REGISTRO DOI: 10.5281/zenodo.10211791
Nathalia Martins da Silva Reis Pimentel1
Victor Feitosa2
Vitor lucas Dantas Pereira3
William Gomes Machado4
INTRODUÇÃO
Durante o fornecimento de energia, os equipamentos eletricos da rede de distribuição, sofrem uma degradação em suas condições de operação, degradação essas que reduzem a sua eficiencia dentro do sistema. Esse efeito pode ser causado por tempo de uso prolongado, descargas elétricas, chuvas fortes, tremores, vibrações, assim como, sobrecarga e superaquecimento. Portanto, a principal tarefa da manutenção é restabelecer as condições normais de funcionamento desses equipamentos e implementar estratégias para estender o período de operação adequada pelo maior tempo possível.
Atualmente na rede de distribuição um dos equipamentos fundamentais para o atendimento das demandas de energia elétrica seja para sistema industrial, comercial ou residencial, é o transformador de potencia, componente responsavél pela transformação e distribuição de energia eletrica no sistema, sendo assim, o desgaste acentuado do mesmo pode acarretar em paradas no fornecimento de energia, baixa eficiencia na qualidade da mesma, baixa tensão no fornecimento ou danos a rede.
Atualmente, existem metodos de avaliação e tecnicas de medição que são capazes de estabelecer as reais condições em que o equipamento se encontra, tais metodos foram implementados, seguindo as regras estabelecidas pela ABNT Orgão responsavel pela normalização técnica que estabelece normas visando garantir o funcionamento ideal do equipamento, incluindo as normas de manutenção de transformadores e seus componentes internos, as NBRs 5356-1, 5356-2, 5356-3, 5356-4 e 5356-6 estabelece as condições ideias de funcionamento, assim como, todo o componentes necessario para correta manutenção e montagem do transformador, assim como o NBR 7037 que estipula o nivel de isolamento que será utilizado no transformador.
2. REFERENCIAL TEORICO
Segundo SIMONE(pag.23 ,2010) Transformadores são usados em circuitos elétricos em todos os níveis de tensão, desde microvolts presentes em circuitos eletrônicos até altíssimas tensões usadas em sistemas de potência, os quais, na atualidade, alcançam a casa dos 1000 kV. Em algumas aplicações, em que estão envolvidos pulsos de tensão, podem estar presentes altíssimas tensões como é o caso dos circuitos eletrônicos de chaveamento em fontes chaveadas. Transformadores também são emprega- dos em extensa banda de frequências encontradas em circuitos eletrônicos sinto- nizados nas etapas de radiofrequência dos receptores e transmissores de sinais, como também em circuitos eletrônicos que operam com sinais de audiofrequência que vão de 16 Hz a 20 kHz. Outras aplicações há em que as frequências alcançam centenas de MHertz, como é o caso dos transmissores de micro-on- das, frequência modulada, televisão.
As normas que regem os transformadores são cruciais para garantir a segurança,
eficiência e conformidade desses dispositivos. Entre elas, destacam-se normas internacionais e regionais, como a NBR 5356-1 que determina a forma de montagem do transformador e os requisitos que devem ser atendidos como:
• Localização dos terminais H: o terminal H1 deve ficar localizado à direita do grupo de terminais de alta tensão, quando se olha o transformador do lado desta tensão. Os outros terminais H devem seguir a ordem numérica, da direita para a esquerda;
• Localização dos terminais X: localizado à esquerda do grupo de terminais de baixa tensão, quando se olha o transformador do lado desta tensão. Os outros terminais X devem seguir a ordem numérica, da esquerda para a direita. O terminal de neutro – X0, se existir, deve ser localizado no lado esquerdo do terminal X1 quando se olha do lado desta tensão.
