Avaliação da Vida Útil dos Transformadores da copel distribuição 2ª Etapa



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02.1 Sistema Elétrico - 218

SENDI 2004
XVI SEMINÁRIO NACIONAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Avaliação da Vida Útil dos Transformadores da COPEL Distribuição
M. A. Ravaglio, J. C. Schaefer e L. R. A. Gamboa, LACTEC

N. G. Adonis e M. M. Valença, COPEL Distribuição
marcelo@lactec.org.br


Palavras-Chave: Transformadores de Distribuição, Perda de Vida, Envelhecimento, Ciclos de Carga, Conservação de Energia.


Resumo: O artigo apresenta os resultados obtidos no projeto “Avaliação da Vida Útil dos Transformadores de Distribuição da COPEL”, realizado nos ciclos 1999-2002 da ANEEL. A vida útil dos transformadores foi avaliada estatisticamente a partir do histórico de movimentações, com 1,3 milhões de registros armazenados, e de dados operacionais de quase 370 mil transformadores cadastrados na Companhia. A vida útil foi avaliada em função do tipo de rede em que os transformadores foram instalados, tensão nominal, potência nominal, fabricantes, carregamentos, causas principais de falhas, etc.

A vida útil também foi investigada em função do estado de degradação dos materiais empregados em transformadores novos, retirados de operação e avariados. Esta investigação permitiu verificar a adequação dos processos de fabricação, características dos materiais usados e a especificação técnica dos transformadores.

Para estimativa da perda de vida diária dos transformadores, foi desenvolvido um método de cálculo da temperatura média dos enrolamentos e da temperatura do ponto mais quente, conhecendo-se apenas o carregamento aplicado e as perdas internas. Com base no procedimento proposto, avaliou-se a perda de vida diária e a energia despendida com perdas de um conjunto de transformadores de distribuição, monofásicos e trifásicos, de diversas potências nominais, submetidos a ciclos de carga residenciais e comerciais.

1. Avaliação da Vida Útil a partir do Banco de Dados da COPEL Distribuição

Dos 370 mil transformadores de distribuição cadastrados na COPEL Distribuição, a maioria é monofásica, de potências nominais de 3 a 15 kVA, correspondendo a 70 % dos transformadores atualmente em operação no sistema e pertencem, quase na totalidade, à rede rural de distribuição.





Fig. 1 – Situação dos Transformadores Cadastrados

A vida útil de um transformador de distribuição é definida neste trabalho pelo tempo decorrido desde sua fabricação até a constatação da primeira avaria, desconsiderando qualquer procedimento de recuperação ou reforma que envolva a reisolação parcial ou total da parte ativa, mesmo durante o período de garantia do transformador.

A primeira avaria dos transformadores foi identificada pelas ocorrências contidas no histórico de movimentações, com mais de 1,3 milhões de registros, ou deduzida a partir da data de instalação, apenas quando a diferença entre a data de instalação do transformador no sistema e sua data de fabricação fosse superior a dois anos. A identificação da primeira avaria pela data de instalação é particularmente importante para avaliar a vida dos transformadores mais antigos e ainda em operação no sistema, pois o histórico de movimentações de transformadores somente contempla tais ocorrências a partir de 1992.

Na COPEL Distribuição, diferentemente, a vida útil é determinada pelo período despendido entre a fabricação e o sucateamento do transformador, quando se dá baixa do cadastro no sistema de gerenciamento, não importando quantas recuperações tenham ocorrido. O procedimento adotado na Companhia é muito conservador, visto que muitos transformadores de distribuição, ora em operação no sistema, apresentam duas ou mais recuperações.

A distribuição estatística de freqüências da vida até a primeira falha dos transformadores, com avaria registrada no histórico de movimentações ou deduzida pela data de instalação, está mostrada na Fig. 2. Pode-se observar no histograma um número elevado de falhas precoces de transformadores, com distribuição de freqüências de aspecto bem diferente de uma distribuição estatística normal.



Fig. 2 – Vida até a Primeira Falha dos Transformadores

Das várias tentativas para identificar uma função de distribuição de freqüências que se ajustasse adequadamente à dos transformadores analisados, optou-se por empregar a função de Weibull e o método da máxima verossimilhança. O ajuste da distribuição de freqüências segundo a curva de Weibull indica que é de até 9,0 anos a vida de 50 % dos transformadores com avarias registradas e deduzidas. A vida real de pouco mais de 93 % dos transformadores avariados é no máximo 20 anos e somente 1 % deles apresenta vida superior a 27 anos.

