Ensaios de rotina em transformadores elétricos REvista O Setor El.

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Ensaios de rotina em transformadores elétricos 
Edição 48, Janeiro de 2010 
Por Densitel Transformadores 
As empresas que fornecem serviços de 
revitalização, conserto e repotencialização 
são muito questionadas quanto aos tipos de 
testes efetivos e necessários que atestam as 
condições elétricas em que se encontra o 
transformador após a execução desses 
serviços. Esclarecemos a seguir a relação 
dos testes recomendados pela Associação 
Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) 
para a certificação dos equipamentos: 
 
1. Resistência elétrica dos enrolamentos 
Finalidade: verificar se não há irregularidades nos enrolamentos, contatos, soldas, etc. 
 
2. Relação de tensões 
Finalidade: verificar se não há irregularidades nos enrolamentos quanto ao número de 
espiras. 
3. Resistência de isolamento 
Finalidade: verificar a isolação entre enrolamentos e terra para atestar a secagem da 
parte ativa. 
 
4. Polaridade 
Finalidade: verificar se o sentido dos enrolamentos está correto. 
 
5. Deslocamento angular e sequência de fase 
Finalidade: verificar se a conexão dos enrolamentos está correta de acordo com o 
diagrama fasorial. 
 
6. Perdas em vazio e corrente de excitação 
Finalidade: verificar perdas no ferro e corrente de magnetização do núcleo. 
 
7. Perdas em carga e Impedância de curto circuito 
Finalidade: verificar pewrdas nos enrolamentos e o valor da impedância de curto 
circuito. 
 
8. Tensão aplicada (75% para transformadores usados e reparados) 
Finalidade: verificar se as isolações entre enrolamentos e terra suportam as tensões 
especificadas de testes de acordo com o nível de isolamento dos enrolamentos. 
 
9. Tensão induzida (75% para transformadores usados ou reparados) 
Finalidade: verificar as isolações entre espiras do próprio enrolamento. 
Valor teste = 2 x tensão nominal do enrolamento (durante 7.200 ciclos) 
 
10. Determinação do fator de potência (FP) 
Finalidade: verificar a qualidade do processo de secagem da parte ativa. Não se trata de 
ensaio de rotina, mas em transformadores com tensão igual ou superior a 36,2 kV, é 
recomendado fazê-lo. 
 
Estes testes devem ser contemplados em quaisquer tipos de serviços em 
transformadores elétricos e exigi-los, além das análises completas do estado do óleo em 
suas diversas fases, não deverá comprometer nenhum valor orçamentário, pois se trata 
da verificação da qualidade destes serviços e comprovação normatizada de seu uso. 
 
Eficiência em transformadores 
Edição 37, Fevereiro de 2009 
Por Marcelo Eduardo de Carvalho Paulino 
Novas tecnologias aplicadas em procedimentos de manutenção para avaliação de 
transformadores de potência 
A manutenção preventiva de transformadores ou de qualquer equipamento elétrico pode 
ser considerada como um dos ramos da técnica que mais evolui nos dias de hoje, 
constituindo-se em uma poderosa ferramenta para garantir o funcionamento contínuo 
das instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica. 
 
No caso da ocorrência de um defeito, que poderia ou não ser detectado por uma 
manutenção preventiva, ocorre um prejuízo financeiro de acordo com o volume de 
carga interrompida. Os prejuízos para as unidades fabris podem atingir elevados valores 
e, dependendo do caso, resultar em grande dano à imagem institucional das empresas. 
A avaliação dos custos envolvidos em qualquer tipo de interrupção de energia resulta na 
necessidade de implantação de programas de manutenção preventiva. Nesse caso, o 
objetivo principal é permitir a avaliação da instalação e dos seus equipamentos 
utilizando novas técnicas e ferramentas capazes de detectar uma possível falha o quanto 
antes. 
 
As equipes envolvidas com as atividades de comissionamento e manutenção têm sofrido 
crescente pressão para reduzir custos, mesmo sendo forçadas a manter antigas 
instalações em operação pelo maior tempo possível. Os equipamentos elétricos 
instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob condições adversas, 
como: altas temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa forma, mesmo tendo 
operação e manutenção de qualidade, não se pode descartar a possibilidade de falhas 
que, por sua vez, deixem indisponíveis as funções de transmissão e distribuição de 
energia elétrica. Entretanto, a checagem regular das condições de operação desses 
equipamentos torna-se cada vez mais importante. Torna-se imperativa a busca de 
procedimentos e ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de 
forma rápida e precisa. 
 
Este trabalho aponta para as principais técnicas de avaliação e testes de transformadores 
utilizando varredura de frequências. Mostra os procedimentos e resultados práticos 
envolvendo testes de resposta em frequência (função de transferência, impedância 
terminal), bem como fator de dissipação, capacitância e reatância de dispersão 
utilizando equipamentos de última geração, de fácil aplicabilidade pelas equipes de 
manutenção para testes em laboratório, em oficinas ou em campo. 
 
 
DISPOSITIVOS DE TESTE 
Este trabalho mostra a realização de testes e ensaios em transformadores de potência, 
avaliando a condição de enrolamentos, circuito magnético e isolamento, coletando 
dados e informações para subsidiar uma tomada de decisão pela equipe de manutenção. 
Para isso, utilizamos dois avançados sistemas de teste disponíveis no mercado para as 
equipes de teste. 
 
Sistema de teste multifuncional para comissionamento de 
equipamentos de subestações – CPC100 e CPTD1 
 
Neste trabalho, todos os testes foram executados com um novo sistema completo de 
teste. O dispositivo possui de um Processador Digital de Sinal (DSP) que gera sinais 
senoidais de até 12 kV numa faixa de frequência de 15 Hz a 400 Hz alimentados por um 
moderno amplificador de potência. 
 
Um transformador de saída combina a impedância interna do amplificador com a 
impedância do objeto sob teste. Por utilizar a frequência de teste diferente da frequência 
de linha e seus harmônicos, juntamente com medições usando técnicas de filtragem 
seletiva, o equipamento de teste pode ser operado em campo, inclusive em subestações 
com altos distúrbios eletromagnéticos. 
 