• Características do óleo mineral isolante, antes do contato com o equipamento:
classifica o óleo mineral isolante para transformadores e equipamentos de manobra em dois tipos: A e B. Seus requisitos são especificados por Regulamentos Técnicos da ANP vigentes, aplicáveis a cada tipo de óleo mineral isolante. As características e aplicação de cada tipo de óleo estão sujeitas a modificações em resoluções ou regulamentos técnicos adotados pela ANP. ;
• Características do óleo mineral isolante, após o contato com o equipamento: O óleo mineral isolante, após contato com o equipamento, deve apresentar as características indicadas na Tabela 5, tanto no caso do óleo parafínico, quanto no do óleo naftênico.
As normas estabelecem parâmetros que devem ser seguidos, para que o transformador tenha uma performance satisfatória durante seu uso na distribuição de energia, como objetivo principal garantir a qualidade, confiabilidade e segurança dos transformadores de potência produzidos e utilizados no Brasil. Ela fornece diretrizes claras para fabricantes, projetistas e usuários finais, ajudando a assegurar o desempenho adequado e a interoperabilidade desses dispositivos em sistemas elétricos. A conformidade com essa norma é essencial para atestar a qualidade dos transformadores de potência fabricados no país. A manutenção é um método de garantir que o transformador, continue operando com os mesmos parâmetros no qual foi construído. Toda manutenção deve ser estabelecida com o princípio de restabelecer os parâmetros, sendo dividida em dois tipos grupos:
• manutenção preventiva: garantir a confiabilidade dos equipamentos de produção. Destaca-se que substituir componentes antes de sua falha é mais econômico do que lidar com reparos após quebras inesperadas. O serviço ideal de manutenção preserva a originalidade dos equipamentos, visando mantê-los em pleno funcionamento de forma segura e protegida, assegurando sua utilidade em qualquer situação. A consideração dos avanços tecnológicos é fundamental para buscar aprimoramentos que tornem os equipamentos mais eficientes, não apenas preservando sua condição original, mas também buscando melhorias contínuas em seu desempenho.
• manutenção corretiva: tipo de serviço realizado após a ocorrência de falhas ou quebras nos equipamentos. Diferentemente da manutenção preventiva, que busca evitar falhas antecipadamente, a corretiva ocorre em resposta a um problema existente. Ela é necessária quando um equipamento para de funcionar ou apresenta mau desempenho, exigindo reparos imediatos para restaurar suas condições normais de operação.
Desse modo, toda manutenção deve seguir um protocolo que estabeleça testes e ensaios que demonstrem as opções mais viáveis para restabelecer o equipamento, tal analise pode ser emitida com ajuda de equipamentos que testem todos os componentes do equipamento.
3. MATERIAIS E MÉTODOS.
Para a realização atividades foram feitos estudos e trabalhos em uma empresa de manutenção e recondicionamento de transformadores, onde foram usados equipamentos tanto analogicos quanto digitais para a realização de testes fazendo laudos descritivos para serem feitos inspeções, manutenções e recondicionamentos, e para os processos praticos de manutenções e recondicionamentos utilizou-se maquinarios grandes para a montagem de bobinas, para correção de oleo isolante, das epiras e do nucleo ferromagnetico do transformador. Durante a realização dos laudos foi utilizado o TTR Modelo 2000i (Figura 01) foi utilizado para realizar o teste de relação de tensão entre o primario e secundario do transformador onde é aplicado uma tensão no primario do transformador que se estiver com as relações corretas a tensão no secundario será compativél, oque dirá se o mesmo esta em conformidade ou não, todos os testes foram realizados em um transformador de 225 KVA (Figura 02 ), foi utilizado também um megometro (Figura 03) para testar os condutores das bobinas do transformador que será demostrado mais a frente e por fim utilizou-se o medidor de rigidez dieletrica (Figura 04) para realizar o laudo quanto o isolamento do oléo do transformador, onde parte do oléo é retirado e colocado em um recipiente do equipamento com dois eletrodus, assim que colocado é aplicado uma tensão compativél com a utilizada para alimentar o transformador e depois uma tensão superior, com isso é possivel se estabelecer a rigidez dieletrica do oléo.
