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Grupo de Trabalho

A2.02

Avaliação de Desempenho deTransformadores de Potência e Reatores no Sistema Elétrico Brasileiro

Novembro 2013

016

1

AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA E REATORES NO

SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

Grupo de trabalho GTA2-02 Gilson Bastos (coordenador), Marco Antonio Marin (Secretário), Jorge Santelli, Arnaldo Miyashiro, Helvio Jailson Azevedo Martins, Luis Ricardo Zenker, Adinã Martins Pena, Washington L C Freire, Roberto Ostermann, Leonardo Labarrere de Souza, Roberto Jasinski, João Geraldo M. Silva, Antônio Tadeu de Brito, Gilson Volpi, Roberto Asano, Paulo Roberto Costa Silva

3

ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO

2. HISTÓRICO

2.1. GCOI

2.2. Abrate

3. OBJETIVO

4. DEFINIÇÕES

5. LEVANTAMENTO DE DADOS - QUESTIONÁRIO

6. ANÁLISE ESTATÍSTICA

7. TAXA DE FALHAS

7.1. Taxa de falhas anuais

7.2. Taxa de falhas no período considerado

8. ANÁLISE DAS FALHAS – FALHAS POR ORIGEM, COMPONENTE ENVOLVIDO, CAUSA E

CONSEQUENCIA

9. COMPARAÇÃO ENTRE ESTATÍSTICAS

9.1. Comparação com Cigre 1983

9.2. Comparação com a Abrate

9.3. Comparação com o WG A2-37 do Cigré Internacional

10. TAXA DE FALHAS NO PERIODO 2010 E 2011

10.1 Taxa de falhas anuais

10.2. Taxa de falhas por período

11. CONCLUSÕES

12. AGRADECIMENTOS

13. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

14. ANEXO I – Questionário

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1. INTRODUÇÃO O Comitê de Estudos de Transformadores do Cigré Brasil – CEA2 criou em 2007 um Grupo de Trabalho, composto por concessionárias, fabricantes e centros de pesquisas, para avaliar o desempenho, dos transformadores e reatores instalados no Sistema Brasileiro, com classe de tensão maior que 138 kV. Esta brochura apresenta o trabalho realizado pelo Grupo de Trabalho GT A2-02, descrevendo os procedimentos adotados e apresentando os resultados da análise de desempenho de 3581 transformadores e reatores instalados e em operação no Sistema Brasileiro no período entre 1997 e 2009.

2. DEFINIÇÕES Para permitir a análise comparativa do resultado da avaliação atual com o resultado publicado pelo Cigré em 1983, decidiu-se utilizar as mesmas definições e métodos de cálculos utilizados anteriormente pelo Cigré.

TAXA DE FALHAS

Taxa de falhas (%) = 100 x ∑ ��

∑ ��

Onde, ni = número de transformadores que falharam no ano i

Ni = número de transformadores em serviço no ano i DEFEITO DE ALTA GRAVIDADE: defeito que levaria o equipamento à falha em curto prazo se não fosse corrigido imediatamente (ação de urgência). FALHA: término da condição (habilidade) ou a impossibilidade de uma unidade para desempenhar sua função requerida. O aparecimento de uma falha leva a unidade, invariavelmente, ao estado indisponível. ABRATE – Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica GCOI – Grupo Coordenador para a Operação Interligada

3. HISTÓRICO O acompanhamento do desempenho dos transformadores instalados e em operação no Brasil é observado desde a década de 70, quando algumas empresas começaram a montar bancos de dados sobre falhas em transformadores de potência de alta e extra-alta tensão. A publicação em 1983 pelo Cigré [1] de uma pesquisa internacional sobre falhas em grandes transformadores de potência intensificou o interesse pela avaliação da confiabilidade destes equipamentos, possibilitando uma comparação entre várias empresas de diversos países. Essa publicação do Cigré foi a última estatística global de falhas de transformadores e tem sido usada até hoje como referência para avaliar o desempenho de transformadores instalados no Sistema Brasileiro. O trabalho do Cigre de 1983 coletou informações de 13 paises, resultando na análise de 1000 falhas ocorridas no período de 1968 a 1978. O estudo concluiu que para equipamentos instalados em sistemas com tensão menor do que 700 kV, a taxa de falhas média era de 2 % Entretanto, essa pesquisa foi baseada em falhas ocorridas no período 1968-1978 e para transformadores projetados e fabricados até 1978 e não pode ser considerado como representativa da situação atual devido à evolução da industria de transformadores, devido à complexidade do sistema

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elétrico brasileiro, bem como devido às inovações tecnológicas introduzidas desde então pelos fabricantes. Desta forma entendeu-se que um esforço devia ser feito para mapear o desempenho dos equipamentos em operação visto que as estatísticas nacionais realizadas até 1996 pelo GCOI [2] e atualmente, representando parte do sistema elétrico, pela ABRATE [3], ou são muito antigas ou não eram abrangentes. Alguns resultados das analises do GCOI e da ABRATE são mostrados a seguir

3.1. GCOI Até 1996 uma fonte importante de referência utilizada no Brasil para a comparação das taxas de falhas de transformadores eram os Relatórios Técnicos da CDE (Comissão de Desempenho de Equipamentos e Instalações) do GCOI (Grupo Coordenador para Operação Interligada) [2], que apresentavam os índices de desempenho dos transformadores das principais empresas do sistema elétrico brasileiro. A pesquisa realizada pelo GCOI chegou a envolver mais de 12.500 unidades-anos, durante o período de 1993 a 1996, com equipamentos com classe de tensão igual ou superior a 69 kV. A Figura 1 mostra a tendência de falhas em transformadores no Brasil observada no período de 1993 a 1996, com um indesejável crescimento conforme publicado pelo GCOI [2]

Figura 1 – Taxa de falhas no Sistema Brasileiro, período de 1993-1996, GCOI [2]

3.2. ABRATE Com o fim do GCOI, a ABRATE (Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica), que congrega algumas das principais concessionárias transmissoras instaladas no Brasil, passou a ser a referencia para o índice de desempenho de transformadores através da publicação da ANÁLISE ESTATÍSTICA DE DESEMPENHO dos transformadores instalados pelas Concessionárias membros, publicada a cada dois anos pelo Grupo de Trabalho da Manutenção da ABRATE.

