Grupo de Trabalho
A2.04
Guia para Avaliação de Incêndio em Transformadores de Potência não Confinado e a Óleo Mineral
AGOSTO 2014
018
Guia para Avaliação de Incêndio
em Transformadores de Potência
não Confinado e a Óleo Mineral.
Grupo de Trabalho A2.04
Dayse Duarte (Coordenador), Iran Prado Arantes (Secretário)
Membros: Alberto Moriyana, Alexandre Afonso Oliveira, André Vita, Daniel Constatino; Erike R.M. Canevari; Jaime Suñé; João Carlos Carneiro; Jorge Santelli da Silva; Juliano Mendes Guarenghi; Marcelo Lima; Miguel Medina Pena; Rogério Gama Peres; Tiago Ancelmo de Carvalho Pires de Oliveira; Walter Brum de Paula. Membros Correspondentes: José Antonio Moreira Chaves; Patrícia Leite, Roberto Asano; Sandro Farias.
ÍNDICE
1. Introdução 5
1.1 Objetivos Gerais 5
1.2 Objetivos Específicos 6
2. Cenários de Incêndio em Transformadores 9
2.1 Falha em Buchas 10
2.2 Falhas em Comutador de Derivação 12
2.3 Falhas na Parte Ativa 12
2.4 Como avaliar os incêndios em transformadores 15
2.5 Referências do capítulo 2 16
3. Gerenciamento do Risco de Incêndio 17
3.1 Entendimento do problema 17
3.2 Dinâmica do incêndio 20
3.2.1 Incêndio no transformador 21
3.3 Caracterização do incêndio 28
3.4 Avaliação da proteção contra incêndio 30
3.5 Referências do capítulo 3 33
4. Barreiras de Proteção 34
4.1 Barreiras prevenção 34
4.1.1 Design riview 35
4.1.2 Monitoramento 36
4.1.3 Proteções do transformador 37
4.1.4 Manutenção baseada no risco 38
4.2 Barreiras de Mitigação 42
4.2.1 Distâncias de separação 42
4.2.2 Parede corta-fogo 47
4.2.2.1 Desempenho térmico da parede corta-fogo 50
4.2.3 Sistema automático de água. 55
4.2.4 Sistema de contenção de óleo 56
4.2.5 Sistema de supressão da chama com pedra britada 59
4.2.6 Planejamento de emergência 60
4.3 Referências do capítulo 4 63
5. FILOSOFIAS DE PROTEÇÃO 64
5.1 Prevenção de incêndio 66
5.2 Proteção de incêndio 68
5.3 Supressão de incêndio 68
5.4 Planejamento de emergência 68
5.5 Considerações finais 70
5.6 Referências do capítulo 5 71
5
1.0 INTRODUÇÃO
1.1. Objetivos Gerais
O relatório final do VI Transformer Workshop, realizado em 2010, recomendou a criação do Grupo de
Trabalho: Gerenciamento dos Riscos de Incêndio em Transformadores baseado no Desempenho, i.e.
GT A2.04, com o objetivo de desenvolver uma nova maneira de pensar sobre o gerenciamento de
risco de incêndio baseado na dinâmica do incêndio envolvendo o transformador; o sistema; ao qual
está conectado e ou seu entorno.
Dentro deste contexto a pergunta que deve ser óbvia é O que é gerenciamento de risco?
O gerenciamento de risco parte de uma consideração muito simples produção ou prevenção? Se a
organização decide dar prioridade a prevenção há o risco de que seus objetivos financeiros não sejam
atingidos comprometendo, talvez, sua missão. A questão que se delineia é a salvação da
organização. Ao abrir o dicionário temos que salvação designa primeiramente o fato de ser salvo, de
escapar a um grande perigo ou uma grande desgraça. Mas de que catástrofe, de que perigo atroz as
organizações devem se proteger? Da morte, aqui representada pela morte das pessoas, da perda do
seu patrimônio, dos danos ao meio ambiente, da perda da sua continuidade operacional, no evento de
um incêndio ou explosão. Eis porque todas elas de diferentes formas se esforçarão para conquistar a
vida eterna, apesar de serem mortais. Por que mortais? Porque os riscos existem devido a limitação
do conhecimento e da tecnologia disponíveis hoje.
As organizações vivem em um dilema, o qual denominaremos ciclo de falhas, Figura 1.1 Inicialmente
a organização destina recursos suficientes para a segurança contra incêndio, com o objetivo de evitar
a sua morte. Com o passar do tempo, considera que seus riscos estão sob controle. Ao rever seus
objetivos é pressionada a realocar os recursos destinados a segurança contra incêndio para outros
projetos, até o momento em que uma falha desencadeia um incêndio comprometendo alguns de seus
objetivos. Neste momento recursos são direcionados para reestabelecer a integridade de suas
barreiras de proteção para evitar a sua morte.
Gerenciar o risco de incêndio é aprender a morrer e ao mesmo tempo é a medicina das organizações.
O medo da morte gera angustia refletida na certeza de que a tecnologia sempre pode surpreender. As
organizações confiáveis são neuróticas em entender: o que pode dar errado e como pode errado. E o
que nos promete o gerenciamento do risco?
Que as organizações não precisam ter medo do risco de incêndio, pois estes podem ser mantidos a
níveis aceitáveis. Mas o que é aceitável?
O presente relatório é o resultado das reuniões técnicas do GT A2:04. Sua intenção é,
simultaneamente modesto e ambicioso. Modesto porque se dirige a profissionais que não são
especialistas em engenharia de incêndio e que no seu dia-a-dia são responsáveis pela prevenção e
mitigação de incêndios e explosões no setor elétrico. Ambicioso, pois o GT A2:04 buscou abordar com
6
maior profundidade o tratamento matemático da dinâmica do incêndio em transformadores, visto que
representam a maior carga de incêndio em uma subestação. O modelo de gerenciamento de risco de
incêndio proposto está baseado em três pilares: o conhecimento (os modelos matemáticos), o que
aceitável? e a salvação (a manutenção da missão e objetivos da organização).
Figura 1.1 - Ciclo de falha.
1.1. Objetivos Específicos
Nas engenharias existe um campo de aplicação de projetos que envolvem o tema de instalações
elétricas, como por exemplo, na engenharia estrutural, onde os elétricos, entre outros pertencem às
disciplinas que já possuem certa maturidade adquirida ao longo dos anos por professores,
engenheiros e técnicos. O que isto significa? Primeiro, possuem (i.e. está incorporado) critérios de
danos (ou seja, critérios de desempenho) já comprovados cientificamente. Segundo, é possível avaliar
o quanto seguro é suficientemente seguro (quantificar o grau de segurança), como consequência
serão os projetistas responsáveis pelo projeto. Ao contrário, na engenharia de incêndio os códigos e
normas assumem a responsabilidade, apesar do enorme conhecimento adquirido nos últimos 100
anos. Neste contexto, os métodos de avaliação são a melhor estratégia para a transição entre as
recomendações prescritivas e as baseadas no desempenho. Em outras palavras, nas engenharias, em
geral, os métodos de avaliação estão fortemente conectados as boas práticas de engenharia.
A prática da engenharia de incêndio, atualmente, no Brasil está baseada na legislação. Esta postura
foi apropriada no passado devido a limitação do conhecimento e da tecnologia. Atualmente, há um
maior número de especialistas em proteção contra incêndio; os computadores e programas nos
permitem simular cenários de incêndios com uma precisão aceitável, sendo possível fazermos
avaliações de segurança contra incêndio baseadas na dinâmica do incêndio. Uma cultura de avaliação
baseada nos códigos e normas poderá levar ao colapso cultural as nossas organizações. Esta cultura
7
baseada no código já foi substituída em vários países, contudo no Brasil ainda prevalece a cultura dos
desastres, ou seja, recomendações prescritivas, onde os métodos de avaliação são fracamente
vinculados as boas práticas de engenharia.
A pergunta a ser feita é: Por que os métodos de avaliação baseados na dinâmica do incêndio é
importante neste momento de transição da engenharia de incêndio? Porque nos permite entender o
comportamento do incêndio, sistema e do seu entorno de forma sistemática e consistente. E este
entendimento permitirá que possamos avaliar a segurança contra incêndios no setor elétrico. Por
exemplo, mesmo que a concessionária de energia elétrica decida não instalar sistemas de water spray em seus transformadores, eles deverão ser tão seguros como se os possuísse. É possível? Sim devidos
a redundância das barreiras de prevenção e mitigação.