Figura 1 – TTR Modelo 2000i utilizado como método
Figura 2 – Transformador 225Kva utilizado como material
Figura 3 – Megômetro utilizado como método
Figura 4 – Medidor de Rigidez dielétrica utilizado como método
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES
Como as atividades são realizadas em uma empresa que fornece serviços envolvendo maquinas elétricas mas como tendo principal serviço a venda, o conserto e o recondicionamento de transformadores, tendo realizado as atividades focado nesses serviços de conserto e recondicionamento.
O principal tipo de transformadores que a empresa costuma a trabalhar é com os de distribuição, que tem como principal função adequar a tensão que é gerada pelas redes de transmissão, abaixando essa tensão para que fique adequada para distribuição residencial. Como primeira atividade envolvendo esses transformadores comecei por fazer um dos principais testes para saber se ele é adequado, o teste de relação de tensão que tem como objetivo saber se o nível de tensão do primário do transformador esta em conforme com o secundário, onde esteeste será feito por um TTR (medidor de relação de transformação).
Figura 5 – Foto de um TTR modelo 2000 i
Figura 6 – Funcionamento da Bobina de um transformador
“Segundo SIMONE(pag.38 ,2010) É fundamental ressaltar que o transformador é uma máquina elétrica estática, reversível, isto é, respeitadas as limitações de corrente de cada enrolamento, aplicando 110 V ao enrolamento secundário, pode-se retirar 220 V do enrolamento primário)”
Os transformadores funcionam a partir de duas bobinas que são a primaria e a secundaria onde a primaria tem como função receber a alta tensão vinda da rede como por exemplo: 13,8Kv, onde isso vai gerar um campo magnético e as linhas desse campo a bobina secundaria que fica perto da primaria que no qual vai gerar uma tensão bem menor que a do primário, adequando a tensão para que a energia possa ser distribuída. O TTR vai ter como função testar o transformador a partir da relação que será obtida pelas tensões do primário e o secundário do transformador, vendo se a continuidade entre os enrolamentos estão boas, se as tensões do primário e do secundário do transformador estão corretas a partir da relação obtida e a sua corrente de excitação. “Segundo KAGAN(p. 116, 2010) há que se considerar ainda a resistência ôhmica dos enrolamentos, representada por uma resistência em série, e a dispersão de fluxo, isto é, somente parte do fluxo produzido por um dos enrolamentos se concatena com o outro.”
Figura 7 – foto de um transformador trifásico de 225kVA sendo testado
Figura 8 – Foto dos terminais colocados para testar o transformador
Como foi visto nas fotos foi testado um transformador de 225Kva, tendo as tensões no primário de 13,8Kv e 380/220V no secundário, onde será obtido uma relação de aproximadamente de 62,73 para o transformador, porem nesse caso do transformador trifásico a relação será para cada conjunto de bobinas, que são H1X1, H2X2 e H3X3, onde H é a primária e o X a secundaria, onde ligamos as pontas de prova de alta tensão nos terminais H e os de baixa tensão no X, no qual foi calculada pela seguinte formula: Onde pegamos a tensão do primário(Vp): 13,8Kv e a do secundário(Vs): 220V, onde se considera a tensão do secundário de apenas uma bonina, pois no caso da tensão de 380V estaríamos considerando a tensão fase-fase que seria 220V multiplicado pela relação de ligação de um sistema estrela com neutro que seria a raiz de 3:
A partir disso foi feito o teste no transformador para os seus 3 taps, onde se obteve os seguintes resultados:
| 380/220 | H1X1 | H2X2 | H3X3 |
| 13800 | 62,76 | 62,64 | 62,81 |
| 13200 | 60,09 | 59,92 | 60,15 |
| 12600 | 57,32 | 57,18 | 57,38 |
Tabela 1 – Relação da tensão Primaria e secundaria em cada conjunto de bobina do Transformador
Tendo esses resultados pude concluir que o transformador passou no teste de relação de transformação o que da bons indícios que ele pode operar em rede, mas para ter certeza será necessário outros testes para se ter um laudo para recuperação mais completo e esses seriam os testes resistência dos enrolamentos e o teste de rigidez dielétrica.