A taxa de falhas global dos transformadores, estimada pelo risco de falha do conjunto de transformadores avariados, é de aproximadamente 2,8 % no primeiro ano de vida. Diferente da taxa anual de falhas calculada pelas concessionárias, que relaciona o número de avarias pelo número de transformadores instalados, a taxa de falhas global dá indicação do número de avarias no período avaliado, em função da vida real dos transformadores no sistema, independentemente do número de novas unidades instaladas. Além disso, a constatação de que aproximadamente a metade dos transformadores instalados no sistema já ter apresentado a primeira avaria é bem razoável, se considerada uma taxa anual de falhas na faixa de 2 % a 5 %, calculada pela COPEL Distribuição nos 20 últimos anos.

A vida útil dos transformadores cadastrados na COPEL Distribuição, entretanto, deve considerar também a vida dos transformadores que ainda não apresentaram falha em operação. Neste caso, a aplicação do método da máxima verossimilhança e da função de Weibull indica que a vida útil de 50 % dos transformadores cadastrados é de até 14,4 anos e a probabilidade de se encontrar um transformador com vida útil inferior a 20 anos, de 68,3 %, em raros casos permanecendo acima de 40 anos em operação.





Fig. 3 – Vida Útil dos Transformadores

O ajuste obtido da função de Weibull, mostrado na Fig. 3, ainda que visualmente possa não parecer adequado, privilegia muitos transformadores que ainda não apresentaram falha no sistema, especialmente os mais antigos. O risco de falha desses transformadores, neste caso, indica a probabilidade do transformador vir a falhar após vários anos de operação. É em torno de 1,7 % para o primeiro ano de vida, de 6,0 % para os dez primeiros anos de vida e da ordem de 9 % para 20 anos de operação.

Transformadores urbanos apresentam maior longevidade que os rurais, respectivamente com a metade das unidades de cada grupo com vida útil de até 17,0 e 13,7 anos. A vida útil da metade dos transformadores da classe 15 kV é de até 15,2 anos; os da classe 36,2 kV é de até 13,3 anos.

A vida útil dos transformadores de distribuição é, em geral, tanto maior quanto maior a potência nominal dos equipamentos cadastrados. Para as mesmas potências nominais, transformadores de distribuição de classe 15 kV apresentam maior vida útil, especialmente os trifásicos. O risco de falha determinado para uma expectativa de vida de 20 anos é da ordem de 6 % para transformadores trifásicos da classe 15 kV e da ordem de 10 % a 12 % para os demais transformadores instalados no sistema. Como a maioria dos transformadores monofásicos opera em redes rurais, é bem razoável a constatação de que o risco de falhas seja maior.

Quase 68 % dos transformadores com a primeira avaria identificada foi produzida por apenas três fabricantes conceituados. Diferenças na vida útil desses equipamentos podem indicar o emprego de processos de fabricação e de materiais distintos, responsáveis por determinar uma menor longevidade ao transformador de distribuição.

Transformadores incorporados ao sistema de distribuição por doação e adquiridos pelo processo turn-key apresentam vida até a primeira falha de até 3,9 anos, para metade do conjunto analisado, e 98,9 % deles tem uma expectativa de vida inferior a 20 anos. A taxa de falhas global do conjunto é muito significativa, da ordem de 16,8 %.

Para quase 280 mil transformadores em operação no sistema da COPEL Distribuição, no início de 2003, verifica-se que a maioria tem regime de carregamento máximo menor ou igual à sua capacidade nominal, especialmente os instalados na rede rural. A avaliação da vida útil dos transformadores em função do carregamento não indica uma tendência clara de que as unidades mais carregadas apresentam vidas úteis inferiores, conforme prevêem os guias de carregamento. Como a maior parte dos transformadores instalados na rede rural apresenta carregamentos inferiores a 25 %, pode-se afirmar que a vida útil desse grupo não é determinada pelo carregamento imposto. Além disso, a vida útil calculada para pelo menos 60 % dos transformadores em operação não supera a expectativa de vida de 20 anos, o que leva a concluir que o fim-de-vida das unidades instaladas é provocado por outras causas, não diretamente relacionadas ao carregamento.