O objetivo do Grupo de Estudo A2:04 foi relacionar as boas práticas de engenharia (ou seja
recomendações prescritivas) para a proteção de incêndios em transformadores de potência ao mesmo
tempo em que estruturou recomendações baseada no desempenho destinadas ao gerenciamento dos
riscos de incêndio nas instalações que abrigam os transformadores. Como a intenção de lançar
alguma luz neste momento de transição entre recomendações prescritivas para as baseadas no
desempenho.
O objetivo do Guia para Avaliação de Incêndio em Transformadores de Potência Não Confinado e a
Óleo Mineral não é informar o que é preciso fazer para alcançar a segurança contra incêndio dos
transformadores. Em outras palavras, não é intenção propor novas recomendações ou substituir as
existentes, mas sim indicar os caminhos para alcançar a segurança, ficando a critério das
organizações escolhe o caminho que melhor atende as suas necessidades para o gerenciamento do
risco de incêndio. O Guia está estruturado em cinco capítulos, conforme mostrado na Figura 1.2.
Capítulo 1: Informa os objetivos do GT A2:04 e do Guia para Avaliação de Incêndio em
Transformadores de Potência Não Confinado e a Óleo Mineral.
Capítulo 2: Apresenta e analisa os principais cenários de incêndio em transformadores, os
quais estão associados a falhas de buchas, comutador de derivações em carga e
parte ativa. Em seguida relaciona alguns questionamentos que são
imprescindíveis para avaliação dos incêndios.
Capítulo 3: Busca responder ao seguinte questionamento: No evento de um incêndio em um
transformador as barreiras de proteção desempenharão as suas funções,
conforme desejado? O guia para avaliação de incêndio em transformadores é
um conjunto de diretrizes para subsidiar a decisão do gestor.
Capítulo 4: Relaciona e analisa as principais boas práticas de engenharia atualmente
disponíveis para a prevenção e mitigação dos incêndios em transformadores.
Capítulo 5: Relaciona as filosofias que poderão ser adotados para a proteção contra
incêndio no transformador.
Concluindo, o presente Guia está direcionado para transformadores de potência, imersos em óleo
mineral isolante, com potência igual ou maior que 10MVA. E estão localizados externos a edificações
de unidades geradoras de energia elétrica (tais como, hidroelétricas ou termoelétricas) ou em
8
subestações de transmissão. Porém, poderá também ser utilizado pela indústria de processamento,
em geral, apesar de estes transformadores possuírem requisitos específicos não abordados no Guia.
Não será discutido o projeto e construção do transformador. É esperado que o leitor esteja
familiarizado com o princípio de funcionamento do transformador.
Introdução: Objetivos
Gerenciam
ento do Risco de IncêndioCenário de Incêndio em Transformador
Dinâmica do Incêndio
Caracterização do Incêndio
Entendimento do Problema
Barreiras de Proteção
Barreiras Preventivas Barreiras de Mitigação
Filosofias de Proteção
Avaliação da Proteção Contra Incêndio
Figura 1.2 - Estruturação do guia para avaliação de incêndio em transformadores
de potência não confinado e a óleo mineral.
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2. CENÁRIOS DE INCÊNDIO EM TRANSFORMADORES
O arco elétrico é uma variável crítica, pois dependendo de sua localização, duração e intensidade
poderá conduzir à ruptura do tanque do transformador. Em outras palavras, o arco elétrico produz
gases a partir do aquecimento do óleo isolante podendo conduzir a ruptura do tanque do
transformador, em razão da sua não suportabilidade a sobrepressão. A Figura 2.1 mostra
esquematicamente o processo de ruptura do tanque. Quando ocorre um arco elétrico no
transformador gases, tais como hidrogênio, acetileno e outros hidrocarbonetos, são liberados pelo
óleo, o que resultará em uma sobrepressão no tanque. Como consequência o tanque poderá sofrer
deformação ou rompimento. Quando há a ruptura do tanque do transformador será liberado óleo e
gases, os quais são resultantes da decomposição do óleo mineral. Se a temperatura do óleo liberado
estiver acima da temperatura do seu ponto de fulgor e uma fonte de ignição estiver presente a
ruptura do tanque será seguida de um incêndio, tendo em mente que o oxigênio está presente. As
prováveis fontes de ignição são: projeteis aquecidos lançados por ocasião da ruptura do tanque,
talvez provenientes do rompimento da bucha, cilindro do comutador de tap ou do isolamento sólido; a
superfície aquecida do tanque do transformador; uma centelha ou arco externo.
Falha Interna do Transformador
Arco Elétrico
Produção de Gases
Aumento da Pressão Interna
Aumento da Pressão Interna>> Suportabilidade do Tanque Aumento da Pressão Interna << Suportabilidade do Tanque
Ruptura do Tanque
Figura 2.1 - Processo de ruptura do tanque do transformador.
O dano causado ao tanque do transformador resultante de um arco elétrico depende da taxa de
aumento da pressão dos gases que é resultante do arco. A energia liberada pelo arco elétrico é
função da magnitude e duração da sua corrente elétrica, da voltagem e de sua localização. A energia
liberada pelo arco poderá ser estimada através da equação 2.1 [1].
10
∫=
arct
arcarc dttItVE
0
)()( ............................... Equação 2.1
Onde:
E Energia liberada pelo arco elétrico.
t Duração do arco elétrico
arcV Voltagem do arco elétrico
arcI Corrente do arco elétrico
Por outro lado, se o arco ocorre entre as espiras dos enrolamentos a impedância do circuito limitará a
corrente do arco. Existem casos que a que taxa de aumento de pressão é pequena e os dispositivos
de proteção atuarão evitando a ruptura do tanque. A falha poderá ser detectada por dispositivos de
proteção, tais com: proteção diferencial, relé sobrecorrente, relé Buchholz, relé de sobrefluxo do
comutador, entre outros, os quais atuarão abrindo os disjuntores com consequente desernergização
do transformador e eliminação do arco elétrico, antes que o dispositivo de alívio de pressão de óleo
opere.
Poderá também ocorrer falhas nos enrolamentos com arco elétrico, onde a corrente será limitada
pelas impedâncias do transformador e do sistema ao qual está conectado. As consequências do arco
dependerão da localização deste, ou seja , mesmo que haja a atuação dos dispositivos de proteção e
de alívio de pressão o tanque do transformador poderá ser deformado.
Existe, entretanto, falhas relevantes que tem uma taxa de aumento da pressão dos gases muito alta.
E os dispositivos de prevenção de uma sobrepressão no tanque não terão tempo suficiente para
autuarem prevenindo o rompimento do tanque no seu ponto mais vulnerável. Não sendo nestes casos
relevante a localização e dimensionamento dos dispositivos de alívio de pressão.
As principais origens das causas de incêndios em transformadores são falhas: na bucha, no
comutador de derivações em carga e na parte ativa.
2.1. Falha de Bucha [2]
Conforme já mencionado a causa de muitos incêndios em transformadores são falhas na bucha,
quando o corpo condensivo da bucha é do tipo papel/óleo. A Figura 2.2 mostra as prováveis causas
de falha da bucha.
Quando há o colapso do isolador de porcelana da bucha o óleo é expelido através das flanges da
bucha. Dependendo da localização da perfuração das camadas condensivas da bucha, o valor da
tensão ou da corrente de falta do arco elétrico poderá provocar a ignição do óleo, iniciando o incêndio
na bucha, o qual poderá se propagar para o tanque do transformador. Se houver o rompimento da
extremidade inferior da bucha, o óleo do tanque do transformador alimentará o incêndio da bucha. É
também provável que uma sobrepressão seja desenvolvida no interior do tanque devido a ignição do
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óleo, causando a propagação do incêndio. De forma similar, falha no comutador de derivação poderá
resultar em uma explosão mecânica do seu compartimento, provocando a ignição do óleo do
transformador.