O teste de resistência dos enrolamentos servira para ver a condição do fio no qual o transformador foi enrolado, tanto na bobina que suportara a alta tensão e a que convertera em baixa tensão, para realização deste teste é utilizado um megômetro, que funciona basicamente aplicando uma tensão em um determinado objeto ou equipamento para se obter a resistência elétrica.
Segundo JORDÃO (pag.75, 2008.) “para os enrolamentos da baixa tensão de grandes transformadores, cujas resistências normalmente são muito pequenas, frequentemente há necessidade de se recorrer a instrumentos especiais.”
Esse megômetro analógico funciona de duas, uma delas é girando uma manivela lateral para gerar a energia para o aparelho funcionar, a outra é conectando ele a uma fonte de energia tendo 110 volts. Para fazer o teste temos que o aparelho
Figura 9 – Megômetro Analógico
As resistências que oferecem real interesse para a previsão das características de funcionamento de um transformador, particularmente no que diz respeito às perdas variáveis e ao rendimento, são as suas resistências “efetivas”, determinadas em Ensaios de Curto-Circuito. (JORDÃO, Transformadores, 2008.)
tem duas escalas MΩI(até 2500 volts) e MΩII(até 5000 volts) onde essas vão determinar a tensão que será aplicada no transformador a ser testado sendo a máxima 5000 volts, podendo fazer leituras da resistência dos enrolamentos de 0 até 250GΩ, o aparelho possui três entradas para cabos que serão indicados por letras L, E e G que serão utilizados para a realização dos testes, onde o L vai ser aquele que vai aplicar a tensão no trafo, o E vai receber a corrente que vai ser gerada no circuito para se medir a resistência, e o G vai ser o guard que serve para eliminar o efeito das resistências parasitas e das correntes superficiais que podem acabar interferindo na medição de isolação.
Figura 10 – Foto de um transformador de 112,5Kva sendo testado.
Neste transformador esta sendo realizado um teste de resistência da bobina primaria para a secundaria onde o L esta conectado a bobina de alta tensão e o E na de baixa tensão e o G esta conectado ao aterramento do transformador, fazendo assim um teste de resistência da bobina de alta tensão para a de baixa tensão.
As perdas por correntes parasitas, também conhecidas por Correntes de Foucault ou correntes eddy (remoinho), estão ligadas ao quadrado da frequência do sinal aplicado à unidade transformadora, às características do material de que são feitas as chapas magnéticas (porcentagem de silício na liga), à sua espessura e à densidade de campo magnético empregada. Denomina-se “Perda Específica por Efeito Foucault (SIMONE ,2010, p.19).
E para o terceiro teste temos o teste de rigidez dielétrica do óleo isolante do transformador, que vai servir para verificar a eficácia do óleo conferindo se esta com as propriedades isolantes em estado normal, conforme NBR 7037 que estipula o nivel de isolamento que será utilizado no transformador. O teste funciona aplicando tensão no óleo onde esta tensão é aumentada ate um ponto que ele comece a conduzir corrente elétrica atingindo sua rigidez dielétrica, com isso vendo se o óleo esta com o nível de rigidez dielétrica em estado normal.
