e consequências é realizada utilizando FMEA (Análise do Modo e Efeito da Falha). Os resultados são usados para a definição de uma matriz de detecção
e diagnóstico de falhas (DDF) mostrado na Tabela 2. A descrição das abreviações usadas na matriz para os métodos de diagnósticos é apresentada na Tabela 1.
cada estágio também dividida em diferentes estados. A Figura 1
T ABELA 1 – MÉTODOS DE DETECÇÃO E DIAGNÓSTICO
mostra a hierarquia do IC.
s o c i m í u Q s e t s e T
Estado 1
Estágio 1
e d
Índice de Condição
Estado 2
Estágio 2 Estado n
o ã Estágio n ç n e Figura 1 – Hierarquia do IC com estágios e estados. t u Na Figura 2 é associado um IC a cada avaliação de cada n estado. De acordo com esses valores, um transformador com IC a M igual a 10 é considerado novo e um transformador com IC igual a 1 ou zero é considerado falhado.
s o c i r t é l E s e t s e T
A determinação de um IC denido segundo o descrito é uma atividade complexa e desaadora devido à diversidade de tipos de defeitos e falhas que podem ocorrer em um transformador
e devido às diculdades em combinar a interpretação de resultados obtidos de diferentes métodos de detecção de falhas
e diagnóstico. Neste trabalho, um método sistemático de obtenção de índices de condição é proposto. Um diagrama de blocos ilustrando o processo é mostrado na Figura 3. Novo
Normal
Estado 1 Estado 1 IC=10 IC=9
Estado 2 IC=8
Anormal
Estado 3 IC=7
Estado 1 IC=6
Estado 2 IC=5
Defeituoso
Estado 3 IC=4
Estado 1 IC=3
Estado 2 IC=2
Falhado
Estado 1 IC=1
Estado 2 IC=2
Consenso de Estágio (SGC)
Descrição
DGA
Análise dos Gases Dissolvidos no óleo
PCA
Análise físico-química do óleo
COND
Condutividade do Óleo
COSU
Análise do Enxofre Corrosivo
MORS
Saturação relativa da umidade no óleo
MPED
Umidade no papel com diagramas de equilíbrio
MPIS
Umidade no papel (sorption isotherms)
MPKF
Umidade no papel via titulação KF
FUR
Análise de Furan
DPO
Grau de Polimerização
RATI
Relação
EXCU
Corrente de excitação
MABA
Teste do balanço magnético
SWR
Resistência estática do enrolamento
DF
Fator de Dissipação em frequência nominal
DFTU
Fator de Dissipação Tip-up test
INRE
Resistência de isolamento
POI
Índice de polarização
CGRO
Aterramento do núcleo
LRE
Reatância de dispersão
IRI
Inspeção com infravermelho
FRSL
Frequency response of stray losses (15 Hz-400 Hz)
FRA
Análise de resposta em frequência
DWR
Resistência dinâmica do enrolamento (ripple, slope)
FRDF
Resp. frequência do fator de dissipação (15-400 Hz)
FRC
Resp. frequência de capacitância (15-400 Hz)
FRCL
Resp. frequência de perdas núcleo (15-400 Hz)
FRLR
Resp. frequência da reatância dispersão (15-400Hz)
FDS
Espectroscopia no domínio da frequência
PD
Descargas Parciais
Para cada modo de falha, o método de diagnóstico que está disponível para diagnosticar este modo de falha é indicado.
Figura 2 – Processo da condição de degradação do transformador com estágios discretos de degradação.
Matriz de detecção e diagnóstico de falhas (DDF)
s o d a ç n a v A s e t s e T
Abreviação
Vetor de Estágio (S)
Matriz de Escolha de Estado (STVM)
Matriz de Escolha de Estágio (SGVM)
Consenso de Estado (STC)
Figura 3 – Diagrama de Bloco da metodologia para obtenção do IC.
IC
A ecácia desse método de diagnóstico é quanticada e representada por um Fator Segurança (FS). O fator de segurança igual a 0,9, ou seja FS = 0,9, indica métodos altamente ecazes; FS=0,6 indica métodos com ecácia mediana; e FS=0,4 indica métodos de baixa ecácia. Baseado no conhecimento sobre o impacto de cada modo
de falha na condição do transformador, um estágio especíco desta determinada condição é associado pelo do vetor de estágio
56
s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
o i o p A
T ABELA 2 – M ATRIZ DE DETECÇÃO E DIAGNÓSTICO Testes Químicos D A N G O D C
Modos de Falha
D E P M
Testes Elétricos
Testes Avançados
F E K A R O R I L P C U P W T A R F O M P F D S R N I D P
Estágio de acordo do modelo de condição
F L S A D C S D R F R F R F R F D F P
Curto circuito entre enrolamentos Curto circuito entre espiras a c i r t é l E
Curto circuito para terra Flutuação de potencial Curto circuito das laminações do núcleo Múltiplos aterramentos do núcleo Núcleo desaterrado
a c i m r é T
Falha de circuito aberto Falha de resistência de contato Inclinação do condutor Flexão do condutor
a c i n â c e M
Instabilidade axial Buckling Movimento de massa Estrutura de xação solta Deformação do condutor Degradação por umidade no óleo
o ã ç a d a r g e D
Degradação por umidade no papel Degradação por temperatura Degradação devido ao envelhecimento do óleo Degradação devido ao envelhecimento do papel Alta Efcácia (FS=0,9)
Média Efcácia (FS=0,6)
(S). Isto é realizado para cada modo de falha. Por exemplo, para o modo de falha “degradação devido a água no papel”, o vetor de estágio (S) pode apresentar como resultado cada um dos estágios: novo, normal, anormal, defeituoso ou falhado, dependendo da concentração de água do transformador. Outros tipos de falha que não estão relacionadas ao processo
de degradação por umidade, como deformações mecânicas, falhas elétricas e térmicas, também receberam um estado do estágio.
Baixa Efcácia (FS=0,4)
A seguir são apresentados os critérios de interpretação de
alguns métodos de teste. As tabelas 4 e 5 a seguir mostram o critério de interpretação. T ABELA 3 – C RITÉRIOS DE INTERPRETAÇÃO – CRITÉRIOS GERAIS Método de Diagnóstico
Critério
Relação
Desvio dos dados de placa ≤±0.5% (7) Para injeção na fase central (B) a tensão induzida nas outras
Teste de balanço
fases deve estar entre 40-60% da tensão aplicada
magnético
Para injeção nas outras fases (A ou C), a tensão na fase B
Para a determinação do vetor de estágio são utilizados os
deve estar entre 85-90% da tensão aplicada.
métodos apontados na Tabela 1, sendo que cada um deles
Corrente de excitação
Desvios entre outras fases ≤±10% para enrolamentos YN (7)
possui suas características próprias para análise da condição do
Fator de dissipação
Novo 1% Defeituoso (7)
Reatância de dispersão
Desvios devem ser ≤±3% (7)
Resistência de
Desvios devem ser ≤±5% (7)
transformador.
Além das recomendações dadas pelas normas ou estabelecidas pelos bancos de dados de diagnósticos de transformadores, o critério de interpretação pode ser considerado como um agente com inteligência própria para gerar uma interpretação de
resultados, isto é, ao invés de uma avaliação determinística, com valores e intervalos de tolerância pré-determinados, a avaliação
enrolamento FRSL
ΔR: menor que 15% entre as fases (8)
FRA
Avaliação de Especialista Humano/AIAFRA*
*AIAFRA é uma ferramenta de software baseada em técnicas de Inteligência Articial para FRA
A Tabela 4 e 5 a seguir mostra o critério de interpret ação
é realizada pelo usuário que chamaremos de Avaliação do
para os resultados do teste de fator de dissipação e
Especialista Humano (AEH), ou realizada através do uso de um Algoritmo com Inteligência Articial (AIA).
capacitância em transformadores a óleo. Para Tabela 4 (medidas de fator de dissipação ou fator de potência)
o i o p A
pode-se observar três critérios bem definidos de análise, sendo:
57
T ABELA 4 – C RITÉRIOS RITÉRIOS DE INTERPRETAÇÃO – F ATOR ATOR DE DISSIPAÇÃO / F ATOR ATOR DE POTÊNCIA Estágio / Estado
• Medida em 60 Hz: análise referenciada de acordo com a norma IEEE 62:1995, observando a diferença do valor
Fator de Dissipação / Fator de Potência Medida em 60 Hz
Medidas entre 15 e 400 Hz
Variação FPref
AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA
FPmed < 1,1 x FPref FPmed < 1,1 x FPref FPmed < 2 x FPref FPmed < 2 x FPref FPmed < 2,3 x FPref FPmed < 2,3 x FPref FPmed < 2,6 x FPref FPmed < 2,6 x FPref FPmed > 3 x FPref FPmed > 3 x FPref
Hz com o valor de referência ou valor de histórico do
FPmed < 0,5 % Estágio 1: Novo FPmed < 0,5 % Estado 1 Estágio 2: Normal 0,5 % < FPmed < 1 % 0,5 % < FPmed < 1 % Estado 1 Estágio 3: Anormal 1 % < FPmed < 1,2 % 1 % < FPmed < 1,2 % Estado 1 Estágio 4: Defeituoso 1% < FPmed < 1,5 % 1% < FPmed < 1,5 % Estado 1 FPmed > 1,5 % Estágio 5: Falhado Estado 1 FPmed > 1,5 %
transformador transformador em teste.
Onde: FPmed é o resultado do ensaio e FPref é o valor de placa ou de comissionamento.
medida com relação ao valor do fator de potência medido
na frequência de 60 Hz. • Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400 Hz: análise realizada de acordo com a assinatura obtida com os valores de fator de potência medidos em várias
frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz. • Variação FPref: análise realizada com a comparação
do fator de potência/fator de dissipação medido em 60
Da mesma forma, a Tabela 5 trata das medidas de capacitância, onde se pode observar dois critérios bem definidos de análise, sendo:
obtida com os valores de capacitância medidos em várias frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz. • Variação CAPref: análise realizada com a comparação
da capacitância medida em 60 Hz com capacitância de • Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400 Hz: análise realizará de acordo com a assinatura
referência do transformador em teste.
Neste trabalho, o critério de interpretação individual
58
s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
o i o p A
da concentração de TDCG presente na norma IEEE C57.104 (9) foi adaptado ao modelo de degradação para
mostra uma representação do descrito.
o estabelecimento do critério de interpretação do agente
diagnósticos oferecem resultados contraditórios, um
DGA. A Tabela 6 mostra o critério de interpretação dos resultados do agente DGA (análise cromatográfica) por meio do método do triângulo de Duval (10). Segundo a metodologia apresentada, pode-se resumir
consenso originado por uma votação é introduzido para
Considerand o
que
diferente s
testes
de
resolver os conflitos entre agentes e determinar o estágio
do estado do transformador, utilizando um modelo de condição da degradação.
que a designação dos agentes é realizada com a utilização
Considerações finais
de métodos de detecção e diagnóstico que avaliarão, avaliarão, cada qual dentre de sua competência, o transformador. Desta
Este trabalho apresenta uma proposta que preenche
forma é determinado o estágio por meio do modo de falha
de maneira ideal os requisitos do Cigré WG A2.18 para a
e assim determinado o índice de condição. A Figura 4
implemen tação de sistemas de avaliação de condição. Pela
T ABELA 5 – C RITÉRIOS RITÉRIOS DE INTERPRETAÇÃO – C APACITÂNCIA APACITÂNCIA
aplicação desta metodologia, uma avaliação avaliação sistemática e objetiva é possível através de um sistema de pontuação
Capacitância
Estágio / Estado
Medida entre 15 - 400 Hz
Variação CAPref
ΔC(f) < 0,5 % ΔC(f) < 0,5 % 0,5 % < ΔC(f) < 1 % 0,5 % < ΔC(f) < 1 % 1 % < ΔC(f) < 1,2 % 1 % < ΔC(f) < 1,2 % 1,2 % < ΔC(f) < 1,5 % 1,2 % < ΔC(f) < 1,5 % ΔC(f) > 1,5 % ΔC(f) > 1,5 %
ΔC < 5% ΔC < 5% 5% < ΔC < 10% 5% < ΔC < 10% 10% < ΔC < 15% 10% < ΔC < 15% 15% < ΔC < 20% 15% < ΔC < 20% ΔC > 20% ΔC > 20%
Estágio 1: Novo Estado 1 Estágio 2: Normal Estado 1 Estágio 3: Anormal Estado 1 Estágio 4: Defeituoso Estado 1 Estágio 5: Falhado Estado 1
Onde: ΔC(f) é a variação entre as capacitâncias medidas no intervalo de 15 a 400 Hz; ΔC é a variação entre CAPref (valor de referência) e CAPmed (valor medido)
Figura 4 – Arquitetura Arquitetura para determinação determinação dos modos modos de falha com vários vários agentes.
T ABELA 6 – C RITÉRIO RITÉRIO DE INTERPRETAÇÃO Estágio / Estado
Estágio 1: Novo Estado 1 Estágio 2: Normal Estado 1 Estado 2 Estado 3 Estágio 3: Anormal Estado 1 Estado 2 Estado 3 Estágio 4: Defeituoso Estado 1 Estado 2 Estágio 5: Falhado
USADO PARA AGENTE DGA
Concentrações Individuais (ppm) H2
CH4
C2H2
C2H4
C2H6
CO
TDCG
≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 12511800 >1800
≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 12511800 >1800
≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 12511800 >1800
≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 12511800 >1800
≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 12511800 >1800
≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 12511800 >1800
≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 12511800 >1800
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no qual cada estratégia de manutenção, como Manutenção Baseada na Condição (MBC) e Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) podem ser implementadas. O uso do conhecimento disponível de diagnósticos
em campo de transformadores (como a interpretação criteriosa publicada por normas institucionais), junto com a experiência obtida ao longo dos anos pelos fabricantes
(como um banco de dados de testes de diagnósticos), é a base para o estabelecimento de conhecimento confiável para o desenvolvimento de um agente de diagnostico
robusto baseado em técnicas de Inteligência Artificial e Data Mining. Desta maneira, as atividades desafiadoras e complexas de interpretação e avaliação dos testes de diagnósticos podem alcançar um nível considerável de automação.
Referências M. E. C. Paulino, J. L. Velasquez, H. DoCarmo, Avaliação da Condição como Ferramenta de Gestão do Ciclo de Vida de Transformador de Potência, XXI SNPTEE, Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Florianópolis, Brasil, 2011. CIGRÉ Working Group A2.18, Guide for Life Management Techniques for Power Transformers Transformers (2003). D. Morais, J. Rolim, and Z. Vale, DITRANS – A Multi-agent System for Integrated Diagnosis of Power Transformers,.IEEE Powertech (POWERTECH 2008) Vol. Vol. 5. Lausanne, Switz erland, pp. 1-6, 2008. Hydro Plant Risk Assessment Guide, Appendix E5: Transformer Condition Assessment, 2006, http://www.docstoc.com/ docs/7274124/Hydro-Plant-Risk-A docs/7274124/Hydro-Plant-Risk-Assessment-Guid ssessment-Guide-Appendix-E6e-Appendix-E6Turbine-Condition. N. Dominelli, A. Rao, P. Kundur, Life Extension and Condition Assess Ass essmen men t, IEE E Power Po wer Ene rgy rg y M 25, pp. 25- 35, 200 6. An in tro duc tio n to mult m ult iag ent sys tem s, IS BN 9789 78- 0-4700-4 70- 51946519 46- 2 © 2009, M .Wooldridge. IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power ApparatusPart 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors, IEEE Std 62-1995 P. Pichler, C. Rajotte, Comparison of FRA and FRSL measurements for the detection of transformer winding displacement, CIGRE SCA2 Colloquium, June 2003, Merida. IEEE Guide for the Interpretation of Gases in Oil Immersed Transformers, IEEE Std C57.104-1991. IEC Publication 60599, Mineral oil-impregnated electrical equipment in service—Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis, March 1999. * MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |
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s e r o d a m r o f s n a r t e d o ã ç n e t u n a M
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Capítulo XII Uso de monitoramento on-line de transformadores para avaliação da condição do ativo Por Marcelo Paulino*
Diante das necessidades do sistema elétrico, as atividades de manutenção tendem a migrar da manutenção preventiva para a manutenção preditiva, e da manutenção baseada no tempo para a manutenção baseada no estado atual do equipamento. Neste contexto, as técnicas de monitoramento on-line têm sido adotadas como a principal ferramenta para obter informações do sistema ou equipamento a ser mantido, sem colocar
checagem regular das condições de operação desses equipamentos torna-se cada vez mais importante. Torna-se imperativa a busca de procedimentos e ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. O trabalho realizado pelo GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil, descreve:
em risco a operação segura e a conabilidade dos
transformadores, permitindo o conhecimento de sua condição durante sua operação, além de poder diagnosticar eventuais não conformidades.
Introdução Os prejuízos decorrentes de qualquer tipo de interrupção de energia implicam na necessidade de implantação de processos capazes de avaliar de forma ecaz a instalação e seus equipamentos. Esses
programas devem utilizar novas técnicas e ferramentas capazes de detectar uma possível falha o quanto antes. Os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob condições adversas e não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis a função de geração de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, a
“Este contexto tem levado a uma mudança nas
losoas de manutenção, acelerando a migração da manutenção preventiva para a preditiva, da manutenção baseada no tempo para a baseada no real estado do equipamento. Alguns dos primeiros equipamentos em que se opera essa mudança são os transformadores de potência, visto que, além de essenciais para as redes de transmissão e distribuição, são em geral os maiores ativos de uma subestação. Com isso, os sistemas de monitoração on-line têm sido adotados como uma das principais ferramentas para possibilitar essa mudança sem colocar em risco a segurança e conabilidade da operação dos transformadores, permitindo conhecer sua condição e diagnosticando ou prognosticando eventuais problemas.”
o i o p A
39
Este texto descreve as principais características de um
sistema de monitoramento on-line de transformadores.
• Transmissão de dados – de acordo com a recepção dos dados
enviados pelos medidores é realizado o envio desses dados para unidades de armazenamento. Esses dados carão à disposição
Estrutura básica de um sistema de monitoramento Diversas estruturas e projetos têm sido projetados para o monitoramento on-line contínuo de transformadores. O trabalho do GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil, descreve uma topologia básica do sistema de monitoramento em que se podem observar as principais partes constituinte deste sistema. A Figura 1 mostra o descrito. A seguir descrevemos as principais partes: • Medida das variáveis – uma vez determinadas as
variáveis que responderam pela descrição da condição do transformador, o sistema de monitoramento medirá essas variáveis a partir de sensores, medidores ou transdutores, aplicados em cada variável, de acordo com sua especicidade. Esses elementos de medida, instalados
no transformador, disponibilizam a informação medida para ser transmitida.
dos usuários para a tomada de decisão. Várias tecnologias podem ser utilizadas na transmissão de dados, inclusive os protocolos de comunicação. A transmissão dos dados pode ser realizada por sistema dedicado, pelo sistema de supervisão da subestação ou por um sistema híbrido incluindo os dois. • Armazenamento e processamento de dados – uma vez transmitidos os dados aquisitados no transformador, uma unidade será responsável por armazenar esses dados. Essa
unidade poderá conter rotinas lógicas para processar esses dados, transformando-os em informações úteis para a tomada de decisão nas atividades de manutenção, envolvendo a gestão do ativo. Diagnósticos e prognósticos poderão estar disponíveis indicando a condição geral do equipamento ou a condição de subsistemas especícos. • Disponibilidade das informações – As informações processadas estarão à disposição de diversos setores
simultaneamente. Deverá ser previsto um sistema de dados que mantenha a integridade das informações e a segurança de acesso.