1,57

1,92,1

2,73

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

1993 1994 1995 1996

6

No relatório publicado em 2008, foi apurado o desempenho de 1918 transformadores com tensões superiores a 69 kV e potência superior a 5 MVA. Nesse Relatório de 2008, as taxas de falhas informadas foram:

Taxa de falhas Qtd Equip

2008 Tensão 2003 a 2008

2008

69/88 kV 1,22 0,44 229

138 kV 2,01 1,18 340

230 kV 1,94 2,12 708

300/345 kV 3,79 2,44 164

440/500 kV 1,96 3,15 477

4. OBJETIVO O Grupo de Trabalho GT A2-01 criado pelo Comitê de Estudos A2 do Cigré Brasil, iniciou suas atividades em junho de 2007, com o objetivo de avaliar do desempenho dos transformadores e reatores instalados no Sistema Brasileiro. A avaliação foi desenvolvida em duas etapas. A primeira etapa consistiu na elaboração de um questionário sobre o desempenho de transformadores e reatores que foi encaminhado as principais concessionárias instaladas no pais. A segunda etapa consistiu na compilação e análise estatística dos dados coletados através do questionário, calculando as taxas de falhas e defeitos, em relação à classe de tensão, tipo construtivo, funçã e idade. Foram também analisados os componentes mais susceptíveis à falhas e/ou defeitos, bem como as causas e conseqüências destas falhas reportados pelas concessionárias. Levantamento de dados de desempenho de transformadores não tem logrado êxito no Brasil como no exterior. As dificuldades encontradas para elaboração de estatísticas internacionais foram reportadas por J Lapworth no trabalho publicado na Electra 227 [5]. Dentre as razões para esta dificuldade salientam-se as dificuldades de se caracterizar falhas e defeitos, de se estabelecer o melhor método de cálculo e a restrição imposta pelas concessionárias para disponibilizar seus dados e suas informações em um ambiente de competitividade. Para minimizar estas dificuldades o Grupo de Trabalho decidiu pelos seguintes procedimentos:

• Utilizar o mesmo critério e método do Cigré 1983 • Elaborar um questionário com perguntas diretas e limitadas as informações necessárias ao

cálculo da taxa de falhas • Tratar todas as informações recebidas como sigilosas e todas as referencias diretas e indiretas

dos dados coletados que poderiam permitir a identificação da sua origem não serão divulgadas.

• Efetuar um amplo trabalho de convencimento junto às empresas para incentivar a resposta ao questionário

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Como resultado das ações acima, foram recebidas informações de 3581 transformadores de potência de alta e extra-alta tensão, que representam parcela significativa da quantidade estimada instalada no Brasil. Os resultados obtidos permitirão disponibilizar a evolução de variáveis, tais como taxa de falhas, em relação às classes de tensão, componentes dos equipamentos que são mais susceptíveis a falhas ou defeitos, efeito da idade, etc., Entende-se que as informações obtidas serão úteis para que fabricantes e concessionárias:

• Verifiquem seus projetos, processos e especificações • Aperfeiçoem as manutenções • Auxiliem no Design Review • Estabeleçam política de reservas • Auxiliem órgãos de planejamento

Ademais, a partir de junho de 2008 foi iniciada a cobrança da parcela variável para os equipamentos instalados nos sistemas brasileiros e é fundamental que as concessionárias possam ter meios de comparar o desempenho dos seus equipamentos com os demais instalados e em operação.

5. LEVANTAMENTO DOS DADOS - QUESTIONÁRIO Para levantar os dados e informações que permitiriam avaliar o desempenho dos equipamentos foi realizada uma pesquisa junto às concessionárias instaladas no Brasil. A pesquisa, em forma de questionário, solicitou informações sobre as falhas e defeitos ocorridos em transformadores e reatores de potência em operação no sistema brasileiro. Para cada ocorrência foi solicitada o preenchimento de uma planilha com a identificação dos equipamentos envolvidos, suas características principais, os dados das ocorrências e suas conseqüências tanto para o equipamento como para o sistema. Para permitir o cálculo da taxa de falhas e defeitos foi ainda solicitada a população de equipamentos instalada em cada concessionária. O questionário foi elaborado em planilha eletrônica, possibilitando às concessionárias participantes rapidez e facilidade no preenchimento e também agilidade no tratamento dos dados obtidos das várias empresas. O questionário utilizado na pesquisa encontra-se no Anexo I. Com o objetivo de limitar o alcance da pesquisa, foram estabelecidas as seguintes premissas e limites para o levantamento de dados:

• Transformadores elevadores, transformadores, autotransformadores e reatores, com tensões maiores ou iguais a 138 kV, sem restrição ou limitação a potência, isolados a óleo mineral ou vegetal. • Transformadores secos e reatores a ar não foram considerados • Equipamentos fabricados após 1980 • Equipamentos que sofreram falhas após 1997

Transformadores e reatores instalados nos sistemas de HVDC não foram considerados na pesquisa por já existir uma estatística internacional própria para estes equipamentos, objeto de estudo de outro Grupo de Trabalho do Cigré.

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Realizar uma pesquisa deste tipo é portanto uma tarefa complexa e árdua. Embora as concessionarias entendam a necessidade e utilidade do resultado da pesquisa, muitas não se mostraram receptivas em disponibilizar seus próprios dados, geralmente classificados como confidenciais. Portanto, motivar as empresas a participar da pesquisa e fornecer informação foi uma tarefa ardua e que pode ser cada vez mais dificil em um mercado competitivo como o brasileiro. Emails, cartas e contato telefônicos com as empresas e a existência de membros do Grupo de Trabalho pertencentes a importantes concessionárias e centros de pesquisa contribuiu para transmitir segurança sobre o adequado tratamento das informações e facilitar a obtençao de dados. O processo de levantamento de dados não foi tão simples quanto inicialmente suposto. Por muitas vezes, o questionáio não foi completamente compreendido pelas respondentes levando a respostas incompletas ou dubias. O Grupo de Trabalho reconheceu que existiram imperfeiçoes no questionário mas apesar disto, as informaçoes fornecidas permitiriam a análise dos dados. Sempre que possível, as duvidas foram sanadas através de contatos com os responsáveis nas concessionarias O questionário foi encaminhado para as principais concessionárias transmissoras, geradoras e distribuidoras de energia instaladas no Brasil. Doze empresas responderam ao questionário, entre elas as mais importantes concessionárias instaladas no Brasil, totalizando uma população de 3.581 transformadores e reatores, que representa importante parcela da capacidade de transformação instalada no país. As tabelas abaixo apresentam a população de equipamentos existente em 2009 e que foi considerada na análise. Nelas são relacionadas a quantidade de transformadores e reatores à tensão do enrolamento de mais alta tensão, à idade, ao tipo construtivo e à existência ou não de comutador em carga. Nenhuma distinção foi feita quanto a potência e ao número de fases dos transformadores e reatores (monofásico ou trifásico).

Quantidade

Tensão Transformador Elevador

Transformador de subestações Autotransformador Reator Total

U ≥ 138 kV e < 230 kV 6 630 73 7 716

U ≥ 230 kV e < 345 kV 72 593 196 185 1046

U ≥ 345 kV e < 500 kV 55 302 183 100 640

U ≥ 500 kV e < 735 kV 167 113 285 515 1080

U ≥ 735 kV 0 0 45 54 99

Total 300 1638 782 861 3581

Tabela 1 – Quantidade de equipamentos por tensão

Quantidade

Idade Transformador Elevador

Transformador de subestações

Autotransformador Reator Total

0 a 5 anos 7 167 95 114 383

6 a 10 anos 35 148 110 193 486

Mais 10 anos 258 1323 577 554 2712

Total 300 1638 782 861 3581

Tabela 2 – Quantidade de equipamentos por idade

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Quantidade

Comutador Transformador Elevador


Sem OLTC 208 173 93 861 1335 Com OLTC 92 1465 689 0 2246

Total 300 1638 782 861 3581

Tabela 3 – Quantidade de equipamentos com ou sem comutação sob carga

Quantidade Tipo

construtivo Transformador

Elevador Transformador de

subestações Autotransformador Reator Total

Core 293 1590 710 805 3398 Shell 7 48 72 56 183

Total 300 1638 782 861 3581

Tabela 4 – Quantidade de equipamentos por tipo construtivo Foram reportadas 219 falhas e defeitos ocorridos no período considerado no levantamento de dados, ou seja, eventos ocorridos entre 1997 e 2009. As tabelas abaixo apresentam a quantidade de defeitos e falhas reportados nos questionários, relacionando-os à tensão máxima, idade, existência ou não de comutadores sob carga e à aplicaçao do equipamento.