LONGO TEMPO DE ARMAZENAGEM NAPOSIÇÃO VERTICAL
-
-
-
FALHA EM
BUCHA
Sobreaquecimento dos Contados:Inferior, Superior e Tap Capacitivo
Estagnaçãodo
Óleo
Deformação / Esmagamento do Dielétrico
Degradação do
Dielétrico
Degradação das Gaxetas
Envelhecimento Natural
Incidência Direta de Raios Infravermelho
Aquecimento Excessivo(ponto quente)
MONTAGEM, OPERAÇÃOE
MANUTENÇÃO
ÓLeo Saturado por Gases
Descolagem do Papel
Impregnação Inadequada
Partículas de Óleo
Secagem Inadequada Umidade Residual
Curto-Circuito entre Camadas
Vinco no Papel
PROJETO E
FABRICAÇÃO
Stress do Dielétrico Má Distribuiçãodo
Campo Elétrico
Localização Incorreta de
Fitas Semi-condutoras
Desvio da Excentricidade na Montagem do Isolador
Falha Colagem Emenda Isoladores
Deficiênciado Sistema deResfriamento
Contaminação por Umidade e Oxigênio
Corrosão
Solicitação Superior a Suportabilidade
Vazamento de Óleo da Bucha para Dentro
do Transformador
Operação na Horizontal: Falha Mecânica
Poluição: Descarga Elétrica na Superfície Externa
Descarga Elétricana Porcelana
Fisura ou
Quebra da Porcelana
Torque Inadequadodo Parafuso de Fixação
Decantação de Partículas Papel Isolante NãoTotalmente Imerso em Òleo
Figura 2.2. Causas de falha na bucha [2].
12
2.2. Falha no Comutador de Derivação em Carga [2,3]
Existem dois tipos de comutadores:
1. Comutadores de derivação sem tensão (CDST) que só podem ser operados com o
transformador desenergizado. E são utilizados em aplicações onde há pouca necessidade de
mudança dos níveis de tensão, como no caso dos transformadores elevadores. Falha nos
CDST têm uma baixa probabilidade de resultar em incêndio ou explosão do transformador.
2. Comutadores de derivação em carga (CDC). As manobras dos comutadores em carga são
realizadas com o transformador energizado e a plena carga.
Segundo Medina, as falhas em comutadores de derivações em carga são decorrentes de desgastes
mecânicos, baixa rigidez dielétrica da chave de carga e falha nos procedimentos de manutenção. As
consequências da falha no comutador em carga (CDC) são na maioria das vezes falhas catastróficas,
ou seja, podem resultar na explosão do transformador, a qual poderá ser seguida ou não de incêndio.
2.3. Falha na Parte Ativa [2,4]
As falhas na parte ativa estão associadas às solicitações superiores a suportabilidade, redução da
suportabilidade dielétrica ou ao circuito magnético do transformador.
As solicitações superiores a suportabilidade poderão ser devido às sobretensões ressonantes, a
fenômenos de transitório rápido e elevadas correntes de curto circuito.
As sobretensões ressonantes podem ser causadas por descargas atmosféricas na linha de transmissão
ou originadas por manobras no sistema em que o transformador está conectado. As sobretensões de
manobras são causadas por:
1. Tensões transitórias durante a energização ou no religamento da linha de transmissão.
2. Tensões transitórias em operações de manobra com corrente de falta.
3. Tensões transitórias em operações com correntes nominais.
As principais fontes de fenômenos transitórios rápidos documentadas são:
1. Manobras de seccionadoras próximas aos transformadores.
2. Manobras envolvendo a operação de grandes motores conectados com cabos de baixa perda.
3. Manobras de seccionadoras isoladas a ar próximas a transformadores de proteção ou
medição.
4. Manobras com disjuntores em que o meio de extinção é o vácuo, com possibilidade de
reignições.
5. Manobras de transformadores conectados a sistemas retificadores e fornos a arco.
6. Descargas atmosféricas em locais próximos ao transformador.
7. Descargas atmosféricas secundárias (Backflashovers) em linhas de transmissão.
8. Falhas internas em subestações blindadas e isoladas com SF6.
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Quando as correntes de curto-circuito são elevadas o transformador é submetido a esforços
mecânicos superiores a sua suportabilidade. A Tabela 2.1 detalha as falhas por curto-circuito, as quais
poderão ocorrer ao longo do ciclo de vida do transformador.
TABELA 2.1 - Causa de curto-circuito no transformador [2].
Etapas do Ciclo de Vida do Transformador
Projeto
Descrição da Falha
Erro nos estudos dos níveis de curto-circuito do sistema ao qual o transformador está conectado.
Erro no cálculo das forças eletromecânicas a que está submedido o transformador.
Deficiências na compensação das forças dos enrolamentos.
Deficiências no projeto mecânico associado aos esforços eletrodinâmicos.
Fabricação
Uso de material inadequado.
Falha no torque dos parafusos de fixação do núcleo e enrolamentos.
Operação
Manutenção
Operar em barras com nível de corrente contínua maior do que a suportabilidade do
transformador.
Energizações não sincronizadas
O envelhecimento do transformador reduz a sua suportabilidade mecânica e dielétrica. A degradação
do isolamento sólido é fator determinante na sua vida útil, pois diferentemente do óleo mineral que
pode ser tratado, regenerado ou substituído, para a sua substituição é necessário a desmontagem do
transformador e intervenção nos enrolamentos (i.e. na parte ativa). Para que a vida útil do
transformador seja prolongada é necessário reduzir os efeitos adversos da temperatura, umidade e
oxigênio. A Figura 2.3 mostra como a redução da suportabilidade pode resultar na explosão do
transformador.
Segundo Medina [2] as falhas associadas ao circuito magnético poderão ter a sua origem:
1. Nas deficiências do isolamento dos parafusos passantes, os quais possuem a função de fixar o
núcleo e manter as lâminas unidas, poderão resultar em um curto-circuito entre as lâminas o
que produzirá correntes parasitas (i.e. eddy currents). Correntes parasitas elevadas
resultaram em aquecimento local ou generalizado contribuindo para a degradação do
isolamento das lâminas e das espiras do enrolamento.
2. No fluxo magnético que circula pelas lâminas do núcleo. Ou seja, o fluxo magnético ao
circular através do núcleo provoca contrações e alongamentos das lâminas, e consequente
quebra dos parafusos de sustentação ou degradação do isolamento das bobinas, devido a
vibração.
3. Durante o processo de fabricação, talvez devido a falhas no corte das lâminas do núcleo.
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Temperatura
Umidade
DegradaçãoIsolamento
Erros de Projeto e Fabricação
Redução da Suportabilidade
Degradação Lenta do Isolamento
Transformador em Operação
Degradação Progressivado Isolamento
Suportabilidade do Isolamento
Falha Catastróficado Isolamento
Arco Elétrico de Grande Intensidade
Arco Elétrico
Geração de Arco Elétrico
Aumento Gradativo da Pressão Interna do Tanque
Ignição dos Gases
Substituição da ProteçãoSistema Energizado
Energia Liberada
Aumento Rápido da Pressão Interna
do Tanque
Stress Mecânico nas Paredes do Tanque
Explosão do
Transformador(seguida ou não de incêndio)
Figura 2.3 - Sequência de eventos que poderão conduzir a
explosão do transformador (adaptado de Ronningen [4]).
Em uma situação de confinamento, por exemplo, em um transformador em que os dispositivos de
alívio são limitados, se um processo de combustão lento for iniciado há a possibilidade de rompimento
do tanque. Em outras palavras, a degradação do isolamento devido à umidade, a temperatura ou ao
oxigênio; ou erros no projeto ou montagem do transformador fornecerão o calor necessário para a
vaporização do óleo mineral, com consequente aumento da pressão interna do tanque. Conforme, já
mencionado, se a suportabilidade do tanque for menor do que a sua pressão interna, Figuras 2.1 e
2.3, o rompimento do tanque poderá resultar em uma explosão, uma explosão seguida de incêndio ou
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apenas um incêndio. Se o rompimento do tanque resultar em uma explosão a energia liberada é
parcialmente transformada em energia cinética, ou seja no lançamento de fragmentos com uma
velocidade inicial elevada. Ou seja, na propulsão de fragmentos a longas distâncias. Os danos
causados pelos fragmentos é função de sua massa e velocidade. Os fragmentos poderão se chocar
com pessoas, equipamentos ou edificações que estejam em suas trajetórias. Se houver edificações no
entorno do transformador é recomendado que elas sejam dimensionadas para resistir ao impacto dos
fragmentos.
2.4. Como Avaliar Incêndios em Transformadores?
As causas e consequências de incêndios em transformadores não poderão ser identificadas, avaliadas
e prevenidas apenas através dos modos de falha do transformador. A causa de um incêndio no
transformador poderá ser a energia térmica irradiada por um incêndio no seu entorno. Também
deverá ser considerado que um incêndio em um transformador poderá resultar em consequências não
aceitáveis para o sistema elétrico. É imprescindível entender como funciona e opera não apenas o
transformador, mas o sistema ao qual está conectado que poderá ser uma hidroelétrica,
termoelétricas, subestação ou plataforma de petróleo. Logo, sistema no decorrer deste estudo é
entendido como sendo o transformador e o seu entorno.