40
s e r o d a m r o f s n a r t e d
o i o p A
Figura 1 – Representação de uma típica topologia de um sistema de monitoramento on-line de transformadores. (Fonte: GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil).
Figura 2 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores de subestações (>100kV).
Subsistemas e partes componentes monitorados Os transformadores são submetidos às mais diversas
solicitações durante sua vida útil. O tempo de interrupção do fornecimento de energia quando ocorrem problemas é resultado direto de sua gravidade. Deste modo, o conhecimento adequado de alguns sintomas, suas causas e efeitos são de suma importância, pois permite evitar a evolução de problemas
o ã ç n e t indesejáveis com prejuízos nanceiros elevados. u As principais avarias dizem respeito a deciências dos n a enrolamentos, sejam por má compactação das bobinas, sejam por M assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação das bobinas causada por curto-circuito. São signicativas,
também, as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a alteração das características elétricas e físico-químicas dos seus materiais isolantes. Isto implica no “envelhecimento” de parte ou de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem sedimentos oriundos da oxidação, que, em última análise podem comprometer a operação do transformador. A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não pode ser eliminada, mas sim reduzida a um número e a uma intensidade que não causem danos ao sistema elétrico, através de equipamentos e métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser resumidos na maneira pela qual é feita a manutenção e proteção do mesmo, e também na qualidade dos seus componentes. A determinação de onde atuar no transformador implica na determinação dos pontos críticos e suscetíveis a falhas. A elaboração da estatística de defeitos contribui para determinar a causa da indisponibilidade do transformador e, portanto, determinar os pontos de atuação, forçada ou programada, no transformador. A seguir são mostradas estatísticas das causas para saída de serviço de transformadores de potência publicado na revista Electra 261, abril de 2012.
Figura 3 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores elevadores (>100kV).
Conforme já descrito no capítulo 3 deste fascículo, “Anormalidades em transformadores”, pode-se notar que a ocorrência de falhas dependerá de cada unidade, seu regime de operação e as características do ativo. A Figura 4 mostra, como exemplo, a análise do item mais suscetível a falhas. Nela pode-se notar, para este caso, que as bobinas são a maior fonte de problemas no transformador, com 70% das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%).
Figura 4 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.
o i o p A
41
Essas estatísticas determinam o que deve ser monitorado
T ABELA 1 – P ARTES COMPONENTES ( SUBSISTEMAS ) DO TRANSFORMADOR E
no transformador. Uma vez com os dados do monitoramento, é realizado o diagnóstico para a definição da estratégia de manutenção a ser adotada e as ações futuras. Caberá
(REF .: GT A2.05, GUIA DE M ANUTENÇÃO PARA T RANSFORMADORES DE POTÊNCIA , C IGRÉ BRASIL )
à equipe técnica responsável a análise das informações
FUNÇÕES A SEREM MONITORADAS
Subsistemas
Funções de monitoramento
Buchas
Estado da isolação das buchas Envelhecimento da isolação
resultantes do monitoramento e definir a estratégia para a gestão do ativo. Parte Ativa
Determinação das grandezas a serem monitoradas Assim que determinada a estatística de defeitos, a aquisição de dados para o diagnóstico é realizada através da medida das grandezas associadas aos subsistemas apontados como deficientes e responsáveis pela indisponibilidade de parte ou o todo do ativo monitorado. Como exemplo da abordagem aos subsistemas do transformador e as grandezas a serem monitoradas, apresentamos os dados descritos no trabalho do GT A2.05 do CIGRE Brasil. Na tabela 1 são mostradas as partes componentes (subsistemas)
do transformador e funções a serem monitoradas. Na tabela 2 são mostradas as grandezas a serem monitoradas.
Comutador Sob Carga Tanque de Óleo Sistema de preservação do óleo Sistema de resfriamento
Umidade na isolação sólida Gás no óleo Previsão de temperaturas Previsibilidade Dinâmica de Carregamento Simulções de carregamento Supervisão térmica Desgaste do contato Assinatura do mecanismo Umidade no óleo Previsão de manutenção do comutador Umidade no óleo Integridade do sistema de preservação de óleo Eciência do sistema de resfriamento
Previsão de manutenção do sistema de resfriamento
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s e r o d a m r o f s n a r t
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T ABELA 2 – E XEMPLOS DE GRANDEZAS A SEREM MONITORADAS (REF .: GT A2.05, GUIA DE M ANUTENÇÃO PARA T RANSFORMADORES DE POTÊNCIA , C IGRÉ BRASIL )
Subsistemas
Grandezas monitoradas
Buchas
Capacitância ou Desvio relativo de capacitância Tangente Delta Temperatura do óleo Temperatura dos enrolametos Corrente nos enrolametos Gás no óleo
Parte Ativa
Teor de água no óleo (ppm)
Tanque de Óleo
Saturação relativa à temp. ambiente
e d o ã ç n e t u n a M
Saturação relativa de água no óleo %
Comutador Sob Carga
e de referência Ruptura da bolsa/menbrana do tanque de expansão Temperatura do comutador Corrente de carga Tensão de linha Posição de tap Toque do acionamento
junto ao subsistema monitorado, na estrutura do transformador e possui capacidade de processamento das informações e transmissão direta para a unidade de armazenamento e processamento de dados.
Utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes As características dos Sistemas de Automação de Subestação (SAS), no qual os sistemas de monitoramento de equipamentos
primários estão inclusos, têm evoluído sensivelmente com a utilização de dispositivos de proteção microprocessados. Esses dispositivos têm apresentado um caráter multifuncional
relacionando, além das funções de proteção, muitas funções adicionais, tais como medida, registro de eventos, controle, monitoração de qualidade de energia. Caracteriza-se uma evolução do relé de proteção, agora denominado Dispositivo Eletrônico Inteligente (IED - Intelligent Electronic Devices). Uma das características desses IEDs é permitir a execução
de funções de proteção e controle distribuídas sobre redes de comunicação.
Teor de água no óleo (ppm)
Saturação relativa de água no óleo % Saturação relativa à temp. ambiente
Sistema de resfriamento Outros
e de referência Corrente de ventiladores ou bombas Vibração de bombas Temperatura ambiente
Arquiteturas do sistema de monitoramento Um projeto de implementação de um sistema de monitoramento de transformadores tem na arquitetura escolhida a base para determinar a aplicação em transformadores de qualquer tamanho ou potência. Com as mesmas características dos sistemas de automação, tem-se basicamente duas arquiteturas básicas: • Arquitetura centralizada – Neste caso é utilizado um dispositivo que concentrará as informações monitoradas. Esse dispositivo recebe as informações medidas no sensores
T ABELA 3 – IEDS ASSOCIADOS AO SISTEMA DE MONITORAMENTO
(REF .: M. ALVES , “E XPERIÊNCIA DE C AMPO COM A MONITORAÇÃO ON-LINE DE DOIS T RANSFORMADORES 150 MVA 230 K V COM C OMUTADORES SOB C ARGA” NO C IGRÉ SC A3, 2007)
IED`s
Monitor de temperatura
Monitor de gás no óleo Monitor de umidade do transformador
pode estar localizado próximo ao transformador ou alocado na sala de relés de proteção ou na sala de controle da subestação. • Arquitetura descentralizada – Utiliza sensores eletrônicos inteligentes, geralmente dedicado ao monitoramento de uma função ou um grupo de funções correlatas. Fica localizado
Dados Aquisitados
- Temperatura do óleo - Temperaturas do ponto mais quente do enrolamentos - Correntes de carga - Alarmes e desligamentos por temperaturas altas - Hidrogênio dissolvido no óleo do transformador - Alarmes por gás alto/muito alto - Saturação relativa (%) de água
no óleo do transformador - Teor de água no óleo do comutador sob carga (ppm)
Relé de menbrana
e transdutores instalados no transformador. É responsável por, além de receber esses dados, digitaliza-los e retransmitir para a unidade de Armazenamento e Processamento de Dados. Ele
ON-LINE DE
TRANSFORMADOR
Transdutor de tensão e corrente Transdutor de temperatura
- Ruptura de menbraba/bolsa do tanque conservador - Tensões do motor do comutador - Correntes do motor do comutador - Potências ativa/reativa/aparente do motor do comutador - Temperaturas do óleo do comutador sob carga - Temperatura ambiente
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IED`s
Dados Aquisitados
- Contatos de alarme (relé buchholz, válvulas de alívio, níveis de óleo, etc.)
Módulos de aquisição de dados
Monitor de buchas Relés regulador de tensão Supervisor de paralelismo
- Estado dos grupos de
ventilação forçada - Comutador sob carga em operação - Tempo de operação do comutador sob carga - Capacitância das buchas - Tangente delta das buchas - Tensões de fase - Correntes de fase - Potências ativa/reativa/aparente - Posição de tap do comutador - Seleções local/remoto, mestre/comando/ individual e manual/automático
Esses IEDs têm sido utilizado na composição de sistemas de
monitoramento descentralizados, promovendo a modularidade do sistema, permitindo que se escolham livremente quais as variáveis a monitorar, além de facilitar futuras expansões simplesmente agregando novos IEDs. A Tabela 3 mostra um exemplo de IEDs
associados ao sistema de monitoramento on-line de transformador, publicado por Alves no trabalho “Experiência de Campo com a
Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga” no Cigré SC A3, em 2007. Sistemas dedicados a monitoramento on-line de transformadores
A utilização de sistema completo para avaliação de buchas e transformadores pode fornecer soluções adequadas para a empresa que planeja o monitoramento contínuo do estado do transformador. Esse sistema permite a detecção de anormalidades, possibilitando o
planejamento de uma ação corretiva em tempo adequado. O sistema também pode ser modicado e ampliado para atender às suas necessidades especícas. Além disso, por se tratar
de um sistema único, existe uma melhor garantia de segurança e conabilidade no trabalho conjunto dos diversos dispositivos que
compõe o sistema. Como exemplo são expostos os dados de um sistema de monitoramento on-line de transformadores, o Montrano, da Omicron. Este sistema completo permite:
• Avaliação contínua do estado do isolamento do transformador; • Determinação do valor de C, monitoramento DF / PF com precisão de laboratório em campo; • Avançada supressão de ruído para a detecção de fonte conável
de descargas parciais; • Gravação de transitórios de alta tensão em buchas;
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s e r o d a m r o f s n a r t e d
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• Interface Web para acesso de dados e visão geral do estado do sistema; • Os dados de tendência para gestão do ativo monitorado. Alguns componentes do sistema de monitoramento completo: • Adaptadores de tap para buchas de alta tensão - Sincroniza a captura de sinal para medida de capacitância, fator de dissipação, transitórios de alta tensão e descargas parciais nas buchas do transformador; • Sensor UHF - Sensor altamente sensível a medida de descargas parciais em UHF dentro do transformador; • Unidade de aquisição de dados/transformador - Aquisição simultânea de dados dos adaptadores do tape da bucha e sensor de UHF no tanque do transformador com avançado processamento de sinal; • Unidade de aquisição de dados/referência - Fornece sinal de referência para medida de capacitância e medida de fator de dissipação com até três transformadores de tensão ou três buchas de referência transformador;
o ã ç n e t u • Comunicação de bra óptica - Conecta-se a cada unidade de n a aquisição com o computador central, com a transmissão de dados M sem interrupção através de longas distâncias; • Computador central e software de monitoramento - Armazena e executa rotinas de tendências inteligentes pós-processamento e visualiza dados para fornecer informações úteis sobre bucha e estatuto condição de isolamento do transformador.
dispositivos que pode ser usado de diferentes formas no controle distribuído e aplicações de proteção, controle e monitoramento. Esses caminhos introduzem um novo conceito que requer uma
abordagem e tecnologia diferente para serem aplicados aos componentes individuais do sistema de monitoramento.
Considerações fnais Sobre o monitoramento on-line de transformadores: • Existe a possibilidade de instalação de sistemas de monitoramento
completos, com diversas medidas e aquisições de dados, além de várias funcionalidades relacionadas a rotinas de cálculo e simulações da condição do ativo; • Pode-se customizar o sistema de monitoramento on-line para selecionar apenas as variáveis de interesse para cada caso; • A enorme capacidade de comunicação disponível e a grande número de dados aquisitados podem gerar sobrecarga de informações. As equipes técnicas devem avaliar de forma criteriosa a necessidade da utilização dos dados disponíveis no monitoramento; • É desejável que o sistema seja expansível, permitindo a integração de novos dispositivos e novas funcionalidades; • A tecnologia e os protocolos de comunicação devem promover a interoperabilidade entre dispositivos de diversos fabricantes; • Cada empresa deve decidir qual a abrangência e a melhor arquitetura a ser aplicado ao seu sistema de monitoramento de transformadores.
Referências Protocolos de comunicação A transmissão de dados entre os sensores e os medidores desses dados no transformador monitorado até a unidade de armazenamento e processamento é realizada através de uma rede de comunicação. A substituição da rede ponto a ponto, através de cabeamento rígido, por uma rede LAN implica no uso de protocolos de comunicação. Ultimamente muitos protocolos são usados em subestações, sendo alguns concebidos para aplicações especícas. Outros são
estruturados utilizando-se normas internacionais, mas também são
• ALMEIDA, A. T. L. e PAULINO M. E. C. Manutenção de Transformadores de Potência,
Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. • Cigré WG A2.37, “Transformer Reliability Survey: Interim Report”, Electra, CIGRÉ, Ref. No. 261, 2012. • Cigré WG A2.27: Technical Brochure 343, "Recommendations for condition monitoring and condition facilities for transformers" • IEEE Draft Guide PC57.143/20, "Guide for the Application for Monitoring Liquid Immersed Transformers and Components" • Alves, M. E. G., Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga, CIGRE SC A3, Rio de Janeiro, 2007. • MONTRANO, OMICRON, em http://bit.ly/1ATTLyE ou http://www.omicron.at
ajustados às necessidades de instalações locais.
Recomenda-se a utilização de protocolos de comunicação não proprietários, tais como Modbus, DNP3, para facilitar a integração dos componentes do sistema de monitoramento, incluindo o supervisório da subestação. Os dispositivos mais recentes utilizados na comunicação nas instalações da subestação empregam a norma IEC 61850. Esta dene caminhos para o intercâmbio de dados entre os diferentes
* MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |
[email protected]. FIM
Acesse este e outros capítulos do fascículo “Manutenção de transformadores”, em formato PDF, no site www.osetoreletrico.com.br. Dúvidas e outros comentários podem ser encaminhados para
[email protected]
Construção de Transformadores de Potência para Cargas Não Lineares 23 de setembro de 2015 09:51
Cargas não lineares causam perdas adicionais de energia em transformadores de potência que devem ser compensadas através da utilização de cobre (com a sua maior condutividade), configurações apropriadas do enrolamento e sobre dimensionamento. Frequentemente, utilizam-se transformadores de potência para alimentar cargas não lineares, tais como retificadores estáticos, variadores de velocidade e fontes eletrônicas de alimentação. Embora a tensão de alimentação seja senoidal, as correntes resultantes não o são e contém harmônicas de alta frequência, além da componente fundamental. Estas correntes harmônicas causam perdas de carga e aquecimento adicional, além de consequências para o projeto e construção dos transformadores.
Principais perdas de carga e perdas adicionais - base teórica 2
As perdas resistivas I R são as principais componentes das perdas de carga, são fáceis de determinar, pois dependem da amplitude, em vez da frequência das correntes, e portanto, podem ser adicionadas aritmeticamente para todas as harmônicas, a fim de obter o principal componente da perda de carga total. No entanto, a determinação das perdas de carga adicionais pode ser bem complexa. A distribuição da corrente na seção transversal do condutor não é uniforme, sendo mais concentrada onde a proximidade física ao outro enrolamento é maior, e é influenciada por fatores como condutividade, frequência, geometria, distâncias entre os enrolamentos e bobinas, dimensões de espaçadores, etc. Em essência, a seção transversal eficaz do condutor é reduzida e sua resistência efetiva é aumentada. Outros fenômenos incluem perdas devidas à circulação de corrente entre seções paralelas, compensação imperfeita de Ampere-espira, efeitos de proximidade e efeitos peliculares, fluxos radiais e de fuga, etc. Todos estes elementos tornam a determinação teórica das perdas adicionais extremamente desafiadora.
Perdas adicionais – resultados experimentais 1)
Foram conduzidas experiências
em pares de transformadores com diferentes geometrias,
desenhos, configurações de enrolamento, isolamentos e materiais condutores, a fim de determinar e comparar os respectivos componentes adicionais de perda de carga com correntes senoidais e não senoidais. Resultaram três lições principais destas experiências: •
As perdas de carga adicionais são uma parte substancial (até 20%) da perda de carga total, o que não pode ser negligenciado.
•
As perdas de carga adicionais variam amplamente (até 3 vezes) com o projeto e a construção de transformadores de capacidade semelhante.
•
As perdas de carga adicionais aumentam desproporcionalmente (até 2,5 vezes) com correntes não senoidais.
Consequências para o projeto e construção Como as perdas de carga adicionais são altamente influenciadas pela geometria do transformador, configurações do enrolamento, isolamento e materiais condutores, deve-se prestar grande atenção a estes itens durante o projeto, especialmente quando o transformador se destina a alimentar cargas não lineares. Em particular, a distribuição de corrente é mais uniforme nos condutores de cobre devido à condutividade mais elevada. Finalmente, o transformador deve ser adequadamente sobre dimensionado para atender ao aquecimento adicional causado por cargas não lineares.
1)
Referência
Losses due to poor Power Quality in Power Transformers, Angelo Baggini, Universidade de Bergamo, Itália
O COBRE É O MATERIAL A SER ESCOLHIDO PARA CONDUTORES DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA, DEVIDO À SUA ELEVADA CAPACIDADE DE RESISTIR A CURTO CIRCUITO. 19 de agosto de 2015 08:50 Física básica É um princípio básico de indução eletromagnética, que uma corrente elétrica fluindo em uma bobina fechada colocada dentro de um campo magnético variável produza seu próprio campo magnético secundário. Os dois campos magnéticos repelem-se mutuamente e, por conseguinte, os condutores na bobina experimentam uma força que é proporcional ao produto das duas intensidades de campo. Em um transformador, o campo magnético principal é criado pelo fluxo de corrente no enrolamento primário. A corrente secundária e, portanto, o campo magnético secundário, é proporcional à corrente primária. Portanto, as forças mutuamente experimentadas pelas bobinas são proporcionais ao quadrado de cada corrente. Isto significa que, sob condições de curto-circuito, as forças experimentadas pelos enrolamentos são duplicadas em relação a corrente nominal Em transformadores do tipo núcleo envolvido “core type”, estas forças agem radialmente, tendendo a comprimir a bobina e reduzir o seu comprimento axial. Em construções tipo núcleo envolvente “shell type” as forças agem perpendicularmente à superfície da bobina e tendem a reduzir a sua largura radial. Modos de falha Se um transformador de potência não é projetado e construído corretamente, curto-circuitos externos podem causar considerável enfraquecimento de suas partes ativas, reduzindo a sua fiabilidade, mesmo não havendo nenhuma ruptura interna imediata. Os condutores podem deslocar-se e esticarem, os enrolamentos podem se distorcer, estufarem, comprimirem-se, afunilarem-se, inclinarem-se ou romperem-se causando ruptura do isolamento e curto-circuitos entre espiras. As falhas mecânicas do isolamento podem ocorrer devido ao movimento entre os condutores e os espaçadores. Suportes nas extremidades dos enrolamentos podem entrar em colapso.