Equipamento de resposta em frequência FRAnalyzer 
Este equipamento mede a resposta em 
frequência e impedância terminal de transformadores em uma larga faixa de 
frequências, de 10 Hz a 20 MHz. Isto permite a detecção de defeitos tanto nos 
enrolamentos como no núcleo dos transformadores. É portátil e liga-se a um PC desktop 
ou notebook por meio de uma conexão USB (Universal Serial Bus) via cabo normal de 
1,5 m ou por meio de conversor de fibra ótica com 15 m, eliminando assim qualquer 
perigo de indução neste. O equipamento FRAnalyzer é mostrado na Figura 2 sem seus 
conectores e cabos. Este sistema de teste inova em dois importantes aspectos: sua 
capacidade de eliminar indução nas conexões por causa de seu sistema de conexões e o 
procedimento de avaliação das representações gráficas. 
 
MEDIDAS DE IMPEDÂNCIA PELO MÉTODO FRSL 
Com a medição da reatância de dispersão, podemos obter informações sobre mudanças 
sofridas entre os canais de dispersões, devido às altas correntes de curto-circuito 
circulantes nos enrolamentos. As medições da reatância de dispersão são realizadas 
durante o teste de curto circuito. Durante este teste, a relutância encontrada pelo fluxo 
magnético é determinada pelas características do meio de condução do fluxo magnético, 
pelo chamado canal de fuga ou canal de dispersão. O canal de fuga ou de dispersão é o 
espaço confinado entre a superfície interior do enrolamento interior, a superfície 
exterior do enrolamentoexterior e o espaço entre o jugo inferior e superior. 
 
Quando ocorre uma distorção dos enrolamentos por conta de uma falha, as perdas 
aumentam devido às correntes induzidas. A relutância altera a trajetória do fluxo de 
dispersão. Isto resulta na mudança do valor de impedância de dispersão medida. 
 
Uma falha dessa natureza em um 
transformador é difícil de ser diagnosticado sem alguns ensaios específicos. Utilizando 
o método FRSL (Frequency Response of Stray Losses), além de ser um método de fácil 
aplicação, este ensaio serve como indicador confiável da distorção dos enrolamentos de 
transformadores e pode ser usado como complemento a outros ensaios específicos. Este 
método utiliza medidas com variação da frequência. Neste trabalho, foram realizados 
testes variando a frequência de 15 Hz a 400 Hz. 
 
Segundo a estrutura da disposição dos enrolamentos sem a transposição da fiação, 
ocorrerão perdas devido às correntes induzidas. Para minimizar essas perdas, os fios são 
transpostos de forma a compensá-las. Se esses condutores forem danificados ou 
sofrerem um curto-circuito, ocorrerá um aumento nas perdas do enrolamento. A Figura 
3 ilustra o descrito. 
 
O diagrama de equivalente da função de transferência pode ser visto na Figura 4, em 
que Rac(f) é a parcela resistiva dependente da frequência. 
 
 
 
Procedimentos e configuração de testes 
 
Com uma excitação por fase, a impedância de 
dispersão de uma unidade trifásica pode ser medida por dois métodos: o método do 
equivalente trifásico e o método por fase. Neste trabalho, usaremos apenas o método por 
fase. Executa-se um teste por cada fase, conectando os terminais de teste do instrumento 
de medição aos terminais de linha ou ao neutro e linha dos enrolamentos em estrela ou a 
um par dos terminais de linha no enrolamento em delta. Os terminais do enrolamento 
oposto devem ser “curto-circuitados”. Os terminais de linha dos outros enrolamentos 
devem ser deixados flutuantes, conforme mostrado na Figura 6. 
 
Usando um sistema de teste multifuncional, a reatância de dispersão pode ser medida 
em uma faixa de frequência de 15 Hz a 400 Hz, empregando uma fonte de tensão de 
130 Vac ou uma fonte de corrente de 6 Aac. As medidas das tensões e correntes nos 
enrolamentos são feitas no mesmo equipamento. 
 
Exemplo de obtenção dos resultados 
e análise em transformador de 100 MVA 
 
Com as medidas realizadas, de posse da tabela com as resistências segundo a variação 
de frequência, são montados os gráficos conforme o exemplo mostrado na Figura 5. A 
seguir é mostrado um exemplo de ensaio realizado em um transformador de força 
230/69/13.8 kV, 100 MVA, em que foi comprovada a integridade do enrolamento de 
alta tensão pelo teste cujos resultados são mostrados na Figura 7. Pode-se observar que 
as medidas para as três fases têm o mesmo resultado. 
 
 
Exemplo de obtenção dos resultados e análise com falta na fase C 
A Figura 8 mostra um gráfico evidenciando a descoberta de um problema no 
enrolamento da fase C. Pode-se notar, para frequências maiores, o desvio na fase C em 
relação às fases A e B. Entretanto, se forem observados os valores em torno de 50 Hz e 
60 Hz não existe nenhuma indicação de defeito ou qualquer anormalidade. 
 
 
No entanto, de acordo com o registrado no procedimento proposto e depois de 
inspecionar o defeito da fase C, tem-se a ocorrência de sobreaquecimento em dois locais 
em que a fiação é transposta e onde agora se vê um curto-circuito. A Figura 9 mostra o 
enrolamento medido. 
 
 
MEDIDA DE CAPACITÂNCIA E FATOR DE DISSIPAÇÃO COM VARIAÇÃO DE 
FREQUÊNCIA 
As medidas da Capacitância (C) e do Fator de Dissipação (FD) são um importante 
método de diagnóstico de isolamento. Esse processo foi publicado por Schering em 
1919 e utilizado para esse propósito pela primeira vez em 1924. Em um diagrama 
simplificado do isolamento, Cp representa a capacitância e Rp, as perdas. O fator 
dissipação é definido como: 
 
O sistema de teste utilizado neste trabalho usa um método similar àquele da ponte 
Schering. A principal diferença deste sistema e os equipamentos similares no mercado é 
que não necessita de ajustes para medição da capacitância e do fator de dissipação; 
possui um capacitor de referência isolado a gás com perdas abaixo de 10-5. 
 
