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Reponteciamento de transformadores
Por Almir Laranjeira Néri Júnior e Fidélis Botelho Correia
Nova tecnologia de reforma de transformadores traz ganhos econômicos e aumenta a eficiência do equipamento mesmo depois de anos de uso
O processo de repotenciamento híbrido com fibra especial resistente a alta temperatura em transformadores de potência permite aumentar a potência disponível do equipamento, ao mesmo tempo em que rejuvenesce completamente o transformador, garantindo segurança operacional e atendendo às solicitações do sistema elétrico. A Unidade de Negócios da Bahia (UN-BA) da Petrobras foi a primeira da empresa a introduzir essa técnica em seu processo de trabalho.
O sistema elétrico de subtransmissão e distribuição da Petrobras UN-BA, que é composto por um conjunto de oito subestações em 69 kV, dois parques de manobras e cerca de 150 km de linhas de 69 kV, além de cerca de 1.000 km de redes de distribuição em 13,8 kV, foi em grande parte construído e comprado nas décadas de 1970 e 1980. Por isso, muitos equipamentos elétricos, em especial os transformadores, estão se aproximando ou já ultrapassaram o prazo final de vida útil.
Bibliografias indicam que o prazo típico de operação de um transformador varia de 25 a 30 anos. O carregamento do equipamento e o ciclo de uso do mesmo podem aumentar este período, no entanto, o tempo inevitavelmente prejudica o desempenho das máquinas.
Considerando as características históricas do sistema elétrico da UN-BA, o processo de manutenção dos sistemas e equipamentos manteve uma confiabilidade operacional eficiente, mas o tempo de operação de um transformador é um parâmetro que não pode ser substituído pela manutenção preventiva convencional: é preciso efetuar uma reforma completa após certo período de uso, a fim de manter a vida útil do equipamento.
A subestação de Santiago – que alimenta todo o campo de Água Grande, inclusive as estações Recife, Rio Ventura, Olinda e adjacentes, bem como todo o complexo de gás de Santiago, que compreende a Unidade de Processamento de Gás Natural de Catu (UPGN-Catu), a Unidade de Refrigeração de Gás Natural (URGN-3) e a movimentação de gás – operava com dois transformadores de 18.750 kVA, fabricados em 1971, enquanto a carga do sistema já estava em cerca de 22.000 kVA, com picos de até 27.000 kVA. Manutenções de nível mais elevado, com necessidade de desligamento de um dos transformadores, exigiam restrição de demanda e o desligamento de cargas.
Com o intuito de preservar a confiabilidade operacional do fornecimento elétrico às cargas do sistema Santiago, assim como ampliar a vida útil dos transformadores em questão, foi estruturado um projeto em que os dois transformadores de 18.750 kVA seriam repotenciados e completamente reformados, alcançando a potência de 26.000 kVA cada.
Descrição dos sistemas elétricos
Sistema elétrico da UN-BA
Devido ao agrupamento das cargas, às questões de tarifas de energia e às características históricas de desenvolvimento regional, foi construído pela Petrobras UN-BA, e por ela é operado, cerca de 150 km de linhas 69 kV, o sistema de sub-transmissão e, aproximadamente, 1.000 km de redes de 13,8 kV, que distribuem energia para os poços, estações e demais instalações da empresa.
Além das redes, há cerca de 60 subestações rebaixadoras de potência maior que 500 kVA, cujas características de custo e manutenção exigem uma atenção mais especializada.
Por atender a todos os ativos de modo agrupado, e aproveitando a sinergia com a oficina de reparos elétricos, a gestão das redes de alta tensão e subestações ocorre na Gerência de Suporte Operacional – Oficinas de Manutenção.
O sistema Santiago é o local onde foram feitas as alterações necessárias para o processo de repotenciamento. Sua subestação alimenta os poços do campo de Água Grande e todas as suas estações (Sapé, Gameleira, Rio Ventura, etc.), o campo de Rio Pojuca, a estação de Transferência de Recife e todo o complexo de gás de Santiago, que inclui a UPGN-Catu, a URGN-3 e os compressores de movimentação de gás.