Projeto e prática de fabricação Dos muitos elementos que entram no projeto e na fabricação de transformadores de potência, a fim de melhorar a sua capacidade de suportar curto-circuitos, a escolha mais importante é a do material condutor, pois suas propriedades mecânicas, como resistência à deformação e módulo de elasticidade, são críticas para o desempenho. Por esta razão, usuários de boas práticas de desenho, tais como a ABB, utilizam cobre com um limite de elasticidade mínimo de 90 N/mm 2 para offset de 0,2% (em outras palavras, seria necessário um esforço maior do que 90 N/mm 2 para causar uma deformação permanente de 0,2%). Este valor sobe para 280 N/mm2 e acima disso em transformadores para trabalho pesados com frequentes curto-circuitos, tais como os utilizados para fornos de arco. A utilização de cobre com a especificação correta é considerado, por bons designers, como a melhor forma de garantir uma alta capacidade de suportar curto-circuitos em transformadores de potência. Referências 1. Short Circuit Duty of Power Transformers (Ciclos de Trabalho em Curto-Circuito de Transformadores de Potência ),
Giorgo Bertagnolli.
2. State of the Art on the Use of Copper and Aluminium Conductors in Distribution Transformers Manufacturing (Estado da Arte Sobre o Uso de Condutores em Cobre e Alumínio na Fabricação de Transformadores de Distribuição ),
Itajubá– Lat-Efei
R. Salustiano & M. L. B. Martínez Universidade Federal de
Confiabilidade de Transformadores: Fluência - Comportamento do Cobre x Alumínio 8 de julho de 2015 10:33
Transformadores de distribuição com enrolamento de alumínio têm uma maior propensão a falhas do que os com enrolamento de cobre, devido ao baixo desempenho de fluência (creep) do condutor de alumínio em condições de campo. Fluência Fluência é a deformação plástica (inelástica) de condutores metálicos que ocorre quando estes são submetidos a forças externas de tração (tensões). A fluência é irreversível, ao contrário de alongamento elástico que reverte assim que a força externa é removida. A fluência depende do nível de tensão, de sua duração e da temperatura, e é diferente para cada metal.
Efeito da fluência nos transformadores de distribuição As frequentes energizações de transformadores de distribuição são inevitáveis em redes de alimentação deficiente e em áreas deficientes de energia, devido a várias razões, tais como, ampliações e obras de manutenção, contingenciamento de cargas programadas e não programadas, falhas e demanda superior à geração. Os transformadores de distribuição experimentam grandes correntes de magnetização na energização quando são ligados, que são de várias vezes a corrente nominal de operação. Estas correntes produzem grandes tensões mecânicas e intenso aquecimento localizado (hot spots). Cada vez que isso ocorre, os condutores do enrolamento fluem de uma pequena quantidade. Ao longo dos anos, esta repetida fluência faz com que os condutores do enrolamento se juntem, ficando mais próximos uns dos outros reduzindo as distâncias de segurança mínimas permissíveis especificadas pelas normas. Se o alongamento dos fios é maior do que a distância permitida entre as duas camadas de enrolamento, ocorre a ruptura do isolamento levando a uma em curto-circuito entre espiras e, assim, a uma falha do transformador.
Por que isso é um problema para transformadores de distribuição bobinados em alumínio? A taxa de fluência do alumínio pode ser até 25 vezes maior do que a do cobre sob os extremos de carga e condições de temperatura dos enrolamentos do transformador de distribuição no campo. Em outras palavras, um transformador de distribuição com bobinas de cobre tem até 25 vezes a vida de um transformador bobinado com alumínio em termos da sua capacidade de resistir às tensões de fluência. A propensão dos transformadores de distribuição com bobinas de alumínio falharem por tensões fluência é, portanto, muito maior em idênticas condições operacionais.
Referência Creep Life Assessment of Distribution Transformers, (Avaliação da Fluência na Vida de Transformadores de Distribuição ) N.S. Beniwal, D.K. Dwivedi, H.O. Gupta, Engineering
Failure Analysis, volume 17, Issue 5, July 2010, pages 1077-1085.
PESO E VOLUME DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO: COBRE X ALUMÍNIO 13 de julho de 2015 11:36
Transformadores com enrolamento em cobre, são uma dádiva para sistemas de distribuição de energia urbana com restrições de espaço As concessionárias de distribuição de energia têm de gerir o limitado espaço disponível para subestações em áreas urbanas densamente povoadas, colocando assim um prêmio para equipamentos da subestação de menor tamanho, incluindo transformadores de distribuição. Fora das subestações, os transformadores de distribuição são geralmente içados em postes onde é importante ter o menor peso. Ambos os requisitos de menor volume e peso são preenchidos por transformadores de distribuição com enrolamentos de cobre que são invariavelmente menores e mais leves do que os com enrolamento em alumínio para capacidade e desempenho energético equivalentes.
Volume Como a resistividade do cobre é 0,6 vezes a do alumínio, a secção transversal do condutor de alumínio deve ser 1,66 vezes a secção transversal do condutor de cobre para a mesma resistência. Isto resulta na área de janela do núcleo do transformador também ser 1,66 vezes maior. Para uma janela do núcleo em forma de quadrado, isto traduz-se num aumento do comprimento médio do núcleo da raiz quadrada da área de aumento, ou seja 1,29 vezes. Isto significa um aumento de 29% do volume e da massa do núcleo. Ele também significa aumento das perdas em vazio. O aumento da seção transversal do condutor de alumínio também significa um diâmetro exterior 29% maior da bobina, o que aumenta o comprimento de condutor e, por conseguinte, as perdas de carga. Para manter o desempenho energético e contrabalançar os efeitos do aumento das perdas em vazio e as perdas em carga, a densidade de fluxo deve ser reduzida por um aumento adicional na seção do núcleo.
O volume 66% maior da parte ativa significa que o tanque do transformador, bem como o óleo usado para o projeto em alumínio são, pelo menos, 66% maiores do que para o projeto em cobre. Na prática, durante o projeto, a seção transversal do condutor de alumínio precisa ser ainda maior do que 1,66 vezes o condutor de cobre, a fim de ter um desempenho de curto-circuito equivalente. Neste caso, os efeitos descritos acima serão ainda mais pronunciados, levando assim a um maior volume para o enrolamento em alumínio do transformador de distribuição.
Peso Embora o metal alumínio seja mais leve do que o cobre para um igual volume, no caso dos transformadores de distribuição, esta vantagem é anulada pelo aumento do volume (e, portanto, o peso) do condutor, do núcleo de aço, e do tanque de óleo. Isso tudo geralmente resulta com que um transformador equivalente bobinado em cobre, seja mais leve.
Referência State of the Art on the Use of Copper and Aluminium Conductors in Distribution Transformers Manufacturing (Estado da Arte Sobre o Uso de Condutores em Cobre e Alumínio na Fabricação de Transformadores de Distribuição ), R. Salustiano & M. L. B. Martínez Federal University of Itajubá–
Lat-Efei
A ECONOMIA DO COBRE X ALUMÍNIO 8 de julho de 2015 10:35 Contrariamente à crença popular, os transformadores com enrolamentos em cobre são frequentemente de fabricação mais barata do que aqueles com enrolamentos em alumínio.
Embora o alumínio como metal seja mais barato que o cobre em termos de US$/kg, não necessariamente ocorre que transformadores de distribuição com enrolamentos de alumínio sejam de fabricação mais barata. Esta proposição é demasiado simplista e ignora os custos mais elevados do núcleo magnético, tanque de óleo e enrolamentos de alumínio implicados no processo. A realidade é que, muitas vezes, transformadores de alta eficiência com enrolamentos de cobre são realmente mais baratos de fabricar do que aqueles com enrolamentos de alumínio. Explicação
Como a resistividade do cobre é 0,6 vezes a do alumínio, a secção transversal do condutor de alumínio deve ser 1,66 vezes a secção transversal do condutor de cobre para a mesma resistência. Isto resulta na área de janela do núcleo do transformador também ser 1,66 vezes maior. Para uma janela do núcleo em forma de quadrado, isto traduz-se num aumento do comprimento médio do núcleo da raiz quadrada da área de aumento, ou seja 1,29 vezes. Isto significa um aumento de 29% do volume e da massa do núcleo e dos custos. Ele também significa aumento das perdas em vazio. O aumento da seção transversal do condutor de alumínio também significa um diâmetro exterior 29% maior da bobina, o que aumenta o comprimento de condutor e, por conseguinte, as perdas de carga. Para manter o desempenho energético e contrabalançar os efeitos do aumento das perdas em vazio e as perdas em carga, a densidade de fluxo deve ser reduzida por um aumento adicional na seção do núcleo.
O volume 66% maior da parte ativa significa que o tanque do transformador, bem como o óleo usado para o projeto em alumínio são, pelo menos, 66% maiores do que para o projeto em cobre. Na prática, durante o projeto, a seção transversal do condutor de alumínio precisa ser ainda maior do que 1,66 vezes o condutor de cobre, a fim de ter um desempenho de curto-circuito equivalente, e os efeitos descritos acima tornam-se ainda mais pronunciados. Assim, não é apenas o custo do condutor, mas também o custo de aço magnético, tanque, e do óleo e necessária para atingir o nível de desempenho energético especificado que determina o custo de produção total do transformador. O cobre é muitas vezes o vencedor como o material condutor. Referência
State of the Art on the Use of Copper and Aluminium Conductors in Distribution Transformers Manufacturing (Estado da Arte Sobre o Uso de Condutores em Cobre e Alumínio na Fabricação de Transformadores de Distribuição ),
Itajubá– Lat-Efei
R. Salustiano & M. L. B. Martínez Universidade Federal de
CONFIABILIDADE DE TERMINAIS ELÉTRICOS: COBRE X ALUMÍNIO 8 de julho de 201510:34
As terminações dos fios de alumínio são inerentemente propensas a falhas. As terminações de fio de cobre não o são. Óxido de alumínio x óxido de cobre Tanto o cobre como o alumínio, oxidam em contato com ar. No entanto, a superfície do óxido de cobre é macia e eletricamente condutora enquanto que o óxido de alumínio que se forma imediatamente com a exposição fica fortemente ligada, é dura, e eletricamente isolante. Nos terminais da fiação, que invariavelmente envolvem aperto mecânico sob pressão, o macio óxido de cobre, que é condutor, é facilmente rompido e se estabelece bom contato diretamente com o cobre metálico altamente condutor. Por outro lado, o teimoso óxido de alumínio é mais difícil de desalojar, reaparece rapidamente e desenvolve uma elevada resistência de contato elétrico que conduz à perda de contato. A camada de óxido de alumínio também impede ligações não mecânicas, tal como soldagem, o que só é possível após a aplicação de uma camada de estanho, cobre ou níquel.
Ação galvânica Quando metais diferentes entram em contato, a ocorre ação galvânica - material é transferido a partir do metal mais positivo, ou ânodo, para o metal mais negativo, ou cátodo. A intensidade da ação depende das respectivas posições dos metais na Tabela Periódica. O alumínio é o mais anódico dos metais de engenharia e o cobre é o mais catódico. Portanto, nas terminações de fios com conectores que são invariavelmente feitos de cobre ou latão (liga de cobre), o alumínio perde material através de ação galvânica, levando a uma perda de contato. A presença de condensação da água que deve ser esperada em transformadores de distribuição ao ar livre agrava esta ação galvânica. Em contraste, os fios de cobre, sendo do mesmo elemento que os conectores, não sofrem nenhuma ação galvânica.
Alongamento e fluxo Alumínio sob pressão flui para fora da terminação. Além disso, o coeficiente de dilatação térmica linear do alumínio é cerca de 35% mais elevado do que a do cobre. Esta diferença, desempenha um papel significativo nas ligações rígidas, nas quais a mudança de dimensões
pela ação do calor, em combinação com o fluir do alumínio pode resultar na perda de contato do terminal. A única maneira de evitar estes problemas é verificar todos os terminais periodicamente, e apertar os parafusos e dispositivos de ligação. Como o cobre é mais duro, mais forte e mais dúctil, expande menos e não flui nas terminações, consequentemente, não requer inspeção periódica e aperto dos parafusos. Em todos os casos, a perda de contato dos fios de alumínio nas terminações leva ao sobre aquecimento local e, eventualmente, para a formação de faíscas e incêndio.
Referência Bibliográfica
Elektroinstallation de 22/2008: “Aluminium und Kupfer richtig verbinden”, “SechskantPressung für Aluminium und Kupfer”
Confiabilidade de Transformadores: Falhas nos Enrolamentos de Alta Tensão (AT) de Alumínio Devido à Fadiga 8 de julho de 2015 10:33 Transformadores de distribuição com enrolamentos de alta tensão feitos com condutores de alumínio têm uma maior propensão a falhas do que os com enrolamento feitos de cobre devido à fadiga do metal
Fadiga A fadiga é o dano local progressivo que ocorre quando um material é submetido a tensões repetidas (forças de tração, compressão, cisalhamento ou torção). Finalmente, depois de um certo número de repetições que variam inversamente com a intensidade das tensões, o material sofre uma fratura. Isto é semelhante ao que acontece quando você dobra um clipe de papel para trás e para frente várias vezes com pouca força. A fadiga é por si só a maior razão para a fratura de metais. A resistência à fadiga é definida como o número de ciclos que um material pode resistir a uma dada tensão aplicada repetidamente.
Por que a fadiga do condutor é importante para transformadores de distribuição? A energização continuada de transformadores de distribuição é inevitável nas redes de alimentação deficiente e em áreas deficientes de energia, devido a várias razões, tais como ampliações e obras de manutenção, contingenciamento não programados de cargas, falhas, e demanda de energia superior à geração. Os transformadores de distribuição experimentam grandes correntes de magnetização na energização, quando são ligados, que são de várias vezes a corrente nominal de operação. Estas correntes produzem grandes tensões mecânicas e intenso aquecimento localizado (hot spots). Cada vez que isso ocorre, os condutores do enrolamento
escoam
permanentemente
em
uma
pequena
parcela
(creep).
Isto
é
particularmente crítico para os enrolamentos de alta tensão (AT). Estes condutores soltos vibram devido às tensões eletromagnéticas cíclicas de ambas, as correntes de serviços e as de energização, levando-os à fadiga e, finalmente, à fratura.
Por que isso é um problema para transformadores de distribuição com bobinas de AT em alumínio? Os investigadores compararam o comportamento à fadiga de fios de dimensões compatíveis, feitos de condutores elétricos de alumínio de grau elétrico e de cobre eletrolítico utilizados em enrolamentos de transformadores de distribuição de alta tensão. Verificou-se que a resistência à fadiga dos condutores do enrolamento de alta tensão feitos em alumínio é muito menor do que a daqueles feitos de cobre em condições de tensão de funcionamento semelhantes. Este fato sugere que, depois de solto, o enrolamento do condutor de alta-tensão, dos transformadores de distribuição bobinados em alumínio irão falhar antes dos bobinados em cobre devido à fadiga do metal sob idênticas condições operacionais.
Referência Creep and Fatigue Behaviour of Aluminium and Copper High Voltage Winding Conductors of Distribution Transformers (Comportamento da Fluência e da Fadiga em Condutores de Alumínio e Cobre nos Enrolamento de Alta-Tensão de Transformadores de Distribuição ) N. S. Beniwala, D. K. Dwivedib and H. O. Guptaa, Indian Institute of
Technology Roorkee, Roorkee, India.
Aprimoramento do Desempenho Energético de Transformadores com Cobre 08 de julho de 2015 10:32 Maior conteúdo de cobre em transformadores melhora o desempenho energético e, consequentemente, reduz os custos do ciclo de vida na maioria dos casos. Os vários custos incorridos durante a longa vida de um transformador podem ser genericamente classificados em custos de compra, operação e de fim de vida. Destes, os custos operacionais (incluindo principalmente o custo das perdas de energia no transformador) são os principais. Portanto, o comprador astuto vai dar um alto peso para o desempenho do transformador de energia em suas decisões e não irá se basear somente nos custos diretos. Os projetistas de transformadores têm uma variedade de opções disponíveis para melhorar o desempenho energético, principalmente o uso de maiores seções transversais do núcleo e do condutor, uma redução da perda no material do núcleo, ou um condutor melhor, ou seja, o cobre. A otimização desta variedade é feita em base contínua por projetistas e fabricantes, com base nos custos relativos dos materiais num dado momento e as condições específicas da aquisição sobre o desempenho energético. Esta é a razão para a grande variedade de modelos de transformadores encontrada no mercado.
Estudo da Comissão Europeia Na preparação para a implementação da Diretiva dos Produtos Relacionados com a Energia (ERP) (2009/125/CE) referentes a transformadores de potência e de distribuição, a Comissão Europeia encomendou a “VITO & BIOIS” um estudo para investigar, entre outros fatores, o potencial de melhoria no design de vários tipos e tamanhos de transformadores em termos de menores custos do ciclo de vida. Para cada caso básico, o estudo trabalhou várias opções de design e os comparou quanto ao seu potencial de melhoria em relação ao respectivo caso básico. Os resultados mostraram que, em todos os casos investigados, a opção de projeto do transformador, que dá o menor custo do ciclo de vida e tem menos perdas de energia, utiliza substancialmente mais cobre do que o respectivo caso básico.
Estudo KEMA Um estudo independente cobrindo toda a União Europeia realizado pela KEMA chegou a uma conclusão similar – a maioria dos transformadores de potência usam mais cobre, ainda que o comprador considere o maior peso financeiro, ao longo do tempo para o desempenho energético (ou fator de perda) faz a diferença.
Conclusão Maior conteúdo de cobre em transformadores melhora o desempenho de energia e, consequentemente, reduz os custos do ciclo de vida na maioria dos casos.
Referências •
VITO & BIOIS study for preparing the implementation of the new Ecodesign or Energy Related Products (ERP) Directive (2009/125/EC) (Estudo VITO & BIOS para preparar a implementação da nova Diretiva dos Produtos Relacionados com a Energia (ERP) (2009/125/CE) referentes a transformadores de potência e de distribuição ) relacionado a transformadores de potência e
distribuição, por conta da European Commission DG ENTR unit B1 OT2: Distribution and Power Transformers Tasks 1 – 7 Contact VITO. Paul Van Tichelen, Contato BIOIS: Shailendra Mudgal, www.ecotransformer.org2010/ETE/R/106, Janeiro 2011 •
Drivers for Cooper use in Power Transformers ( Razões para Uso do Cobre em Transformadores de Potência ), S.A.A. Houtepen, J. Bloem KEMA, Arnhem 20 December 2011 , 74101182-ETD/SUP
11-2903
Subestações de Média e Baixa Tensão CORRENTES DE CURTO CIRCUITO TRIFÁSICAS
Amadeos | Eng. Elétrica, 5º Semestre | November 13, 2015
Subes ube staç õe õess d e M T/ BT – Teo eorria e exemplos exemplos d e c á lc ulo ulo d a s c o rrentes d e c urto urto c irc irc uit uito trif trifá á sica ic a s Um sis sisttema elétr elétrico ic o de potênc potência ia é compo c ompost sto de diver diversos sos element elementos, cada ca da qual com sua função como proteção, seccionamento, transformação, compensações reat eativas, etc. etc.