Quantidade de Falhas e Defeitos

Tensão Transformador

Elevador Transformador de

subestações Autotransformador Reator Total

U ≥ 138 kV e < 230 kV 0 39 2 0 41

U ≥ 230 kV e < 345 kV 2 36 8 0 46

U ≥ 345 kV e < 500 kV 4 37 14 2 57

U ≥ 500 kV e < 735 kV 13 13 17 19 62

U ≥ 735 kV 0 0 11 2 13

Total 19 125 52 23 219

Tabela 5 – Quantidade de falhas e defeitos por tensão e aplicação




0 a 5 anos 2 24 12 11 49

6 a 10 anos 6 17 7 6 36

Mais de 10 anos 11 84 33 6 134

Total 19 125 52 23 219

Tabela 6 – Quantidade de falhas e defeitos por idade e aplicação

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Comutador Transformador Elevador


Autotransformador de subestações Reator Total

Sem OLTC 18 8 10 23 59 Com OLTC 1 117 42 0 160

Total 19 125 52 23 219

Tabela 7 – Quantidade de falhas e defeitos por tipo de comutação e aplicação

Transformador e Reator - Quantidade de Falhas e Defeitos

Idade U ≥ 138 kV e < 230 kV

U ≥ 230 kV e < 345 kV

U ≥ 345 kV e < 500 kV

U ≥ 500 kV e < 735 kV

U ≥ 735 kV Total

0 a 5 anos 6 12 8 20 3 49

6 a 10 anos 3 7 7 15 4 36

Mais de 10 anos 32 27 42 27 6 134

Total 41 46 57 62 13 219

Tabela 8 – Quantidade de falhas e defeitos por tensão e idade

A tabela 9 abaixo mostra a quantidade de falhas e defeitos reportados nos questionários para cada ano do período considerado na pesquisa.

Quantidade de Falhas e Defeitos por ano

Transformadores Reatores

Falhas + Defeitos

Falhas Falhas + Defeitos

Falhas

2009 34 23 2 1

2008 30 22 5 3

2007 26 22 2 1

2006 18 12 4 1

2005 15 11 6 6

2004 15 13 0 0

2003 12 9 1 1

2002 8 6 1 1

2001 9 5 0 0

2000 10 9 2 0

1999 6 6 0 0

1998 7 7 0 0

1997 6 3 0 0

Total 196 148 23 14

Tabela 9 – Quantidade de falhas e defeitos por ano

11

Como pode ser visto na tabela 9 acima foram reportados poucos eventos nos anos anteriores a 2004. Ao se comparar os dados informados no questionário com os apresentados nos relatórios publicados pelo GCOI [2] e pela Abrate [3] fica evidente a grande diferença entre a quantidade de eventos reportadas nestes anos, o que levou o Grupo de Trabalho supor que em função do tempo, muitas informações foram perdidas. Temendo que a baixa confiabilidade das informações mais antigas poderia impactar os resultados do trabalho, o GT A2-02 decidiu limitar a análise aos eventos mais recentes, ocorridos entre 2004 e 2009.

6. ANÁLISE ESTATÍSTICA A quantidade de falhas e defeitos considerando o período de 2004 a 2009 é mostrada nas tabelas abaixo, por nível de tensão do enrolamento de mais alta tensão, pela idade do equipamento no momento da ocorrência e por tipo construtivo.

Transformadores e Reatores - Quantidade de falhas e defeitos

Tensão Transformador Elevador



U ≥ 138 kV e < 230 kV 0 27 1 0 28

U ≥ 230 kV e < 345 kV 1 23 8 0 32

U ≥ 345 kV e < 500 kV 4 26 10 2 42

U ≥ 500 kV e < 735 kV 9 10 11 15 45

U ≥ 735 kV 0 0 8 2 10

Total 14 86 38 19 157

Tabela 10 – Quantidade de falhas e defeitos por tensão e aplicação

Transformadores e Reatores - Quantidade de Falhas e defeitos




0 a 5 anos 2 14 5 7 28 6 e 10 anos 3 9 7 6 25

Mais 10 anos 9 63 26 6 104

Total 14 86 38 19 157

Tabela 11 – Quantidade de falhas e defeitos por idade e aplicação


Tipo Transformador Elevador


Core Type 13 79 34 18 144 Shell Type 1 7 4 1 13

Total 14 86 38 19 157

Tabela 12 – Quantidade de falhas e defeitos por tipo construtivo e função

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Idade U ≥ 138 kV e < 230 kV

U ≥ 230 kV e < 345 kV

U ≥ 345 kV e < 500 kV

U ≥ 500 kV e < 735 kV

U ≥ 735 kV Total

0 a 5 anos 2 8 7 10 1 28 6 e 10 anos 1 4 4 12 4 25

Mais 10 anos 25 20 31 23 5 104

Total 28 32 42 45 10 157

Tabela 13 – Quantidade de falhas e defeitos por idade e tensão

Em função da pequena população de transformadores e reatores de classe de tensão 735 kV instalados no Brasil, a análise destes equipamentos foi feita em conjunto com os equipamentos da classe de tensão 500 kV. Os dados recebidos foram tratados e compilados em um banco de dados eletrônico para facilitar sua análise estatística Como o objetivo do Grupo de Trabalho era de levantar os dados do desempenho dos transformadores e reatores em operação no sistema brasileiro, nenhuma consideração ou análise técnica ou qualitativa dos resultados foi feita pelo Grupo de Trabalho, o qual limita-se em apresentar os resultados estatísticos obtidos. O cálculo da taxa de falhas e defeitos no período é feita através da fórmula mencionada no item 2, e foi obtida pela divisão do número de ocorrências no período pela quantidade de equipamentos–ano no mesmo período. Para calcular a quantidade de equipamento-ano foi necessário ter a quantidade de equipamentos instalados e em operação por ano. Como nas informações do inventário de cada concessionária obtida através do questionário só existiam os quantitativos por periodos de 5 anos (tabela 2), foi necessário estimar a quantidade de equipamentos por ano. Isso foi feito, assumindo uma variação linear da quantidade de equipamentos no período considerado. A quantidade de equipamentos estimada por ano é mostrada na tabela 14 abaixo.

2009 2008 2007 2006 2005 2004

Transformadores 2720 2667 2611 2557 2501 2451

Reatores 861 839 815 794 770 747

Total 3581 3506 3426 3351 3271 3198

Tabela 14 – Estimativa da quantidade de equipamentos-ano

13

7. TAXA DE FALHAS

7.1 Taxa de falhas anuais Nas tabelas abaixo são apresentadas a quantidade de falhas por ano e as taxas de falhas anuais dos transformadores e reatores. Pode-se constatar destas tabelas que as taxas de falhas de transformadores são muito maiores do que as de reatores, o que era de se esperar uma vez que a confiabilidade destes últimos é muito maior devido ao seu projeto e fabricação ser mais simples.