Figura 11 – Demonstração do laudo, para os testes feitos com o aparelho
Figura 12 – Foto de um aparelho que é utilizado na medição de rigidez dielétrica
No Brasil é muito utilizado dois tipos de óleos isolantes, que são o tipo A(naftênico) e o tipo B(parafínico), tendo que um dos mais se vê sendo utilizado muito é o do tipo B que por ser parafínico tem uma atuação muito boa levando em consideração a alta temperatura ambiente do pais tendo uma boa capacidade de transferência de calor por sua baixa viscosidade, sendo o óleo usado para ser feito os testes. Onde o teste que é executado no aparelho consiste em colocar o óleo no compartimento central, onde tem um condutor que servira para aplicar a tensão no óleo. e na parte de controle terá reguladores para abaixar ou elevar a tensão e indicadores informando como esta a rigidez dielétrica do óleo, com isso utilizamos a NB10576 que estabelece
Tabela 2 – tabela de açoes corretivas da NBR 10567
Tabela 3 – Características do óleo mineral isolante, após contato com o equipamento
Figura 13 – Laudo de teste de rigidez dielétrica do óleo do transformador
A partir desses testes temos um laudo completo do transformador onde a partir disso, podemos começar o processo de recondicionamento ou o de recuperação
Figura 14 – Foto de um transformador monofásico de 25Kva
Deve-se destacar que o recondicionamento se trata de uma manutenção mais abrangente, pois visa, restaurar o transformador ao seus padrões de operação originais, mesmo que o equipamento em sí já possua muito horas de operação, o recondicionamento permite que os equipamentos assim que restaurados possam voltar a operar de forma eficiente, desde que o mesmo atenda aos requisitos estabelecidos pelas NBRs 5356-1, 5356-2, 5356-3, 5356-4 e 5356- 6 que estabelece as condições ideias de funcionamento
Figura 15 – Foto de uma bobina do transformador de 25Kva sendo enrolada
Para o recondicionamento das bobinas o transformador terá que ser desmontado e suas bobinas separadas entre si e seu núcleo ferromagnético, como é um transformador monofásico temos apenas duas boninas onde estas tem um primário e um secundário, e como a ligação entre as duas é feita por indução do campo magnético a polaridade entre elas será subtrativa onde os enrolamentos estarão no mesmo sentido dando uma entrada igual para as duas boninas, no qual o primário das duas bobinas suportarão a alta tensão, onde um terminal dessas bobinas servira como a entrada de alta tensão enquanto o outro será o aterramento, e o secundário das bobinas será a saída da baixa tensão onde teremos três terminais, tendo duas fases e um neutro onde este será o inicio da espira do transformador que servira para conectar o secundário das
duas boninas, no qual esse neutro será a espira inicial de cada bobina ou seja não possui tensão, servindo para ser também um aterramento do transformador e para se utilizar quando necessário apenas uma fase do transformador. Para fazer a remanufatura tem que se trocar os materiais já desgastados das bobinas e que compõem o resto do transformador, nas bobinas temos os seus papeis isolantes que são responsáveis por fornecer um isolamento bem maior entre as espiras do transformador, prevenindo assim a maquina de diversos acidentes como o curto-circuito, isolando cada camada comportando um determinado numero de espiras do trafo e o outro material a ser trocado seria os fios que são responsáveis pela condução elétrica que ira produzir o campo magnético, porem como qualquer material estes também se desgastam com o tempo de uso, com isso tem que substituir esse materiais já desgastados onde vai ter que se desenrolar as espiras e trocar os papeis onde esse processo é feito a partir de um calculo que relaciona corrente, tensão e o números de espiras.
Equação 1 – Relação de um transformador
E para esse transformador de 25Kva que foi usado como referência, usaremos a relação de Vs(tensão do secundário) e Vp(tensão do primário) para Ns(numero de espiras do secundário) e Np(numero de espiras do secundário), e para isso a bobina é desenrolada até o secundário, onde é verificado o seu número de espiras que será 32 para este caso que será relacionada com sua tensão gerada e a do primário, assim obtendo o numero de espiras do primário, tendo como a tensão do secundário sendo 240/120V e a do primário sendo 7967V.
Onde Np da igual a 2125 espiras, com isso podemos enrolar novas espiras na bobina para a remanufatura.
Figura 15 – Foto de uma bobina recondicionada pronta para montagem.
Figura 16 – Foto da bobina já montada com o suporte e o núcleo ferromagnetico
Nessa parte no processo de montagem a bobina foi montada no seu núcleo ferromagnético, que é formado por filamentos de lâminas geralmente feitas por aço silício, tendo como principal finalidade evitar as perdas por correntes parasitas, diminuindo a dispersão das linhas do campo magnético, obtendo uma transferência de energia melhor do primaria para o secundário. No próximo processo de montagem será colocado o suporte onde geralmente fica em cima do transformador, se mantendo preso por fitas de aço inox, com encaixes para parafusos nas laterais, para quando o trafo for montado na caixa poder ser parafusado nas laterais dando uma boa estabilidade para esse núcleo do transformador, fazendo com que não balance quando for transportado ou operando na rede elétrica. Para o ultimo processo de
montagem do núcleo será colocado o comutador.