O unifilar do sistema elétrico de Santiago está representado na Figura 1. A demanda neste sistema é de aproximadamente 20.000 kW, com picos de até 25.000 kW, conforme Figuras 2 e 3, para um fator de potência aproximado de 0,92.
O sistema de alimentação incluía, em 2005, dois transformadores de 18.750 kVA, ou seja, a demanda do sistema não podia ser atendida com apenas um transformador. Após o processo do repotenciamento, a subestação passou a contar com dois transformadores de 26.000 kVA.
Todo o processo de repotenciamento teve o objetivo de garantir a máxima confiabilidade de fornecimento de energia aos clientes sem que houvesse risco aos equipamentos.
Figura 1 – Esquema do sistema Santiago
Figura 2 – Curva de carga em Santiago (Em 05/10/2007)
Figura 3 – Curva de carga em Santiago (Em 15/10/2007)
A eletricidade passou a fazer parte da vida de todos a partir de início do século XX. Como em diversos ramos do conhecimento, os avanços tecnológicos que incrementam o desempenho dos equipamentos elétricos continuam sendo desenvolvidos.
Uma área importante que tem trazido benefícios é a de uso de novos materiais. Neste caso, o uso de um material polimérico especial, a aramida, com propriedades químicas e elétricas especiais, possibilitou um avanço considerável na reforma e no uso dos transformadores de potência.
Basicamente, a aramida, cuja estrutura molecular é representada na Figura 4, possui características bastante superiores às da celulose, material comumente utilizado na fabricação de transformadores de potência e padrão de fabricação atual. Sua rigidez dielétrica é mais elevada que a da celulose, ela resiste a temperaturas significativamente maiores, não absorve água, não propaga chamas e praticamente não se degrada sob temperatura mais elevadas.
Figura 4 – Aramida
Considerando que, tipicamente, a celulose era o parâmetro mais frágil de um transformador de potência, a substituição desta pela aramida possibilita que o transformador opere, sem maiores consequências, em uma temperatura maior, de modo que a densidade de potência no transformador aumente significativamente.
O processo de repotenciamento já havia sido proposto no início de utilização da URGN-3, planta de processamento de gás natural, mas foi adiado. A contratação desse processo só foi adiantada após a detecção de um defeito em um dos transformadores de 18.750 kVA (conforme mostra a Figura 5) percebido depois de uma intervenção para melhorar a qualidade do fornecimento de energia para os motores de 3.600 kW dos compressores da URGN-3. O equipamento operava normalmente, mas foi necessário mudar o tap para reduzir a tensão sobre as cargas. Nessa etapa, a falha foi detectada e o equipamento foi retirado de operação.
Figura 5 – Falha na bobina do transformador
Após a falha, ocorrida em outubro de 2005, o transformador danificado foi removido e substituído temporariamente por um transformador de 6.250 kVA, de modo que a demanda de 22.000 kVA fosse totalmente suprida. Com o intuito de distribuir melhor as cargas e facilitar a manutenção dos equipamentos, um transformador de 26.000 kVA foi alugado, restaurando a configuração original da subestação, com uma potência extra para o caso de eventualidades.
O equipamento danificado foi o primeiro a ser enviado para o local do repotenciamento, em Recife (PE). O processo de mudança incluiu o reparo e recondicionamento total das partes magnéticas, do tanque e da estrutura de suporte do núcleo, bem como a substituição do bobinado por um condutor de maior diâmetro recoberto com aramida. As etapas do processo de repotenciamento do transformador podem ser vistas nas Figuras 6, 7, 8 e 9.
Aproveitando o repotenciamento, diversas outras melhorias foram implementadas, como a substituição do comutador de tap de tensão por uma tecnologia mais avançada, encapsulada, novas buchas isolantes capacitivas e a atualização do relé de alta pressão de gás (relé Bucholz).