Para uso em laboratório, tais capacitores são regularmente utilizados para obter 
medições precisas, já que as condições climáticas são bem constantes. Não é o caso para 
medições em campo em que as temperaturas podem variar significativamente, causando 
dilatação e contração do eletrodo no capacitor de referência. O sistema de teste utilizado 
leva todos esses fatores em consideração e os compensa eletronicamente. Assim, é 
possível, pela primeira vez, realizar facilmente testes para fator de dissipação igual a 5 x 
10-5 no campo. 
 
Medições e avaliação do fator de dissipação em enrolamentos de transformador 
Um transformador contém um complicado sistema de isolamento. Enrolamentos de alta 
e baixa tensão devem ser isolados do tanque e do núcleo, da mesma forma que esses 
elementos também o são. Todos esses gaps de isolamento devem ser checados 
regularmente. Normalmente em um transformador de potência de dois enrolamentos, as 
medidas de capacitância e do fator de dissipação são realizadas para todos os 
isolamentos: AT para BT, AT para massa, BT para massa. É muito mais complicado em 
um transformador de três enrolamentos e são necessários mais testes para medir todos 
os intervalos. 
 
O Fator de Dissipação (FD) é um indicador da qualidade do isolamento óleo-papel 
desses gaps. A degradação do óleo, a quantidade da água e a contaminação com carbono 
e outras partículas podem aumentar o FD. Para isolamento de óleo e papel em 
transformadores de potência novos e transformadores de boa qualidade, têm valores do 
FD abaixo de 0,5%. Este resultado é publicado pelas normas e por outras literaturas. A 
Tabela 1 mostra os valores registrados na IEEE Std. 62-1995. 
 
Entretanto, para a correta avaliação do estado de 
isolamento, existe a necessidade da comparação com valores do histórico do 
equipamento sob teste com a medida do FD feita em 60 Hz, além da referência de 0,5%. 
Devido ao fenômeno do efeito pelicular e do efeito da polarização do meio dielétrico 
diante da variação de freqüência, os resultados dos testes de fator de dissipação e 
capacitância geram gráficos mostrando valores de referência, uma "impressão digital" 
do transformador, importante para comparações futuras. Com a aplicação de variação de 
frequência, o fator de dissipação em um transformador com o isolamento em boas 
condições tende a aumentar, enquanto o valor de capacitância deve se manter constante. 
 
A Figura 10 mostra um transformador de 69 KV/20 MVA novo testado em fábrica. A 
Figura 11 traz o resultado do teste de fator de dissipação de AT para BT, variando a 
frequência. 
 
O valor do FD para 60 Hz gira em torno de 0,15%. A característica da curva FD nesta 
faixa de frequência mostra o aumento de FD com o aumento da frequência, como o 
esperado, e deve ser mantida como registro de resultado para diagnóstico futuro do 
isolamento e sua degradação. 
 
A seguir é mostrado o resultado da comparação entre as três fases com a medida de 
fator de potência em três reatores ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46, fabricação 
2002, potência de 40,33 MVAr, tensão HV de 500 kV, e corrente HV de 127 A. A 
Figura 12 mostra um dos reatores e a Figura 13 exibe o resultado dos testes. 
 
Nota-se também que a tendência é o aumento do fator de potência com o aumento da 
frequência, comprovando o descrito anteriormente. Entretanto, registraram-sepicos 
negativos e positivos exatamente com a frequência de 60 Hz. Isto ocorreu devido à forte 
interferência eletromagnética na medida, pois a instalação dos reatores encontrasse ao 
lado de bay de 500 kV energizado. Deve-se registrar que, se as medidas fossem feitas 
apenas com 60 Hz, os resultados anotados certamente estariam errados, pois não 
levariam em consideração as condições reais do isolamento sob teste. 
 
MEDIDA DE RESPOSTA EM FREQUÊNCIA 
A análise da resposta em frequência é realizada pelo estudo da variação com a 
frequência do quociente entre dois fasores, em amplitude e fase. Na variação da 
amplitude e da fase com a frequência estará presente, a diferença de amplitude e o 
atraso de fase devido à configuração dos circuitos R-L-C que compõem a estrutura do 
elemento testado. Este método está baseado na suposição de que qualquer deformação 
mecânica pode ser associada a uma mudança das impedâncias do circuito equivalente e 
essas mudanças podem ser detectadas por uma função de transferência. 
 
Em essência, o método consiste na aplicação de um sinal senoidal de baixa tensão, por 
exemplo, 1 V, variando a frequência do sinal aplicado, de 10 Hz a 20 MHz. Em outro 
terminal, são medidos amplitude e ângulo do sinal da reposta correspondente ao sinal de 
aplicado. Tais resultados são apresentados em forma gráfica, segundo as medidas dos 
sinais de tensão e corrente de entrada e saída. As representações gráficas das funções 
amplitude e fase da resposta em frequência, em escala logarítmica, designam-se por 
diagramas de Bode de amplitude e de fase. Nos diagramas de Bode de amplitude, o eixo 
das frequências (horizontal) é representado em escala logarítmica, ao passo que, na 
escala vertical, representa-se a função 20log10 (amplitude), no lugar da amplitude 
apenas, cuja unidade se designa por decibel (dB). Tem-se como resultado, tanto para 
amplitude quanto para fase, a função transferência de tensão apresentando a relação 
entre o valor do sinal de tensão de saída e o sinal de tensão de entrada em função da 
frequência, ou seja, Uo/Ui (f). 
 
Outro importante resultado é a representação gráfica das impedâncias próprias, 
apresentando a relação entre o sinal de tensão de entrada e o sinal de corrente de entrada 
em função da frequência, obtendo-se a Função Impedância Ui/Ii (f) e a Função 
Admitância Ii/Ui (f). 
 