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Introdução
Um do d os ele elemen mentos tos ma mais is impo mp ortantes ta ntes d entro ntro de d e um sis sistema tema elé elétr tric ico o são os tra tra nsnsformadores de potência. Eles são responsáveis por transformar blocos de potênc ia c om dete d eterrminada minad a tensã tensã o e c orrente orrente p a ra níveis níveis super upe riores iores ou inferio inferio res de tensã tensã o e c orr orrente, mantendo na saída sempre empre a mes mesma ma potênc ia de entra tra d a , sa sa lvo peq p equena uenass p erdas erda s interna nternass. Sã Sã o má q uina uinass elé elétr triic a s es esssenc ia is p a ra os sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica, tendo em vista que possibilitam que os blocos de energia gerados pelos geradores (Usinas Hidroelétricas, Termoelétricas, Eólicas, etc.) sejam transmitidos com níveis de c orrente orrente a c eitáve eitáveiis. Tudo Tudo isso se deve de ve gra gra ç a s a o trans transfor formad mador or ter c omo pri princípi nc ípio o de func funciionaona mento a elevação ou rebaixamento da tensão onde, consequentemente, a c orrente orrente também tamb ém se se elevar e levará á ou reb reba a ixa rá c om relaç relaç ã o invers inversame ament nte e pr p roporop orcional a tensão. É garantindo, porém, o produto entre a tensão e a corrente, ou seja seja,, potênc po tênc ia elé elétr triic a . Por exemplo, exemp lo, é c omum em si sistemas tema s d e tra tra nsmi nsmisssã o de energia às tensões atingirem níveis iguais ou superiores a 138kV, porém a corrente elétrica é baixa, viabilizando a utilização de condutores com menor seç ã o pa ra tra tra nspo nsporrte des d esssa c orr orrente. Se Se es esssa imensa mensa quanti qua ntida da d e de ener ene rgia tivesse que ser transmitida na mesma tensão a qual ela é gerada (13,8kV em boa parte dos casos de usinas hidrelétricas) seria inviável já que a corrente elétrica seria extremamente alta, os cabos com seções gigantes, torres de tra tra nsmis nsmisssã o, distr distribuiç ibuiçã ã o e infra infra estrutur trutura a me mecc â nica nic a d eve ev eriam se se r muito mai ma is resistentes, se é que possível atingir os níveis necessários. A ener e nergia gia c onsumi onsumida da por po r uma indústr indústriia ou um gr g ra nde c entro entro c onsumi onsumido dorr de energia geralmente é recebido em média tensão (MT) e ocorrerá o rebaixamento dessa tensão para baixa tensão (BT), onde a maior parte das cargas elétricas são alimentadas. Esse artigo irá abordar alguns conceitos sobre os transformadores de potência MT/BT tais como características elétricas, métodos de utilização, cálculos de curto circuitos, proteções elétricas adequadas às correntes nominais, sobrecarga e curto circuito em sistemas alimentados por transformadores.
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2 Tra nsfor nsforma mad d o r d e M T/ BT e sua infl influênc uê ncia ia na c o rrente d e c urto urto circuito Dentro de uma subestação elétrica MT/BT, o transformador é um dos elementos mais importantes sendo responsável por rebaixar a tensão em média tensã o e entreg entrega a r a potênc ia c ontratad ontratada a e nec es esssá ria par pa ra o func func ionament ona mento o da da planta pla nta em níveis níveis de tensã tensã o a o qual q ual as a s c a rgas ga s serão a limentad limentada a s, ou seja seja,, em grande grand e p a rte valor va lores es iigua gua is o u inferi inferiores a 440V. Os transformadores trifásicos possuem diferentes combinações para o fechamento dos seus enrolamentos primário e secundário. Porém, a combinação maiis c omum e nor ma no rma mallmente es e sper pe ra da é a segui eg uinte: nte: •
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Primário em Delta (∆): graças a esse tipo de conexão, a 3ª harmônica da corrente de magnetização de um transformador (distorcida devido à não linea linearrida de do c irc uito uito magnético ma gnético)) é livr livre e pa p a ra c irc ular d entro entro dos d os lados lad os do delta, sem fluir para a rede de alimentação. Portanto, o fluxo magnético gerado pela corrente circulante do primário é mantido senoidal e, consequentemente, que ntemente, tamb também ém a tensã tensã o induzi induzida no enr e nrolame olament nto o sec sec undár undá rio. Secundário em Estrela com centro aterrado (Y): nesse tipo de ligação é fác fá c il obter ob ter a s tensõe tensõess d e linha linha e fas fa se. Além Alé m diss disso, por p or motivo motivoss d e se gura gura nça nç a , em uma falta entre os lados MT e BT do transformador, a tensão no secundá rio se ma mant ntém ém pr p róxima óxima do valor de fase, fase, por p ortanto tanto gar ga ra ntindo ntindo ma maiior proproteçã teç ã o pa p a ra pes p esssoa oass e mantendo a isolaç ã o.
Fig ura ura 1 –Fec ha m en to d e u m tra tra nsforma nsforma d or MT/ MT/ BT
A concessionária de energia local possui suas próprias normas e procedimentos pa ra c onexã onexã o dos do s pont po ntos os de energia energia em e m MT M T no c entro entro c onsum onsumiidor do r, contendo c ontendo prepremis missa s pa ra uti utiliz liza ç ã o dos do s tra tra nsfor nsforma mado dorres es,, potênc p otênc ia má máx xima per pe rmiti mitida da de a c ordo com os níveis de tensão, padrões de entrada, proteção e seletividade com sua sub e staç ta ç ã o d istri trib uid uid ora ora,, entre entre outros outros.. As p roteç ote ç õe õess interna nternass d o sis sistema elé elétr triic o de d e um centro consumidor devem levar em consideração as proteções contidas na subestação da concessionária, de forma a coordenar-se as curvas de atuação dos dispositivos de proteção garantindo o mínimo de seletividade e evitando desligamento indesejáve indesejáveiis p or par pa rte da d a c onc es esssionár oná ria .
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Em geral, existem alguns métodos de instalação, topologia e operação de subestações com transformadores, o que definirá a forma como eles serão interli interliga ga d o s em um si sistema M T/ BT. Entr Entre e esses mé métod todo os p od em emo os c itar ta r: • •
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Subes ube staç ã o c om ape a pena nass um tr transfor ansforma mado dorr a limentand limentando o toda tod a s a s c a rgas ga s. Subestação com dois transformadores, sendo um reserva do outro. Ambos possuem a mesma potência e podem alternar o funcionamento. Subestação com transformadores trabalhando em paralelo na mesma barra. Ambos possuem a mesma potência e somando a potência deles resulta no valor necessário para atender todas as cargas do sistema. Subestação com transformadores trabalhando simultaneamente em barra s sepa ep a ra d a s. Geralme G eralmente nte po p o ssuem a s mes mesma mass c a ra c terís terísti ticc a s, inc inclus lusiive a potênc po tênciia , ma mass não nã o atuam a tuam pa ra lel lela a mente, mini minimi mizza ndo o Icc Ic c do sistema. tema .
As pri princi nc ipa is c a ra c terís terísti ticc a s de um tr tra nsfor nsforma mado dorr d e potênc po tênciia sã o a quelas quela s referentes aos parâmetros elétricos tais como potência nominal, tensão do primári mário, tensã tensã o em vaz va zio do sec undári undário, relaç relaç ã o de tra tra nsfor nsformaç maç ã o e impedâ mped â ncia percentual. É importante também ter ideia do nível de curto circuito que essse tra es tra nsfor nsforma mado dorr pode po derrá fornec fornec er ao sistema c a so oc orra orra uma falta tri trifási fásic a logo a pós pó s a sa ída do enrolame enrolament nto o sec sec undár undá rio. De forma forma simplifi mplificc a d a é pos p osssível calcular essa variável no circuito de baixa tensão, desconsiderando a interfer terferênc ênc ia da s imped mpe d â nci nc ia s do res estante tante do d o c irc uito. uito. Uti Utililizza mos a equaç eq uaç ã o (1) (1) pa ra es esssa finali finalida da d e.
Onde: Str = Potênc ia tri trifási fásic a a pa rente em (kVA (kVA)) V l = Tensão de linha (V) Z% = Impedâ mpe dâ nci nc ia p erc erc entual (%) (%)
2.1 Pro Pro teçõ teç õ es típ típ ic a s d o s disp disp o siti itivos d e b a ixa e média méd ia tensã tensã o Em geral, para proteção de sistemas de baixa e média tensão são utilizados disjuntores, salvo utilização de fusíveis em algumas aplicações. Quando a escolha pela proteção leva a utilização dos disjuntores há diferentes funções nesses dispositivos responsáveis pela proteção de correntes de falta em uma planta elétrica. A questão é que as nomenclaturas utilizadas para as proteç õe õess de bai ba ixa tensã tensã o e média mé dia tensã tensã o não nã o sã sã o iguais, iguais, o que q ue c a usa usa c erta erta c onfusã fusã o em e m sua sua es e sc olha e a plic plic a ç ã o. A idei ide ia des de sta ses sesssã o e es escc larecer larec er q uais a s p rinci nc ip a isp roteç ote ç õe õess utili utilizza d a s nos no s d isjuntor juntores es d e ba b a ixa e médi méd ia tensã tensã o e c omo rela elacc ioná-l oná -la a s entre entre si, encontr enc ontra a ndo c erta erta eq e q uivalênc uivalênc ia entre entre ela elass.
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Os disjuntores de baixa tensão de caixa moldada e caixa aberta possuem, tipicamente, proteções contra correntes de sobrecarga, correntes de curto circuito e correntes de fuga a terra. Esses dispositivos podem possuir relés de proteção termomagnéticos ou eletrônicos, também conhecidos como relés de disparo ou atuadores. Quando esses relés são microprocessados, as funções de proteç ão são referenciadas como LSIG. Abaixo segue uma breve explanação do significado de cada uma dessas nomenclaturas: •
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Proteç ão c ontra correntes de sobrec arga: identificada como proteção L, possui curva inversa com tempo de atuaç ão longo. É possível parametrizar a c orrente de disparo térmica e o tempo de atuação. Proteção contra curto circuito temporizado: identificado como proteção S, é a proteç ão que atuará na ocorrência de um curto-circuito, porém com um tempo de delay em seu dispa ro. Além do tempo a c orrente de dispa ro para curto circuito também é parametrizada. Proteç ão contra curto c ircuito instantâneo: identificado como proteção I, é a proteção que atuará instantaneamente na ocorrência de um curto circuito com intensidade igual ou superior a parametrizada. Nessa proteção, diferente da S, não há delay no disparo, sendo o tempo de abertura dependente apenas do mecanismo do disjuntor. Proteção contra falta a terra: identificada como proteção G, é a responsável por atuar na ocorrência de faltas a terra, possuindo maior sensibilida de do que as funções S e I. Essa função recorre a somatória fasorial das correntes do disjuntor (fases + neutro).
Os disjuntores de baixa tensão ainda possuem funções mais avançadas, dependendo do modelo de relé microprocessado utilizado, tais como seletividade por zona, proteção direcional, sub e sobretensão, sub e sobrefrequência, desequilíbrio de tensão e corrente, etc. Os disjuntores de média tensão, diferentemente dos de baixa, recorrem a um relé de proteç ão externo ao disjuntor, conhecido também como IED. Os IED’s são responsáveis por monitorar as grandezas elétricas do sistema de média tensão por meio de transformadores de potencial e transformadores de corrente, os quais transformam as variáveis tensão e corrente em valores aceitáveis para utilização em um dispositivo microproc essado. As proteções dos relés de proteção de MT são referenc iada s no padrão ANSI/IEEE C37.2 e a s nomenclaturas utilizadas são números, as vezes acompanhados de letras. As proteções mais comuns em IED’s são as funções 50 e 51, apesar de existirem muitas outras, para diversas aplicações. •
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Função 50: trata-se da função de sobrec orrente instantânea, ou seja, sem delay de atuaç ão quando a c orrente supera o valor parametrizado. Pode ser comparada a função I. Função 51: trata-se da funçã o de sobrec orrente temporizada , ou seja, possui delay de atuaç ão quando a corrente supera o valor pa rametrizado. A curva de atuação é inversamente proporcional ao valor da corrente,
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sendo possível escolher o quão inversa será sua atuaç ão. Pode ser comparada com a funçã o S. Função 51N ou 51G: trata-se da proteção temporizada contra faltas a terra. Pode ser utilizada por meio da somatória fasorial das correntes ou via TC toroidal auxiliar. Pode ser comparada a função G c om tempo inverso. Função 50N ou 50G: trata-se da proteç ão instantânea contra faltas a terra. Pode ser utilizada por meio da somatória fasorial das correntes ou via TC toroidal auxiliar. Pode ser compa rada a função G com tempo definido.
Cálculo das correntes de curto circuito
O cálculo de curto circuito em um sistema elétrico é extremamente importante pois definirá todos os requisitos elétricos e mecânicos de dispositivos de proteção, suportabilidade de painéis, barramentos, etc. Em linhas gerais, o curto c ircuito mais crítico é o trifásico e é em c ima desse valor que são especificadas as proteções do sistema. Apesar disso, também é o curto circuito menos provável de oc orrer. Mesmo a ssim, sempre se protege um sistema elétrico pelo pior caso. Nesse capitulo analisaremos os principais dados necessários para o cálculo do curto circuito trifásico, premissas e equações utilizadas.
3.1 Principais dados necessários 3.1.1 Rede de Distribuição Em uma rede de média tensão é comum conhecermos apenas a tensão nominal da rede. Porém, para calcular a corrente de curto circuito de uma planta é importante conhecermos a potência de curto circuito do sistema, que pode variar desde 250MVA a valores muito maiores. Quanto maior a tensão de média tensão, maior é a potência de curto circuito de um sistema. A conc essionária de energia elétrica responsável pelo fornec imento de energia provavelmente possuirá essa informação para disponibilizar e auxiliar no cálculo mais preciso.
3.1.2 Geradores Síncronos Os dados comumente conhecido de uma máquina elétrica são tensão e potência nominal. Para geradores síncronos, como pa ra todas as máquinas elétricas, para obter uma análise mais completa é necessário avaliar outros pontos tais como o comportamento sob regime para uma análise de problemas de estabilidade estática, o comportamento sob condições transitórias como variação de carga para problemas de estabilidade dinâmica, em especial quando oc orre um curto c ircuito trifásico. Portanto, torna-se necessário conhecer os valores das reatânc ias dos geradores, em particular os referentes a reatância síncrona, reatância transitória e reatância subtransitória. Nesse artigo não será abordado esse assunto em de-
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talhes, mas sim apenas para ilustrar a necessidade de um estudo mais aprofundado dessa máquina no que diz respeito a análise de c urto circuito no qual elas estão presentes e ativas na oc orrênc ia da falta.
3.1.3 Transformadores Conforme explicado anteriormente, as variáveis usualmente conhecidas de um transformador de potência são: • • • •
Potência nominal Sn [kVA] Tensão nominal do primário Vn1 [V] Tensão nominal do sec undário V n2 [V] Impedância Percentual Z% [%]
Com esses dados é possível determinar a corrente nominal do primário e do sec undário do transformador e a corrente sob condições de c urto c ircuito. Tipicamente, o valor da impedância percentual varia de 4% a 7%pa ra transformadores com classe de isolaç ão 15kV e dependem também da potência nominal, onde quanto menor a potência, menor será o Z%. A norma IEC 60076-5 reporta c omo referência algumas faixas de Z%, conforme figura 2 abaixo.
Fig u ra 2 : t a b e la d e im p e d ân c ia p e rc e n t u a l Z% (V k% ) d e tra n sfo rm a d o re s d e mé d ia t e n são c o n fo rm e IEC 60067-5
3.1.4 Motores Assíncronos Os dados usualmente conhecidos para motores assíncronos são a potência nominal [kW], a tensão nominal [V], corrente nominal [A], rendimento elétrico e o fator de potência. Todos esses dados são facilmente obtidos através de catálogos ou mesmo na plac a que ac ompanha o motor elétrico. Na ocorrência de um curto circuito, o motor elétrico assíncrono funciona como um gerador durante um curto período. Isso ocorre devido a necessida de de o motor liberar a energia eletromagnética armazenada em seu c ircuito indutivo. Durante esse primeiro período do curto c irc uito, uma reatânc ia subtransitória de 20 a 25% pode ser considerada. Isso significa que uma corrente de 4 a 5 vezes a corrente nominal do motor pode ser assumida como contribuição para a corrente de curto circuito, ou seja, é um acréscimo de corrente além daquela já fornecida pela fonte. Quanto maior a quantidade
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de motores em um sistema elétrico e quanto maiores forem suas potências nominais, mais crítica são suas contribuições.
3.2 O cálculo do curto circuito trifásico Tomando c omo exemplo o esquema elétrico da figura 3, é assumido que um curto c ircuito oc orre nos terminais de conexão da carga L. Para estudar o c ircuito e calcular a intensidade da falta nesse ponto podemos considerar um circuito equivalente contendo os parâmetros de resistência e reatância de cada elemento do esquema. As resistências e reatâncias devem estar todas referenciadas no mesmo valor de tensão para o cálculo da corrente de curto circuito. Portanto, deve-se c alcular a impedância do enrolamento primário refletida no enrolamento secundário. Para tanto, utiliza-se a relação de transformaç ão do transformador, conforme equaç ão 2.
Figu ra 3: esq ue m a elé trico p a ra e xem p lifica r o c álculo d e c urto c ircuito
O esquema elétrico c onsiderado nesse exemplo pode ser representado c omo um circuito equivalente de todas as impedâncias em série tomando como referência o ponto da falta. Sempre que ocorre um curto circuito em um sistema elétrica, é possível determinar o circuito equivalente por meio do teorema de Thevenin referenciado pelo ponto de ocorrência do curto circuito. Desta forma, a corrente de curto circuito trifásico simétrica torna-se extremamente simples de ser calculada utilizando a lei de Ohm. No caso, dependendo da complexida de do sistema, o mais trabalhoso é obter a impedância equivalente de Thevenin. Por isso optou-se por demostrar o conc eito de forma simplificado, analisando o circuito da figura 3. Na figura 4 é demonstrado a impedância equivalente visto pelo ponto da falta.
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Fig u ra 4 : c irc u it o e q u iv a le n t e v ist o d o p o n t o d a f a l t a
No ponto do curto circuito, a tensão equivalente será igual à tensão de fase, tendo em vista que o secundário do transformador está fec hado em estrela (Y).