Período 2004 a 2009

Transformadores

Qtd Equip

Qtd Falhas+Defeitos Taxa (%) Qtd

Falhas Taxa (%)

2009 2720 34 1,25 23 0,85

2008 2667 30 1,12 22 0,82

2007 2611 26 1,00 22 0,84

2006 2557 18 0,70 12 0,47

2005 2501 15 0,60 11 0,44

2004 2451 15 0,61 13 0,53

Total 15509 138 0,89 103 0,66


Reatores

Qtd Equip

Qtd Falhas+Defeitos

Taxa (%) Qtd Falhas

Taxa (%)

2009 861 2 0,23 1 0,12

2008 839 5 0,60 3 0,36

2007 815 2 0,25 1 0,12

2006 794 4 0,50 1 0,13

2005 770 6 0,78 6 0,78

2004 747 0 0,00 0 0,00

Total 4826 19 0,39 12 0,25

Tabela 15 – Taxa de falhas anuais (%) para transformadores e reatores

As taxas de falhas anuais foram também calculadas por ano e por nível de tensão, de modo a permitir uma análise mais detalhada da evolução das taxas ao longo do período considerado. A Tabela 16 abaixo apresenta a Taxa de Falhas e Defeitos, por ano e por nível de tensão.

14

2009 2008 2007

Qtd

Equip

Qtd Falhas+ Defeitos

Taxa (%)

Qtd Equip


Taxa (%)

Qtd Equip


Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 716 11 1,54 706 4 0,57 696 4 0,57

U ≥ 230 kV e < 345 kV 1046 12 1,15 1024 6 0,59 1000 5 0,50

U ≥ 345 kV e < 500 kV 640 4 0,63 628 7 1,11 613 12 1,96

U ≥ 500 kV 1179 9 0,76 1148 18 1,57 1117 7 0,63

Total 3581 36 1,01 3506 35 1,00 3426 28 0,82

2006 2005 2004

Qtd

Equip


Taxa (%)

Qtd Equip


Taxa (%)

Qtd Equip


Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 686 2 0,29 676 2 0,30 666 5 0,75

U ≥ 230 kV e < 345 kV 977 4 0,41 953 4 0,42 930 1 0,11

U ≥ 345 kV e < 500 kV 602 9 1,50 588 4 0,68 577 6 1,04

U ≥ 500 kV 1086 7 0,64 1054 11 1,04 1025 3 0,29

Total 3351 22 0,66 3271 21 0,64 3198 15 0,47

Tabela 16 - Taxa de Falhas e Defeitos (%) no período de 2004 a 2009, por ano e por nível de tensão

Considerando-se apenas falhas, as taxas de falhas anuais por nível de tensão são mostradas na Tabela 17 .

2009 2008 2007

Qtd

Equip Qtd

Falhas Taxa (%)

Qtd Equip

Qtd Falhas

Taxa (%)

Qtd Equip

Qtd Falhas

Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 716 5 0,70 706 4 0,57 696 4 0,57

U ≥ 230 kV e < 345 kV 1046 11 1,05 1024 4 0,39 1000 4 0,40

U ≥ 345 kV e < 500 kV 640 2 0,31 628 4 0,64 613 12 1,96

U ≥ 500 kV 1179 6 0,51 1148 13 1,13 1117 3 0,27

Total 3581 24 0,67 3506 25 0,71 3426 23 0,67

15

2006 2005 2004

Qtd

Equip Qtd

Falhas Taxa (%)

Qtd Equip

Qtd Falhas

Taxa (%)

Qtd Equip

Qtd Falhas

Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 686 2 0,29 676 2 0,30 666 4 0,60

U ≥ 230 kV e < 345 kV 977 3 0,31 953 2 0,21 930 1 0,11

U ≥ 345 kV e < 500 kV 602 4 0,66 588 4 0,68 577 5 0,87

U ≥ 500 kV 1086 4 0,37 1054 9 0,85 1025 3 0,29

Total 3352 13 0,39 3272 17 0,52 3198 13 0,41

Tabela 17 - Taxa de falhas (%) no período de 2004 a 2009, por ano e por nível de tensão

7.2 Taxa de falhas no período considerado Para o período de análise considerado no trabalho, ou seja, ocorrências durante o período de 2004 a 2009 foram feitos os cálculos das taxas de falhas e taxas de falhas e defeitos por tensão, aplicação do equipamento e idade no momento da falha. A tabela 18 abaixo apresenta as taxas de falhas e defeitos dos equipamentos em função da tensão e da existência de comutadores sob carga.

16

Transformadores e Reatores- Falhas e defeitos com e sem OLTC Transformadores elevadores

Transformadores Subestações Autotransformadores Total Transformadores Reatores

Tensão

Numero de

unidades-ano

Falha + Defeito Numero de

unidades-ano


unidades-ano


unidades-ano

Falha + Defeito Numero

de unidades-

ano

Falha + Defeito

Nr de falhas e defeitos

Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 36 0 - 3637 27 0,74 431 1 0,23 4104 28 0,68 42 0 0,00

U ≥ 230 kV e < 345 kV 425 1 0,24 3330 23 0,69 1071 8 0,75 4826 32 0,66 1104 0 0,00

U ≥ 345 kV e < 500 kV 324 4 1,23 1696 26 1,53 1074 10 0,93 3094 40 1,29 554 2 0,36

U ≥ 500 kV 996 9 0,90 661 10 1,51 1826 19 1,04 3483 38 1,09 3126 17 0,54

Total 1781 14 0,79 9324 86 0,92 4402 38 0,86 15507 138 0,89 4826 19 0,39

Transformadores e Reatores - Falhas e defeitos com OLTC

Transformadores elevadores Transformadores

Subestações Autotransformadores Total Transformadores

Tensão

Numero de

unidades-ano


unidades-ano


unidades-ano


unidades-ano

Falha + Defeito


Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 0 0 - 3546 25 0,71 413 0 - 3959 25 0,63

U ≥ 230 kV e < 345 kV 72 1 1,39 2466 21 0,85 1023 8 0,78 3561 30 0,84

U ≥ 345 kV e < 500 kV 0 0 - 1696 26 1,53 866 9 1,04 2562 35 1,37

U ≥ 500 kV 468 0 - 583 8 1,37 1559 12 0,77 2610 20 0,77

Total 540 1 0,19 8291 80 0,96 3861 29 0,75 12692 110 0,87

17

Transformadores e reatores - Falhas e defeitos sem OLTC

Transformadores elevadores Transformadores

Subestações Autotransformadores Total Transformadores Reatores

Tensão

Numero de

unidades-ano


unidades-ano


unidades-ano


unidades-ano


unidades-ano

Falha + Defeito


Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)


Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 36 0 - 91 2 2,20 18 1 5,56 145 3 2,07 42 0 -

U ≥ 230 kV e < 345 kV 353 0 - 864 2 0,23 48 0 - 1265 2 0,16 1104 0 -

U ≥ 345 kV e < 500 kV 324 4 1,23 0 0 - 208 1 0,48 532 5 0,94 554 2 0,36

U ≥ 500 kV 528 9 1,70 78 2 2,56 267 7 2,62 873 18 2,06 3126 17 0,54

Total 1241 13 1,05 1033 6 0,58 541 9 1,66 2815 28 0,99 4826 19 0,39

Tabela 18 – Taxa de Falhas e Defeitos (%) por equipamento em função da tensão, aplicação e existência de comutadores sob carga

18

A tabela 19 apresenta as taxas de falhas, sem considerar os defeitos, para os mesmos equipamentos.