Figura 17 – Foto de um comutador padrão rotativo
O comutador tem como função regular a tensão, devido a variação de tensão que podem ocorrer na rede, onde no processo de fabricação ou recondicionamento de uma bobina serão puxados taps de determinadas espiras nela, dando assim novas opções de tensão no primário da bobina do transformador, pegando como exemplo o transformador de 37,5Kva, com tensão no primário de 7967V e 220/110V no secundário, foram colocados 3 taps:
| 220/110 | H1X1 | H1X2 | H1X3 |
| 7967 | 36,21 | 36,21 | 36,21 |
| 7621 | 34,64 | 34,64 | 34,64 |
| 7275 | 33,07 | 33,07 | 33,07 |
Tabela 2 – Relação da tensão primaria e secundaria em cada conjunto de bobina do Transformador
Figura 18 – foto do transformador com todas as ligações feitas
E com o núcleo do transformador já montado e ligado, havia ainda um outro processo para torná-lo adequado para a montagem na caixa, como tanto a bobina e o núcleo ferromagnético do transformador ficaram expostos em uma área aberta e úmida, com uma certa certeza estão com percentagem d oue agua entre eles ou por muitos transformadores que ficam operando por bastante tempo, acabam por absorver muita agua, podendo ser devido ao desgaste do material que isola a caixa do transformador como a borracha ou silicone, comprometendo assim sua integridade tendo o risco de entrar ar úmido, e também pela oxidação da celulose do papel, por isso é necessário um processo para a secagem do transformador, prevenindo assim o comprometer o material isolante do transformador onde o mais comum nesses casos é o óleo acabando por comprometer a rigidez dielétrica e prevenindo assim também o risco de sobrecarga e superaquecimento. Para esse processo de secagem foi utilizado uma estufa que por meio de resistências internas aquece o seu interior a mais de 100°C, fazendo com que a água presente no transformador seja evaporada e expelida.
Figura 19 – Foto de uma estufa para transformadores
Figura 20 – Foto interna da estufa com os transformadores dentro
5. CONCLUSÃO
Os transformadores são muito importantes na parte de distribuição de energia sendo responsáveis pela transformação da alta tensão fornecida pela rede de transmissão, em baixa tensão para ser distribuída para os consumidores finais, tendo isso são maquinas que exercem muito trabalho sofrendo um desgaste muito grande nesta operação, seja pelo tempo de uso, pelas chuvas, as descargas atmosféricas ou exposição ao ar úmido, em decorrência disso, ocorre o desgaste das borrachas de vedação ou dá silicone também utilizada para vedar o transformador, o que compromete os componentes internos do equipamento, que devido à umidade acaba prejudicando a resistência do óleo isolante e dos enrolamentos do transformador, podendo provocar a ‘’queima’’ do equipamento, sendo necessário a manutenção ou o recondicionamento de todo o transformador, visto isso, se torna clara a importância dos testes realizados nos transformadores para verificar a qualidade dos componentes internos do transformador. A criação de um cronograma de manutenção é vital para que a vida útil do equipamento não decaia de forma acentuada, estabelecendo inspeções rotineiras que estabeleça o estado do equipamento permitindo que, a tomada de decisão seja clara quanto a necessidade de manutenção ou recondicionamento do transformador, e vale ressaltar que tais medidas quando aplicadas corretamente favorecem o meio ambiente, pois com a manutenção ou recondicionamento não a necessidade de descartar os componentes internos do transformador, um bom exemplo é o próprio óleo isolante, pois ao invés de se fazer o descarte do fluido, uma vez que o mesmo é testado e analisado com intuito de medir o teor de umidade do mesmo e com base nisso o mesmo pode ser recondicionado para que atenda aos padrões corrigido não o descarte do mesmo.
REFERÊNCIAS
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Transformadores De Potência” de Manuel Bolotinha (Editora Engebook, 2019)
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