3.2.1 Impedância da Rede de Distribuição Quando buscamos um cálculo mais preciso da c orrente de c urto circuito, procuramos levar em consideração também a impedância equivalente do sistema de distribuição a qual o circuito está c onec tado. Por meio de informações que são geralmente conhecidas, como a tensão da rede e a corrente de curto c ircuito em média tensão do ponto de instalaç ão (informaç ão usualmente fornecida pela concessionária), é possível calcular a impedância equivalente de c urto circuito do sistema de distribuição, por meio da equaç ão (3).
Assim, obtém-se o módulo da impedância de curto circuito da rede. Para calcular os pa râmetros da resistência e impedância da rede, pode ser utilizado a relaç ão enc ontrada nas equações (4) e (5).
Se caso a potência de curto circuito do ponto de instalação do circuito de média tensão for conhecida, é também possível cálculo os parâmetros da impedância de curto circuito utilizando a equação (6) para encontrar o módulo da impedância equivalente.
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3.2.2 Transformadores A impedância de um transformador pode ser encontrada com base nos parâmetros nominais do equipa mento, tais como tensão nominal no sec undário, potência nominal e impedância percentual, utilizando a equaç ão (7).
A componente resistiva do transformador pode ser calculada com base nos valores de perdas devido ao cobre, causada quando a corrente nominal do transformador está circulando pelo secundário. O valor das perdas é facilmente encontrado nos catálogos dos fabricantes e por meio da equaç ão (8) calcula-se qual o valor da componente resistiva. Por fim, com os valores das componentes resistiva e o módulo da impedância, é possível calcular a componente reativa c om base na equaç ão (9), conforme segue a baixo.
3.2.3 Cabos e linhas aéreas O valor da impedâ ncia desses elementos de conexão dependem de diferentes valores, tais como maneira de distribuição, características construtivas, temperatura, etc., que vão influenciar diretamente nos parâmetros de resistência e reatância. Porém, esses valores são normalmente informados pelos fabricantes de cabos e a unidade dos parâmetros são dados em unida de por comprimento. A impedância equivalente nos cabos de uma instalação pode ser expressa pela equaç ão (10).
3.2.4 Exemplo de c álculo de c urto circuito trifásico simétrico Considerando o esquema elétrico da figura 10 e adotando os valores hipotéticos, porém realistas, será c alculada a corrente de c urto circuito no ponto de conexão do barramento de baixa tensão, logo após a c onexão do cabo BT. - Potência de c urto circuito do ponto de c onexão: 500MVA - Tensão nominal da rede MT: 13,8kV
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- C abo MT:
RC MT = 36 [mΩ/m] XC MT = 33,5 [mΩ/m] Lcabo = 10 [m]
- Transformador:
Potência =400kVA
Tensão do Sec undário = 380V Impedância Percentual Z% =4% Perdas no cobre P% = 3% - C abo BT:
RC BT =0,0388 [mΩ/m] XC BT = 0,0395 [mΩ/m] Lcabo = 10 [m]
Dados as informações acima é possível calcular a corrente de curto circuito trifásico no ponto em questão da figura 10. Para esse cálculo, serão c onsiderados todos os elementos acima discriminados, com suas respectivas impedâ ncias. J á que a falta está oc orrendo no lado de ba ixa tensão, todos os elementos que se encontram em média tensão devem ser relacionados como se estivessem no sec undá rio do Trafo. Para isso, consideramos a relação de transformação e seguimos com os cálculos a partir daí, conforme pode ser visto abaixo:
- Rede de alimentação:
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- Cabos de MT:
- Transformador:
- Cabos de BT:
- Calculando a impedância equivalente do circuito:
- Calculando o módulo da impedâ ncia:
- Calculando a corrente de c urto circuito trifásica simétrica:
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Portanto, a corrente de c urto circuito trifásica no ponto em questão é de aproximadamente 14,1kA. Essa corrente possui essa intensidade nesse ponto especifico, sendo que se houvesse mais alguns metros de cabos até chegar a carga o valor encontrado seria ainda menor. As impedâncias do circuito determinam a intensidade das faltas e, consequentemente, as proteções que serão selecionadas para cada trec ho do circuito. Vale relembrar que quanto mais ramificado e complexo o circuito for maior será também sua complexidade na procura das correntes de curto circuito.
3.2.5 Contribuição de Motores no Curto C ircuito Na oc orrênc ia de um c urto c ircuito, os motores que estão sendo alimentados e em funcionamento começam a funcionar como um gerador, alimentando a falta por um pequeno período de tempo. Essa contribuição pode ser calculada com base na reatância subtransitória do motor, porém esse dado nem sempre é facilmente obtido. O que geralmente é adotado na prática é considerar a contribuição de motores de indução como um fator multiplicativo da corrente nominal da máquina, o que pode variar entre 4 a 6 vezes. Para circuito de baixa tensão, a contribuição dos motores de baixa tensão, em relação a duração, pode ser desconsiderada logo após os primeiros períodos da corrente de c urto circuito. De acordo c om a IEC 60909 há alguns critérios pa ra considerar ou não a contribuiçã o dessas máquinas, sendo que ela pode ser desprezada desde que:
Onde ΣI nM representa a somatória das correntes nominais de todos os motores diretamente c onec tados à rede de distribuição onde o curto circuito ocorreu e Icc3~ é a corrente de c urto c ircuito sem qualquer contribuição dos motores. Ou seja, caso as correntes nominais somadas sejam inferiores ao valor expresso na equação acima, a contribuição dos motores pode ser desprezada, já que elas não serão significativas para o circuito.
3.2.6 Calculando o valor de pico da corrente de curto circuito Propositalmente foi frisado anteriormente a menç ão da corrente de curto c ircuito simétrica. Isso se deve pelo fato da corrente de curto circuito simétrica ser a mais fác il de calcular e ser independente de alguns pa râmetros relac ionados ao tempo, ao momento de ocorrência do curto circuito e as relações existentes entre as rea tânc ias e resistênc ia do circuito (X/R). De fato, a corrente de curto c ircuito é composta por duas componentes, sendo elas a corrente simétrica, comumente conhecida como componente AC, e a assimétrica, também conhecida como componente DC. Essas componentes podem ser expressada s pelas equaç ões aba ixo.
12
A c omponente assimétrica é responsável por criar um transitório na corrente de curto circuito e provoca o maior valor de pico no primeiro ciclo da falta. Esse valor é o mais crítico, provoc ando uma grande liberação de energia térmica e dinâmica ao sistema de distribuição. Geralmente falando, tomando como base a corrente RMS do curto circuito simétrico, o valor de pico do primeiro semi-ciclo do curto circuito pode variar de √2.I cc a 2√2.I cc . Após o transitório provoc ado pela componente assimétrica o valor da corrente de curto c ircuito torna-se praticamente simétrica, conforme demonstrado na figura 5.
Fig ura 5: rep resen ta ção d a c o rren te d e c urto c irc uito c o m sua s d ua s c om p o nen tes a ssi- mé tric a e sim é tric a
Conclusão Para critério de proteção, com base nos parâmetros determinados pela IEC 60947-2, deve-se sempre selecionar disjuntores que atendam as correntes de curto circuito do sistema. Os disjuntores são referências pelas correntes Ic u e Icm , sendo que a primeira geralmente se refere ao valor simétrico RMS da corrente de curto circuito máxima suportável por um disjuntor e a segunda se refere a corrente de pico máxima suportável por um disjuntor provocada pela assimetria de um curto c ircuito. Enfim, com o c álculo da corrente de c urto circuito simétrica trifásica, é possível projetar de forma eficiente e objetiva os sistemas de proteção em circuito elétricos trifásicos. Por possuir uma metodologia relativamente simples, é possível
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determinar os valores de correntes em cada barra dos sistemas, proporcionando informações básicas para seleção das proteções e, consequentemente, o melhor custo benefício.
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Technical Application Papers February 2008
1SDC007101G0202
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation Index
1 General information on MV/LV 3 Choice of protection and transformer substations control devices 1.1 Classic typologies ...................................... 2 1.2 General considerations about MV/LV transformers ................................................ 5
1.3 MV protection devices: observations about the limits imposed by the utility companies ...8
1.4 LV protection devices ................................. 8
3.1 Generalities about the main electrical parameters of the protection and control devices ................................................... 17
3.2 Criteria for the circuit-breaker choice ....... 19 3.3 Coordination between circuit-breakers and switch-disconnectors ......................... 21
3.4 Coordination between automatic circuitbreakers-residual current devices (RCDs) ... 22
2 Calculation of short-circuit currents 2.1 Data necessary for the calculation ........... 11 2.2 Calculation of the short-circuit current ..... 12 2.3 Calculation of motor contribution ............ 15 2.4 Calculation of the peak current value ..... 15
3.5 Example of study of a MV/LV network ..... 23 Annex A: Calculation of the transformer inrush current........ 30 Annex B: Example of calculation of the short-circuit current ................................................................... 32 B1 Method of symmetrical components ............ 33 B2 Power method .............................................. 38 Glossary ............................................................... 40
1
1 General information on MV/LV transformer substations 1.1 Classic types An electrical transformer substation consists of a whole set of devices (conductors, measuring and control apparatus and electric machines) dedicated to transforming the voltage supplied by the medium voltage distribution grid (e.g. 15kV or 20kV), into voltage values suitable for supplying low voltage lines with power (400V - 690V). The electrical substations can be divided into public substations and private substations:
Figure 1 shows the typical structure of a substation with division of the rooms as previously described.
Figure 1: Conceptual diagram of the substation
public substations: these belong to the electricity utility and supply private users in alternating single-phase or three-phase current (typical values of the voltage for the two types of power supply can be 230V and 400V). In turn, these are divided into urban or rural type substations, consisting of a single reduced-size power transformer. Urban substations are usually built using bricks, whereas rural ones are often installed externally directly on the MV pylon. private substations: these can often be considered as terminal type substations, i.e. substations where the MV line ends at the point of installation of the substation itself. They belong to the user and can supply both civil users (schools, hospitals, etc.) with power and industrial users with supply from the public MV grid. These substations are mostly located in the same rooms of the factory they supply and basically consist of three distinct rooms: - delivery room: where the switching apparatus of the utility is installed. This room must be of a size to allow any construction of the in-feed/output system which the utility has the right to realise even at a later time to satisfy its new requirements. The take-up point is found in the delivery room, which represents the border and connection between the public grid and the user plant. - instrument room: where the measuring units are located. Both these rooms must have public road access to allow intervention by authorised personnel whether the user is present or not. - user room: destined to contain the transformer and the MV and LV switching apparatus which are the concern of the user. This room must normally be adjacent to the other two rooms.
It is normally expected that the customer use MV/LV transformers with: - delta primary winding ( Δ ), because, thanks to this connection type, the third harmonics of the magnetizing currents (distorted due to the non-linearity of the magnetic circuit) and any possible homopolar current are free to circulate through the sides of the delta, without flowing into the network; thus, the magnetic fluxes remain sinusoidal and consequently als o the fem induced at the secondary. Besides, in case of unbalanced loads at the secondary winding, the reaction current absorbed by the primary flows only through the corresponding winding (as shown in the figure) without affecting the other two; if this should occur, as in the star connection, the currents in those windings would be magnetizing currents and would cause an asymmetry in the phase voltages. Only when special applications are provided (welding machines, actuators, etc.), the connection can be not of delta type and the choice shall be agreed on with the utility. - secondary winding with grounded star point ( ), to make line and phase voltages easily available, but above all for safety reasons, since, in the event of a fault between the MV and LV sides, the voltage at the
2 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
secondary remains close to the phase value, thus guaranteeing higher safety for people and maintaining the insulation. L1
L1
L2
L2
L3
L3 N LOAD
The utility prescribes and defines the criteria and methods for connection of normal customers (intended as those who are not other power producers or special users with disturbing loads characterised, for example, by harmonics or flicker) in its official documentation. These prescriptions specifically apply to connections to the MV grid with rated voltage of 15kV and 20kV whereas, for other MV voltage values, they can be applied for similarity. As an example, below we give the prescriptions provided by an Italian distribution utility regarding the power of the transformer which can be used. The power values allowed are as follows: - power not higher than 1600kVA for 15kV networks - power not higher than 2000kVA for 20kV networks. The powers indicated refer to a transformer wit v k%=6%. The limit relative to the installable power is also established and, in order not to cause unwanted trips of the overcurrent protection of the MV line during the putting into service operations of their own plants, the c ustomers cannot install more than three transformers, each
of them with size corresponding to the limits previously indicated and with separated LV busbars; otherwise, they shall have to provide suitable devices in their plants in order to avoid the simultaneous energization of those transformers which would determine the exceeding of the above mentioned limits. Moreover, the users cannot install transformers in parallel (voltage busbars connected) for a total power exceeding the mentioned limits so that, in case of a LV short-circuit on the supply side of the LV main circuit-breaker, only the MV circuit-breaker of the user, installed to protect the transformer, and not the line protection device of the utility, trips. In those cases when the customer’s plant is not compatible with the aforesaid limitations, it will be necessary to take into consideration other solutions, for example providing power supply through a dedicated line and customizing the settings of the overcurrent protective device. The transformer is connected to the take-up point in the delivery room by means of a copper connection cable which, regardless of the power supplied, must have a minimum cross-section of 95mm2. This cable is the property of the user and must be as short as possible. The present trend regarding management of the earthing connection of the system is to provide the passage from insulated neutral to earthed neutral by means of impedance. This modification, needed to reduce the singlephase earth fault currents which are continually on the increase due to the effect of growingly common use of underground or overhead cables, also implies upgrading the protections against earth faults both by the utility and by the customers. The intention is to limit unwanted trips as far as possible, thereby improving service. After having indicated what the main electrical regulations for a MV/LV substation are, we now analyse what the most common management methods may be in relation to the layout of the power supply transformers for a substation supplied by a single medium voltage line.
Method 1 Substation with a single transformer
IMV
IMV
When the plant foresees installation of an “I MV” overcurrent protection device where the line which supplies the substation originates, as shown in diagram 1, this device must ensure protection of both the M V line as well as the transformer.
MV line
MV line
In the case where the protection device also carries out switching and isolation functions, an interlock must be provided which allows access to the transformer only when the power supply line of the substation has been isolated.
SMV
Another management method is shown in diagram 1a, which foresees installation of the “S MV” switching and isolation device positioned immediately to the supply side of the transformer and separate from the protection device which remains installed at the beginning of the line.
ILV
L1
Diagram 1
ILV
L2
L1
L2
Diagram 1a
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 3
1 G e n e r a l i n f o r m a t i o n o n M V / L V t r a n s f o r m e r s u b s t a t i o n s
Method 2
1 G e n e r a l i n f o r m a t i o n o n M V / L V t r a n s f o r m e r s u b s t a t i o n s
Substation with two transformers with one as a spare for the other
IGMV
When the plant foresees installation of a transformer considered as a spare, the circuit-breakers on the LV side must be connected with an “I” interlock whose function is to prevent the transformers from operating in parallel.
IMV1
IMV2
ILV1
I
Apart from the switching and isolation device on the incoming MV line (IGMV ), it is advisable to provide a switching, isolation and protection device on the individual MV risers of the two transformers (I MV1 and I MV2 ) as well. In this way, with opening of the device on the supply and load side of a transformer, it is possible to guarantee isolation and access the machine without putting the whole substation out of service.
ILV2
L1
L2
L3
Diagram 2
Method 3 Substation with two transformers which operate in parallel on the same busbar
IGMV
IMV1
When the plant foresees installation of two transformers operating in parallel at the same overall power required of the plant, it is possible to use two transformers with lower rated po wer. Compared with the management method described in the two previous cases, higher short-circuit currents could be generated for faults in the low voltage system due to reduction of the possible v k% for lower power machines. Operation in parallel of the transformers could cause greater problems in management of the network. Again in this case, however, outage of a machine might require a certain flexibility in load management, ensuring the power supply of those considered to be priority loads. When coordinating the protections, the fact that the overcurrent on the LV side is d ivided between the two transformers must be taken into consideration.
IMV2
ILV1
ILV2
L1
L2
L3
Diagram 3 Method 4 Substation with two transformers which operate simultaneously on two separate half-busbars
IGMV
IMV1
ILV1
Starting from the previous management method, by providing a “C LV” bus-tie and an “I” interlock which prevents the bus-tie from being closed when both the incoming circuit-breakers from the transformer are closed, a substation managed as shown in diagram 4 is made, which foresees two transformers which individually supply the low voltage busbars, which are separate. With the same power of the transformers installed, this management method allows a lower value of the short-circuit current on the busbar. In other words, each transformer establishes the short-circuit level for the busbar of its competence without having to consider the contribution o f other machines. Again in this case, when a transformer is out of service, with any closure of the bus-tie you pass to a system with a single busbar supplied by the sound transformer alone, and a lo ad management logic must be provided with disconnection of non-priority loads.
IMV2
I
ILV2
CLV L1
L2
L3
L4
L5
L6
Plant management according to diagram 4 is possible, fo r example by using the Emax series of air circuit-breakers with a wire interlock (mechanical interlock) between three circuit-breakers.
Diagram 4
4 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
1.2 General information about MV/LV transformers The transformer is the most important part of the transformer substation. Its selection affects the config uration of the substation and is made on the basis of various factors. Not being a specific subject of this paper and wanting to give some general indications, it can be stated that for the request for low powers (indicatively up to 630kVA - 800kVA), a single transformer can be installed, whereas for higher powers (indicatively up to 1000kVA - 1600kVA), the power is divided over several units in parallel. Another characteristic to take into consideration when selecting the machine is the type of cooling system, which can be either in air or in oil. With reference to air conditioning the structure of the substation, in the case
of oil cooled transformers, measures must be taken, for example those to prevent the oil spreading outside by providing an oil collection pit as shown in Figure 2. Furthermore, the substation must have a minimum flame resistance of 60 minutes (REI 60) and ventilation only towards the exterior. According to the type of cooling, the transformers are identified as follows: cooling with natural air circulation; AN cooling with forced air circulation; AF cooling with natural oil and air circulation; ONAN cooling with forced oil and natural air ONAF circulation; cooling with forced oil and air circulation. OFAF The most frequent choice is for AN and ONAN types, as it is not advisable to use machines which use fans or oil circulators because it is rarely possible to man the substations.