Transformadores e Reatores - Falhas com e sem OLTC

Transformadores elevadores


Tensão

Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 36 0 0,00 3637 20 0,55 431 1 0,23 4104 21 0,51 42 0 0,00

U ≥ 230 kV e < 345 kV 425 1 0,24 3330 17 0,51 1071 7 0,65 4826 25 0,52 1104 0 0,00

U ≥ 345 kV e < 500 kV 324 4 1,23 1696 21 1,24 1074 5 0,47 3094 30 0,97 554 1 0,18

U ≥ 500 kV 996 7 0,70 661 6 0,91 1826 14 0,77 3483 27 0,78 3126 11 0,35

Total 1781 12 0,67 9324 64 0,69 4402 27 0,61 15507 103 0,66 4826 12 0,25

Transformadores e Reatores - Falhas com OLTC


Transformadores Subestações Autotransformadores Total Transformadores

Tensão

Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de unidades-

ano

Falha

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas Taxa (%) Nr de

falhas Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 0 0 0,00 3546 19 0,54 413 0 0,00 3959 19 0,48

U ≥ 230 kV e < 345 kV 72 1 1,39 2466 15 0,61 1023 7 0,68 3561 23 0,65

U ≥ 345 kV e < 500 kV 0 0 0,00 1696 21 1,24 866 4 0,46 2562 25 0,98

U ≥ 500 kV 468 0 0,00 583 5 0,86 1559 11 0,71 2610 16 0,61

Total 540 1 0,19 8291 60 0,72 3861 22 0,57 12692 83 0,65

19

Transformadores e reatores - Falhas sem OLTC



Tensão

Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha Numero de

unidades-ano

Falha

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

Nr de falhas

Taxa (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 36 0 0,00 91 1 1,10 18 1 5,56 145 2 1,38 42 0 0,00

U ≥ 230 kV e < 345 kV 353 0 0,00 864 2 0,23 48 0 0,00 1265 2 0,16 1104 0 0,00

U ≥ 345 kV e < 500 kV 324 4 1,23 0 0 0,00 208 1 0,48 532 5 0,94 554 1 0,18

U ≥ 500 kV 528 7 1,33 78 1 1,28 267 3 1,12 873 11 1,26 3126 11 0,35

Total 1241 11 0,89 1033 4 0,39 541 5 0,92 2815 20 0,71 4826 12 0,25

Tabela 19 – Taxa de Falhas (%) por equipamento em função da tensão, aplicação e existência de comutadores sob carga

20

As tabelas 20 e 21 apresentam as taxas de falhas e taxas de falhas e defeitos dos equipamentos em relação à idade e tensão do equipamento Transformadores e Reatores - Taxa de Falhas e defeitos

Total U ≥ 138 kV e < 230 kV U ≥ 230 kV e < 345 kV U ≥ 345 kV e < 500 kV U ≥ 500 kV

Idade

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

0 a 5 anos 1147 28 2,44 150 2 1,33 350 8 2,29 186 7 3,76 461 11 2,386 6 a 10 anos 2916 25 0,86 336 1 0,30 726 4 0,55 390 4 1,03 1464 16 1,093

Mais de 11 anos 16272 104 0,64 3660 25 0,68 4854 20 0,41 3072 31 1,01 4686 28 0,598

Total 20335 157 0,77 4146 28 0,68 5930 32 0,54 3648 42 1,15 6611 55 0,832

Transformadores - Taxa de Falhas e defeitos


Idade

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

0 a 5 anos 803 21 2,62 150 2 1,33 344 8 2,33 142 7 4,93 167 4 2,40 6 a 10 anos 1758 19 1,08 336 1 0,30 462 4 0,87 282 3 1,06 678 11 1,62

Mais de 10 anos 12948 98 0,76 3618 25 0,69 4020 20 0,50 2670 30 1,12 2640 23 0,87

Total 15509 138 0,89 4104 28 0,68 4826 32 0,66 3094 40 1,29 3485 38 1,09

21

Reatores - Taxa de Falhas e defeitos


Idade

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

Numero de

unidades-ano


Taxa (%)

0 a 5 anos 344 7 2,03 0 0 - 6 0 - 44 0 0,00 294 7 2,38 6 a 10 anos 1158 6 0,52 0 0 - 264 0 - 108 1 0,93 786 5 0,64 Mais de 10 anos 3324 6 0,18 42 0 - 834 0 - 402 1 0,25 2046 5 0,24

Total 4826 19 0,39 42 0 - 1104 0 - 554 2 0,36 3126 17 0,54

Tabela 20 – Taxa de Falhas e Defeitos (%) por equipamento em função da idade e classe de tensão

22

Transformadores e Reatores - Taxa de Falhas


Idade

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

0 a 5 anos 1147 24 2,09 150 2 1,33 350 8 2,29 186 6 3,23 167 3 1,80 6 a 10 anos 2916 19 0,65 336 1 0,30 726 3 0,41 390 3 0,77 678 9 1,33

Mais de 11 anos 16272 72 0,44 3660 18 0,49 4854 14 0,29 3072 22 0,72 2640 15 0,57

Total 20335 115 0,57 4146 21 0,51 5930 25 0,42 3648 31 0,85 3485 27 0,77

Transformadores - Taxa de Falhas


Idade

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

0 a 5 anos 803 19 2,37 150 2 1,33 344 8 2,33 142 6 4,23 167 3 1,80 6 a 10 anos 1758 16 0,91 336 1 0,30 462 3 0,65 282 3 1,06 678 9 1,33

Mais de 11 anos 12948 68 0,53 3618 18 0,50 4020 14 0,35 2670 21 0,79 2640 15 0,57

Total 15509 103 0,66 4104 21 0,51 4826 25 0,52 3094 30 0,97 3485 27 0,77

23

Reatores - Taxa de Falhas


Idade

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas

Taxa (%)

Numero de

unidades-ano

Nr de falhas Taxa (%)

0 a 5 anos 344 5 1,45 0 0 - 6 0 - 44 0 - 294 5 1,70 6 a 10 anos 1158 3 0,26 0 0 - 264 0 - 108 0 - 786 3 0,38

Mais de 11 anos 3324 4 0,12 42 0 - 834 0 - 402 1 0,25 2046 3 0,15

Total 4826 12 0,25 42 0 - 1104 0 - 554 1 0,18 3126 11 0,35

Tabela 21 – Taxa de Falhas (%) por equipamento em função da idade e classe de tensão

24

8. ANÁLISE DAS FALHAS - FALHA POR ORIGEM, COMPONENTE ENVOLVIDO, CAUSA E CONSEQUÊNCIA As Concessionárias foram também solicitadas a informar nos questionários os componentes principais envolvidos nas falhas, bem como sua origem, causa e conseqüência. De posse das informações prestadas foram calculados os percentuais de falha em relação ao total de eventos informados. As ocorrências que não tiveram as informações prestadas foram desconsideradas para o cálculo dos percentuais deste capítulo. Ressalta-se que os resultados quanto à origem e quanto à causa das falhas devem ser considerados com cautela pois representam, na maioria das vezes, o ponto de vista da concessionária A Figura 2 abaixo apresenta o percentual das falhas por origem.

