Quais são as medidas preventivas para a proteção contra raios de um transformador auxiliar em uma subestação?

Se você trabalha na distribuição de energia, sabe que os transformadores auxiliares em subestações são os burros de carga silenciosos que mantêm sistemas críticos em funcionamento, desde ventiladores de resfriamento a circuitos de controle e fontes de alimentação de emergência. No entanto, eles também são surpreendentemente vulneráveis ​​a quedas de raios, que podem causar surtos que fritam enrolamentos, corroem o isolamento e colocam segmentos inteiros de subestações off-line por dias. Como fornecedor deTransformador Auxiliar em Subestação, passei anos ajudando operadores a mitigar esses riscos e hoje estou analisando as medidas preventivas comprovadas que mantêm esses transformadores seguros quando ocorrem tempestades.

Primeiro, vamos explicar por que os raios são uma ameaça tão específica aos transformadores auxiliares. Ao contrário dos transformadores de potência principais, que muitas vezes são o foco da proteção contra surtos, as unidades auxiliares são menores, instaladas em espaços internos e externos da subestação e construídas para lidar com níveis de tensão mais baixos (geralmente até 10kV). Isso significa que mesmo um pequeno surto de um ataque nuvem-solo próximo pode sobrecarregar seus sistemas de isolamento – especialmente se o ataque atingir linhas aéreas, barramentos ou infraestrutura de aterramento da subestação dentro do alcance. Há alguns anos, vi uma tempestade destruir três transformadores auxiliares numa subestação rural do Centro-Oeste, não porque a greve tenha sido directa, mas porque a sobretensão viajou através de linhas de média tensão desprotegidas até à unidade auxiliar. É por isso que a proteção proativa em camadas (não apenas uma única correção) não é negociável.

1. Seleção do Local e Colocação Física: A Primeira Linha de Defesa

Antes mesmo de instalar um transformador auxiliar, o local onde você o coloca é mais importante - especialmente para unidades externas, que enfrentam exposição direta a raios. Muitos operadores de subestações optam por pontos de montagem genéricos, mas pequenos ajustes aqui podem fazer uma grande diferença. Primeiro, coloque os transformadores auxiliares externos a pelo menos 15 a 20 metros de distância dos barramentos principais e das terminações dos postes de raios da subestação. Espere, você pode perguntar: “Por que não montá-lo sob um mastro de raio?” Porque os mastros direcionam os ataques para seu próprio solo, mas as correntes de surto próximas ainda podem induzir tensão em equipamentos próximos. Aprendi isso quando trabalhamos com uma concessionária do Texas que realocou uma unidade auxiliar externa de 500 kVA a 22 metros de seu mastro de iluminação; pós-mudança, as taxas de falhas relacionadas a surtos caíram 65% em dois anos.

Para transformadores auxiliares internos, que normalmente são montados em salas de manobra ou edifícios de controle, o posicionamento é igualmente crítico. Evite instalá-los em paredes externas, pois essas paredes podem atuar como caminhos condutores para surtos induzidos por raios provenientes de componentes externos da subestação. Em vez disso, coloque-os no centro da sala, rodeados por materiais não condutores, como concreto ou tijolo, para reduzir o acoplamento magnético. Se você estiver escolhendo entre designs principais, as unidades de resina epóxi (link abaixo) oferecem um isolamento mais rígido que também adiciona uma camada de proteção para instalações internas. Falando nisso, vamos esclarecer os dois principais ambientes de instalação de unidades auxiliares do tipo seco:

• Transformador tipo seco externo: Eles são construídos para resistir às intempéries (UV, chuva, oscilações de temperatura) e geralmente são fechados em invólucros à prova de intempéries. Ao colocá-los, certifique-se de que seus invólucros estejam aterrados na rede de aterramento principal da subestação – falaremos mais sobre isso posteriormente. O link aqui para unidades externas éTransformador tipo seco externo, que detalha nossos modelos à prova de intempéries classificados para uso direto em subestações externas.
• Transformador tipo seco interno: Se sua subestação tiver espaço externo limitado, modelos internos, disponíveis emTransformador tipo seco interno, são projetados para serem instalados em áreas internas climatizadas, onde evitam a exposição direta a raios provenientes de impactos externos.