Figure 2: ONAN transformers containing more than 500 kg of oil (> 800kVA)
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 5
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1 G e n e r a l i n f o r m a t i o n o n M V / L V t r a n s f o r m e r s u b s t a t i o n s
Other important characteristics to be considered are those referring to the electrical parameters and, in addition to the usual quantities such as rated power, no-load secondary rated voltage, transformation ratio, rated short-circuit voltage in percent v k%, they acquire great importance above all when the transformers are functioning in parallel: - the connection typology of the windings (delta/star grounded is the most used one for the substation transformers) - connection system ( CEI group), conventionally expressed by a number which, multiplied by 30, gives the delay angle of the phase voltage on the LV side compared with the MV side. The presence of two or more MV/LV transformers and a possible bus-tie closed on the LV busbars allows the electricity network to be managed with the transformers in parallel. In the presence of faults, this management method causes an increase in the short-circuit current value on the LV side, with a possible consequent increase in the size of the circuit-breakers outgoing from the busbar and heavier anchoring conditions for the busbars in comparison with operation with a single transformer. This is due to a smaller value of the vk% which characterises the transformers with less power. On the other hand, when
suitably managed, the parallel method has the advantage of allowing power supply, at least to the users considered as primary users, through the possible bus-tie, even in the case of outage of one of the transformers. The following example shows the increase in the shortcircuit current value on the busbar in the case of transformers in parallel: Supply network, short-circuit power .......Sknet=750MVA Plant secondary voltage ...........................V2n=400V Power of the single transformer ...............SnTR=1600kVA Rated short-circuit voltage of the single transformer.....................................vk%=6% Power of the transformer provided for the parallel ..........................................SnTR =800kVA Short-circuit voltage of the transformer in parallel ..............................vk%=4% From these data and from quick calculations, a shortcircuit current value of 37 kA is obtained on the busbar with the single 1600kVA transformer. With two 800kVA transformers in parallel, the short-circuit current on the busbar shall be about 55kA. With reference to the electricity network outlined in Figure 3, the following considerations have the aim of illustrating the management philosophy for the protections:
Figure 3
IGMT
G4
IMT1
IMT2
G3
G2
IBT1
G1
L1
L2
L3
IBT2
CBT
L4
6 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
L5
L6
G1 Fault on one of the LV users Regardless of the presence or absence of the bus-tie: with appropriate selection of the protection devices and according to normal LV selectivity prescriptions, it is possible to discriminate the fault and ensure service continuity with opening just of the L1 circuit-breaker. G2 Fault on the LV busbar Without bus-tie: the fault is extinguished by the two general LV side circuit-breakers (ILV1 and ILV2 ) of the transformers, causing complete outage of the plant. The transformers remain no-load supplied. To prevent opening of the I MV. circuitbreakers, obtaining MV/LV selectivity is again important in this case. With bus-tie: the CLV bus-tie must open, with consequent separation of the busbars and complete elimination of the fault by means of the main ILV1 circuit-breaker opening. The action of the bus-tie allows power supply to be maintained to the half-busbar unaffected by the fault. The action of the LV devices (ILV1 – CLV – ILV2 ), which are all affected by the fault, may be co-ordinated by using devices for which the directional zone selectivity is implemented , such as for example protection releases PR123 for the Emax series and PR333 for the Emax circuit-breaker type X1. G3 Fault on the LV bus riser of the transformer Without bus-tie: The fault current affects the two transformers and it may be such as to cause opening of the two d evices IMV and ILV of the transformers. The consequence would be to have all the plant disconnected. In this case it becomes important to study and implement a dedicated management logic (for example directional selectivity) which allows I LV1 and IMV1 opening in order to isolate only the transformer affected by the fault. Also a logic for the disconnection of non-priority loads should be fo reseen, since the plant is functioning with one transformer only. With bus-tie: the management logic remains the same and it could possibly foresee also the bus-tie opening.
G4 Fault on the MV bus riser of the transformer Without bus-tie: the management logic must allow immediate opening of the IMV1 circuit-breaker affected by the full fault current (IMV2 shall see a lower current limited by the impedance of the two transformers) and, if the plant management foresees pulling, the opening of the I LV1 circuit-breaker with isolation of the fault point will follow with service continuity of the whole plant ensured by power supply through the other transformer. Also a logic for the disconnection of non-priority loads should be foreseen, since the plant is functioning with one transformer only. With bus-tie: the management logic remains the same, and the bus-tie would have only the function of separating the busbars by eliminating that of competence of the excluded transformer.
After an analysis of the fault handling modalities, which under some circumstances result to be quite complex due to the double supply of the transformers in parallel, the minimum requirements to have two transformers operating in parallel are examined now: a) the internal connections must belong to the same group ( CEI group ) and the transformers must have the same transformation ratio. By complying with these prescriptions, the two sets of voltage result to coincide and to be in phase opposition; consequently there are no vectorial differences between the secondary voltage of every single mesh and no circulation currents are generated. In the contrary case, circulation currents would be generated, which could damage the transformers also in no-load operation; b) the short-circuit voltages (vk% ) must have the same value. Thanks to this measure, the total load current is subdivided between the two transformers in proportion to their respective rated powers. If not, the two transformers would be differently loaded and the machine with the lower internal voltage drop would tend to be more loaded. c) equal short-circuit power factor (cos jcc ). Thanks to this measure, the total load current is divided into two or more currents in phase and consequently with value reduced to the minimum. Since the cos jcc value changes according to the power of the transformer, it is not advisable to connect in parallel a transformer with a power exceeding the double, or being lower than the half, of the other.
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 7
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1.3
MV protection devices: observations about the limits imposed by the utility companies
The MV distribution outgoing line supplying the user substation is provided with its own protections against overcurrent and earth faults; therefore the utility company shall not provide any protection device for the customer’s plant. In order to prevent any internal faults of the MV and LV plant from affecting the distribution network service, the consumer must install convenient protections. The selection of the protection devices and their co-ordination must guarantee safety for the personnel and the machines, by ensuring at the same time also good service reliability of the installation. Some indications are provided hereunder regarding the characteristics the MV/LV side protection functions must have and the way they can interact. The protection of the utility company usually operates with independent time tripping characteristics and the tripping threshold values communicated to the consumer represent the upper limit to comply with in order to avoid unwanted trips.
Hereunder we give an example of the setting range of the protection device for the different protection thresholds: - Overcurrent threshold (overload 51): Threshold (30÷600)A, with 15A steps (primary values) Delay time (0.05÷5)s, with 0.05s steps. - Overcurrent threshold (short-circuit 50): Threshold (30÷600)A, with 15A steps (primary values) Delay time (0.05÷5)s, with 0.05s steps.
1.4 LV protection devices LV protection devices are located on the load side of the transfomer. The protection functions usually available on a LV device are the functions of protection against overload, against short-circuit and against earth fault. Here is a short description of these protection functions implemented on the micro-processor based electronic releases : - protection against overload identified as function “L”, it is a protection with inverse long time-delay trip with adjustable current and time. On ABB electronic protection releases it is indicated also as function I1. - protection against short-circuit identified as function “S”, against delayed short-circuit (on ABB electronic protection releases it is indicated also as function I2) and “I” against instantaneous short-circuit (on ABB electronic protection releases it is indicated also as function I3). Function “S” can be with either inverse or definite timedelay trip, with adjustable current and time. Function “I” is a protection with definite time-delay trip and adjustable current only. - protection against earth-fault identified as function “G” can be with either inverse or definite time-delay trip, with adjustable current and time. This protection can be realized on the star point of the transformer with external toroid. The curve in yellow colour represents the behaviour of the circuit-breaker at current values much higher than the set protection I3. The diagram of Figure 4 shows an example of a time/ current tripping curve of a LV circuit-breaker on which all the above mentioned protection functions have been activated. Figure 4 1E4s
- Protection against earth faults: According to the characteristics of the user installation, the earth fault protection may be constituted either by a directional earth fault protection 67N, which detects homopolar currents and voltages, or by a simple zerosequence overcurrent protection 51N. For example, as regards the zero-sequence overcurrent protection the setting ranges are the following: overcurrent threshold (0.5÷10) A, with 0.5A steps (primary values); delay time (0.05÷1)s, with 0.05 s steps.
1E3s
100s
10s
1s
0.1s
1E-2s
0.1kA
1kA
10kA
The following example is aimed at explaining how it is possible to operate with the information which charac-
8 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
terize the inverse time-delay curve with characteristic I 2t constant as those available for functions L - S – G. With reference to the protection function “L” implemented on the release which is fitted on the moulded case circuitbreakers of Tmax series, for example a T2...160 In100 (“In” indicates the size of the protection release mounted on the circuit-breaker), the possible tripping curves are type A and type B. The curve of type A is characterized by its passing through the point identified as: 6 x I1 with a time t1=3s The curve of type B is characterized by its passing through the point identified: 6 x I1 with a time t1=6s Assuming for I1 a generic setting I1=0.6xIn=0.6x100=60A, the above means that, in correspondence of 6 x I1=360A, the two setting curves shall be characterized by a tripping time of 3 or 6 seconds (without the tolerances) as the time/current diagram of Figure 5 shows.
These results mathematically obtained may be obviously verified with immediacy through the course of the tripping curves, as the time/current diagram of Figure 6 shows. Figure 6 1E3s Is=180 A
100s
Time x 180A curve B=24s Time x 180A curve A=12s 10s
Curve B Curve A 1s
0.1kA
For example, should the installation requirements impose that the assumed overload of 180A is eliminated in a time lower than 15 seconds, from the analysis carried out it shall result that the tripping characteristic to be used and set on the protection release is defined as curve A (tripping time t1=3s for a current equal to 6 x I1). Still making reference to the condition
Figure 5
100s Curve B 6xI1=360 A 10s
1kA
Curve A
(6 x I 1)2 x t = const
6 Sec
to select the curve which is suitable to eliminate the overload of 180 A in a time lower than 15 seconds, it is possible to proceed in the reverse way, by setting up the equation:
3 Sec
1s
(6 x 0.6 x 100)2 x t = const = 1802 x 15 0.1s 0.1kA
1kA
Since these are curves with I 2t constant, the following condition shall be always verified: for the curve A: (6 x I 1)2 x 3 = const = I 2t for curve B: (6 x I 1)2 x 6 = const = I 2t For example, under the above conditions, it is possible to determine the tripping time of the protection for an overload current equal to 180A. Therefore, from the above formulas, the following conditions may be obtained: (6 x I 1)2 x 3 = 1802 x t A (6 x I 1)2 x 6 = 1802 x t B which respectively give: = t A
12 s = 24 s B
t
This relationship allows the calculation of the maximum delay of the tripping characteristic to comply with the installation requirements. By making the time explicit, the following value is obtained: t = 3.75s The suitable curve shall be that with “t1” lower than “t”. Therefore the curve to be used is curve A, as resulted also by the above analysis. The protections, above all the MV ones, are often identified by alphanumeric codes such as 50 – 51N – 67, which do not find an equivalent in the typical LV nomenclature. Hereunder, we give some information to explain the meaning of the most common codes and to create a correspondence, whenever possible, between the indications used to identify MV protections and those use for the LV ones. The Standard IEC 60617-7 is currently in force; it defines the symbology and the relevant function of the releases typically used in the electrical installations. For many peo ple operating in the electrical field, it is common praxis to use the codification of the Standard ANSI/IEEE C37.2.
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 9
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1 G e n e r a l i n f o r m a t i o n o n M V / L V t r a n s f o r m e r s u b s t a t i o n s
Below there is an example of correspondence between IEC and ANSI/IEEE symbology for some of the main MV protection functions. 50 Instantaneous overcurrent relay A device that operates with no intentional time-delay when the current exceeds a preset value. It can be compared with a protection “I” of a LV release. 51 Time-delayed overcurrent relay A device that functions when the ac input current exceeds a predetermined value, and in which the input current and operating time are inversely related. It can be compared with a protection “S” of a LV release. 51N or 51G Time-delayed earth fault overcurrent relay Devices that operate with a definite time-delay when an earth fault occurs. In details: 51N: residual current measured on the CT joint return. This device can be compared with a protection “G” of a LV release. 51G: residual current measured directly either on a CT or on toroidal CT only. This device can be compared with the protection which can be realized, for example, through an homopolar toroid operating a residual current device with adjustable trip times (e.g. a RCQ) or through the function “G” of the protection release supplied by an external toroid.
50N or 50G Instantaneous earth fault overcurrent relay A device that operates with no intentional time-delay when an earth fault occurs. In details: 50N: residual current measured on the CT common return. It can be compared with a protection “G” with definite time of a LV release. 50G: residual current measured directly either only on a CT or on toroidal CT. It can be compared with a protection which can be realized, for example, through an homopolar toroid. 67 Alternating current directional power relay or directional overcurrent relay A device that operates at a desired value of power flowing in a predetermined direction, or for overcurrent with power flowing in a predetermined direction. It can be compared with a protection “D” of a LV release. 49 Alternating current thermal relay A device that operates when the temperature of the machine or of the ac apparatus exceeds a predetermined value. It can be compared with the overload protection “L” of a LV release, even though a real protection against overload is not provided for MV applications.
Table 1
ANSI/IEEE Code
Function definition
51
Time-delayed overcurrent
50
Instantaneous overcurrent
51N
Time-delayed earth fault overcurrent
50N
Instantaneous earth fault overcurrent
67
67N
Simbology corresponding to the Standard IEC 60617-7
Directional phase overcurrent
Directional zero-sequence overcurrent
10 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
=0
=0
=0
=0
2 Calculation of short-circuit currents .1 Data Data necessary for the calculation 2.1 Some general indications regarding the typical parameters characterizing the main components of an installation are given g iven hereunder. hereunder. Knowledge of the following parameters is fundamental to carry out a thorough analysis of the installation.
Distribution networks: In a MV network the rated voltage is the unique parameter usually known. To calculate the short-circuit currents it is necessary to know the network short-circuit power, which can indicatively vary from 250MVA to 500MVA for systems up to 30kV. When the voltage level rises, the short-circuit power can indicatively vary between 700MVA and 1500MVA. The voltage values of the MV distribution network and the relevant short-circuit power values accepted by the Standard IEC 60076-5 are reported in Table 1. Table 1 Distribution network Short-circuit Short-circuit apparent power voltage Current European practice practice
windings, on the connections generator-to-transformer and on the foundations of the alternator; - the waveform of the short-circuit current, current, which results fundamental for the proper co-ordination of the protections in the supplied network. The short-circuit current in the time-current curve presents a typical course: before reaching its steady state value, it gets to higher values which progressively falls. This behaviour is due to the fact that the impedance of the generator, which is constituted practically by the reactance only, only, has no definite value, but it varies instant by instant, because the magnetic flux, which it depends on, does not reach immediately the steady state configuration. A different inductance value corresponds to any configuration of the flux, mainly because of the different path of the magnetic lines. Besides, there is not a single circuit and a single inductance, but more inductances (of the winding of the armature, of the winding of the field, of the damping circuits) which are mutually coupled. To To simplify, the following parameters shall be taken into consideration:
Short-circuit apparent power Short-circuit Current North-Ameri can
subtransient reactance, direct axis
X”d
transient reactance, direct axis
X’ d
synchronous reactance, direct axis
Xd
[kV]
[MVA]
[MVA]
7.2–12–17.5-24 36 52–72.5
500 1000 3000
500 1500 5000
Synchronous Synchron ous generator The data usually known for an electrical machine are the rated voltage Vn and the rated apparent power S n. For synchronous generators, as for every electrical machine, to get a complete analysis it is necessary to evaluate also: - the behaviour under steady state conditions for an analysis of the problems of static stability - the behaviour under transitory conditions when the load suddenly varies for an analysis of the problems of dinamic stability, stability, in particular when a three-phase shortcircuit occurs. Therefore, it becomes necessary to know the values of the machine reactance, in particular: - as regards the first type of problem, the determining parameter is represented by the synchronous reactance; - as regards the second type of problem, the transitory reactance with the relevant time constants and the subtransitory reactance. In this paper, the static and dynamic analysis of the phenomena connected to the generator shall not be dealt with in details, but only the following items shall be studied and determined: - the maximum current current value in the initial initial instants of the short-circuit, on which depend the stresses on the
The evolution of these parameters during the time influences the course of the short-circuit current in the generator.. Reactances are usually expressed in p.u. (per generator unit) and in percent, that is they are related to the nominal parameters of the machine. They can be determined by the following relationship:
x% =
3 In X Vn
100
Where: X is the real value in ohm of the considered considered reactance; In is the rated current of the machine; Vn is the rated voltage of the machine. The following values can be indicated as order of quantity for the various reactances: - subtransient reactance: the values vary from 10% to 20% in turbo-alternators (isotropic machines with smooth rotor) and from 15% to 30% in machines with salient pole rotor (anisotropic); - transient reactance: it can vary from 15% to 30% in turbo-alternators (isotropic machines with smooth rotor) and from 30% to 40% in machines with salient pole rotor (anisotropic); - synchronous reactance: the values vary from 120% to 200% in turbo-alternators (isotropic machines with smooth rotor) and from 80% to 150% in machines with salient pole rotor (anisotropic).
MV/LV MV/L V transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 11
Transformer
2 C a l c u l a t i o n o f s h o r t c i r c u i t c u r r e n t s
A MV/LV MV/LV transformer with delta primary primary winding ( Δ ) and seco se cond ndar ary y wi wind ndin ing g wi with th gr grou ound nded ed st star ar po poin intt ( ). The electrical parameters which are usually known and which characterize the machine are: - rated apparent power Sn [kVA] - primary rated voltage V1n [V] - secondary rated voltage V2n [V] - short-circuit voltage in percent v percent v k% (typical values are 4%and 6%) With these data it is possible to determine the primary and secondary rated currents and the currents under short-circuit conditions. The typical values of the short-circuit voltage v k% in relation to the rated power of the transformers are reported in Table 2 (reference Standard IEC 60076-5).
.2 Calculation Calculation of the short-circuit current 2.2 With reference to the electrical network schematised in Figure 1, a short-circuit is assumed on the clamps of the load. The network can be studied and represented by using the parameters “resistances” and “reactances” of each electrical component. The resistance and reactance values must be all related to the same voltage value assumed as reference value for the calculation of the short-circuit current. The passage from the impedance values Z 1, related to a higher voltage (V1 ), to the values Z2, related to a lower voltage (V2 ), occurs through the transformation ratio: K=
V1 V2
in accordance with the following relationship: Z2 =
Z1 K2
Figure 1
Distribution network
net
Table 2
Rated apparent power Sn [kVA]
Short-circuit voltage
≤ 630
4
630 < Sn ≤ 1250
5
1250 < Sn ≤ 2500
6
2500 < Sn ≤ 6300
7
6300 < Sn ≤ 25000
8
vk%
Transformer
Cable
Fault
The operating capacitance under overload conditions depends on the constructional characteristics of each single transformer. As general information, the operating capacitance of oil transformers under overload conditions can be considered as shown in the Standard ANSI C57.92 and according to the values shown in Table 3. Table 3
Multiple of the rated current current of the transformer
Time [s]
25
2
11.3
10
6.3
30
4.75
60
3
300
2
1800
Asynchronous Asynchron ous motor The data usually known for an asynchronous motor are the rated active power in kW, the rated voltage V n and the rated current I n. Among the ratings also the efficiency value and the power factor factor are available. In case of short-circuit, the asynchronous motor functions as a generator to which a subtransient reactance from 20% to 25% is assigned. assigned . This means that a current equal to 4-5 times the rated current is assumed as contribution to the short-circuit.
Load L
The structure of the electrical network taken into consideration can be represented through elements in series; thus an equivalent circuit is obtained as that shown in Figure 2, which allows to calculate the equivalent impedance seen from the fault point. Figure 2
Rknet
Xknet
RTR
XTR
RC
XC VEQ
At the short-circuit point, an equivalent voltage source (VEQ ) is positioned, with value VEQ =
c Vn 3
The factor “c” depends on the system voltage and takes into account the influence of the loads and of the variation in the network voltage. On the basis of these considerations, it is possible to determine the resistance and reactance values characterizing the elements which constitute the installation.