Figura 2 – Percentual de falhas por origem

A Figura 3 mostra o percentual das consequências externas das falhas reportadas.

Figura 3 - Percentual de falhas por tipo de consequência externa reportada

45,14%

15,43%

26,29%

7,43%5,71%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

18,7%

8,8%14,8%

53,3%

4,4%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

25

As Figuras 4 e 5 mostram o percentual dos principais componentes envolvidos e das causas presumidas

Figura 4 - Percentual de falhas para cada componente envolvido

Figura 5 - Percentual de falhas para cada causa presumida

19,5%

7,6% 7,0%8,2%

14,0%

7,6%

3,7%2,1%

11,9%

2,4%

15,9%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Enrolamentos Isolamento entre enrolamentos:

Isolamento entre enrolamento e terra: Saídas e conexoes:

Buchas: Nucleo/circuito magnetico/Shield

Tanque: Sistema de Resfriamento:

Comutador em carga: Comutador em Vazio:

Outro acessorio:

12,04%

16,23%18,32%

1,05%

3,14% 3,14%

0,52%2,09%

0,52%

3,66%

0,00%

28,80%

10,47%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

Projeto Fabricação material

Transporte e armazenamento: Montagem errada no campo: Manutenção incorreta:

Sobrecarga anormal: Sobretensão: Descarga atmosférica:

Curto-circuito externo: Perda de Resfriamento: Outras causas:

Desconhecida

26

9. COMPARAÇÃO ENTRE AS ESTATÍSTICAS

9.1. Comparação com Cigré 1983 Na análise realizada pelo CIGRÉ e publicada em 1983, foram consideradas mais de 1000 falhas ocorridas entre os anos de 1968 e 1978 relativas a uma população de mais de 47.000 unidades-anos, com um pico máximo de mais de 7000 unidades em 1978, de transformadores com idade não superior a 20 anos. A pesquisa foi limitada a transformadores com classe de tensão não inferior a 72 kV. O estudo do cigre 1983 foi muito abrangente, onde as taxas de falha foram calculadas em relaçao a aplicação do transformador e classe de tensão. O estudo concluiu que, para as unidades instaladas em sistemas operacionais em tensões inferiores a 700kV, a taxa de falha média pode ser definida como 2%. Neste levantamento não havia distinção entre falhas menores e maiores. Desde sua publicação, essa estatística se tornou uma referência internacional para o desempenho de transformadores. Esse trabalho do Cigré também concluiu que as taxas de falha aumenta com o aumento do nível de tensão . Na tabelas a seguir são comparados os resultados obtidos neste trabalho com os publicados pelo Cigre em 1983 [1], considerando os períodos de analise de cada pesquisa, ou seja, eventos ocorridos entre 1968 e 1978 para a publicação do Cigre de 1983 e eventos ocorridos entre 2004 e 2009 para a análise do Grupo de Trabalho A2-02. Na pesquisa realizada pelo GT A2-02 foram analisadas 157 falhas e defeitos ocorridos em uma população de 3581 transformadores durante o periodo 2004 a 2009, correspondendo a um total de 20.333 transformadores-ano.

Taxa de falhas e defeitos (%)

Tensão

Transformador elevador

Transformador Subestação Autotransformador

Total Transformador Reator

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

300 kV< U ≥100 kV 0,22 2,30 0,72 2,20 0,60 0,60 0,67 1,99 - -

700 kV< U ≥300 kV 0,98 3,10 1,53 2,20 0,80 3,00 1,11 2,92 0,51 -

Tabela 22 – Comparação entre as taxas de Falhas e Defeitos para o período considerado

Taxa de falhas (%)

Tensão

Transformador elevador

Transformador Subestação

Autotransformador Total Transformador

Reator

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

GT A2-02

Cigré 1983

300 kV< U ≥100 kV 0,22 1,40 0,53 1,50 0,53 0,50 0,52 1,36 0,00 ND

700 kV< U ≥300 kV 0,83 3,00 1,15 1,60 0,46 2,40 0,79 2,41 0,33 ND

Tabela 23 – Comparação entre as Taxas de Falhas para o período considerado

27

As taxas de falhas calculadas pelo GT A2-02 apresentaram valores muito inferiores aos apresentados na pesquisa realizada pelo Cigre em 1983. Com relação à idade dos equipamentos na época da ocorrência, uma comparação entre as taxas de falhas é apresentada na Tabela 24. Nesta tabela pode ser visto que as taxas de falhas para equipamentos novos (até 5 anos de operaçao) a taxa de falhas calculada foi superior aos valores encontrados em 1983.

300 kV< U ≥100 kV 700 kV< U ≥300 kV

Idade GT A2-02

Cigré 1983 GT A2-02

Cigré 1983

0 a 5 anos 2,00 1,70 2,65 1,90

Entre 6 e 10 anos 0,47 1,90 0,89 2,50

Mais de 11 anos 0,53 2,20 0,75 3,20

Tabela 24 – Comparação entre as Taxas de Falhas por idade e nível de tensão

O Trabalho do Cigré de 1983 também apresentou os percentuais das ocorrências por origem, componente principal envolvido e causa presumida. Nas tabelas a seguir, são comparados os valores obtidos nas duas pesquisas. Comparação entre os percentuais das ocorrências por origem.

Origem GT A2-02 Cigré 1983

Dielétrica 45,14% 36,80%

Térmica 15,43% 15,65%

Mecânica 26,29% 31,95%

Química 7,43% 2,85%

Desconhecida 5,71% 12,77%

Tabela 25 - Comparação entre os percentuais das ocorrências por origem Comparação entre os percentuais das ocorrências por componente envolvido.

Componente GT A2-02 Cigré 1983

Enrolamento e isolamento 42,38% 31,88%

Buchas 14,02% 19,17%

Circuito magnético 7,62% 3,78%

Tanque e refrigeração 5,79% 17,10%

Comutador 14,3% 16,57%

Outro acessório 15,9% 11,4%

Tabela 26 - Comparação entre os percentuais das ocorrências por componente envolvido

28

Comparação entre os percentuais das ocorrências por causa presumida.

Causa Presumida GT A2-02 Cigré 1983

Projeto 12,04% 21,63%

Fabricação 16,23% 19,67%

Material 18,32% 10,72%

Transporte e armazenamento 1,05% 0,65%

Montagem errada no campo 3,14% 2,47%

Manutenção incorreta 3,14% 3,72%

Sobrecarga anormal 0,52% 0,48%

Sobretensão 2,09% 0,22%

Descarga atmosférica 0,52% 4,57%

Curto-circuito externo 3,66% 5,28%

Perda de resfriamento - 0,55%

Outras causas 28,80% -

Desconhecida 10,47% 30,12%

Tabela 27 - Comparação entre os percentuais das ocorrências por causa presumida

9.2. Comparação com a Abrate

Do mesmo modo, foram comparados os resultados obtidos pelo Grupo de Trabalho com os publicados pela ABRATE em 2008 [3]. O resultado é apresentado na Tabela 28. Como o Relatório da Abrate só considera as falhas ocorridas em 2008 em transformadores ate 500 kV, os números apresentados na Tabela para o GT A2-02 foram adequados para esta mesma base.