Figura 6 – Recondicionamento do núcleo magnético
Figura 7 – Bobinagem do enrolamento de baixa tensão
Após quatro meses de serviço, com inspeções periódicas feitas pela equipe de manutenção de subestações e redes da Petrobras UN-BA para acompanhar o andamento dos serviços, período em que o equipamento foi desmontado, limpo, rebobinado e todas as adequações foram feitas para incorporar as melhorias, o equipamento foi finalizado e testado em Recife.
Depois do transporte de Recife para a base de Santiago, o equipamento foi instalado no local ao lado do transformador alugado, no local onde se encontrava o equipamento antigo de 18.750 kVA. Com isso, a subestação passou a contar com um total de 52.000 kVA, de modo que cada um dos transformadores (o novo, repotenciado e o alugado) poderia suportar a totalidade das cargas do sistema. Foram feitos testes de carregamento pleno no transformador novo e ele atendeu a segundo o esperado, sem apresentar aquecimento ou qualquer problema.
Figura 8 – Instalação da bobina de alta tensão sobre a bobina de baixa tensão
Figura 9 – Fechamento do núcleo e preparação para colocar no tanque
O transformador em boas condições de 18.750 kVA, também fabricado em 1971, foi enviado para Recife e, da mesma forma que o anterior, passou por todas as etapas para ser completamente renovado, de modo que sua potência máxima também passasse a ser 26.000 kVA.
Ao ser trazido de volta, o transformador alugado foi removido e o transformador renovado foi posto em seu lugar. Da mesma forma passou por testes e recebeu toda a carga do sistema sem que nenhuma anormalidade fosse observada. A Figura 10 ilustra o momento da instalação.
Atualmente, o primeiro equipamento vem operando a contento com carga de aproximadamente 11.000 kVA desde dezembro de 2006 e o segundo equipamento opera com carga similar desde março de 2007. Ambos funcionam sem apresentar quaisquer problemas na operação e nas manobras, mesmo quando é preciso desligar qualquer um dos dois e carregar toda a subestação em apenas um dos equipamentos.
Figura 10 – Instalação do equipamento na subestação Santiago
Apesar de inédito em toda a Petrobras, devido ao fato de ser uma tecnologia inovadora, que vem sendo utilizada mais amplamente pelas empresas do setor elétrico, o processo de repotenciamento de transformadores utilizando o isolante de aramida possibilitou ganhos significativos para a Petrobras UN-BA.
O processo de repotenciamento compete com outras duas alternativas: a reforma simples com celulose sem aumento de potência e a compra de um equipamento novo de maior potência, geralmente também com celulose.
O custo do repontenciamento é entre 30% e 40% menor do que o valor de aquisição de um transformador novo, e cerca de 20% a 30% mais caro que a reforma simples (a diferença está no custo de material, já que o serviço é basicamente o mesmo). O repotenciamento garante a mesma confiabilidade que a aquisição de um equipamento novo, de tal forma que a Petrobras acabou por perceber vantagens técnicas e econômicas na opção por essa técnica.
O sucesso da aplicação desta nova tecnologia permite que se planeje, para o futuro, repotenciar boa parte do parque de transformadores de alta potência que atualmente operam na UN-BA – muitos com mais de 30 anos de operação – de modo a aumentar a vida útil e readequá-los para o crescimento de consumo que se tem verificado.
Energy solutions, DuPont. Disponível no site, acessado em 22 de outubro de 2007.
DUART, J.; Woodcock, D. Solução para manutenção de transformadores em condições frequente de sobrecarga, Revista Eletricidade Moderna, ed. Fevereiro 2002, p. 148 – 157.
ALMIR LARANJEIRA NÉRI JÚNIOR é engenheiro eletricista, mestre em automação e responsável pela manutenção de redes e subestações elétrica da Petrobras UN-BA.
FIDÉLIS BOTELHO CORREIA é engenheiro eletricista, mestre em automação e trabalha atualmente na equipe de engenharia de manutenção do sistema elétrico da Petrobras UN-BA.