Dos 184 mil transformadores de distribuição já avariados, foi identificada a causa da falha em pouco mais de 63 mil unidades. Verifica-se incidência significativa de falhas em transformadores de distribuição decorrentes de descargas atmosféricas (62,5 %). A segunda causa identificada de maior incidência aponta para a avaria ou regulagem inadequada de dispositivos de proteção (elos fusíveis, pára-raios ou centelhadores), com aproximadamente 6 % dos casos. Na seqüência, curtos-circuitos na rede causados por galhos de árvores e sobrecargas devidas ao desequilíbrio de cargas e tensões.

Analisando apenas os transformadores de distribuição cuja primeira avaria foi causada por descarga atmosférica, verifica-se que os transformadores rurais apresentaram vida de 50 % das unidades avaliadas de até 7,3 anos, enquanto os transformadores urbanos, vida de até 9,2 anos. 65 % dos transformadores estavam protegidos por centelhadores, 30 % por pára-raios e 5 % não tinha proteção. Além disso, observa-se que o percentual de transformadores danificados com falhas simultâneas nos dispositivos de proteção contra surtos é bem significativo, da ordem de 6,9 %.

É interessante observar que 55,5 % dos transformadores danificados por descargas atmosféricas já foram sucateados e que apenas 21,4 % se encontram em operação, após recuperação ou reforma. Em quase 70 % dos atendimentos, as condições climáticas indicadas foram de tempo nublado ou chuvoso, um terço deles com trovoadas. As condições do aterramento foram consideradas satisfatórias em quase 99 % dos casos, com o neutro da rede de baixa tensão aterrado junto ao tanque do transformador e dispositivos de proteção contra surtos em 60 % das falhas observadas.

Utilizando a Função de Weibull e o Método da Máxima Verossimilhança, verifica-se que a metade do conjunto de transformadores avariados causa interrupções de até 3,9 horas em áreas urbanas e de até 7,1 horas em redes rurais. Ainda que interrupções motivadas por falhas de transformadores não possam ser evitadas, elas podem ser minimizadas se todos os requisitos da especificação fossem cumpridos e se todas as unidades fossem adequadamente instaladas e protegidas. Só assim seria possível garantir a expectativa de vida mínima de 20,5 anos prevista pelos guias de carregamento internacionais.

2. Avaliação do Estado dos Materiais Empregados em Transformadores de Distribuição

Foram inspecionados 23 transformadores de distribuição avariados, de classes de tensão 15 kV e 36,2 kV, monofásicos e trifásicos. A avaliação global dos resultados da inspeção interna realizada permite afirmar que:


  • 91 % dos danos verificados estão concentrados no enrolamento de alta tensão e 43 % no de baixa tensão;

  • Considerando-se o bom estado da borracha de vedação (em buchas e tampa do tanque dos transformadores) e a ausência de sinais de corrosão interna, o sistema de vedação apresenta-se, em geral, em boas condições;

  • Problemas construtivos podem ser atribuídos a dois dos transformadores, um dos quais apresentou interrupção da ligação interna no enrolamento de alta tensão e outro mostrou a tinta interna descolada, provavelmente devido ao processo inadequado de pintura.


Transformadores novos e retirados de operação apresentaram umidade elevada no papel isolante, quando ensaiados pelo método da Tensão de Retorno (RVM). Teores de umidade entre 2,8 e 4,1 % foram obtidos para quatro transformadores retirados de operação, sendo que para sete transformadores novos ensaiados a faixa de valores se situou entre 0,6 e 2,3 %. Estes resultados indicam falta de qualidade do processo de secagem da parte ativa em fábrica ou em reformadoras, posteriormente confirmados em visitas técnicas e discussões com fabricantes. O método de secagem da parte ativa adotado pelos fabricantes é suficiente apenas para garantir a aprovação do transformador nos ensaios de rotina e diminuir a incidência de solicitações de garantia.

Atenção especial foi dada à avaliação da resina acumulada nos terminais de alta tensão de transformadores de classe 36,2 kV (ver Fig. 4). A hipótese da formação desta resina ser proveniente da degradação do esmalte dos fios da alta tensão foi descartada, pela constatação de que o material analisado possui uma gama mais ampla e complexa de substâncias, compatível com um produto denominado Cera X, resina isolante resultante da presença de descargas parciais em vapor de óleo.