Ensaio de função de transferência 
Neste ensaio, o sinal é injetado na bobina de alta tensão, H1, sendo a medição feita na 
bobina de baixa tensão, x1, como indicado no esquemático da Figura 14, em que o cabo 
amarelo é a injeção de sinal, o vermelho de tomada de sinal de referência e o azul o de 
medição. Os terminais opostos das bobinas são aterrados. Assim, são levantados os 
gráficos de magnitude e defasagem da impedância do transformador em função da 
frequência. A função de transferência é utilizada para o cálculo da relação de 
transformação (K) por meio de: 
 
Ensaio de impedância terminal 
Para este ensaio não se utiliza o terceiro cabo, o de referência. A injeção de sinal é feita 
na bobina de alta tensão, H1, cabo amarelo. A medição é realizada na outra ponta da 
bobina de alta, H2, cabo azul, conforme a Figura 15. 
 
 
Identificação curto-circuito e mudança de posição de enrolamento 
Para este ensaio foi utilizado um transformador didático de distribuição monofásico de 
7,97 kV para 240 V, de 10 kVA. A Figura 16 mostra as conexões realizadas no 
transformador sob teste. 
 
 
A Figura 17 exibe as assinaturas da função de transferência de H1 para X1. O traço em 
vermelho indica uma situação de enrolamento normal. São também indicadas três 
situações de defeito: com X1 em curto para massa, e uma simulação de mudança na 
posição do enrolamento inserindo capacitores entre X1 e a massa. Para uma 
capacitância de 1 ?F, tem-se um pico de desvio em 10 kHz e um afundamento em 125 
kHz na função de transferência. Inserindo um capacitor de 3,3 ?F entre X1 e a massa, 
tem-se um pico de desvio em 5,5 kHz e um afundamento em 65 kHz na função de 
transferência. 
 
A interpretação das características do método da resposta em frequência pode ser 
subjetiva quando a comparação das assinaturas se dá somente pela forma gráfica. A 
utilização de uma ferramenta que fornece uma referência numérica ajuda a equipe de 
teste na tomada de decisão, eliminando erros na análise do resultado. Assim aumenta-se 
consideravelmente a confiabilidade do ensaio. 
 
Alguns algoritmos são capazes de reconhecer mudanças de assinaturas de resposta em 
freqüência, entretanto, elas apresentam diferentes sensibilidades para casos 
determinados. Uma possível solução seria a integração de vários algoritmos. Estudos 
ainda são realizados para validar algoritmos adequados. 
 
Identificação de defeito utilizando impedância terminal 
A seguir é apresentado um resultado de teste de impedância terminal em um 
autotransformador monofásico de 100 MVA – 500 kV/230 kV/13,8 kV. 
 
 
Neste teste é evidenciado o defeito nos enrolamentos de alta e média tensão (500 kV e 
230 kV, respectivamente). São gerados vários gráficos para análise. Como exemplo é 
mostrado o teste antes e depois da ocorrência falha para comparação Parte Real da 
impedância dos enrolamentos X0X1 de 230KV e y1y2 de 13,8 kV. Nota-se claramente 
que a característica azul, antes da ocorrência, não se repete para o enrolamento X0X1. 
Na comparação para o enrolamento y1y2, pode-se notar que a característica em 
vermelho, ou seja, depois da ocorrência da falha, pouco difere da característica inicial. 
 
 
 
MARCELO EDUARDO DE CARVALHO PAULINO é gerente técnico da 
Adimarco Representações e Serviços LTDA. É instrutor certificado pela OMICRON 
Eletronics e instrutor convidado do curso de Especialização em Proteção de Sistemas 
Elétricos (CEPSE) e do curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos 
(CEMSE), da Unifei-Itajubá. É coordenador do GT B5 32 – Functional Testing of IEC 
61850 based Systems do CE B5 do Cigré-Brasil e secretário do CE 
 
 
Recomissionamento de instalação elétrica industrial 
Edição 95 - Dezembro de 2013 
Artigo - Instalação Ex 
Por Gil Gonçalves de Lima e Alvaro Antpack* 
Principais problemas encontrados no sistema elétrico de uma plataforma marítima de 
produção de óleo e gás natural, as correções praticadas, as soluções implementadas e os 
ganhos obtidos com segurança e confiabilidade operacional 
A Plataforma Marítima de Produção de Óleo e Gás Natural (PMPOG) tem como 
finalidade principal a coleta do óleo exportado por outras cinco plataformas, utilizando 
um complexo composto por uma unidade flutuante de estocagem (FSO), dois conjuntos 
flutuantes de válvulas (monoboias), quilômetros de dutos e dezenas de válvulas 
submarinas. 
A PMPOG bombeia a produção destas cinco unidades para um FSO, que, por sua vez, 
pode realizar off load para um “navio aliviador” e para dois petroleiros de longo curso, 
simultaneamente, por meio das duas monoboias. A PMPOG transmite em 
13,8 KV energia elétrica para o FSO, sendo capaz de suprir 30 MW por meio de quatro 
multicabos eletro-óticos submarinos. 
Os serviços tratados neste trabalho foram realizados nos seguintes equipamentos: 
 · Painel de Distribuição de Cargas Normais em 13,8KV (PNCN); 
 · Painel de Distribuição de Cargas Essenciais (PNCE); 
 · Painel de Distribuição de Cargas Normais em 480 V (PNDCN); 
 · UPS de Cargas Gerais e Baterias UPSCG / BTCG; 
 · UPS de Iluminação de Emergência e Baterias (UPSIL / BTIL); 
 · Iluminação de Emergência; 
 · Gerador de Emergência. 
Painel de Distribuição de Cargas Normais (PNCN) 
Alimentado diretamente pela geração principal (três turbogeradores 13,8 KV / 31.250kVA) ou auxiliar (um gerador a diesel de 13,8 KV / 3.300 KVA). Projetado para 
corrente nominal (In) de 2.500 A, suporta corrente de curto-circuito (Icc) simétrico de 
50 KA e assimétrico de 125 KA (pico). 
É composto por cinco barramentos (A, B, C, D e E), cinco disjuntores de interligação 
(TIE) e pode operar em regime permanente na configuração de anel fechado. Os 
disjuntores são a vácuo e estão distribuídos em 32, dos 40 cubículos que o painel possui 
(Figura 1). 
 