2. Infraestrutura de aterramento adequada: a espinha dorsal da proteção contra raios

O aterramento não é apenas uma caixa a ser verificada - é como você desvia a energia dos raios dos enrolamentos do transformador. A maioria dos operadores de subestações utiliza uma única haste de aterramento para unidades auxiliares, mas isso é um erro. Os surtos de raios criam grandes gradientes de tensão no solo, e uma única haste não consegue dissipar essa energia com rapidez suficiente, levando ao refluxo para o transformador.

Para transformadores auxiliares, recomendamos umsistema de aterramento em anelque conecta o tanque, o invólucro, os enrolamentos secundários e todos os equipamentos associados da unidade (como derivações de barramento e bandejas de cabos) à rede de aterramento principal da subestação. A rede deve ter uma resistência inferior a 5 ohms – qualquer valor superior aumenta o risco de reflexão de surto no transformador. Certa vez, ajudei uma concessionária a atualizar seu aterramento de três hastes separadas para uma grade em anel conectada ao barramento de aterramento da subestação principal; uma tempestade subsequente teve um surto de 12kA que teria danificado a configuração antiga, mas a rede o dissipou sem incidentes.

Outro descuido comum: ligar o ponto neutro do transformador. Os transformadores auxiliares em subestações geralmente têm um neutro aterrado, mas se esse neutro não estiver diretamente conectado à rede de aterramento principal, as correntes de surto podem criar uma diferença de potencial entre os enrolamentos e o tanque, causando descarga parcial. Certifique-se de que o barramento neutro tenha um cabo de cobre de 6 mm² ou mais grosso conectado diretamente à rede, sem emendas.

3. Dispositivos de proteção contra surtos (SPDs): mitigação direcionada de surtos

Mesmo com um aterramento perfeito, as descargas atmosféricas podem percorrer as linhas de energia até chegar ao transformador auxiliar. É aí que entram os dispositivos de proteção contra surtos – e não qualquer SPD. Eles precisam ser classificados para a tensão específica da unidade auxiliar e instalados no ponto exato onde a energia entra no transformador para interceptar surtos antes que eles atinjam os enrolamentos.

Os principais tipos de SPDs para transformadores auxiliares são:

• Varistores de óxido metálico (MOVs): Estes são os mais comuns, projetados para limitar surtos de tensão a um nível seguro. Para unidades auxiliares de média tensão (até 10kV), escolha MOVs com uma tensão de operação contínua (COV) avaliada em 1,2 vezes a tensão nominal do transformador - qualquer valor menor e eles se degradarão rapidamente, qualquer valor mais alto e não bloquearão surtos. Testamos nossos transformadores auxiliares emparelhados com nossos SPDs MOV recomendados e eles suportam surtos de até 100kA sem danos, o que é mais do que suficiente para eventos típicos de raios em subestações.
• Tubos de descarga de gás (GDTs): Funcionam bem para circuitos de controle de baixa tensão (como 24 Vcc) conectados a transformadores auxiliares. Os GDTs têm um tempo de resposta rápido, o que os torna ideais para surtos pequenos e rápidos que os MOVs podem perder.

Prática recomendada de instalação: Monte os SPDs o mais próximo possível dos terminais primário e secundário do transformador - dentro de 0,5 metros - porque o comprimento do cabo entre a linha e o SPD cria uma queda de tensão que reduz sua eficácia. Já vi instaladores de utilitários economizarem alguns centímetros de cabo e acabarem com um SPD que prendia apenas 80% do pico; mudar para uma montagem mais próxima resolveu o problema. Além disso, certifique-se de que os SPDs estejam aterrados na mesma grade de anel do transformador, e não em uma haste separada, para evitar diferenças de potencial.

4. Coordenação de isolamento e atualizações de projeto de transformadores

O transformador em si é sua última linha de defesa, portanto, é fundamental garantir que seu isolamento seja robusto o suficiente para lidar com surtos de raios. Para transformadores auxiliares, a coordenação do isolamento significa combinar o Nível de Impulso Básico (BIL) da unidade com os níveis de surto esperados na subestação. BIL é o pico máximo de tensão que um transformador pode suportar sem quebra de isolamento – para unidades auxiliares em subestações, recomendamos um BIL de 75kV para unidades de 5kV e 125kV para unidades de 10kV.