No caso de proteção contra incêndio, as observâncias de recomendações nacionais e internacionais
são os padrões (ou seja, recomendações prescritivas) implementados durante o projeto, construção e
operação/manutenção do sistema. Porém, raramente são propostos pelos profissionais de segurança
treinados e habilitados aos envolvidos com o projeto do sistema ao longo do seu ciclo de vida: metas,
objetivos e critérios de danos associados a prevenção e mitigação dos incêndios.
As inúmeras subestações existentes no nosso sistema de transmissão, subtransmissão e distribuição
foram projetadas e construídas baseadas em interpretações de código e normas (boas práticas de
engenharia) o que nos permite reconhecer que o desenvolvimento do incêndio no transformador será
distinto para cada subestação. A implementação de boas práticas de engenharia não é uma credencial
que nos permita assegurar que o projeto de nossas subestações é a prova de incêndio. Porém,
poderão minimizar o impacto térmico, das ondas de pressão ou produtos de combustão aos
equipamentos do entorno do transformador.
Por exemplo, um autotransformador de 150MVA protegido por um sistema de sprinklers foi envolvido
em chama como resultado de uma falha na bucha, Figura 2.4, apesar de estar protegido pelo sistema
de water spray. O sistema de water spray simplesmente não funcionou conforme esperado quando o
incêndio na bucha iniciou. Com resultado, o incêndio propagou-se. A NFPA 15 orienta como deve ser
projetado o sistema de sprinklers para transformadores. Porém, além da existência do sistema de
water spray, projetado e instalado conforme as normas, há outras incertezas que são relevantes para
o controle ou extinção do incêndio, tais como: Água é o agente extintor adequado para o controle do
incêndio? O agente extintor fluirá no momento em que o sensor de calor (sprinkler head) for ativado? Quando o sensor for acionado pelo incêndio a água fluirá, se as válvulas destinadas a sua liberação
estiverem abertas. Água fluirá na quantidade necessária para o controle do incêndio?
16
Figure 2.4. - Propagação de em um transformador.
A impressão que prevalece entre os tomadores de decisão: o governo, o operador do sistema,
agências reguladoras e as concessionárias de energia elétrica é que a segurança contra incêndios
pode ser atingida através da aderência as recomendações prescritivas. Esta forma de pensar e
projetar é apropriada para um sistema imutável, contudo o entorno do transformador é dinâmico. A
segurança contra incêndio do transformador requer recomendações baseadas no entendimento de
como o transformador e o sistema, ao qual está conectado, se comportaram quando ocorrer uma
falha catastrófica. Este entendimento envolve a sequência de eventos antes, durante e após o
incêndio.
2.5 Referências do Capítulo 2
[1] Cigre Technical Brochure 537, Guide for Transformer Fire Safety Practices, 2013. ISBN: 978-2-85873-231-9.
[2] Miguel Carlos Medina Pena, Falhas em transformadores de potência Uma contribuição para análise, definições, causas e soluções, Dissertação de mestrado apresentada à
Universidade Federal de Itajubá, 2003.
[3] Ricardo Bechara, Análise de falhas de transformadores de potência. Dissertação de mestrado apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2010.
[4] Ronningen, T., Internal Faults in Oil-Filled Distribution Transformer: Fault Mechanisms and Choice of Protection, PhD dissertation. Norges Tekniske Hogskole, Trondheim,
Norway, 1993.
Tempo t 2 t 2
17
3. Gerenciamento do Risco de Incêndio
Para o gerenciamento do risco de incêndio é necessário estabelecer metas, objetivos e critérios de
danos. Se a meta é proteger as pessoas, o objetivo é evitar que o incêndio se propague além do local
de origem. Imagine uma ocorrência na hidroelétrica da Itaipu Binacional, em que os transformadores
elevadores estão localizados dentro de celas individuais, o critério de dano poderá estar associado a
integridade estrutural da cela do transformador. Nas próximas seções é proposto um modelo de
gerenciamento de risco, o qual é baseado nos modelos propostos pelo Professor Robert Fitzgerald do
Worcester Polytechnic Institute [1], nas recomendações da National Fire Protection Association- NFPA [2] e no conhecimento e experiência dos especialistas do grupo de trabalho do Cigre Brasil GT A2:04.
O modelo proposto reconhece a interdisciplinaridade do gerenciamento do risco de incêndio, ou seja,
é uma abordagem fundamentada no conhecimento da dinâmica do incêndio e nos aspectos de
projeto, construção, operação e manutenção das barreiras de proteção (i.e. barreiras de prevenção e
mitigação) do transformador e do seu entorno. A Figura 3.1 mostra uma visão holística geral do
modelo proposto.
Antes de detalhar o modelo proposto se faz imprescindível descrever as características dos
transformadores e do ambiente em que estão inseridos. No contexto do presente estudo os
transformadores estão conectados a um sistema dinâmico (ou seja, um mundo dotado de consciência,
inteligência e razão). Os transformadores são projetados para operar ao longo do seu ciclo de vida em
perfeita harmonia com este mundo, salvo durante incêndios e explosões. Que apesar de serem
eventos raros acontecem. Entender o mundo dos transformadores é a primeira etapa do
gerenciamento do risco.
3.1 Entendimento do Problema
O gerenciamento dos riscos de incêndios é baseado no entendimento sistema que envolve os
transformadores. Pois é impossível prevenir ou mitigar um perigo que não pode ser identificado e
entendido. Para entender o sistema em que habita os transformadores é imprescindível definir:
1. As características dos seus responsáveis diretos e indiretos: Os stakeholders. 2. As limitações deste sistema que são as limitações técnicas, de conhecimento e econômicas. As
limitações de técnicas e de conhecimento abrangem: As interações não desejáveis ou não
previstas entre as barreiras de proteção do sistema; e o comportamento das barreiras de
prevenção e mitigação (i.e. barreiras de proteção) no evento de um incêndio no
transformador, sistema ou no seu entorno.
3. Como pensam os seus stakeholders, quais as suas metas, objetivos, conflitos e valores éticos.
Os stakeholders são todos aqueles que direta ou indiretamente determinam com funcionará o
transformador ao longo do seu ciclo de vida, desde a escolha da tecnologia até a sua desativação. São
os envolvidos no projeto, construção, operação e manutenção. São também os responsáveis pelo
planejamento de emergência, os consumidores de energia, as agências reguladoras e o operador do
18
sistema. Com relação aos stakeholders os seguintes questionamentos devem ser respondidos, Figura
3.2.
1. O que eles necessitam e desejam? Ou seja, quais as suas metas e objetivos? Quais as suas
prioridades? A Tabela 3.1 sugere metas para o gerenciamento do risco de incêndio e seus
respectivos objetivos de perdas.
2. Os seus objetivos são conflitantes? Como especificar, instalar, operar e gerenciar o
transformador e o sistema, ao qual está conectado em função das suas características
construtivas.
3. Como traduzir o que os stakeholders necessitam e desejam em termos de critérios de danos?
Dinâmica do Incêndio
Caracterização do Incêndio
Continuidade Operacional
Meio Ambiente
Entendimento do Problema
Avaliação da Proteção
Barreiras de Prevenção Barreiras de Mitigação
Pessoas Propriedade
Figura 3.1. Gerenciamento do risco de incêndio.
19
TABELA 3.1. Metas e objetivos dos stakeholders
Metas Objetivos
Segurança das pessoas. Nenhum ferimento grave ou leve no local em que o incêndio foi iniciado ou no
seu entorno.
Proteção do patrimônio. Nenhum impacto térmico ou da fumaça ao sistema que o transformador está
conectado.
Continuidade operacional. A continuidade no fornecimento de energia.
Proteção do transformador Garantir a operação e manutenção adequada do transformador, respeitando
os limites construtivos definidos no projeto e no momento da compra.
Proteção do meio ambiente
Não contaminação do solo, como consequência de um vazamento acidental do
dielétrico do transformador ou decorrente das atividades de extinção do
incêndio no transformador ou no seu entorno.
O sistema em que os transformadores de potência estão inseridos é grande e complexo. O
entendimento do problema inicia-se pelo subsistema mais simples e fácil de entender, para pouco a
pouco, como galgando degraus, detalhar como o sistema funciona e opera. É crucial entender em
detalhes cada subsistema e a interações (ou melhor, acoplamento) entre eles, sem nada omitir.