Tensão de controle e proteção em 120 VAC, proveniente dos painéis de distribuição dos 
UPSCG. Dotado de relés de proteção microprocessados, interligados em rede ProfiBus 
DP e relés de bloqueio (86) eletromecânicos. 
Problemas corrigidos: 
1) Percursos das cordoalhas dos cabos de potência: 
As blindagens dos cabos passam pelo TC janela e são unidas por meio de cordoalhas 
que são aterradas. Para garantir o funcionamento adequado da função de proteção contra 
falhas à terra, é necessário que a cordoalha termine antes do TC para depois ser 
aterrada. 
Se ela passar por dentro do TC, deverá ser conduzida de volta, para depois ser aterrada. 
Dessa forma, caso haja circulação de corrente por ela, o fluxo que entra no TC anulará o 
que sai (ver Figura 2, copiada da IEEE 242). 
Houve correção no percurso das cordoalhas, que estavam atravessando o TC de 
proteção tipo janela, junto ao respectivo cabo de potência, antes de ser conectado à 
terra. 
A situação encontrada poderia gerar erro na atuação do relé de proteção 50 GS. Pois, em 
caso de falta à terra, a corrente que circula pela cordoalha entraria no cálculo do relé 
(Figura 3). 
Na situação atual, uma eventual circulação de corrente pela cordoalha não interferirá 
nos cálculos do relé. A cordoalha foi desconectada do ponto de aterramento original e 
foi realocada de forma a retornar por dentro do TC e conectada a outro ponto de 
aterramento. Dessa forma, a segurança e a confiabilidade das proteções contra faltas à 
terra foram restabelecidas. 
 
 
2) Correção dos intertravamentos mecânicos: 
A situação encontrada em alguns cubículos possibilitava a inserção do disjuntor com a 
chave seccionadora de aterramento acionada e, até mesmo, aterrava a saída de um 
disjuntor que estivesse ligado. 
Em alguns cubículos, o defeito no intertravamento mecânico impedia a extração de 
disjuntores. Em outros, impedia a inserção. A Tabela 1 mostra os testes que foram 
realizados nos 32 disjuntores a vácuo do painel: 
 
Todas as não conformidades identificadas foram corrigidas. A situação atual permite 
que a operação elétrica da PMPOG realize todas as manobras pertinentes, com toda a 
segurança prevista no projeto do painel. 
3) Correção da indicação de estado dos disjuntores na Estação Central de 
Operação e Supervisão (ECOS): 
A situação encontrada não permitia ao operador da sala de controle ter confiança nas 
indicações disponíveis na ECOS, pois alguns disjuntores não refletiam o estado em que 
se encontravam. 
Foram simuladas, nos disjuntores do PNCN, todas as condições previstas no projeto. 
Conforme o caso, a correção foi realizada no circuito de comando e micro switches do 
painel ou na configuração PLC – VXL. 
A situação atual permite que a operação realize manobras no sistema elétrico da frente 
do painel ou remotamente e com toda a segurança. Confira, na Tabela 2, os testes 
funcionais que foram realizados. 
 
Outros testes realizados nos disjuntores: 
 Tempo de carregamento da mola (seg); 
 Resistência Contato (μ?); 
 Tempo de Abertura (ms); 
 Tempo de Fechamento (ms); 
 Resistência Isolação. (M?); 
 Testes operacionais. 
 