É importante notar que a formação desta resina não é visível nas partes imersas em óleo isolante dos enrolamentos de alta e de baixa tensão. Sua natureza é diferente da borra, que se acumula nos enrolamentos e radiadores, nos últimos estágios de degradação do óleo isolante. Nos casos avaliados no projeto, não se verificou tal estado de degradação do óleo, o que permite concluir que a formação da Cera X não está relacionada à formação de borra.



Fig. 4 – Resina Acumulada em Transformador 36,2 kV

Transformadores com acúmulo de Cera X nos condutores de alta tensão também apresentaram altos teores de hidrogênio dissolvidos no óleo isolante. Ainda que não se conheça o efeito do acúmulo de hidrogênio no volume de ar existente entre o nível do óleo isolante e a tampa do transformador de distribuição, tampouco de sua importância na degradação da isolação, trata-se de um processo de degradação, particular para esta classe de tensão.

Ensaios realizados em um transformador retirado de operação, que acusara presença de Cera X na inspeção visual apresentaram valores anormais de descargas parciais, porém, não excessivos de tensão de radiointerferência. A repetição destes ensaios, após cuidadosa remoção da resina nos terminais de alta tensão do transformador, confirmou a presença de níveis elevados de descargas parciais e de tensão de radiointerferência, indicando uma alternativa eficiente para o controle de qualidade de lotes de transformadores novos, da classe 36,2 kV.

Em relação ao fio esmaltado, os resultados do ensaio de classe térmica realizados em amostras retiradas dos transformadores avariados indicam um número significativo de casos cuja classe térmica é inferior a 180 ºC. Incluindo os transformadores avaliados na 2ª Etapa do Projeto, pode-se afirmar que 28 % dos transformadores avariados, em que foi possível obter amostras de fio esmaltado de regiões sãs do enrolamento de alta tensão, apresentaram classe térmica inadequada.

Foi avaliada a degradação do óleo isolante (novo e regenerado) em contato com materiais metálicos, borrachas, tintas e vernizes, como também com a temperatura e o tempo de operação dos transformadores de distribuição. Para tanto, amostras devidamente controladas permaneceram em estufa com temperatura estabilizada de 90 ºC. A degradação do óleo isolante foi monitorada por meio de ensaios de envelhecimento, após 240, 480, 720 e 960 horas de exposição. Apesar da pequena duração dos ensaios, os resultados obtidos indicaram queda gradativa da tensão interfacial, redução do grau de polimerização do papel isolante e aumento do teor de furfuraldeído, revelando o envelhecimento do óleo isolante e do papel.

3. Avaliação das Temperaturas Média e do Ponto mais Quente dos Enrolamentos

A estimativa da perda de vida da isolação de um transformador é feita com base na temperatura do ponto mais quente dos seus enrolamentos. Em uma das etapas deste projeto apresentou-se procedimento de cálculo da temperatura média do conjunto dos enrolamentos do transformador e de cada uma de suas bobinas. A partir desse valor médio calculado e da temperatura do óleo medida ao longo das bobinas procurou-se estabelecer a relação entre a temperatura média do enrolamento e a do seu ponto mais quente. A não constância na relação entre a temperatura do óleo no topo da bobina e a temperatura média do óleo ao longo da bobina em condições de variação acentuada de carga, como ocorre nos períodos de transição na ponta de carga, e diferenças entre as constantes térmicas do óleo e do enrolamento impediu o estabelecimento de relação confiável entre a temperatura média do enrolamento e a do seu ponto mais quente para as diferentes condições de carga.

Para estabelecer relações confiáveis entre a temperatura média do enrolamento e a do seu ponto mais quente foram conduzidos ensaios de elevação de temperatura com acompanhamento da temperatura em diversos pontos dentro do óleo e ao longo dos enrolamentos de um transformador de distribuição trifásico, classe 15 kV, 75 kVA e um transformador monofásico, classe 15 kV, 15 kVA.

Na simulação de ciclos de carga aplicados aos transformadores, os ensaios de elevação de temperatura foram realizados com os terminais de um dos enrolamentos curto-circuitados e tensão aplicada entre os terminais do outro enrolamento, ajustada até circular pelo transformador a corrente de carga desejada. As perdas em vazio foram simuladas através de resistências de aquecimento imersas no óleo do transformador, entre as paredes laterais do tanque e o enrolamento de alta tensão.