MV/LV V transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 12 MV/L
Supply network (net) In the most cases, the installation results to be supplied by a medium voltage distribution network, whose supply voltage value Vnet and initial short-circuit current I knet can be easily found. On the basis of these data and of a correction factor for the change of voltage caused by the short-circuit it is possible to calculate the short-circuit direct impedance of the network through the following formula: Zknet =
3 Iknet
Xknet = 0.995 Zknet Rknet = 0.1 Xknet If the short-circuit apparent power Sknet for the distribution network were known, it would be also possible to deter deter-mine the impedance representing the network through the following relationship: c2 V2net Zknet = Sknet
Transformer The impedance of the machine can be calculated with the nominal parameters of the machine itself (rated voltage V2n; apparent power S nTR; percentage voltage drop v k% ) by using the following formula: V22n vk% 100 SnTR
The resistive component can be calculated with the val ue of the total losses P PTR related to the rated current in accordance with the following relationship: RTR =
PPTR 3 I22n
The reactive component can be determined by the classical relationship XTR =
The resistance values are generally given for a reference temperature of 20°C; for different operating temperatures θ with the following formula it is possible to calculate the relevant resistance value:
c Vnet
For the calculation of the parameters network resistance and network reactance, the following relationships can be used:
ZTR =
The impedance is generally expressed by the following formula: Zc = L ( rc + xc )
( ZTR2 – RTR2 ) ( Z
Cables and overhead lines The impedance value of these connection elements depends on different factors (constructional techniques, temperature, etc....) which influence the line resistance and the line reactance. These two parameters expressed per unit of length are given by the manufacturer of the cable.
rθ =
[ 1+ ( α – 20) ]
r20
where: α is the temperature coefficient which depends on the type of material (for copper it is 3.95x10 -3 ).
Calculation of the short-circuit current Determination of the short-circuit resistance and reactance values of the main elements of a circuit allow the short-circuit currents of the installation to be calculated. With reference to Figure 2 and applying the reduction modality for elements in series, the following values can be determined : - the short-circuit total resistance R Tk = Σ R - the short-circuit short-circuit total reactance reactance XTk = Σ X Once these two parameters are known, it is possible o determine the short-circuit total impedance value Z Tk ZTk =
( RTk2 + XTk2 ) ( R
Once determined the equivalent impedance seen from the fault point, it is possible to proceed with the calculation of the three-phase short-circuit current: Value of the three-phase symmetrical symmetrical short-circuit current
Ik3F =
c Vn 3 ZTk
ZL ZL ZL
Ik3F
ZN
This is generally considered as the f ault which generates the highest currents (except for particular conditions). When there are no rotary machines, or when their action has decreased, this value represents also the steady state short-circuit current and is taken as reference to determine the breaking capacity of the protection device.
MV/LV MV/L V transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 13
2 C a l c u l a t i o n o f s h o r t c i r c u i t c u r r e n t s
2.3 Calculation of motor contribution In case of short-circuit, the motor begins to function as a generator and feeds the fault for a limited time corresponding to the time necessary to eliminate the energy which is stored in the magnetic circuit of th e motor. By an electrical representation of the motor with its subtransient reactance “X”, it is possible to calculate the numerical value of the motor contribution. This datum is often difficult to find; therefore the general rule is to consider motor contribution as a multiple of the rated current of the motor. The typical values of the multiplying factor vary from 4 to 6 times. For a LV motor, with reference to the length of time, the effect of the contribution to the short-circuit current results to be negligible already after the first periods from the start of the short-circuit. The Standard IEC 60909 prescribes the minimum criteria for taking into consideration the phenomenon; it shall be:
purely sinusoidal quantity. Generally speaking it is possible to state that, if considering the r.m.s. value of the symmetrical component of the short-circuit current Ik, the value of the first current peak may vary from to 2 Ik a 2
2 Ik .
After the transient period has elapsed, the short-circuit current practically becomes symmetrical. The current curves are shown in Figure 3.
Figure 3 30000
[A]
25000 20000
Ik
15000 10000
( ΣInM >
Ik 100
)
is
5000
where: ΣInM represents the sum of the rated currents of the motors directly connected to the network where the shortcircuit has occurred. Ik is the three-phase short-circuit current determined without motor contribution.
[ms]
0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
-5000 -10000
iu
-15000 -20000
2.4 Calculation of the peak current value The short-circuit current “I k” may be considered as formed by two components: • a symmetrical component “is” with sinusoidal waveform and precisely symmetrical with respect to the x-axis of times. This component is expressed by the following relationship: is =
2 Ik sen ( ω t – jk )
• the unidirectional component “iu” with exponential curve due to the presence of an inductive component. This component is characterized by a time constant τ=L/R (“R” indicates the resistance and “L” the inductance of the circuit upstream the fault point) and dies out after 3 to 6 times τ. iu =
2 Ik senjk e
R t L
The unidirectional component during the transient period makes that the asymmetrical short-circuit current is characterized by a maximum value called peak value, which results to be higher than the value to be due to a
As known, the performances of a circuit-breaker under short-circuit conditions, making reference to the operating voltage of the device, are mainly defined by the following parameters: Icu = breaking capacity Icm = making capacity The breaking capacity Icu is defined with reference to the r.m.s. value of the symmetrical component of the shortcircuit current. It is possible to say that the r.m.s. value of a sinusoidal current represents that direct current value which, in an equal time, produces the same thermal effects. The sinusoidal quantities are generally expressed through their r.m.s. value. As r.m.s. value it is possible to consider that short-circuit current value which can be normally calculated by the classical relationship: Ik =
V (R2 + X2 )
The making capacity Icm is defined with reference to the maximum peak value of the prospective short-circuit current.
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 15
2 C a l c u l a t i o n o f s h o r t c i r c u i t c u r r e n t s
2 C a l c u l a t i o n o f s h o r t c i r c u i t c u r r e n t s
Since each element with an impedance modifies the short-circuit current on the load side, and since a circuitbreaker is an element with an impedance of its own, the prospective current is defined as the current flowing when the protection device is replaced by an element with null impedance. The product Standard IEC 60947-2 gives a table allowing to pass from the r.m.s. value of the short-circuit current to its relevant peak value, through a multiplicative coefficient linked also to the power factor of the installation. This table is the necessary reference to determine the Icu and Icm values of the various circuit-breakers. When passing from the characteristics of the circuitbreakers to those of the installation, whereas calculating the r.m.s. value of the symmerical component of the current results immediate, determining the relevant peak value could be less immediate. The necessary parameters, such as the short circuit power factor or the ratio between the resistance and the inductance of the circuit on the load side of the fault point, are not always available.
or through the following diagrams which show the value of “k” as a function of the parameter “R/X” or “X/R”.
a)
2.0 1.8
1.6 k 1.4
1.2
1.0 0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
R/X
b)
2.0 1.8
1.6
The Standard IEC 60909 gives some useful information for the calculation of the peak current and in particular reports the following relationship: ip = k
2 Ik
k 1.4
1.2
1.0
where the value of “k” can be evaluated with the fol-
0.5
1
2
5 X/R
10
20
50
100 200
lowing approximate formula: -3 R
k = 1.02 + 0.98 e X
Example: Assuming an r.m.s. value of the symmetrical component of the three-phase short-circuit current Ik=33kA and a peak value under short-circuit conditions (cos jk=0.15), it is possible to see how to proceed in order to determine the peak value: from the value of cosjk it is possible to make the ratio X/R explicit through the tangent calculation. After calculating the ratio X/R = 6.6, through the graph or the formula it is possible to find the value of k = 1.64, which gives a peak value Ip=76.6kA in correspondence with the three-phase short-circuit current I k=33kA. Considering the need to choo se a protection device for an installation at 400V rated voltage, with reference to the three-phase short circuit current only, a circuit-breaker with breaking capacity Icu=36kA could be used, to which a making capacity Icm=75.6kA would correspond, in compliance with the Standard IEC 60947-2. Such making capacity results to be lower than the peak value which can be made in the installation considered; thus the choice results to be incorrect and forces the use o f a circuit-breaker version with higher breaking capacity (for example 50 kA) and consequently Icm greater and suitable for the peak value of the installation. From the example above it is possible to see how at first a circuit-breaker, version “N” (that is with 36 kA breaking capacity) would have been chosen incorrectly; on the contrary the considerations regarding the peak value shall lead to use a circuit-breaker version “S” or “H”.
16 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
3 Choice of protection and control devices 3.1 Generalities about the main electrical parameters of protection and control devices Generally speaking, when it is necessary to analyse and select a protection and control device such as a circuitbreaker, some electrical parameters characterizing the device itself shall be evaluated, for example rated current and breaking capacity. Hereunder a brief description of these parameters is given, relating them with the electrical quantities of the installation. Rated operational voltage Ue: it is the value of voltage which determines the application limit of an equipment and to which all the other parameters typical of the equipment are referred to. It is generally expressed as the voltage between phases. Rated uninterrupted current Iu: it is the value of current which the device is able to carry for an indefinite time (weeks, months, or even years). This parameter is used to define the size of the circuit-breaker. Rated current In: it is the value of current which characterizes the protection release installed on board of the circuit-breaker and determines, based on the settings available for the release, the protective characteristic of the circuit-breaker itself. Such current is often related to the rated current of the load protected by the circuitbreaker. Rated ultimate short-circuit breaking capacity Icu: it is the r.m.s. value of the symmetrical component of the short-circuit current which is the maximum value that the circuit-breaker is able to break. Such value is established through a clearly defined test cycle (O-t-CO) and specified test modalities described in the product standard IEC 60947-2. The circuit-breakers are classified according to their performance levels identified with letters (“N” “S” “H” “L” etc.) referred to their breaking capacity.
short-circuit current which the circuit-breaker is able to break. Such value is established through a clearly defined test cycle (O-t-CO-t-CO) and specified test modalities described in the product standard IEC 60947-2. It is expressed as a percentage 25% - 50% - 75% - 100% of the rated ultimate sho rt-circuit breaking capacity, for example it could be Ics = 75 % Icu. The value of the breaking capacity must be put into relation with the short-circuit current value at the installation point of the circuit-breaker itself and the relationship Icu>Ik or Ics>Ik must be verified. Rated short-circuit making capacity Icm: it is the maximum prospective peak current which the circuit-breaker must be able to make. In alternate current, the rated making capacity of a circuit-breaker under short-circuit conditions shall not be lower than its rated ultimate short-circuit breaking capacity multiplied by the factor “n”, thus being Icm=n x Icu. Such value of Icm shall be put into relation with the peak value of the current measured in the installation point of the circuit-breaker and the relationship Icm>i p must be verified. Table 1 below shows the values of coefficient “n” as specified in the product Standard IEC 60947-2. Table 1
Breaking capacity Icu
Power factor
n
4.5 ≤ Icu ≤ 6
0.7
1.5
6 < Icu ≤ 10
0.5
1.7
10 < Icu ≤ 20
0.3
2
20 < Icu ≤ 50
0.25
2.1
50 < Icu
0.2
2.2
Rated short-time withstand current Icw: it is the r.m.s. value of the alternate current component which the circuit-breaker is able to withstand without damages for a determined time, preferred values being 1s and 3s.
Rated service short-circuit breaking capacity Ics: it is the r.m.s. value of the symmetrical component of the
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 17
Moulded-case circuit-breakers
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
family circuit breaker
Tmax
rated service current (Ue) rated uninterrupted current (Iu) rated ultimate short-circuit breaking capacity (Icu) (AC) 50-60 Hz 220/230V (AC) 50-60 Hz 380/415V (AC) 50-60 Hz 440V (AC) 50-60 Hz 500V (AC) 50-60 Hz 690V rated service short-circuit breaking capacity (Ics) (AC) 50-60 Hz 220/230V (AC) 50-60 Hz 380/415V (AC) 50-60 Hz 440V (AC) 50-60 Hz 500V (AC) 50-60 Hz 690V rated short-circuit making capacity (Icm) (AC) 50-60 Hz 220/230V (AC) 50-60 Hz 380/415V (AC) 50-60 Hz 440V (AC) 50-60 Hz 500V (AC) 50-60 Hz 690V (1) 70kA
(2) 27kA
(3) 75% for T5 630
(4) 50% for T5 630
B 25 16 10 8
T1 690 160 C 40 25 15 10
T2 690 160
T3 690 250
N 50 36 22 15
N 65 36 30 25
S 85 50 45 30
H 100 70 55 36
L 120 85 75 50
N 50 36 25 20
S 85 50 40 30
3
4
6
6
7
8
10
5
8
100% 100% 100% 100% 100%
75% 100% 75% 75% 75%
75% 75% 50% 50% 50%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 75%(1) 75% 75% 75%
75% 75% 75% 75% 75%
50% 50%(2) 50% 50% 50%
52.5 32 17 13.6 4.3
84 52.5 30 17 5.9
105 75.6 46.2 30 9.2
143 75.6 63 52.5 9.2
187 105 94.5 63 11.9
220 154 121 75.6 13.6
264 187 165 105 17
105 75.6 52.5 40 7.7
187 105 84 63 13.6
(5) only for T7 800/1000/1250 A
Air circuit-breakers family circuit breaker rated service current (Ue) performance level rated uninterrupted current (Iu)
Emax
rated ultimate short-circuit breaking capacity (Icu) (AC) 50-60 Hz 220/230/380/415 V (AC) 50-60 Hz 440V (AC) 50-60 Hz 500/525V (AC) 50-60 Hz 660/690V rated service short-circuit breaking capacity (Ics) (AC) 50-60 Hz 220/230/380/415 V (AC) 50-60 Hz 440V (AC) 50-60 Hz 500/525V (AC) 50-60 Hz 660/690V rated short-circuit making capacity (Icm) (AC) 50-60 Hz 220/230/380/415 V (AC) 50-60 Hz 440V (AC) 50-60 Hz 500/525V (AC) 50-60 Hz 660/690V rated short-time withstand current (Icw)
(1s) (3s)
B 630 800 1000 1250 1600
X1 690 N 630 800 1000 1250 1600
42 42 42 42
E1 690
E2 690
L 630 800 1000 1250
B 800 1000 1250 1600
N 800 1000 1250 1600
B 1600 2000
N 1000 1250 1600 2000
S 800 1000 1250 1600 2000
L 1250 1600
65 65 55 55
150 130 100 60
42 42 42 42
50 50 50 50
42 42 42 42
65 65 55 55
85 85 65 65
130 110 85 85
42
50
150
42
50
42
65
85
130
42 42 42
50 42 42
130 100 45
42 42 42
50 50 50
42 42 42
65 55 55
85 65 65
110 65 65
88.2 88.2
143 143
330 286
88.2 88.2
105 105
88.2 88.2
143 143
187 187
286 242
88.2 88.2 42
121 121 42
220 132 15
75.6 75.6 42 36
75.6 75.6 50 36
84 84 42 42
121 121 55 42
143 143 65 42
187 187 10
(1) the performance at 600V is 100kA.
18 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
N 70 36 30 25
S 85 50 40 30
T4 690 250/320 H 100 70 65 50
20
25
40
70
80
20
25
40
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100%
100% 100% 100% 100% 100% (3)
154 75.6 63 52.5 40
187 105 84 63 52.5
220 154 143 105 84
440 264 220 187 154
660 440 396 330 176
154 75.6 63 52.5 40
187 105 84 63 52.5
220 154 143 105 84
N 2500 3200
S 1000 1250 1600 2000 2500
E3 690 H 800 1000 1250 1600 2000
L 200 120 100 85
V 300 200 180 150
N 70 36 30 25
V 800 1250 1600 2000 2500
L 2000 2500
S 4000
S 85 50 40 30
T5 690 400/630 H 100 70 65 50
L 200 120 100 85
V 300 200 180 150
N 70 36 30 25
70
80
20
22
100% 100% 100% 100% 75% 154 75.6 63 52.5 40
100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% (3) 100%(4) 100% (4) 100%(4) 440 264 220 187 154
660 440 396 330 176
T6 690 630/800/1000 S H 85 100 50 70 45 50 35 50
T7 690 800/1000/1250/1600 H L V(5) 100 200 200 70 120 150 65 100 130 50 85 100
L 200 100 80 65
S 85 50 50 40
25
30
30
100% 100% 100% 100% 75%
100% 100% 100% 100% 75%
75% 75% 75% 75% 75%
100% 100% 100% 100% 100%
187 105 94.5 73.5 48.4
220 154 105 105 55
440 220 176 143 66
187 105 105 84 63
42
50
100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 75% 75% 75% 220 154 143 105 88,2
440 264 220 187 105
60 100% 100% 100% 100% 75% 440 330 286 220 132
3.2 Criteria for the circuit-breaker choice
E4 690 H 3200 4000
E6 690 V 3200 4000
H 4000 5000 6300
V 3200 4000 5000 6300
3200
2500 3200
3200
65 65 65 65
75 75 75 75
100 100 100 85(1)
130 130 100 100
130 110 85 85
75 75 75 75
100 100 100 85(1)
150 150 130 100
100 100 100 100
150 150 130 100
65
75
85
100
130
75
100
150
100
125
65 65 65
75 75 75
85 85 85
100 85 85
110 65 65
75 75 75
100 100 85
150 130 100
100 100 100
125 100 100
143 143
165 165
220 220
286 286
286 242
165 165
220 220
330 330
220 220
330 330
143 143 65 65
165 165 75 65
187 187 75 65
220 220 85 65
187 187 15
165 165 75 75
220 187 100 75
286 220 100 75
220 220 100 85
286 220 100 85
The various choice criteria for a circuit-breaker impose, in addition to a verification of the typi cal electrical parameters of the circuit-breaker (voltage – current – breaking capacity etc.), also the verification of the circuit-breaker ability to protect the devices which it has been assigned to. Below there is a brief analysis of the verification modalities to be followed in order to obtain the protection of the devices which are most commonly used in an installation. Protection of the feeders The cable shall be protected against overload and shortcircuit. As regards protection against overload, the following condition shall be verified IB ≤ I1 ≤ IZ where: IB is the load current, I1 is the overload tripping threshold (function “L”) set on the protection release; IZ is the continuous current carrying capacity of the cable. As regards protection against short-circuit, the following condition shall be verified K2S2 ≥ I2t where: K2S2 is the specific energy which can be withstand by the cable and which results to be a function of the cross section S and of a constant K, which is equal to 115 for PVC insulated cables and 143 for EPR insulated cables. I2t is the specific let-through energy of the circuit-breaker in correspondence with the maximum short-circuit current of the installation.