4) Adequação da seletividade lógica e proteção contra falhas na abertura de 
disjuntores (50 BF), conforme projeto: 
O PNCN é composto por três disjuntores de saída dos turbos geradores, um disjuntor de 
saída do gerador auxiliar, 23 disjuntores (feeders) de saída para as cargas e cinco 
disjuntores de interligação de barras (Ties). 
A filosofia de proteção foi concebida de forma que, ocorrendo curto-circuito em uma 
das cargas, a seguinte sequência lógica será desencadeada para isolar o defeito e/ou a 
barra defeituosa: 
 A função 50 do circuito em falta e dos geradores serão sensibilizadas (pick up). 
 A função 68, do relé do disjuntor da carga em falta, irá enviar sinal para 
bloqueio da atuação dos relés dos geradores. 
 Se o disjuntor da carga em falta não “tripar”, a função 50BF irá comandar a 
atuação do rele de bloqueio (86) do gerador da barra faltosa, dos TIES e de todas 
as outras cargas desta barra. 
 Com os disjuntores TIES abertos, a seletividade lógica é parcialmente ou 
totalmente desfeita. 
Na situação encontrada, apenas na barra “A” ocorria o efeito esperado. Nas demais 
barras, somente o trip do disjuntor do gerador ocorria. Os disjuntores ties e as demais 
cargas não recebiam sinal de trip. Dessa forma, o defeito não seria isolado do sistema. 
Foi realizado um trabalho em conjunto com o fabricante do painel para identificar quais 
ligações e/ou parametrizações do projeto não estavam sendo satisfeitas. Foi constatado 
que a programação do PLC concentrador não estava conforme a última revisão do 
projeto, de forma que a função 68 não bloqueava os incomers dos geradores de fora 
barra defeituosa nem tripa os disjuntores de interligação da barra (TIES) onde houvesse 
a carga defeituosa. 
Por exemplo, TG-A e TG-C alimentando todas as cargas do sistema e TG-C desligado. 
Havendo falta em uma das cargas da barra C, os incomers dos TG-A e B não sofrerão 
bloqueio via 68 do feeder da carga defeituosa. Dessa forma, os disjuntores dos TG 
poderão receber sinal de trip desnecessariamente, já que não “esperarão” o feeder da 
carga em falta isolar o defeito. 
Também não haverá trip nos dois disjuntores de interligação (TIES) da barra C, efeito 
desejado para isolar a barra C, caso o feeder da carga defeituosa não seja desligado 
dentro do intervalo de tempo previsto no projeto. 
A situação atual é de negociações com a assistência técnica do fabricante do painel. 
Assim que essas correções estiverem implementadas, o sistema elétrico terá a 
continuidade operacional e a segurança previstas no projeto do painel. 
5) Adequação do monitoramento de arco voltaico, com a substituição das fibras 
acrílicas monofilares (cabos óticos) danificadas e preparação das fibras no extremo 
dos captores: 
Os PNCN / PNCE / PNDCN são dotados com sistema de monitoramento de arco 
voltaico. Em cada um dos cubículos do PNCN existem dois captores e nos dutos de 
barras deste painel um captor. 
Nos PNCE / PNDCN os captores estão instalados somente nos cubículos de entrada e 
nos TIES. O sistema é composto por captores de luz, misturadores óticos, monitores de 
arco Slaves e monitores de arco Masters. 
Ocorrendo detecção de luz (intensidade > 1.000 Lux) pelos captadores situados nos 
compartimentos monitorados, esta é transmitida por fibra ótica (comprimento máximo 
de 5 metros) até um misturador ótico, que pode unificar o sinal recebido de até três 
captores. 
Este sinal é transmitido (comprimento máximo de 50 metros) via fibra ótica ao monitor 
de arco. Os monitores possuem entradas e saídas óticas, indicação visível, sensor de 
sobrecorrente, saídas de alarme e uma lógica de operação configurável. 
Cada uma das cinco barras do PNCN possui dois monitores de arco slave e um master. 
O efeito esperado da detecção de arco por um dos captores é a abertura de todos os 
disjuntores da barra em que ocorreu o arco voltaico em até cinco milissegundos. 
Na situação encontrada, todos os condutores óticos, cujo percurso havia alguma curva, 
estavam danificados. As curvaturas possuíam raio inferior a 25 mm e, desta forma, atransmissão da luz era praticamente interrompida. 
Além disso, todas as fibras no extremo dos captores tinham corte reto (Figura 4). O 
resultado era que os captores só detectavam flashes muito próximos e frontais. As 
curvas foram refeitas de maneira mais suave, respeitando-se um raio mínimo de 
25 mm e as fibras no extremo dos captores foram cortadas de forma cônica, fazendo um 
ângulo de aproximadamente 90º (45º em relação ao eixo do cabo) 
 