Entendimento do Problema
Identificação do evento inicial e sequênciade eventos de consequências não aceitáveispara o transformador e seu entorno.
O que pode dar errado?Como pode dar errado?
Identificação dos stakeholders
Quais são as suas necessidades edesejos?Quais as suas prioridades?São conflitantes?
Identificação das LimitaçõesQuais as limitações do conhecimento,técnicas e financeiras do mundo em que otransformador está inserido?
Definição das MetasTraduz o que os stakeholders necessitam edesejam.
Definição dos ObjetivosQuais as ações que irão possibilitar aosstakeholders atingir as metas estabelecitas?
Definição Critérios de DesempenhoQuais são os critérios de danos?
Figura 3.2. - Entendimento do problema.
20
3.2. Dinâmica do Incêndio
Quando um engenheiro estrutural projeta uma viga, os esforços a que ela estará submetida devem
ser previstos. Da mesma forma as proteções contra incêndios devem estar em conformidade com o
tipo de incêndio mais provável de acontecer. Devem ser previstos a quantidade de material que irá
queimar e o tempo associado, tendo-se por finalidade ajudar os técnicos a formarem uma opinião
sobre as possíveis consequências e estabelecer o embasamento necessário para o planejamento de
emergências. Por outro lado, o potencial para ignição e desenvolvimento de um incêndio, o qual é um
risco para o transformador e seu entorno, está virtualmente em todos os lugares, devido às limitações
do conhecimento e da tecnologia hoje disponíveis, em combinação com a percepção dos riscos pelos
stakeholders.
Dentro desse contexto é imprescindível e urgente identificar cenários, os quais nos ajudem a entender
a sinergia existente entre os incêndios e a instalação no qual o transformador está inserido. Para
instalações existentes entender o comportamento (reações) da instalação no evento de um incêndio
ou explosão com origem no transformador ou no seu entorno. E desenvolver alternativas para
gerenciar o risco.
Para novas instalações entender as interações não desejáveis, ou seja, sequência de eventos que
poderá resultar em incêndio e projetar uma instalação a prova de falha (i.e., intrisicamente seguro).
Em outras palavras, o objetivo da avaliação de desempenho é entender o comportamento do sistema
no evento de um incêndio/explosão no transformador ou no entorno. Este entendimento combinado
com as informações obtidas no decorrer do entendimento do problema e identificação do sistema
(Etapa 1) possibilitará a caracterização do risco.
A Figura 3.3 representa as incertezas do gerenciamento do risco de incêndio no transformador. Cada
variável deve ser estudada separadamente e em seguida recombinadas para incorporar a influência
no tempo da energia irradiada, movimento da fumaça e impactos. Apesar da Figura 3.5 representar
uma fotografia no tempo, ou seja, uma representação estática, porém o incêndio no transformador é
um fenômeno dinâmico e deve ser analisado como uma sequência de cenários que se alterarão no
tempo.
Incêndio no Transformador
Existe a ameaça
de incêndio?
Como o transformador e o seu
entorno reagirão ao incêndio?
Qual a ameaça do incêndio para
pessoas, patrimônio, continuidade
operacional e meio ambiente?
Prevenção Dinâmica Caracterização
Figura 3.3. Incêndio no transformador no tempo t.
21
O gerenciamento do risco de incêndio inicia-se com a obtenção de informações pertinentes ao
funcionamento da instalação, incluindo as suas exigências legais, em que o transformador está
inserido, e os riscos a que está exposto, i.e., os perigos e consequências no evento de um incêndio no
transformador, no sistema (que está conectado) ou no seu entorno. Em seguida, um cenário de
incêndio é formulado e avaliado a luz de critérios de danos (Figura 3.2). Se o cenário analisado é
considerado não aceitável deve ser revisto o projeto (em se tratando de uma nova instalação) ou
adicionadas barreiras de proteção para instalações já existentes.
Não é intenção do presente Guia propor recomendações para novas instalações ou existentes. O
objetivo é lançar alguma luz para entendimento da dinâmica dos incêndios em transformadores de
potência. O incêndio poderá ser iniciado no transformador, sistema ou no seu entorno.
3.2.1 Incêndio no Transformador
O risco é uma combinação da magnitude de consequências indesejáveis e da probabilidade dessas
consequências ocorrerem. Sendo imprescindível para entender a dinâmica do incêndio responder aos
questionamentos:
1. O que pode dar errado? 2. Como pode dar errado? 3. Quais as consequências?
O primeiro e segundo questionamentos consistem no entendimento do problema e estruturação da
sequência de eventos com o potencial de degradar as barreiras de proteção do transformador e do
sistema que está interligado, respectivamente. Após identificar os cenários plausíveis de acontecer, ou
seja, o que pode dar errado? E como pode dar errado? As consequências para os eventos iniciadores serão visualizadas. Incêndios em transformadores poderão ter um impacto significante, seja direta ou
indiretamente, sobre as pessoas, serviços de emergência e meio ambiente. Por exemplo:
1. Falhas nas buchas de porcelana resultarão no lançamento de fragmentos a distâncias
superiores a 75 metros. Os estilhaços (ou fragmentos) poderão ser lançados além dos limites
de propriedade da instalação expondo ao risco pessoas e edificações.
2. O aumento da pressão interna do tanque do transformador, talvez resultante de um arco
elétrico, poderá causar a sua deformação ou ruptura. Em caso de ruptura há a possibilidade
de um incêndio de jato ou poça. O incêndio de jato é provável se houve comprometimento
das partes soldadas do tanque. A sobrepressão interna do tanque também poderá resultar no
lançamento de fragmentos. Explosão de transformador arremessou válvula de 60kg a uma
distância de 15 metros.
3. Derramamento do óleo isolante poderá resultar em um incêndio de poça, como consequência
a coluna de fumaça (i.e. fire plume) poderá atingir uma altura de aproximadamente 33
metros. Dependendo da velocidade do vento a chama poderá sofrer uma inclinação
acentuada, expondo pessoas, equipamentos e estruturas no seu entorno devido a energia
térmica irradiada e aos produtos de combustão, Figura 3.6.
4. Ausência da bacia de contenção, como proteção passiva para os transformadores, poderá
ampliar as consequências de um derramamento de óleo ou de um incêndio de poça.
22
Figura 3.4. Coluna de fumaça resultante de incêndio em reator.
A intenção é oferecer aos engenheiros com pouca ou nenhuma experiência em Engenharia de
Incêndios um modelo matemático simples, o qual lhe permitam estimar a energia térmica liberada no
evento de um incêndio em um transformador. Pois o projeto de proteções passivas deverá estar
baseado no seguinte questionamento: Dado que haja um incêndio no transformador, qual o impacto térmico que sofrerão as estruturas no entorno do transformador e por quanto tempo?
INCÊNDIO DE POÇA
Combustíveis líquidos podem queimar em tanques de estocagem ou no solo (ou seja, no evento de
um derramamento formando uma poça). Para evitar a contaminação do solo e, sobretudo, a
propagação de um incêndio, se houver ignição, os tanques devem possuir dique com capacidade de
110% do volume do tanque. Em uma subestação ou hidroelétrica os diques são substituídos por
bacias de contenção que são proteções passivas com o objetivo de evitar que o óleo isolante
derramado contamine o meio ambiente e forme uma poça ao redor do transformador. A Figura 3.5
mostra um transformador envolvido em um incêndio de poça, o qual resultou da explosão da bucha e
o subsequente derramamento do óleo isolante no solo.
Figura 3.5. Transformador envolvido em um incêndio de poça.
23
A energia térmica proveniente da queima de hidrocarbonetos (i.e. o óleo mineral é um
hidrocarboneto) depende de vários parâmetros, os quais incluem: a) composição do hidrocarboneto; b) tamanho, forma e duração do incêndio; c) distância entre o incêndio e o alvo e d) das características do alvo. A caracterização de um incêndio de poça abrange a determinação da
velocidade de propagação da chama no líquido e das dimensões física do incêndio (tais como altura,
diâmetro e inclinação da chama). É assumido que a chama é um cilindro sólido e inclinado (devido à
ação do vento) que se comporta como um corpo cinza. A energia térmica de um incêndio de poça
pode ser estimada através da equação 3.1.
radiaçãoconvecçãocondução qqqq ++= ........................... Equação 3.1
A transferência de calor por condução decresce linearmente com o aumento do diâmetro da poça,
logo a sua contribuição em grandes incêndios de poça é insignificante. O segundo termo da equação
3.1 representa o calor transferido por convecção, tendo um valor mínimo para poça de 10cm. As
chamas de dimensões similares são instáveis, efeito que desaparece para incêndios de diâmetro
maiores. Para a maioria dos combustíveis líquidos a taxa de transferência de calor por radiação e a
velocidade da chama aumentam com o diâmetro da poça, ou melhor, para poças com diâmetro maior
do que 1 metro a radiação é o modo de transferência de calor dominante, pois a chama passa a
irradiar como um corpo negro, sendo essa a região de interesse já que a base da bucha possui um
diâmetro superior a 1 metro.