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 19
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
Maximum protected length For the secondary circuit of type TN-S on the LV side, the Standard IEC 60364 gives some indications for an approximate calculation to evaluate the minimum shortcircuit current at end of cable. This Standard assumes that the minimum fault current condition occurs in case of a phase-to-neutral fault at end of the conductor. The established difference depends on whether the neutral conductor is distributed or not, and the calculation formulas are as follows: TN-S neutral conductor not-distributed Ikmin =
0.8 V SF 1.5 ρ 2 L
TN-S neutral conductor distributed Ikmin =
0.8 V0 SF 1.5 ρ (1 + m) L
where: 0.8 – 1.5 – 2 characteristic constants of the formula under consideration V phase-to-phase voltage of the system V0 phase-to-neutral voltage of the system SF cross section of the phase conductor resistivity of the conductive material of the ρ cable m ratio between the resistance of the neutral conductor and that of the phase conductor. In the quite common case in which phase and neutral conductors are made of the same material, “m” becomes the ratio between the phase and the neutral crosssections L cable length in meters [m] Ikmin minimum short-circuit current at end of cable. If, in the formulas above, the value Ikmin is replaced by the tripping threshold I3Max inclusive of higher tolerance of the used circuit-breaker and the formula is solved by making the length explicit, the result obtained indicatively gives the value of the maximum cable length which results to be protected by the magnetic threshold setting on the protection device. The formulas thus obtained are: LMax =
0.8 V0 SF 1.5 ρ (1 + m) I3Max
LMax =
0.8 V SF 1.5 ρ 2 I3Max
Protection against indirect contact Protection against indirect contact consists in protecting human beings against the risks deriving from touching exposed conductive parts usually not live, but with volt-
age presence due to a failure of the main insulation. Protection by automatic disconnection of the supply is required when, due to a fault, contact voltages can occur on the metallic frame for a time and value such as to be dangerous for human beings. The measures to obtain protection against indirect contact for LV installations are prescribed by the Standard CEI 64-8, whereas for MV installations the reference Standard is CEI 11-1. For a verification of protection in LV systems, the Standard gives some prescriptions which differ based on the various distribution systems and refer to the fault loop impedance, to the voltage, to the current which causes the trip of the protection device and to the time by which the device trips. In MV systems, the problem of protection against indirect contact occurs whenever the user plant has its own transformation substation. In compliance with the Standard CEI 11-1, the ground current I g can be calculated through the relationship Ig = V . (0.003 . L1 + 0.2 . L2) where L1 represents the extension of the overhead line and L2 that of the cable. The value of the current to earth is difficult to evaluate, therefore it has to be asked and assigned by the manufacturer. The Standard gives the maximum value which the step voltage and the touch voltage can reach based on the fault elimination time. Protection of generators With reference to the typical representation of the shortcircuit current of a generator, for a good protection of the rotary machine the protection device shall have the following characteristics: - setting of the overload protection L equal or higher than the rated current of the generator; - tripping of the short-circuit protection (instantaneous I or delayed S) in the very first instant of the short-circuit; - protection related to the overcurrent withstand capability of the machine which, according to the Standard IEC 60034-1 is given by the point 1.5x InG for 30s where InG is the rated current of the generator. Protection of transformers A LV/LV transformer is now taken into consideration in order to analyze the characteristics which the protection devices must have when located upstream or downstream the transformer. As regards the circuit-breaker upstream, it is necessary to make reference to the magnetizing curve of the machine; its curve shall have no intersection with the circuit-breaker tripping curve. The breaking capacity must be adequate to the short-circuit current of the network upstream the transformer. The downstream circuit-breaker shall have a tripping characteristic such as to guarantee protection against
20 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
an extreme thermal overload capacity of the machine in case of short-circuit. The Standard IEC 60076-5 indicates as a limit to the thermal stresses due to a short-circuit (overload threshold) the short-circuit current value letthrough by the transformer for 2s. This condition shall be verified also by the upstream circuit-breaker in case of a short-circuit on the secondary side not affecting the downstream circuit-breaker. For this analysis the current referred to the primary side must be obviously considered, being this the current really seen by the upstream circuit-breaker. Generally, the analysis of the behaviour of the downstream and upstream circuit-breakers for a fault on the secondary side shall be carried out on the basis of the real currents affecting the two apparatus; as a matter of fact, the short-circuit current due to a fault on the secondary side shall be related to the primary through the transformation ratio. Motor co-ordination Going into the details of the considerations related to the study of the motor co-ordination is quite complicated and it is not specific subject of this paper. Generally speaking, the circuit-breaker for motor protection is only of magnetic type; the magnetic threshold shall have such a value to allow the inrush current to be absorbed without unwanted trips and besides, in case of short-circuits on the motor, to protect the contactor (switching device) and the external thermal release (overload protection). ABB offers some co-ordination tables (available on the website http://www.abb.com/lowvoltage) for various motor powers and for various start-up typologies related to the voltage and the short-circuit current of the plant.
the order of the device rated current - flow, and it is not provided with a protection release. Figure 1
QLV1
Circuit-breaker Cable
QLV2
Switch-disconnector
Since the switch-disconnector is not provided with a device operating its opening, it is necessary that a protection device is present, for example a circuit-breaker to safeguard the integrity of the switch-disconnector in case of short-circuit. In case of short-circuit, this means that the electrical phenomena affecting the switch-disconnector and conditioned by the circuit-breaker behaviour must be withstand also by the switch-disconnector itself. To this purpose, ABB puts some tables at disposal; from these tables, making reference to the type of circuitbreaker and of switch-disconnector respectively on the supply and on the load side, it is possible to find the maximum short-circuit current at which this combination results to be protected. Tables 2 and 3 (extracted by the documentation ABB SACE “Co-ordination Tables”) are shown below with an example of how to read it. Moulded-case circuit-breaker and switch-disconnector derived by the moulded-case circuit-breakers:
3.3 Co-ordination between circuit-breakers
Table 2
and switch-disconnectors Disconnection must guarantee putting out of service of the whole installation or of part of it, by separating it safely from any power supply, thus guaranteeing safety for the human beings operating on it. Disconnection shall be carried out with devices which open all the poles in a single operation. As regards MV applications, the incoming line in the substation can be provided with a line switch-disconnector and an earth-connected switch-disconnector, which are interlocked one to the other; they are used, in case of maintenance operations, to put to earth automatically the upstream line when the line switch-disconnector is opened. On the LV side, the switch-disconnector could be the incoming element into a secondary switchboard, as represented in Figure 1. The disconnector is a switching equipment, which in its open position guarantees a certain isolation distance between the contacts. In general, the switch-disconnector is suitable for opening or closing circuits where little currents - or however currents of
Downstream T1D
T3D
T4D
T5D
Icw [kA]
2
3.6
3.6
6
160
250
320
400
630
16
16
16
16
16
25
25
25
25
25
Ith [A]
Upstream Version
Icu [kA] Iu [A]
T1
T2
B
16
C
25
N
36
36
36
36
36
36
N
36
36
36
36
36
36
S
50
50
50
50
50
50
H
70
70
70
70
70
70
L
85
85
85
85
85
85
160
160
With reference to the highlighted combination between a circuit-breaker type T2S160 on the load side and a switch-disconnector type T1D160, the protection of the disconnector is possible up to a short-circuit value equal to 50kA 400Vac.
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 21
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
Moulded-case circuit-breaker and switch-disconnector OT and OETL Table 3 OETL
OETL
OETL
200
250
315
8
8
8
250
315
350
320
100*
100*
100*
400
100*/***
100*
100*
Downstream Icw [kA] Upstream
T5
Release
TM
Ith [A] Iu [A]
630 EL
320-630
100*** 100*/**
100*/**
100*/**
With reference to the highlighted combination between a circuit-breaker type T5..400 on the load side and a switch-disconnector type OETL200, the protection of the disconnector is possible up to a short-circuit value equal to 100kA 400Vac. As regards the asterisks in the Table, the following notes are valid: * Select the lower value between the Icu of the circuit breaker and the value shown For example, if the circuit-breaker is version N with Icu=36kA @ 400Vac, this means that the maximum shortcircuit current of the installation shall be lower than 36kA (to use version “N”) and the switch-disconnector shall be surely protected since the protection limit is 100 kA . If the circuit-breaker version is L, with Icu=200kA @ 400Vac, this means that the maximum short-circuit current of the installation shall be 200kA and the switch-disconnector shall be protected since the protection limit is 100kA. *** I1 = 0.7 x I From this note, linked to the thermal protection of the switch-disconnector, it results that the maximum setting for the thermal protection of the circuit-breaker is 0.7xIn. Analogous meaning has the note: ** Maximum setting of the overload threshold PR2xx = 1.28*Ith OTxx/OETLxx from which it can be understood why the maximum setting for the overload protection of the circut-breake r shall not exceed 1.28 times the current carrying capacity of the switch-disconnector.
3.4 Co-ordination between automatic circuit-breakers and residual current devices (RCDs) Residual current devices generally used in the terminal part of a LV installation guarantee effective protection against indirect contact, that is contact with metallic parts which should be normally not live, and under determined conditions also against direct contact, that is contact with parts normally live. However, from a careful reading of the Standards, it results clear that the protection function of human beings against direct and indirect contacts is an auxiliary function which the circuit-breaker carries out, since the electrical installation must be designed and built so that the safety of human beings is guaranteed chiefly through an adequate earthing system. Therefore, the metallic frameworks of the loads must be connected to an earthing system properly sized, so that dangerous contact voltages are avoided in every situation. In an installation, besides the normal protection against overload and short-circuit, which are usually demanded to the thermomagnetic circuit-breaker, it is a good rule to provide also a residual current protection. In a wide sense, protection in a plant can be carried out by two separate devices (thermomagnetic circuit-breaker and residual current device); in this case, the RCD, which is sensitive only to the earth fault current, shall be installed in series with a circuit-breaker which protects it against the thermal and dynamic stresses developing in the installation due to an overcurrent. An alternative is represented by a single device as the thermomagnetic residual current circuit-breaker which unifies in a single device the protection functions, thus considerably reducing the possible risks deriving from an incorrect co-ordination between the two apparatus.
22 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
3.5 Example of study of a MV/LV network
The scheme of the installation analyzed is : Figure 2
Hereunder there is an example of how the analysis of a MV/LV installation can be carried out to evaluate the main electrical parameters of the network and to select the circuit-breakers for the protection and the proper handling of the installation, with reference to protection selectivity.
MV line of the utility company
MV protection device of the utility company
Take-up point of the user in the delivery room
Description of the installation characteristics: Distribution network: rated voltage V1n=20kV short-circuit current IkMV=12.5kA
MV connection cable from the delivery room to the user room
Substation transformer with the following data : primary rated voltage: V1n=20kV secondary rated voltage: V2n=400V rated power: SnTR=800kVA rated short-circuit voltage: vk%=5%
Protection device MVuser
An installation normally provides supply for different loads; to simplify and finalize the treatment of this sub ject, the following load typologies are now taken into consideration: a passive load L with: rated power PnL=300kW power factor cosj = 0.8
MV/LV transformer
LV general protection device LV busbar
LV loads
supplied by a cable C having the following characteristics: formation 2x(3x240)mm2 current carrying capacity of the cable IZ=590A length LC=15m an active load M (three-phase asynchronous motor) with: rated power PnM=90kW coefficient η x cosj = 0.8 (efficiency per power factor)
L
M
In order to deal with the verification of the tripping characteristics of protections as best as possible, the electrical characteristics of the different components of the installation under study are analyzed hereunder.
Distribution network: Starting from the power supply source, that is from the electrical network at 20kV owned by the utility company and having its own MV protection device usually characterized by independent time tripping curves with two steps, the following hypothetical but realistic values can be assumed for the protection of the utility company at 20kV:
Protections Fault elimination time Current setting values
Maximum current 51 (first threshold) 50 (second threshold) < 0.5s < 0.25s < 72A < 400A
Protections Fault elimination time Current setting values
Zero-sequence maximum current 51N (first threshold) < 0.12s < 4A
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 23
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
Transformer: The second element affecting the electrical parameters of the installation, above all on the LV side, is the 800kVA transformer, which has the following current values: SnTR 800 x 1000 - primary rated current (20kV side): I1n = = = 23.1A 3 V1n 3 x 20 x 1000
- secondary rated current (400V side):
SnTR
I2n =
3 V2n
800 x 1000
=
3 x 400
= 1155A
By practical and quick formulas (for example by assuming the MV network on the load side with infinite short-circuit power), which give results acceptable as first approximation and which are useful to evaluate the intensity of the currents really present in the installation and the dimensioning of the protection devices, the short-circuit currents can be calculated: - three-phase short-circuit current on the secondary side (400V side) I2k3F =
SnTR Vk%
1
x 100 x
3 x V2n
=
800 x 1000 5
x 100 x
1 3 x400
= 23kA
To this three-phase short-circuit current expressed as symmetric r.m.s. value, we associate also a short-circuit power factor cosjk=0.35 and the relevant peak value equal to 43.6kA. - three-phase short-circuit current related to the MV side because of a fault on the LV side I1k3F =
SnTR Vk%
x 100 x
or calculable by the relationship:
1 3 x V1n
=
I1k3F =
800 x 1000
x 100 x
5 I2k3F V1n
V2n =
23000 20000
1 3 x 20 x 1000
= 462A
400 = 460A
The functioning of the transformer can be represented through its magnetizing curve and through the maximum short-circuit withstand capacity considered from the thermal point of view. The magnetizing curve of the transformer can be obtained through the formula: iinrush =
ki I1nTR 2
t
e
τinrush
, for further details see Annex A of this paper.
The short-circuit withstand capacity considered from the thermal point of view can be expressed as indicated in the Standard IEC 60076-5 as the capacity of the transformer to withstand for 2 seconds the short-circuit current of the transformer itself.
Figure 3
In Figure 3 there is a representation of the time/current diagram with the following curves: Curve 1: tripping curve of the MV overcurrent protection; Curve 2: characteristic curve of the electrical parameters of the transformer described above. All the curves are represented at the reference voltage of 400V of the LV side; as a consequence the current value s related to the voltage of 20kV of the MV side must be multiplied by the transformation ratio 20000V/400V.
1E3s
Curve 1
100s
10s Ik x 2s 1s
0.1s Curve 2 1E-2s
1E-3s 0.1kA
1kA
24 MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation
10kA
100kA
Passive load L - rated current of the load:
InL =
PnL x 1000 3 x V2n x cosj
=
300 x 1000 3 x 400 x 0 .8
shold of the utility company, and downstream with the LV general protection, guaranteeing also the protection functions of its own competence. = 541A
Active load M - rated current of the motor:
InM =
PnM x 1000 3 x V2n x η x cosj
=
90 x 1000 3 x 400 x 0 .8
= 160A
- short-circuit current of the motor: IkM = 4 x InM = 4 x 160 =640A Considering the size and the limited duration of this phenomenon, the short-circuit current calculated without motor contribution shall be used as sho rt-circuit current value at the busbar. The study of the co-ordination and of the selection of MV and LV protections under the competence of the customer, can start by analyzing the characteristic and the tripping values imposed by the utility company (curve 1). These information, as already said, are usually reported in the supply contract agreement and define the field of action for the setting the MV protection of the user towards the supply side. Towards the load side, the limit for the protection MVuser is given by the waveform of the magnetizing current of the transformer (curve 2). Considering a user installation having on the load side of the protection device MVuser a cable with a length such as the MV/LV transformation unit results to be located in a unique room, the MV protections which can be used could be constituted by a maximum current protection (51) and by a maximum positive-sequence current protection (51 N). MV protection device of the user (MV user ) The overcurrent protection on the MV side of the user has usually two tripping thresholds: - one with low currents and which can be identified with the overload protection, also indicated with I> - the other one with high currents and which can be identified with the short-circuit protection, also indicated with I>>
The setting values of currents and times for each threshold shall be set, whenever possible, at a level lower than the protections of the utility company; it is also important not to stay “too low with the settings” so that there are no intersections with the magnetizing curve of the transformer, so that there is no trip when the transformer itself is put into service and so that the space for the positioning of the tripping curves of LV protections remains free. Of course, this means that the protection MVuser shall be selective upstream with respect to the protection there-
Generally, to the two thresholds previously identified for the protection MVuser the following protection functions can be assigned: • protection against the transformer overload, not strictly necessary if already provided by the circuit-breaker on the LV side or by other dedicated devices, such as for example thermometric equipment which control the temperature inside the machine through thermal probes; • protection against short-circuits on the secondary of the transformer on the supply side of the LV circuitbreaker; • protection against short-circuits on the MV side pertaining to the user, with instantaneous trip; • protection against overload for the cable constituting the connection between the take-up point from the delivery room and the protection device MV user. Trying to comply with the above described conditions, here is an indication of the values to be set for the protection device MVuser. The selected values can be the following ones and form the curve 3 represented in the diagram of Figure 4. threshold with low currents I> 65A - 0.4s related to 20kV which corresponds with 65x20000/400=3250A threshold with high currents I>> 360A - 0.2s related to 20kV which corresponds with 360x20000/400=18kA Figure 4
1E3s Curve 3
Curve 1 Curve 4
100s
10s Ik x 2s 1s
0.1s Curve 2 1E-2s
1E-3s 0.1kA
1kA
10kA
100kA
Putting into relation the curves of the protection devices and their relevant short-circuit currents, the diagram
MV/LV transformer substations: theory and examples of short-circuit calculation 25
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
3 C h o i c e o f p r o t e c t i o n a n d c o n t r o l d e v i c e s
of Figure 5 is obtained, where curve 4 represents the short-circuit current value, on the LV side, affecting the MV devices. Figure 5
1E3s Curve 3
Curve 1 Curve 4
100s
10s Ik x 2s 1s
- a making capacity “Icm” higher than the peak value of the short-circuit current on the LV busbar (Icm>ip ); - a rated uninterrupted current “Iu”, suitable for the maximum current of the installation, coinciding with the rated current of the transformer secondary winding; - a size which, through proper settings, guarantees selectivity with the MV protection device upstream and with the circuit-breakers provided for the loads downstream. With reference to the electrical parameters thus calculated, the circuit-breaker to be used could be a mouldedcase circuit-breaker Tmax series T7S1250 PR332-LSI In1250, with Icu=50kA at 400V and Icm=105kA.
0.1s
Protection device for the passive load L The selection of this device shall be made making reference to:
Curve 2 1E-2s
1E-3s 0.1kA
1kA
10kA
100kA
From the course of the time/current curves it results that: - the tripping curves of the device of the utility company (curve 1) and of the user (curve 2), do not overlap in the whole current range and in particular in correspondence with the short-circuit current on the secondary winding side (curve 4); therefore, without considering the tripping tolerances typical of each device, it is possible to state that, in the given example, selectivity is guaranteed between the two devices. If there were no selectivity, the two MV circuit-breakers would open simultaneously, and the MV circuit-breaker of the utility company would restart service through its rapid reclosing, remaining closed because in the meantime the fault has been extinguished by the opening of the circuit-breaker MVuser. - both MV circuit-breakers do no intersect the magnetizing curve of the transformer. Thanks to these considerations, the MV protection curves can be held to be set properly and it is possible then to proceed with selection and setting of the LV devices. LV general protection device With reference to the short-circuit current values previously defined (I2k3F=23kA ip=43.6kA) and to the secondary rated current of the transformer (I 2n=1155A) the LV general circuit-breaker shall have: - a breaking capacity “Icu” related to the voltage on the LV side, greater than the r.m.s. short-circuit current value on the LV busbar (Icu>I2k );
- short-circuit current value at the installation point; since the limitation imposed by the cable is negligible, the short-circuit value of the LV busbar is considered, disregarding the limitation of the cable. Therefore I2k3F=23kA and Icu shall be > I 2k3F; - a rated uninterrupted current “Iu”, suitable for the load maximum current; - a size which, through proper settings, allows cable protection to be obtained: - against overload IB