 
Após os serviços descritos, foram realizados testes com flash em todos os captores. 
Ficou comprovado que os captores estão com sensibilidade adequada, que a transmissão 
da luz até os devidos monitores de arco está correta e que o efeito esperado, 
desligamento de todos os disjuntores da barra defeituosa, está ocorrendo. 
A situação atual garante toda a segurança e continuidade operacional previstas no 
projeto do painel. 
6) Correção na lógica do intertravamento de segurança da tensão de controle dos 
painéis: 
A tensão de 120 VAC utilizada para controle e proteção nos PNCN / PNCE / PNDCN é 
proveniente dos UPSCGs. Em cada um destes, existe uma lógica feita com relés, que 
recebe 120 VAC dos dois UPS e distribui para todos os consumidores do determinado 
painel CDC. Este circuito é denominado “Distribuição geral de tensão comando 120 
VAC”. Possui duas entradas e um contator auxiliar fazendo a função de TIE. 
Normalmente, o UPS A alimenta os consumidores da barra A e o UPS B, da barra B. 
Intertravamentos elétricos impedem o paralelo (inclusive o momentâneo) entre as duas 
fontes de entrada, que são os próprios UPSs. 
Em caso de falta da fonte B (e vice-versa), o projeto permite que a fonte A venha suprir 
também os consumidores do lado B. Porém, neste caso, o lado que estava sendo 
alimentado pela fonte B ficará desligado durante o tempo que a lógica de reles levar 
para comandar o fechamento do contator TIE. 
Esse tempo é suficiente para causar o desligamento de todos os consumidores barra B. 
Quando a fonte B for normalizada, outro desligamento ocorrerá na barra B, enquanto a 
lógica de relés comanda a abertura do contator TIE para depois receber a energia da 
fonte B. 
Os principais consumidores são relés de proteção microprocessados, bobinas de 
fechamento e abertura de disjuntores, lâmpadas de sinalização do painel, etc. A situação 
encontrada permitia um “terceiro” desligamento. Quando a fonte faltosa era 
normalizada, antes do contator TIE abrir para permitir o recebimento desta, o lado da 
fonte saudável era desligado também.Dessa forma, todos os consumidores dos PNCN / 
PNCE / PNDCN eram desligados momentaneamente, o que levava a PMPOG à 
condição de shut down. 
Após negociações, o circuito da lógica de relés foi revisado pelo fabricante do painel e a 
equipe de bordo implementou as alterações necessárias para que não ocorresse o 
“terceiro” desligamento. 
A situação atual garante toda a segurança e continuidade operacional previstas no 
projeto do painel. 
Painel de Distribuição de Cargas Essenciais (PNCE) 
Painel essencial com três entradas: duas através dos TF A / B (13,8 kV/ 0,48 kV) e uma 
do gerador de emergência. 
Projetado para corrente nominal (In) de 3.000 A, suportar corrente de curto-circuito 
(Icc) simétrico de 65 KA e assimétrico 143 KA (pico). 
Principais cargas essenciais: um compressor de ar de instrumentos, três bombas de 
captação, três bombas de resfriamento, quatro UPS, três CCM auxiliares dos turbos 
geradores e dois CCM essenciais. Todas as cargas motóricas são acionadas via soft 
starters. Os disjuntores são a ar, tipo power break. 
A. Problemas corrigidos 
1) Os mesmos do PNCN relativos ao monitoramento de arco voltaico, indicação de 
estado de disjuntores e tensão de controle e proteção. Os mesmos testes e inspeções 
foram realizados nos disjuntores power break: 
2) Comando remoto (ECOS) para cargas motóricas essenciais: a situação encontrada 
não permitia que a sala de controle central (ECOS) visualizasse o estado, nem 
comandasse os disjuntores das sete cargas motóricas essenciais. Além disso, a atuação 
da função 27 (subtensão) gerava trip nos relés de bloqueio (86). 
Durante o retorno de shut down, além das operações pertinentes, o operador de 
facilidades elétricas tinha também de rearmar sete relés de bloqueio, religar sete 
disjuntores e comunicar à sala de controle que os equipamentos estavam prontos para a 
operação (a sala de controle não visualizava o estado dos disjuntores). Somente após 
todo esse procedimento o operador da sala de controle conseguia ligar remotamente as 
cargas motóricas essenciais. Pela tela (ECOS) de processo era possível partir somente 
os soft starters, que dependem de os respectivos disjuntores estarem ligados. 
Após reuniões com a participação de representantes do fabricante do painel e do suporte 
técnico da PMPOG, consolidou-se uma correção para o circuito de comando das cargas 
motóricas essenciais. A situação atual permite que todos os equipamentos essenciais 
necessários para a partida da planta de processo sejam ligados da sala controle, sem 
intervenção nenhuma do operador do campo. 
Dessa forma, o tempo de retorno do processo após shut down foi reduzido e a segurança 
operacional aumentada. 
3) Correção da lógica de shut down, de maneira a possibilitar que a ventilação forçada 
do radiador do gerador de emergência, não fosse bloqueada durante a ocorrência de 
ESD-3T: a situação encontrada não permitia o arrefecimento no gerador de emergência 
durante ESD-3T, consequentemente, a proteção contra sobretemperatura parava a 
máquina poucos minutos depois desta assumir as cargas do PNCE. 
O motor elétrico do ventilador do radiador é uma das cargas do CCMCE – CCM de 
cargas essenciais. O CCMCE é uma das cargas do PNCE. Pela matriz de causa e efeito 
original, quando ocorria o evento ESD-3T, entre outras ações deflagradas, havia o 
desligamento e bloqueio do disjuntor 52.02 A-01 do PNCE, que é o alimentador do 
CCMCE. 
Ocorreram algumas reuniões com o suporte técnico da PMPOG e a matriz foi corrigida. 
A situação atual permite que o gerador de emergência opere normalmente durante o 
evento ESD-3T. Dessa forma, a segurança da unidade e o restabelecimento operacional 
do processo se dão dentro do tempo estimado pelo projeto. 
Painel de Distribuição de Cargas Normais (PNDCN) 
Painel de cargas normais com três entradas pelos transformadores de força (13,8 / 0,48 
KV). Projetado para corrente nominal (In) de 2500 A, suportar corrente de 
curto-circuito (Icc) simétrico de 40 KA e assimétrico 100 KA (pico). 
Principais cargas: um compressor de ar de instrumentos, quatro aquecedores de gás 
combustível, sistema de ar condicionado (três URAS), cargas auxiliares dos três turbo 
geradores e quatro CCMs. A carga motórica (compressor de ar) é acionada via soft 
starter. Os disjuntores são a ar, tipo power break. 
Problemas corrigidos 
Os mesmos do PNCN relativos ao monitoramento de arco voltaico, indicação de estado 
de disjuntores e tensão de controle e proteção. Os mesmos do PNCE relativos ao 
comando remoto (ECOS) para carga motórica. Os mesmos testes e inspeções foram 
realizados nos disjuntores power break. 
Gerador de emergência 
Diesel gerador 480 V / 1810 KVA / 1200 rpm. Situação encontrada: o sincronismo com 
a geração principal ou auxiliar era sempre em modo de operação manual e muito 
instável. 
Este fato ficava evidenciado durante testes semanais e operações visando restabelecer o 
sistema após shutdown. Quando em paralelo, o motogerador tendia a assumir cargas 
muito rapidamente, não respeitando a taxa implementada anualmente pelo operador. 
Nessa condição, o operador era obrigado a intervir reduzindo a rotação do motor, antes 
que a máquina caíssepor atuação da proteção de sobrecarga. Nesse momento, o gerador 
tendia ceder carga, também muito rapidamente, possibilitando motorização da máquina. 
Todo o processo então se repetia de modo cíclico, situação que geralmente terminava 
com o operador decidindo interromper a manobra, abrindo o disjuntor do gerador 
antecipadamente ou com atuação do relé de proteção, evitando motorização ou 
sobrecarga. 
Realizou-se estudo da topologia do sistema de geração de emergência, após o que se 
concluiu necessária a intervenção do fabricante dos módulos de controle de velocidade. 
A bordo da PMPOG, foram realizados diversos testes, ajustes e criados procedimentos 
operacionais. A equipe de operação foi convidada a acompanhar os testes finais e a 
realizar um treinamento no local de trabalho, em que teve a oportunidade de executar os 
procedimentos recém-criados, de forma assistida pelos técnicos envolvidos e pelo 
prestador de serviços. 
Na situação atual, a equipe de operação tem confiança de realizar o sincronismo do 
gerador de emergência com os demais geradores, nos testes semanais e durante o 
retorno de shutdowns. Assim, está garantida toda a segurança operacional prevista no 
projeto do gerador de emergência da PMPOG. 
Iluminação de emergência 
Iluminação proveniente de baterias. Acionada automaticamente durante falha total da 
geração de energia elétrica. Requisitos do projeto para alguns ambientes da plataforma: 
“3.3.3.4 The emergency lighting system shall be designed in such way that when the 
normal and essential lighting fails, it shall supply the minimum lighting levels below 
indicated: 
- Emergency and Auxiliary generators area, areas where essential services are located: 
15 LUX; 
- Panel Front (essential. switchboards, process & All generators (main, auxilary and 
emergency) control panels,only): 50 LUX”. 
Na situação encontrada, a PMPOG enfrentava condições de grave deficiência no nível 
de iluminamento nas salas de UPS, salas dos Diesel Geradores e sala de painéis 
essenciais. 
Apesar de os UPS de iluminação de emergência estarem operando normalmente, o nível 
de iluminamento desses ambientes ficava abaixo do recomendado pelas diretrizes de 
projeto da unidade e, em alguns casos, era nulo. 
Foi realizado um trabalho de realocação das luminárias dessas salas e de sua 
alimentação elétrica, trazendo a iluminação de emergência a níveis compatíveis com as 
diretrizes de projeto. 
Na situação atual, todos os ambientes citados possuem iluminação de emergência 
adequada, facilitando a circulação da equipe de emergência e de manutenção, 
garantindo a segurança prevista no projeto da PMPOG. 
UPSs e baterias 
Sistema composto por dois UPS de 100 KVA + duas baterias de 240 V / 2.250 A para 
“Cargas Gerais” e dois UPS de 50 KVA + duas baterias de 240 V / 2.250 A para 
iluminação de emergência. As salas dos UPSs e das baterias são climatizadas. 
A) UPS 
A situação encontrada nas entradas de ar para arrefecimento de todos os UPSs, depois 
de dois anos de operação, poderia comprometer a operação dos equipamentos. Ver 
Figura 6. 
Na situação atual, todas as chapas, que foram instaladas com a finalidade de evitar 
entrada de poeira durante a obra foram retiradas. O resfriamento do equipamento foi 
normalizado. 
 