A equação geral para a energia liberada por um incêndio de poça poderá ser calculada através da
equação 3.2, a qual assume que a energia é proporcional a eficiência do processo de queima (i.e.
combustão).
4
.... 2" DxHmQ chemc π∆
= ........................... Equação 3.2
Onde:
Q : é o calor liberado pela chama (kW).
"m : é mass burning rate por unidade de área (g/m2s). O mass burning rate é obtido
multiplicando-se a velocidade da chama, equação 3, pela densidade do líquido
cH∆ : é o calor de combustão (kJ/g).
chemx : é a eficiência do processo de combustão.
D : é o diâmetro da poça em metro.
A velocidade da chama ( "y ) na superfície do líquido que queima, na ausência de ventos, será obtido
através da equação 3.3, segundo Burgess and Zabetakis (1962 BM RI 6099).
( )Dkeyy ." 1 −∞ −= ........................... Equação 3.3
Onde:
24
"y : é a velocidade da chama (m/s).
∞m : é a velocidade da chama para um incêndio de poça com diâmetro infinito (m/s)
k : é o coeficiente de absorção (m-1)
D : é o diâmetro da poça
Para o óleo do transformador ( )smgm 2"/39=∞ , ( )17,0 −= mk , ( )gkJH c /4,46=∆ e
84,0=chemx .
A altura da chama levando-se em consideração a velocidade do vento é obtida através da equação
3.4, proposta por Thomas. A velocidade adimensional do vento é fornecida pela equação 3.5. A
velocidade do vento influenciará no diâmetro da poça e no mass burning rate. A velocidade do vento tenderá aumentar o diâmetro da poça, a qual sofrerá uma inclinação na direção do vento, equação
3.6. O diâmetro alongado da base da chama, wD , segundo Mudan e Croce poderá ser estimado
através da equação 3.7.
21,0*
67,0"
..
55 −
= u
gD
m
D
H
aρ........................... Equação 3.4
Onde:
H : é a altura visível da chama (m). "
m : é mass burning rate (kg/m2s).
aρ : é a densidade do ar ambiente (kg/m3).
g : é a aceleração da gravidade (m/s2)
D : é o diâmetro da poça (m) *
u : é a velocidade adimensional do ventos fornecida pela equação 5.
3/1"
*
..
=
v
w
Dmg
uu
ρ
........................... Equação 3.5
Onde:
*
u : é a velocidade adimensional do ventos.
wu : é a velocidade do vento (m/s).
g : é a aceleração da gravidade (m/s2).
"m : é a mass burning rate (kg/m2s).
D : é o diâmetro da poça (m).
25
vρ : é a densidade de vapor do líquido (kg/m3).
49,0
"..7,0cos
−
=Θ
a
w
Dmg
u
ρ
........................... Equação 3.6
Onde:
Θ : é o ângulo de inclinação da chama com a vertical.
wu : é a velocidade do vento (m/s).
g : é a aceleração da gravidade (m/s2).
"m : é a mass burning rate (kg/m2s).
D : é o diâmetro da poça (m).
aρ : é a densidade ambiente do ar (kg/m3).
48,0069,0
2
.25,1
=
a
vww
Dg
u
D
D
ρ
ρ........................... Equação 3.7
A energia térmica incidente no alvo, o qual poderá ser pessoas, o barramento ou outras estruturas ou
equipamentos no entorno do transformador, poderá ser estimada considerando-se a chama como um
ponto ou um cilindro sólido. No modelo pontual os parâmetros geométricos da chama não são
considerados, pois assume que a energia é emitida de uma única vez através de um ponto e não por
vários pontos (i.e. uma superfície). Se o efeito de absorção da atmosfera for considerado desprezível
e a distância entre a chama e o alvo for maior do que a altura da chama o modelo pontual é aceitável,
equação 3.8. Em outras palavras, uma das limitações da equação 3.8 é que a energia térmica em
alvos muito próximos da chama é superestimada, porém a radiação térmica a partir de uma certa
distância da chama é estimada com precisão, pois os efeitos da geometria da chama são
insignificantes.
2
"
..4 x
Qqr
π= ........................... Equação 3.8
Onde:
"
rq : é a energia incidente no alvo (kW/m2).
Q : é o calor liberado pela chama (kW).
x : é a distância do alvo a chama (m).
No modelo do cilindro sólido a energia térmica irradiada é obtida através da equação 3.9.
26
ffr EFq ⋅⋅⋅= εζ" ........................... Equação 3.9
Onde: "
rq : é a energia incidente no alvo (kW/m2).
F : é o fator de forma associado ao alvo.
ζ : é o coeficiente de transmissividade atmosférica, o qual depende da umidade do ar e da
distância entre a chama e o alvo.
fε é a emissividade da chama, estimada através da equação ( )D
f e ⋅−−= κε 1 , sendo
κ and D fatores de atenuação.
fE é a energia térmica emitida pela superfície da chama.
Para poças de diâmetro maiores do que alguns metros a emissividade da chama é aproximadamente
igual a 1. Se considerarmos a transmissividade atmosférica igual a 1, a equação 3.9 torna-se
fr EFq ⋅=" , a qual é a expressão proposta pelo IEEE - STD 979-2012, para o cálculo do impacto
térmico proveniente de um incêndio.
O modelo matemático acima detalhado será utilizado para estimar a energia liberada por um incêndio
de poças envolvendo um transformador de 100MVA contendo cerca de 40.000 litros de óleo mineral,
Figura 3.5.
ESTUDO DE CASO
Para um transformador contendo 40.000 litros de óleo mineral, a energia térmica irradiada por um
incêndio de poça em função do diâmetro da poça é relacionada na Tabela 3.2. Foi utilizado o modelo
pontual, o qual é aceitável para alvos distantes da chama, ou seja, alvos distantes da chama duas
vezes a altura da chama (i.e. 2H metros). Um incêndio de uma poça de 5 metros de diâmetro é
superposto sobre o layout de um transformador localizado em uma subestação, Figura 3.6.
TABELA 3.2. - Energia térmica irradiada por um incêndio de poça.
Distância ao
Alvo
Diâmetro da Poça e Impacto Térmico
1 m 2 m 3 m 4 m 5 m
1 m -- -- -- -- --
2 m 3,6 kW/m2 -- -- -- --
3 m 1,6 kW/m2 -- -- -- --
4 m 0,9 kW/m2 5,4 kW/m2 -- -- --
5 m 0,6 kW/m2 3,4 kW/m2 -- -- --
6 m 0,4 kW/m2 2,4 kW/m2 6,3 kW/m2 -- --
7 m 0,3 kW/m2 1,7 kW/m2 4,6 kW/m2 -- --
8 m 0,2 kW/m2 1,7 kW/m2 3,5 kW/m2 6,7 kW/m2 --
27
TABELA 3.2. (continuição) - Energia térmica irradiada por um incêndio de poça
Distância ao
Alvo
Diâmetro da Poça e Impacto Térmico
1m 2m 3m 4m 5m
9 m 0,2 kW/m2 1,1 kW/m2 2,8 kW/m2 5,3 kW/m2 --
10 m 0,1 kW/m2 0,9 kW/m2 2,3 kW/m2 4,3 kW/m2 7,0 kW/m2
11 m 0,1 kW/m2 0,7 kW/m2 1,9 kW/m2 3,5 kW/m2 5,7 kW/m2
12 m 0,1 kW/m2 0,6 kW/m2 1,6 kW/m2 3,0 kW/m2 4,8 kW/m2
13 m 0,1 kW/m2 0,5 kW/m2 1,3 kW/m2 2,5 kW/m2 4,0 kW/m2
14 m 0,1 kW/m2 0,4 kW/m2 1,1 kW/m2 2,2 kW/m2 3,5 kW/m2
15 m 0,1 kW/m2 0,4 kW/m2 1,0 kW/m2 1,9 kW/m2 3,0 kW/m2
LEGENDA ZONA ENERGIA DISTÂNCIA DO ALVO
> 5 kW/m² 11 metros
> 2kW/m² 18 metros
Figura 3.6 - Incêndio de poça em um transformador de 100MVA com 40.000 litros de óleo mineral.