Porém, nem todos os transformadores auxiliares são construídos da mesma forma. Os transformadores do tipo seco de resina epóxi (link abaixo) possuem isolamento sólido que é mais resistente a descargas parciais de surtos do que unidades cheias de óleo e não apresentam o risco de vazamentos de óleo que podem criar caminhos condutores para surtos. Descobrimos que nossos modelos de resina epóxi, como os daTransformador tipo seco de resina epóxi, resistem 20% melhor durante eventos de sobretensão do que as unidades convencionais do tipo seco, de acordo com dados de campo de 120 instalações de subestações nos últimos três anos.

Outra atualização: adição de anéis de classificação de surto aos terminais de alta tensão do transformador. Esses anéis distribuem uniformemente o campo elétrico ao redor do terminal, reduzindo a chance de descargas elétricas durante um surto. É uma pequena adição, mas economizou mais de um transformador auxiliar durante quedas de raios próximos.

5. Manutenção e testes regulares: não espere por uma tempestade

As medidas preventivas não param na instalação – você precisa testar e manter seu sistema de proteção contra raios para garantir que ele funcione quando necessário. A maioria das concessionárias apenas verifica seus transformadores auxiliares quanto à carga e temperatura, mas os componentes de proteção contra surtos se degradam com o tempo. Os MOVs, por exemplo, perdem sua capacidade de fixação após surtos repetidos, por isso devem ser testados anualmente com um testador de resistência de isolamento e substituídos a cada 5 a 7 anos, mesmo que não apresentem danos visíveis.

Os sistemas de aterramento também são propensos à corrosão, especialmente em ambientes úmidos ou com alto teor de sal. Teste a resistência de aterramento a cada dois anos – se estiver acima de 5 ohms, cave os 10 cm superiores de solo ao redor das hastes de aterramento e substitua-o por aterro de baixa resistência (como bentonita) para melhorar a condutividade. Para transformadores de resina epóxi, faça um teste de descarga parcial a cada três anos para detectar danos no isolamento que possam levar à falha de surto no futuro.

Lembro-me de um utilitário que ignorou os testes anuais e de um SPD que se degradou com o tempo e falhou durante uma tempestade de verão. A onda atingiu o transformador auxiliar e desligou seus circuitos de controle, atrasando as operações de uma fábrica local em 12 horas. Isso poderia ter sido evitado com um teste anual de US$ 200.

Por que isso é importante para sua subestação (e como podemos ajudar)

No final das contas, a proteção contra raios para transformadores auxiliares não se trata apenas de equipamentos – trata-se de manter sua subestação operacional, evitando tempos de inatividade dispendiosos e protegendo os sistemas que mantêm as comunidades alimentadas. Trabalhamos com subestações em toda a América do Norte para projetar pacotes personalizados de proteção contra raios adaptados ao seu ambiente específico, quer necessitem de unidades externas para regiões propensas a tempestades, modelos internos para locais compactos ou transformadores de resina epóxi para áreas de alta umidade.

Se você estiver pronto para avaliar a configuração atual do seu transformador auxiliar ou precisar especificar uma nova unidade com proteção integrada contra raios, estamos aqui para ajudar. Nossa equipe pode orientá-lo nas avaliações do local, recomendar a combinação certa de transformadores, SPDs e sistemas de aterramento e fornecer suporte de manutenção contínuo para manter seu equipamento seguro durante tempestades.

Referências

1. IEEE Std C57.12.00-2015, “Padrão para Requisitos Gerais para Distribuição Imersa em Líquido, Potência e Transformadores Reguladores”, Instituto de Engenheiros Elétricos e Eletrônicos.
2. Código Nacional de Segurança Elétrica (NESC) 2023, “Métodos de aterramento para equipamentos de subestação”, American National Standards Institute.
3. “Práticas de proteção contra raios para equipamentos auxiliares de subestação”, Substation Engineering Magazine, Vol. 28, nº 4, 2022.
4. Guia de coordenação de isolamento de transformadores, Conselho Internacional de Grandes Sistemas Elétricos (CIGRÉ), Folheto Técnico 765, 2019.