2008

Tensão

Abrate GT A2-02

Qtd Falhas e Defeitos

Taxa Falhas (%)


Taxa Falhas (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 340 4 1,18 699 4 0,57

U ≥ 230 kV e < 345 kV 708 15 2,12 839 6 0,72

U ≥ 345 kV e < 500 kV 164 4 2,44 531 6 1,13

U ≥ 500 kV e < 735 kV 477 15 3,14 553 14 2,53

Total 1689 38 2,25 2622 30 1,14

Tabela 28 - Comparação entre taxas de falhas de transformadores com a ABRATE [3]

29

9.3. Comparação com o WG A2-37 do Cigré Internacional

O WG A2-37 do Cigre Internacional (Transformer Reliability Survey) está finalizando seu trabalho com informações de transformadores em operação em 55 concessionárias de 20 países, num total de 215.000 transformador-ano. Embora os dados finais não estejam disponíveis, o Working Group publicou na revista Electra número 261 [4] um relatório preliminar onde podemos constatar que a taxa de falhas dos transformadores medida pelo WG foi de 0,44 %, um pouco menor do que 0,66% encontrado pelo GT A2-02 Comparamos ainda os resultados das duas estatísticas para os componentes envolvidos

Componente envolvido

WG A2-37

GT A2-01 Transformadores

Transformadores Elevadores

Enrolamento 46 % 49% 34,10%

Cabos e saída 7% 19% 8,20%

Buchas 17% 9% 14,00%

Núcleo e circ. mag. 3% 7% 7,60%

Tanque ND ND 3,70%

Refrigeração ND ND 2,10%

Comutador 26% 11% 14,30%

Desconhecida ou outro 1% 5% 15,90%

Tabela 29 - Comparação entre taxas de falhas de transformadores com os resultados

preliminares do WG A2.37 [4]

30

10. TAXA DE FALHAS NO PERIODO 2010 A 2011 A análise dos resultados da pesquisa até 2009 feito pelo Grupo de Trabalho mostrou resultados bastante satisfatórios em relação a pesquisa do Cigré de 1983 que, provavelmente, refletem a evolução da qualidade da cadeia produtiva de equipamentos e da qualidade técnica das concessionarias. Comparando os resultados do Grupo de Trabalho com o relatório publicado pela ABRATE, verifica-se coerência entre eles. Em 2012, o Grupo de Trabalho tomou a iniciativa de ampliar a pesquisa para os anos de 2010 e 2011 com o objetivo de confirmar e validar os resultados encontrados até aquele momento. Todas as empresas que responderam ao primeiro questionário foram convidadas a complementar as informações solicitadas através do questionário com os dados relativos ao biênio 2010 e 2011. Todas as empresas menos uma responderam ao convite e informaram os dados de falhas e defeitos e as alterações na sua população de transformadores e reatores durante o período. Os dados recebidos foram analisados e os resultados encontrados são os mostrados a seguir. A quantidade de equipamentos instalados na concessionária que não respondeu a segunda fase do questionário não foi considerada no cálculo da população existente no período de 2010 a 2011, para não influenciar no cálculo das taxas de falhas.

10.1. Taxa de falhas anuais Para o período 2010 e 2011 foram reportadas 61 falhas e defeitos de transformadores, dos quais 34 eram falhas. Para o mesmo período, foram reportadas 5 falhas de reatores e nenhum defeito. Na tabela 30 são apresentadas a população dos equipamentos informada e as taxas de falhas e defeitos e as taxas de falhas, por ano, para transformadores e reatores.


Transformadores

Qtd Equip Qtd falhas e

defeitos Taxa (%) Qtd falhas Taxa

(%)

2011 2406 30 1,25 16 0,80

2010 2333 31 1,33 18 0,90

Total 4739 61 1,29 34 0,72


Reatores

Qtd Equip

Qtd falhas e defeitos Taxa (%) Qtd falhas Taxa (%)

2011 777 4 0,51 4 0,51

2010 754 1 0,13 1 0,13

Total 1531 5 0,33 5 0,33

Tabelas 30 - Taxa de falhas anuais (%) período 2010 e 2011 para transformadores e reatores

31

Colocando em um gráfico as taxas de falhas e taxa de falhas e defeitos anuais para transformadores para todo o período estudado, ou seja 2004 a 2011, é possível ver que o comportamento da curva sugere uma tendência a taxa de falhas anual em torno de 0,8 % e a taxa de falhas e defeitos em torno de 1,25%.

Figura 6 – Gráfico das taxas de falhas anuais (%) de transformadores

Para reatores, análise semelhante fica prejudicada pelo pequeno número de ocorrências reportadas, que resultou em uma dispersão maior dos resultados anuais. Entretanto, o comportamento da curva sugere uma taxa média de 0,4 % para falhas destes equipamentos.

Figura 7 – Gráfico das taxas de falhas anuais (%) de reatores

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

1,2

1,3

1,4

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tx falhas e Tx de falhas e defeitos de Transformadores por ano

Tx de Falhas

Tx Falhas e defeitos

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tx falhas e Tx de falhas e defeitos de Reatores por ano

Tx de Falhas

Tx Falhas e defeitos

32

Do mesmo modo que para o período 2004 a 2009, foram calculadas as taxas de falhas e defeitos e as taxas de falhas, para os anos 2010 e 2011, por nível de tensão e os resultados estão apresentados nas tabelas 31 e 32 abaixo.

2011 2010 Total

Qtd

Equip


Taxa Falhas (%)

Qtd Equip


Taxa Falhas (%)

Qtd Equip


Taxa Falhas (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 775 13 1,68 750 12 1,60 1525 25 1,64

U ≥ 230 kV e < 345 kV 972 9 0,93 937 11 1,17 1909 20 1,05

U ≥ 345 kV e < 500 kV 241 - - 239 3 1,26 480 3 0,63

U ≥ 500 kV 1195 12 1,00 1161 6 0,52 2356 18 0,76

Total 3183 34 1,07 3087 32 1,04 6270 66 1,05

Tabela 31 - Taxa de falhas e defeitos (%) por nível de tensão

2011 2010 Total

Qtd

Equip Qtd

Falhas

Taxa Falhas (%)

Qtd Equip Qtd Falhas

Taxa Falhas (%)

Qtd Equip

Qtd Falhas

Taxa Falhas (%)

U ≥ 138 kV e < 230 kV 775 8 1,03 750 5 0,67 1525 13 0,85

U ≥ 230 kV e < 345 kV 972 2 0,21 937 8 0,85 1909 10 0,52

U ≥ 345 kV e < 500 kV 241 - - 239 3 1,26 480 3 0,63

U ≥ 500 kV 1195 10 0,84 1161 3 0,26 2356 13 0,55

Total 3183 20 0,63 3087 19 0,62 6270 39 0,62

Tabela 32 - Taxa de falhas (%) por nível de tensão

10.2. Taxa de falhas por período

Para o período de 2010 e 2011, foram também calculadas as taxas de falhas e taxa de falhas e defeitos por tensão, aplicação do equipamento e idade no momento da falha. A tabela 33 apresenta as taxas de falhas por tensão e por função. As taxas não calculadas na tabela abaixo são devido a não terem sido reportadas falhas ou defeitos