28
3.3 CARACTERIZAÇÃO DO INCÊNDIO
IMPACTO NAS PESSOAS
Os indivíduos não devem ser expostos a uma intensidade de radiação térmica maior do que 2
m1kW ⋅ . Ou seja, o critério de dano para as pessoas é de .2
1 mkWI ⋅≤ . O tempo de
exposição é função do tempo que o indivíduo reagirá a energia irradiada pelo transformador em
chamas e ao tempo necessário para que ele alcance um local seguro. No contexto do presente estudo
é assumido que o tempo de reação do indivíduo é 5 segundos e a sua velocidade de fuga de 4m/s –
6m/s. O tempo efetivo de exposição do indivíduo a chama poderá ser estimado através da equação
3.10.
( )
⋅+−⋅+=
−3
5
exp115
3r
o
oreff tt
d
u
u
dtt ........................... Equação 3.10
Onde:
efft : Tempo efetivo de exposição ao incêndio (segundos).
rt : Tempo de reação do indivíduo (segundo). É sugerido o tempo de 5 segundos.
od : Distância inicial do indivíduo em relação a chama (metros).
u : Velocidade de escapa do indivíduo (m/s). É sugerido o valor de 4m/s.
expt : Tempo total de exposição do indivíduo ao incêndio (segundo).
Para uma energia irradiada de 7kW/m2 (ver Tabela 3.2) 99% dos indivíduos expostos ao incêndio a
uma distância de 10 metros sofrerão queimaduras do 1o grau, se expostas durante 60 segundos. A
Tabela 3.3 mostra o impacto sobre os indivíduos de um transformador em chamas, Figura 3.6. A
Tabela 3.4 relaciona os limites a dor propostos pelo American Petroleum Institute.
TABELA 3.3 - Impacto térmico proveniente de um transformador em chama e irradiando 7 kW/m2.
IMPACTO segteff 6≈ seg60 seg90 seg180
Mortalidade
(sem roupas apropriadas) 0% 25% 64% 99%
Mortalidade
(com roupas apropriadas) 0% 6% 31% 90%
Queimaduras do 1o grau 0% 99% 99% 99%
Queimaduras do 2o grau 0% 45% 85% 99%
29
TABELA 3.4 - Tempo de exposição em função do limite a dor (API 1966a).
Intensidade da Energia Térmica Irradiada Tempo de Exposição
1,74 kW/m² 60 seconds
2,33 kW/m² 40 seconds
2.90 kW/m² 30 seconds
4.73 kW/m² 16 seconds
6.94 kW/m² 9 seconds
9.46 kW/m² 6 seconds
11.67 kW/m² 4 seconds
10.87 kW/m² 2 seconds
IMPACTO NAS ESTRUTURAS DO ENTORNO
A energia térmica irradiada por um transformador em chama causará falhas catastróficas nas
estruturas e equipamentos no seu entorno, Figura 3.7. Por exemplo, a 70oC componentes eletrônicos
sofrerão danos irreversíveis.
Figura 3.7 - Danos estruturais no barramento de alta, comprometendo a missão da subestação.
Considere o layout da subestação apresentado na Figura 3.8. A estrutura da casa relés é de alvenaria
com janelas de vidro. A distância entre o transformador e a casa de relés é de 3,5 metros. 117
minutos após ter sido iniciado o incêndio no transformador, a integridade estrutural das paredes da
casa de relés será comprometida. Porém, após 30 minutos a temperatura no interior da casa atingirá
30
aproximadamente 70oC, causando danos irreversíveis aos equipamentos e instrumentos no seu
interior.
Figura 3.8 - Layout de uma subestação
A energia térmica irradiada por um incêndio no transformador poderá causar danos irreversíveis no
seu entorno. Muito transformadores possuem sistemas de sprinklers, que são barreiras mitigadoras,
ou seja, minimizam a impacto térmico, sem, contudo, prevenir a ocorrência do evento inicial que
desencadeou o incêndio. Quando o transformador encontra-se instalado em ambientes confinados,
por exemplo, no interior de uma barragem, no subsolo de uma edificação, em subestações
subterrâneas no centro de áreas de relevado interesse turístico ou financeiro, entre outros, há um
problema adicional que é a integridade estrutural. Sendo imprescindível o reforço estrutural do
ambiente que abriga o transformador.
3.4. Avaliação da Proteção Contra Incêndio
A proteção contra incêndio do transformador deve considerar as barreiras de prevenção e mitigação,
ou seja, as barreiras de proteção. As barreiras de prevenção buscam prevenir falhas que possam
resultar em incêndio no transformador ou no seu entorno. As barreiras de mitigação têm a função de
mitigar as consequências de um incêndio ou explosão. O sucesso da proteção do transformador
depende da interação das barreiras de proteção.
A avaliação da prevenção deve considerar dois referenciais. O primeiro é o próprio transformador. A
prevenção de falhas que possam resultar em incêndio ou explosão do próprio transformador. O
segundo referencial é o seu entorno. A prevenção de incêndio em outros equipamentos ou edificações
próximos ao transformador.
A avaliação da proteção de incêndio no transformador é função do projeto do incêndio. O projeto do
incêndio identifica: 1) a energia térmica irradiada; 2) a velocidade de crescimento do incêndio para
um determinado cenário; e 3) a energia incidente no alvo que poderá ser pessoas, equipamentos ou
estruturas. A Figura 3.9 mostra esquematicamente as etapas do projeto do incêndio. Para a
31
estruturação do projeto do incêndio poderá ser utilizado os modelos determinísticos ou probabilísticos
disponíveis na literatura.
Figura 3.9. Projeto do incêndio
Por exemplo, um transformador cujo dielétrico é óleo mineral e com capacidade de transformação
menor do que 10.000kVA poderá ser protegido por extintores portáteis. Um único transformador com
capacidade superior a 10.000kVA deverá ser protegido por hidrantes. É recomendado que um único
transformador com capacidade superior a 100.000kVA seja protegido por um sistema de sprinkler.
Vários transformadores com capacidade superior a 100.000kVA deverá ser protegido por paredes
corta-fogo e/ou sistema de sprinklers. A proteção do transformador deve considerar sua capacidade
(tamanho), dielétrico, localização e importância para a continuidade do fornecimento de energia
elétrica.
Se água, como agente extintor, não é disponível deve ser considerado o uso de agentes químicos,
sobretudo, se o transformador estiver enclausurado. Para transformador não enclausurado o sistema
de proteção contra incêndio deve considerar a influência do vento. Devido aos efeitos adversos do
vento o dióxido de carbono não é recomendável para transformadores ao ar livre. Apesar da espuma
ser um agente extintor eficiente para o controle de incêndio envolvendo liquido flamável, não deve ser
utilizada se o transformador estiver energizado por ser um bom condutor. Se justificável a espuma
poderá ser utilizada para formar uma barreira entre o líquido e o ar e a água para resfriar o
transformador ou equipamento/estrutura do entorno, se necessário.
Proteções passivas consistem de distância de separação, parede corta-fogo ou bacia de contenção no
evento de vazamento ou ruptura do tanque do transformador. Se proteções ativas estão presentes
sua confiabilidade de operar conforme desejado depende do projeto, instalação e manutenção. Para
um sistema de sprinkler o projeto descreve o controle de qualidade da tubulação, conexões, válvulas,
bombas, sprinkler head, entre outros componentes do sistema. A instalação depende do controle de
qualidade durante a montagem do sistema. E o sucesso da operação do sistema de sprinkler depende
Alvo
Consequência
Fonte Caminho
Identifique o limite de dano do alvo
O que é aceitável?
Incêndio no Transformador
32
de sua manutenção, pois um incêndio poderá ocorrer muitos anos após o transformador entrar em
operação. A Figura 3.10 estrutura a avaliação do sistema de sprinkler.
Figura 3.10 - Avaliação do sistema de sprinkler.