Fig. 5 - Localização dos Termopares em Transformador 75 kVA

A avaliação da distribuição da temperatura dos enrolamentos do transformador foi feita com auxílio dos valores de temperatura medidos através de termopares inseridos dentro de uma das bobinas do enrolamento de alta tensão (ver Fig. 5).

Os valores medidos indicam que o ponto mais quente da bobina se encontra em torno da metade da altura da panqueca superior. Em condições de regime, a relação entre a temperatura média da região dos pontos mais quentes e a temperatura média da bobina apresenta o valor de 1,073.

Em condições de carga variável, como as dos ciclos de carga residenciais e comerciais simulados, a relação entre a temperatura do ponto mais quente e a temperatura média do enrolamento é variável, atingindo seus maiores valores nos horários em que a corrente sofre seus maiores aumentos, como na transição para a ponta de carga. A Fig. 6 mostra a relação entre a temperatura do ponto mais quente e a temperatura média do enrolamento, assim como a relação entre a temperatura do ponto mais quente e a temperatura do topo do óleo, para o transformador de 75 kVA sob ciclo de carga residencial, com sobrecarga de 140 %.





Fig. 6 –Relações da Temperatura do Ponto mais Quente

Para os dois transformadores avaliados, verificou-se variação da relação entre a temperatura do ponto mais quente e a temperatura média do enrolamento entre 1,05 a 1,14. De modo conservativo, a estimativa da temperatura do ponto mais quente pode ser obtida com razoável precisão pelo produto da temperatura média calculada dos enrolamentos pelo fator 1,1. Este procedimento equivale ao da norma IEC 354/1991. Por outro lado, verifica-se que não há relação confiável entre a temperatura do ponto mais quente e a temperatura do topo do óleo do transformador.


4. Avaliação da Perda de Vida e Energia Despendida em Ciclos de Carga Típicos

Para a avaliação da temperatura do ponto mais quente dos enrolamentos e cálculo da perda de vida, simulou-se em laboratório o carregamento de transformadores para curvas de carga tipicamente residenciais e comerciais do sistema da COPEL Distribuição.





Fig. 7 – Ciclos de Carga Típicos da COPEL

A perda de vida foi determinada para seis transformadores de distribuição novos de classe 15 kV: dois monofásicos de 10 e 15 kVA e quatro trifásicos de 30, 45 , 75  e 112,5 kVA. Os transformadores foram ensaiados com sobrecargas de 120 % e 140 % e com carga equivalente a 140 % do carregamento máximo do transformador com potência nominal padronizada imediatamente inferior.

Nas condições simuladas, a elevação de temperatura do ponto mais quente nos ciclos de carga comerciais é superior à dos ciclos de carga residencial. Quando se expressa graficamente esta elevação de temperatura em função do carregamento máximo dos transformadores de distribuição, obtém-se as curvas apresentadas na Fig. 8, com todas as grandezas expressas em p.u. A elevação de temperatura do ponto mais quente, em p.u., foi calculada pela relação entre a elevação de temperatura do ponto mais quente e a média das elevações de temperatura dos enrolamentos, medidas no ensaio normalizado de elevação de temperatura.



Fig. 8 – Elevação do Ponto mais Quente x Carregamento
A perda de vida resultante da aplicação de ciclos residenciais e comerciais foi determinada em função da temperatura do ponto mais quente, de acordo com o procedimento padronizado na norma IEEE C57.91–1995. A Fig. 9 mostra a perda de vida calculada para o transformador de 75 kVA, em ciclo de carga residencial a 140 %, para quatro perfis de temperatura ambiente. Somente haverá perda de vida adicional se o envelhecimento diário superar 24 horas. Para os ciclos de carga simulados verifica-se perda de vida diária adicional em transformadores trifásicos, especialmente em ciclos de carga comercial, com carregamentos máximos de 140 %. A temperatura ambiente influencia significativamente a perda de vida diária nestas condições, determinando perdas de vida diária superiores a 100 horas em regiões mais quentes.



Fig. 9 - Perda de Vida de Transformador 75 kVA

Desconsiderando outros fatores que provocam a redução da vida útil, transformadores de distribuição trifásicos de 30, 45 ou 75 kVA, carregados ao nível de 140 %, envelhecem em torno de 70 vezes mais rápido do que respectivamente transformadores similares de 45, 75 ou 112,5 kVA para alimentar exatamente a mesma carga.