B) Baterias 
Na situação encontrada, as baterias tinham uma maioria absoluta de elementos 
apresentando a densidade da solução de ácido sulfúrico acima de 1.240 g/dm³, valor 
considerado elevado para as características construtivas de baterias ventiladas OPzS 
(1.215 g/dm³ @ 25°C). 
Essa mesma situação foi identificada em baterias de fabricantes diferentes. 
Concluiu-se que à época do comissionamento da PMPOG seus elementos foram 
completados com eletrólito inadequado à aplicação, possivelmente, o mesmo destinado 
a baterias automotivas (1270 g/dm³ @ 25°C) ou em algum momento o nível do 
eletrólito foi completado com solução ácida e não água destilada, como deve ser 
efetuado. 
Realizou-se estudo do problema e identificou-se como será a correção da densidade do 
eletrólito de cada uma das baterias com desvio. Na situação atual, a execução do serviço 
de correção está em fase de planejamento em conjunto com especialistas que provêm 
suporte técnico à PMPOG. 
Gerenciamento de alarmes 
A partir de iniciativa do suporte técnico da PMPOG, foi estabelecida uma meta máxima 
para o número de alarmes por hora gerados nas Estações de Controle e Operação 
do Sistema (ECOS) para todas as plataformas da Unidade Operacional. 
Há estudo de ergonomia realizado no Reino Unido, que definiu que é necessário um 
tempo mínimo de dois minutos para que o operador receba um determinado alarme, 
entenda o que está acontecendo no processo e tome uma ação para contornar o problema 
e evitar o shutdown. 
Um alarme a cada dois minutos é equivalente a 30 alarmes por hora, e esta foi a meta 
estabelecida. Na situação encontrada, foi identificada na PMPOG uma média de 150 
alarmes por hora, chegando a picos de até 400 alarmes por hora. Essa condição 
dificultava bastante a ação dos operadores, que tinham de decidir rapidamente quais 
eram os alarmes mais relevantes para então tomar as ações cabíveis. Além disso, a 
grande quantidade de alarmes espúrios ou desnecessários gerava um descrédito, 
podendo induzir a equipe de operação a erros. 
Foi realizado trabalho em que, a partir dos relatórios quinzenais emitidos pelo suporte 
técnico, eram identificados os alarmes gerados com maior frequência e suas causas 
analisadas. Foram tomadas ações conjuntas com o suporte técnico, por exemplo, a 
reclassificação de determinados alarmes como eventos de processo, ou tratamento de 
situações em que certos instrumentos entravam em falha, mas sua manutenção não era 
priorizada em favor de outros serviços. 
Na situação atual, a taxa de alarmes tem se mantido há doze meses dentro da meta de 30 
alarmes por hora, e há nove meses abaixo de 20 alarmes por hora, com incremento da 
segurança operacional, da relevância dos alarmes gerados e do controle exercido pela 
equipe de operação da unidade. 
Conclusões 
Com a aplicação dos trabalhos citados, a segurança e a continuidade operacional da 
PMPOG foram incrementadas. Assim que os demais trabalhos, atualmente em 
planejamento, forem concluídos e postos em prática haverá novas melhorias. 
É gratificante acompanhar a evolução do desempenho do sistema elétrico, bem como 
saber que está cada vez mais seguro e robusto. 
A otimização na segurança e continuidade operacional é diretamente proporcional à 
redução de custos da unidade e aumento de tranquilidade para os mantenedores 
operadores. 
Referências bibliográficas 
 Assumpção, Sérgio - Manual de operação de PMPOG; 
 IEEE std 242-2001 Recommended Practice for Protection and Coordination of 
Industrial and Commercial Power Systems; 
 Manual do fabricante do disjuntor; 
 CT do suporte técnico de PMPOG 23-2011; 
 Sistema monitor de arco interno – Manual descritivo de operação; 
 Especificação técnica MPV-001_A; 
 Comunicação Técnica EL-030-2010; 
 Manuais dos fabricantes de baterias. 
 
*Gil Gonçalves de Lima é engenheiro eletricista e membro da Comissão de Estudos do 
COBEI / ABNT. Realiza estudos sobre baterias estacionárias. 
Álvaro Antpack é engenheiro eletricista e atua como engenheiro de manutenção na 
área offshore. 
 
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Este trabalho foi originalmente apresentado durante o IV IEEE PCIC - Petroleum and 
Chemical Industry Technical Conference Brazil, em agosto de 2012, no Rio de Janeiro 
(RJ).