QUALIDADE – Notícias

18/09/2017

O carregamento dos transformadores de potência

Da Redação

A NBR 5356-7 de 08/2017 – Transformadores de potência – Parte 7: Guia de carregamento para transformadores imersos em líquido isolante descreve os efeitos da operação de carregamento de transformadores de potência imersos em óleo mineral isolante sob várias temperaturas ambientes e condições de carga na vida do transformador. Aplica-se aos transformadores e autotransformadores das classes: 55 °C; 65 °C. Para transformadores de forno, recomenda-se que o fabricante seja consultado.

A expectativa normal de vida é uma referência convencional baseada em serviço contínuo sob temperatura ambiente de projeto e condições nominais de operação. A aplicação de carga acima das condições nominais da placa de identificação e/ou em uma temperatura ambiente acima da temperatura ambiente de projeto envolve um grau de risco e envelhecimento acelerado. A proposta desta parte 7 é identificar estes riscos e indicar como, dentro de limitações, transformadores podem ser carregados acima das condições nominais da placa de identificação.

Estes riscos podem ser reduzidos pelo comprador especificando claramente as condições máximas de carregamento e pelo fornecedor levando em consideração estas condições no projeto do transformador. As consequências de carregar um transformador acima das condições nominais da placa de identificação são as seguintes: a temperatura dos enrolamentos, elementos de fixação, ligações, materiais isolantes e óleo aumentam e podem atingir níveis inaceitáveis; a densidade do fluxo de dispersão fora do núcleo aumenta, causando aquecimento por correntes parasitas adicionais nas partes metálicas atingidas pelo fluxo de dispersão; como a temperatura varia, a umidade e o conteúdo de gás na isolação e óleo se alteram; buchas, comutadores, conexões com cabos e transformadores de corrente também estarão expostos às solicitações mais elevadas que vão além dos limites de projeto e margens de aplicação.

A combinação do fluxo principal e do aumento do fluxo de dispersão impõe restrições a uma possível sobre-excitação do núcleo. Para transformadores com núcleo envolvido em carga, tendo uma energia fluindo do enrolamento externo (normalmente AT) para o enrolamento interno (normalmente BT), a máxima densidade de fluxo no núcleo, a qual é resultado da combinação do fluxo principal e do fluxo de dispersão, aparece nos jugos.

Como indicado pelos ensaios, o fluxo é menor ou igual ao fluxo gerado pela mesma tensão aplicada nos terminais do enrolamento mais externo com o transformador em vazio. O fluxo magnético nas pernas do núcleo de um transformador em carga é determinado pela tensão nos terminais do enrolamento interno e quase igual ao fluxo gerado pela mesma tensão na condição em vazio.

Para transformadores de núcleo envolvido com a energia fluindo do enrolamento interno, a máxima densidade de fluxo está presente nas pernas do núcleo. Este valor é somente levemente maior do que aquele com a mesma tensão aplicada na condição em vazio. A densidade de fluxo nos jugos é então determinada pela tensão do enrolamento mais externo.

Tensões em ambos os lados de um transformador em carga devem, consequentemente, ser observadas durante um carregamento acima das condições nominais da placa de identificação. Enquanto as tensões do lado energizado de um transformador em carga permanecerem abaixo dos limites estabelecidos na NBR 5356-1:2007, Seção 4, nenhuma restrição à excitação é necessária durante o carregamento acima das condições nominais da placa de identificação.

Quando altos valores de excitação ocorrem para manter a tensão na carga em condições de emergência em uma área onde o sistema ainda pode se manter em funcionamento, então, convém que a densidade de fluxo magnético nas partes do núcleo nunca exceda aos valores de densidade onde podem ocorrer o fluxo disperso fora do núcleo (para chapas de aço-silício de grão orientado a frio, estes efeitos de saturação se iniciam rapidamente a acima de 1,9 T). Os fluxos dispersos podem então causar altas temperaturas não previstas na superfície do núcleo e em partes metálicas próximas, como estruturas de prensagem dos enrolamentos ou até mesmo os enrolamentos, devido à presença de componentes de alta frequência no fluxo de dispersão.

Eles podem danificar o transformador. Em geral, em todos os casos, o curto tempo de sobrecarga imposto aos enrolamentos é suficientemente curto para não sobreaquecer o núcleo em sobreexcitação. Isto é evitado pelo alto valor da constante de tempo térmica do núcleo. Como consequência, existe um risco de falha prematura associada com o aumento de correntes e temperaturas.

Este risco pode ter uma característica imediata de curto prazo, ou vir por meio do efeito acumulativo do envelhecimento térmico da isolação no transformador após muitos anos. O aumento do carregamento de curta duração vai resultar em uma condição de serviço que aumenta o risco de falha. Sobrecargas emergenciais de curta duração levam o ponto quente do condutor a atingir um nível que provavelmente resulta em uma temporária redução da suportabilidade dielétrica.

Entretanto, a aceitação desta condição pode ser preferível à perda da carga. É esperado que este tipo de carregamento ocorra raramente, e deve ser rapidamente reduzido, ou que o transformador seja desconectado em um curto espaço de tempo para evitar sua falha. O tempo de duração deste carregamento é menor do que a constante de tempo de todo o transformador e depende da temperatura de operação antes do aumento do carregamento; tipicamente, sendo menor que 30 min.