A energia despendida com perdas em vazio cresce na proporção de 4 % para cada 1 % de acréscimo na tensão de alimentação. Considerando que 50 % dos transformadores instalados são alimentados com 102,3 % da tensão nominal (13,2 kV), tal excedente de energia é bem significativo.

A energia despendida com perdas em carga se apresenta maior em relação aos valores calculados a partir das perdas padronizadas. Diferenças percentuais de até 12 % indicam não ser suficiente o emprego da relação entre o quadrado das correntes para corrigir o valor das perdas em carga a 75ºC. Além disso, a energia despendida com perdas em carga, calculada a partir de ciclos de carga de 24 horas, é superior, da ordem de 3 %, ao valor correspondente quando ciclos de carga equivalentes, de apenas dois níveis, são aplicados ao mesmo transformador. Estas diferenças são causadas pela temperatura de operação mais elevada dos transformadores nos ciclos de carga de 24 horas e pela maior duração da ponta nos ciclos de temperatura do óleo e enrolamentos, especialmente no caso de cargas comerciais.

A energia despendida com perdas em carga, expressa em p.u., é representada pela curva em vermelho da Fig. 10, como função do carregamento máximo. As curvas em azul indicam os valores extremos da energia despendida, para os perfis de temperatura ambiente de Palmas e Foz do Iguaçu.



Fig. 10 - Energia Despendida com Perdas em Carga

A energia despendida com perdas em carga em p.u. é calculada pela relação entre a energia medida nos ciclos de carga (W.h) e a energia média consumida no transformador por suas perdas em carga a 75ºC, mantidas constantes por 24 horas. Como o fator de carga é dado pela relação entre as demandas média e máxima do ciclo de carga, tem-se:



Se um transformador trifásico de 30, 45 ou 75 kVA, sobrecarregado a 140 %, for respectivamente substituído por outro maior de potência nominal 45, 75 ou 112,5 kVA, para a alimentar a mesma carga, observa-se uma redução da ordem de 20 % na energia despendida com perdas totais.

A energia despendida com perdas de transformadores também foi avaliada com base nas informações registradas no banco de dados da COPEL Distribuição. A energia despendida com perdas em vazio corresponde em torno de 84 % da energia total despendida com perdas em transformadores, sendo de quase 96 % para os monofásicos. Em torno de 30,5 GWh são consumidos mensalmente com perdas de transformadores, dos quais 58 % correspondem aos transformadores trifásicos da classe 15 kV. Durante a ponta de carga do sistema, as perdas em vazio são responsáveis por 71 % da energia total despendida, porém transformadores trifásicos da classe 15 kV consomem em torno de 25 % da energia total despendida em decorrência do carregamento imposto.

Em simulação em que se propõe limitar as perdas em vazio para 105 % da tensão nominal e as perdas em carga pela diferença atual entre os valores padronizados de perdas totais e perdas em vazio, pode-se estimar uma economia mensal da ordem de 8,1 % da energia total atualmente despendida, apenas com a adoção dessas duas medidas. Assim, durante a ponta de carga do sistema, tem-se uma economia de energia despendida com perdas de até 9,4 % em transformadores urbanos e rurais.


5. Conclusões

A avaliação da vida útil dos transformadores foi realizada a partir da análise de 370 mil registros de transformadores cadastrados e de 1,3 milhões de registros de movimentações. A vida dos transformadores, independente do modo de agrupamento dos dados, apresenta uma distribuição de freqüências melhor aproximada pela função de Weibull, com ajuste obtido pelo método da máxima verossimilhança.

Em torno de 50 % dos transformadores de distribuição cadastrados já apresentaram falha em operação no sistema, muitos dos quais já foram sucateados. A vida até a primeira falha da metade dos transformadores deste conjunto é de até 9,0 anos. A taxa anual de falhas é de 2,8 %, estimada pelo risco de falha obtido da distribuição de freqüências da vida real dos transformadores avaliados.

A vida útil da metade dos transformadores cadastrados na COPEL Distribuição, incluindo os que não apresentaram falhas registradas, é de até 14,4 anos. Transformadores urbanos apresentam maior longevidade que os rurais, com vida útil de até 17,0 e 13,7 anos, respectivamente, para a metade dos equipamentos cadastrados em cada rede. Para as mesmas potências nominais, transformadores de distribuição de classe de tensão 15 kV apresentam maior vida útil que os da classe 36,2 kV, especialmente os trifásicos.