Taxa de falhas e defeitos (%)

Tensão Transformador

elevador Transformador

Subestação Auto transformador Total

Transformador Reator

U ≥ 138 kV e < 230 kV - 1,53 2,33 1,65 -

U ≥ 230 kV e < 345 kV - 1,67 0,87 1,31 -

U ≥ 345 kV e < 500 kV 0,85 - 0,72 0,64 -

U ≥ 500 kV 0,59 3,49 0,45 1,06 0,44

Total 0,47 1,72 0,91 1,29 0,33

Tabela 33 - Taxa de falhas e defeitos (%) por equipamento em função da tensão, para

transformadores com e sem comutadores sob carga

33

As tabelas 34 apresentam as taxas de falhas dos transformadores e reatores em relação a idade no instante da ocorrência e em função da tensão. Taxa de falhas e defeitos (%)

Tensão U ≥ 138 kV e < 230 kV

U ≥ 230 kV e < 345 kV

U ≥ 345 kV e < 500 kV U ≥ 500 kV Total

0 a 5 anos 0,00 1,54 0,00 0,00 0,57

6 a 10 anos 1,49 0,38 0,00 0,41 0,54

Mais 11 anos 1,98 1,06 0,71 1,03 1,25

Total 1,64 1,05 0,63 0,76 1,05

Tabela 34 - Taxa de falhas e defeitos (%) para transformadores e reatores

Como apenas falhas para reatores de 500 Kv foram reportadas para o período 2010 e 2011, as taxas de falhas foram separadas por equipamento. Na tabela 35 são mostradas as taxas de falhas apenas para transformadores. Taxa de falhas e defeitos Transformadores (%)

Tensão U ≥ 138 kV e

< 230 kV U ≥ 230 kV e

< 345 kV U ≥ 345 kV e

< 500 kV U ≥ 500 kV Total

0 a 5 anos 0,00 1,71 0,00 0,00 0,75

6 a 10 anos 1,49 0,58 0,00 0,88 0,87

Mais 11 anos 2,00 1,32 0,73 1,26 1,46

Total 1,65 1,31 0,64 1,06 1,29

Tabela 35 - Taxa de falhas e defeitos (%) para transformadores

34

11. CONCLUSÃO São muitas as dificuldades para se realizar uma pesquisa relevante de falhas e defeitos de equipamentos, principalmente considerando o panorama cada vez mais competitivo entre as concessionárias e entre os fabricantes. Todavia, após ser garantida pelo Cigré a confidencialidade das informações prestadas pelas empresas, conseguiu-se a colaboração de grandes empresas usuárias que forneceram seus dados estatísticos demonstrando sua grandeza na busca do aperfeiçoamento do setor elétrico brasileiro. Um acompanhamento periódico e atualização desta estatística em intervalos regulares permitiriam uma melhor avaliação da qualidade dos equipamentos fabricados, bem como da confiabilidade geral do sistema elétrico. Para isso recomenda-se uma aproximação com a ABRATE para a troca de informações e base de dados e que a atualização estatística seja elaborada a cada 2 anos. Como qualquer trabalho estatístico, a qualidade do resultado está ligada à quantidade de dados coletados para a análise. Assim, quanto mais dados sejam coletados, mais confiável será o resultado da pesquisa. Também é importante que os questionários sejam elaborados com perguntas simples, de modo a evitar dúvidas, erros de interpretação e omissões no preenchimento dos mesmos. O GT reconhece que este procedimento pode ser melhorado para a aumentar a credibilidade da pesquisa e a confiança das concessionárias e empresas nesse importante trabalho, assim como, para facilitar o fornecimento das informações necessárias para uma avaliação criteriosa e contínua do desempenho dos transformaodres e reatores no sistema elétrico brasileiro. Todavia, apesar das dificuldades no levantamento de dados para a realizaçao da avaliaçao de desempenho dos transformaodres e reatores, o trabalho foi concluído graças ao esforço dos membros do Grupo, que obtiveram informações de 3581 transformadores em operação no Sistema Elétrico Brasileiro. A taxa média das falhas e defeitos observada nos transformadores, no período entre 2004 e 2009, foi de 1,25 % , e para somente falhas foi de 0,8.%. Em reatores, os valores médios estão em torno de 0,45 %. Estes valores foram muito inferiores aos obtidos na pesquisa de 1983, e são comparáveis com os valores encontrados em outras pesquisas recentes, realizadas no Brasil e no exterior. Os resultados obtidos nesta pesquisa fornecem uma fotografia da situação atual de uma parcela relevante dos equipamentos atualmente instalados no Brasil e revela uma melhora significativa em relação a confiabilidade dos equipamentos que faziam parte do sistema elétrico 30 anos atrás. Os melhores resultados mostram a evolução técnica e fabril dos equipamentos bem como é uma consequência do constante aprimoramento das técnicas de diagnóstico e manutenção dos transformadores.

35

12. AGRADECIMENTOS O grupo de Trabalho GT A2-02, o Coordenador do Comitê de Estudos A2 e a Cigré Brasil agradecem as empresas concessionárias por terem fornecido as informações necessárias a realização do trabalho. O Grupo de Trabalho agradece também a estatística Andrea Leite Bisaggio de Furnas, que colaborou imensamente na realização do banco de dados e análise estatística. O Coordenador do Grupo de Trabalho GT A2-02 agradece por fim a todos os membros do GT que dedicaram seu conhecimento e seu tempo para a realização do trabalho.

36

13. BIBLIOGRAFIA [1] – Dietrich, W. et alli, “An International Survey on Failures in Large Power Transformers in Service”, ELECTRA n° 88/1983. [2] – GCOI/CDE – Comissão de Desempenho de Equipamentos e Instalações, “Relatório Técnico: Análise Estatística de Desempenho de Transformadores”, 1994/1995/1996 [3] – ABRATE [3] ABRATE – Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica, “Análise Estatística de Desempenho de Transformadores”, Relatório Técnico RT.GTM.SGDE.003

[4] Cigre – Electra no 261, abril de 2012

37

14. ANEXO O questionário enviado as principais empresas geradoras, transmissoras e distribuidoras é apresentado abaixo. O questionário é composto de duas tabelas: uma onde a concessionáia informava a população de equipamentos instalados no seu sistema e uma outra planilha onde são informadas as ocorrências ocorridas no horizonte da pequisa.

39

População de Transformadores, Autotransformadores e Reatores da Concessionária

Codificação

Código Tensão AT1 U ≥ 138 kV e < 230 kV2 U ≥ 230 kV e < 345 kV3 U ≥ 345 kV e < 500 kV4 U ≥ 500 kV e < 735 kV5 U ≥ 735 kV

Código Função1 Transformador Elevador (GSU)2 Transformados de subestações3 Autotransformador de subestações4 Reator

Código OLTC1 sim2 não

Código Tipo contrutivo1 Tipo Core2 Tipo Shell

Código Idade1 até 5 anos 2 maior do que 5 e menor ou igual a 10 anos3 maior do que 10 anos

Inventário da População de Equipamentos

Numero de unidadesTensão Função OLTC Tipo Idade

Código

avaliação de desempenho de transformadores de … · 3. objetivo 4. definiÇÕes 5. levantamento...

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