Os principais efeitos e perigos de um carregamento emergencial de curta duração estão descritos a seguir. O risco principal para falhas de curta duração é a redução da suportabilidade dielétrica devido à possível presença de bolhas de gás na região de altas solicitações elétricas, que são enrolamentos e ligações. Estas bolhas provavelmente ocorrem quando a temperatura do ponto mais quente excede 140 °C para um transformador com um porcentual de umidade na isolação dos enrolamentos de aproximadamente 2%. Esta temperatura crítica diminui com o aumento da concentração de umidade.

Bolhas de gás também podem se desenvolver (tanto no óleo quanto na isolação sólida) nas superfícies de grandes partes metálicas aquecidas pelo fluxo de dispersão ou serem produzidas pela supersaturação do óleo. Entretanto, estas bolhas normalmente se desenvolvem em regiões de baixa solicitação elétrica e teriam que circular em regiões onde as solicitações sejam altas para que ocorresse uma redução significativa da suportabilidade dielétrica. Partes metálicas, exceto enrolamentos, que não estão em contato térmico direto com isolação celulósica, mas que estão em contato com isolação não celulósica (por exemplo, papel aramida e fibra de vidro) e com o óleo do transformador, podem rapidamente atingir altos valores de temperatura. A temperatura de 180 °C não pode ser excedida.

Deteriorações temporárias das propriedades mecânicas da isolação sólida em altas temperaturas podem reduzir a suportabilidade a curtos-circuitos e um aumento de pressão nas buchas pode resultar em uma falha devida ao vazamento de óleo. Gases em buchas condensivas podem ocorrer se a temperatura da isolação exceder aproximadamente 140 °C.

A expansão do óleo pode causar um fluxo excessivo de óleo no conservador e as interrupções de altas correntes podem ser danosas ao comutador sob carga. As limitações das temperaturas máximas nos enrolamentos, núcleo e partes estruturais são baseadas em considerações dos riscos de curta duração (ver Seção 7).

Os riscos de curta duração normalmente desaparecem após a redução da carga a níveis normais, mas eles necessitam estar claramente identificados e serem aceitos por todas as partes envolvidas, isto é, planejadores, proprietários e operadores. A sensibilidade dos transformadores ao carregamento acima das condições nominais da placa de identificação normalmente depende do seu tamanho.

Quando o tamanho aumentar, a tendência é que: o fluxo de dispersão também aumente; as forças de curto-circuito também aumentem; a massa da isolação, a qual é sujeita a altas solicitações elétricas, também aumente; as temperaturas dos pontos quentes sejam mais difíceis de determinar. Desta maneira, grandes transformadores podem ser mais vulneráveis ao carregamento acima das condições nominais da placa de identificação do que os menores.

Além disso, as consequências das falhas são mais severas para grandes transformadores do que para os menores. Portanto, com o propósito de aplicar um razoável grau de risco para os serviços esperados, esta parte 7 considera três categorias: transformadores de distribuição, para os quais somente as temperaturas de ponto mais quente dos enrolamentos e deterioração térmica devem ser consideradas; transformadores de média potência onde as variações nos métodos de refrigeração devem ser consideradas; transformadores de grande potência, onde também os efeitos de fluxo de dispersão sejam significativos e as consequências de falhas sejam severas.

O propósito do papel isolante termoestabilizado é neutralizar a produção de ácidos causados pela hidrólise (degradação térmica) do material acima do tempo de vida do transformador. Esta hidrólise é sempre mais ativa em elevadas temperaturas, e resultado de pesquisas públicas indicam que papéis isolantes termoestabilizados retém um porcentual maior de sua capacidade tensional e de rompimento do que papéis não tratados quando expostos a elevadas temperaturas.

As mesmas referências também mostram as mudanças no grau de polimerização ao longo do tempo para papéis termoestabilizados e não termoestabilizados expostos a temperaturas de 150 °C. De acordo com o estado atual do conhecimento, importância da alta confiabilidade em vista das consequências de falha, torna-se aconselhável adotar uma abordagem mais conservativa e mais específica em grandes unidades do que em unidades menores, juntamente com algumas considerações.

A combinação do fluxo de dispersão e fluxo principal nas colunas ou jugos do circuito magnético (ver 5.2) faz os grandes transformadores mais vulneráveis à sobre-excitação do que os transformadores menores, especialmente quando carregados acima dos valores nominais de placa. Um aumento do fluxo de dispersão pode também causar aquecimentos adicionais em outras partes metálicas por correntes parasitas.

As consequências da degradação das propriedades mecânicas da insolação como uma função da temperatura e tempo, incluindo o desgaste devido à expansão térmica, podem ser mais severas para grandes transformadores que nos menores e não podem ser obtidas no ensaio de elevação de temperatura normal.

Mesmo que nos ensaios a corrente nominal não indique anormalidades, não é possível obter nenhuma conclusão para correntes mais elevadas uma vez que a extrapolação pode não ter sido considerada no projeto. O cálculo da elevação da temperatura do ponto mais quente do enrolamento em correntes acima da nominal, baseada nos resultados no ensaio de elevação de temperatura na corrente nominal, pode ser menos confiável para grandes unidades do que para menores.

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