Dos quase 280 mil transformadores em operação no início de 2003, verifica-se que a maioria deles apresenta regime de carregamento máximo inferior à capacidade nominal. A avaliação da vida útil em função do carregamento máximo registrado não demonstra uma tendência clara de que os transformadores mais sobrecarregados apresentam vidas úteis inferiores, como previsto nos guias de carregamento. Assim sendo, pode-se concluir que o fim de vida dos transformadores instalados é determinado por outras causas, não diretamente relacionadas ao carregamento.

Nos casos em que a causa da falha foi registrada, verifica-se incidência elevada de transformadores danificados por descargas atmosféricas, em torno de 62,5 %. De cerca de 40 mil transformadores avariados por descargas atmosféricas, 86,3 % estavam instalados em áreas rurais e apenas 21,4 % retornou para o sistema de distribuição, após recuperação.

Em relação à avaliação dos materiais empregados em transformadores de distribuição, observa-se alta incidência de transformadores, inclusive novos, com teores elevados de umidade no papel, indicando deficiência no processo de secagem da parte ativa em fábrica, classe térmica inadequada do fio esmaltado, incompatibilidade da pintura interna e o óleo isolante e, em particular nos equipamentos da classe 36,2 kV, o acúmulo de resina nos terminais de alta tensão (Cera X), gerando altos teores de hidrogênio no óleo e no volume de ar abaixo da tampa do transformador.

Para estimativa da perda de vida diária do transformador, foi desenvolvido um método de cálculo da temperatura média dos enrolamentos e da temperatura do ponto mais quente, conhecendo-se apenas o carregamento aplicado e as perdas internas. A temperatura do ponto mais quente pode ser obtida com precisão suficiente pelo produto da temperatura média calculada dos enrolamentos pelo fator 1,1. Este procedimento equivale ao da norma IEC 354/1991.

Para os ciclos de carga simulados em laboratório, só se observa perda de vida além de 24 horas em transformadores trifásicos, especialmente em ciclos de carga comercial, com carregamentos máximos de 140 %. A temperatura ambiente influencia significativamente a perda de vida diária nestas condições, determinando perdas de vida diária superiores a 100 horas em regiões muito quentes. Por outro lado, pouco influencia no cômputo da energia despendida com perdas.

A energia despendida com perdas em vazio cresce na proporção de 4 % para cada 1 % de acréscimo na tensão de alimentação. Considerando que 50 % dos transformadores instalados apresenta tensão de alimentação superior a 102 % da tensão nominal, tal excedente de energia é significativo.

A energia despendida com perdas em carga nos ciclos de carga simulados quase sempre se apresenta maior em relação à energia correspondente obtida a partir das perdas em carga padronizadas. Diferenças de até 12 % indicam não ser suficiente o emprego da relação entre o quadrado das correntes para corrigir o valor das perdas em carga a 75ºC. Além disso, a energia despendida com perdas em carga é proporcional à corrente elevada ao expoente 2,2, e não somente ao quadrado como previsto em trabalhos que tratam do carregamento ótimo de transformadores de distribuição. Tal diferença é resultante da elevação de temperatura que ocorre nos transformadores quando submetidos a ciclos de carga reais, levada em consideração neste trabalho.

Se um transformador trifásico de 30 kVA, 45 kVA ou 75 kVA, sobrecarregado ao nível de 140 %, for substituído por um transformador maior de potência nominal 45 kVA, 75 kVA ou 112,5 kVA, respectivamente, para a alimentar a mesma carga, observa-se uma redução em torno de 20 % na energia despendida com perdas totais e uma desaceleração do envelhecimento de aproximadamente 70 vezes.

Para os transformadores instalados no sistema da COPEL Distribuição verifica-se que a energia despendida com perdas em vazio corresponde a 84 % da energia total despendida com perdas em transformadores de distribuição, sendo de quase 96 % para os monofásicos. Em simulação em que se propõe limitar as perdas em vazio para 105 % da tensão nominal e as perdas em carga pela diferença entre os valores vigentes de perdas totais e perdas em vazio, pode-se estimar uma economia mensal da ordem 8,1 % da energia total atualmente despendida com perdas de transformadores.

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