Para a termoelétrica apresentada na Figura 3.11, um incêndio nos transformadores elevadores poderá
resultar em um incêndio nos filtros do sistema de captação de ar das turbinas, comprometendo a
missão e objetivos da instalação. Mesmo que sistema de supressão (i.e. sistema de sprinkler) esteja disponível há muitas incertezas que poderão ser responsáveis pelo sucesso ou falha do sistema de
supressão em controlar o incêndio. Há água suficiente e na pressão adequada fluindo através do
sistema de sprinkler? A água é suficiente para extinguir o incêndio? Se calor suficiente alcança os sprinkler heads e ativá-los, o agente extintor (água) irá controlar o incêndio? Há a possibilidade do transformador explodir, ou seja explosão seguida de incêndio, e se o sistema de sprinkler tornar-se-á
inoperante. E se a brigada de incêndio não aplicar o agente extintor (i.e espuma ou água) antes do
incêndio atingir um certo tamanho? A pergunta a ser feita não é se o incêndio no transformado irá ser
controlado e extinguido, a pergunta a ser feita é quando? Quando ele provocar a ignição dos filtros do
sistema de captação de ar ou logo após a detecção e notificação?
Há a possibilidade de incêndio e/ou explosão para transformadores em que o dielétrico é o óleo
mineral. A causa do incêndio poderá ser uma falha interna do transformador ou ele poderá ser
envolvido por um incêndio no seu entorno? Deve ser ressaltado que, as estatísticas sobre incêndios
em transformadores não são de domínio público. Estas são informações confidenciais, seja devido a
competitividade entre as empresas ou por que no mercado internacional as ações de empresas
envolvidas em acidentes catastróficos tendem a serem desvalorizadas. Razão pela qual, as incertezas
envolvidas no gerenciamento do risco de incêndio do transformador devem nos futuros trabalhos
serem estudadas em profundidade.
Avaliação do Sistema de Sprinkler
Funcionará quando solicitado? É Eficiente?
O sistema controlará ou extinguirá um incêndio de tamanho específico? Antes que o incêndio atinja um tamanho maior?
Água fluirá através do sistema? Em quantidade suficiente e na pressão adequada? Controlando ou extinguindo o incêndio?
É confiável?
33
Os engenheiros com a responsabilidade de especificar o transformador apesar de saberem que o
incêndio do transformador é um cenário plausível de acontecer ao longo de sua vida útil, não dispõem
de diretrizes para minimizar o risco de incêndio ou explosão. O objetivo dos próximos capítulos é
lançar alguma luz de como o risco de incêndio do transformador poderá ser prevenido ou mitigado.
Figura 3.11 - Layout de uma termoelétrica.
3.5 Referências do Capítulo 3
[1] Robert W. Fitzgerald, Building Fire Performance Analysis, capítulo 19. Editora: John Wiley& Sons Ltda, 2004. ISBN 0-470-86326-9
[2] NFPA/SFPE, SFPE Engineering Guide to Performance-Based Fire Protection, segunda edição, capítulo 3, Editora: National Fire Protection Association, (2007).
34
4. BARREIRAS DE PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR
As camadas ou barreiras de proteção são constituídas pelas proteções do transformador, proteções do
sistema, ao qual o transformador está conectado, programas e procedimentos administrativos
utilizados pela empresa responsável pelo transformador. As suas funções são: 1) criar um
entendimento sobre as falhas; 2) dar uma indicação clara das falhas; 3) alterar ou interromper uma
falha eminente; 4) de intertravamento; 5) reiniciar o sistema após uma situação anormal; 6) barreira
física e 7) de resgate e fuga.
A introdução de barreiras de proteção e a consequente redução do risco de incêndio eleva o custo do
transformador e do sistema que está conectado. Contudo é imprescindível respondermos ao seguinte
questionamento: Qual o risco aceitável? (vide a Figura 3.9, sobre o projeto do incêndio). É
evidente que o que é aceitável para transformadores de 30MVA localizados em uma subestação, em
área de uso agrícola, e separados por uma distância de 30 metros é diferente de um transformador
elevador de 600MVA localizado no interior de uma hidroelétrica. Ou um transformador de 100MVA
localizado em uma subestação compacta em uma área densamente povoada de interesse turístico. A
intenção deste capítulo é discutir algumas alternativas que os usuários dos transformadores de
potência possuem para prevenir e mitigar os riscos de incêndio do transformador, adequando-o ao
layout do seu entorno.
As barreiras de proteção estão divididas em duas categorias, as quais estão baseadas em suas
funções: Barreiras de prevenção com a função de para prevenir a falha e as barreiras de mitigação
destinadas a minimizar as consequências da falha.
O primeiro passo para reduzir o risco de incêndio em transformadores é sua correta especificação, em
especial suas proteções que devem ser adequadas com a sua aplicação e as condições específicas da
instalação. E considerando os dispositivos destinados a detectar e prevenir as falhas que possam
resultar em incêndio ou explosão. Para minimizar o impacto da falha de um único componente do
transformador, existem proteções redundantes que operam independentemente e com tempos de
atuação diferentes, por exemplo, proteção diferencial e proteção de sobrecorrente, relé de gás (relé
de Bulchholz), entre outros.
As barreiras de mitigação, ou sistemas de emergência, buscam mitigar as consequências de um
eventual incêndio no transformador e provável efeito dominó. O sucesso das barreiras de proteção
depende da interação de ações combinadas realizadas através dos sistemas de proteção redundantes
do transformador e das proteções passivas ou ativas destinadas a mitigar o impacto do incêndio.
4.1 Barreiras de Prevenção
As barreiras de prevenção estão associadas à especificação construtiva, das proteções do
transformador, ao seu contínuo monitoramento e controle de alguns parâmetros. Ou melhor, as
barreiras de prevenção são: o design review, o monitoramento (através de sinal elétrico, térmico ou
mecânico), às proteções do transformador e a manutenção ao longo do seu ciclo de vida.
35
4.1.3. Design Review
Segundo o Grupo de Trabalho WG A2:36 [1] o objetivo do design review é alargar as margens de
segurança do transformador através do entendimento em profundidade do seu projeto de
dimensionamento e avaliação da sua confiabilidade e riscos.
A energia de um arco elétrico é um parâmetro crítico na ruptura do tanque. Haverá ruptura do tanque
se a energia do arco for superior a 5MJ [2]. Pois, o tanque do transformador não suporta uma
pressão maior do que 2,03 bar [3], em outras palavras o tanque do transformador não é um vaso de
pressão. Por outro lado, o tanque se comporta como um vaso de pressão quando uma falha interna
resulta em um arco elétrico. Se a energia do arco elétrico for aproximadamente de 300MW os
dispositivos de alívio de pressão são ineficientes, i.e. as proteções mecânicas não atuarão [2]
evidenciando a relevância do design review.
Falhas nas buchas, comutadores de derivações em carga e parte ativa poderão resultar no
rompimento do tanque do transformador, conforme detalhado no capítulo 2. A Tabela 4.1 ressalta
alguns pontos de verificação que devem ser considerados no design review, os quais contribuirão para reduzir o risco de incêndio e explosão dos transformadores de potência. As recomendações
apresentadas na Tabela 4.1 foram selecionadas não por serem as mais relevantes, mas por serem as
que são facilmente identificáveis, tendo por intenção oferecer algumas diretrizes para aqueles
engenheiros com pouca ou nenhuma experiência no design review ou na dinâmica dos incêndios.
TABELA 4.1 - Diretrizes para o design review.
O que verificar?
Parte Ativa
Feixes de Ca
bos da
Reg
ulação
São os condutores que ligam a bobina de regulação ao comutador em forma de feixe. O projeto
destes cabos e o seu encaminhamento até o comutador devem ser criteriosos. Devem ser verificado:
1. O correto dimensionamento dos condutores.
2. O tipo de condutor.
3. Da forma com que os condutores são conduzidos até o comutador.
4. Da forma com que os condutores são ligados na bobina de regulação e nos terminais do
comutador.
5. As distâncias dielétricas.
O transformador poderá falhar em consequência da perda da capacidade dielétrica, a qual poderá ser
resultante do projeto deficiente dos condutores; do esmagamento da isolação; da sobreposição dos
cabos apoiados uns sobre os outros; da reduzida distância dielétrica entre os condutores; ou devido
ao tipo de conexão utilizada nas ligações dos cabos (tais como: solda, grampo, conector por
esmagamento, entre outras.)
36
TABELA 4.1 Continuação - Diretrizes para o design review.
Bo
bina
s Verificar:
1. O tipo de bobina.
2. A geometria das bobinas e seus canais de refrigeração.
3. O tipo de condutor aplicado ao projeto. A utilização de condutor transposto contribui para
manter a suportabilidade de algumas solicitações dielétricas de alta frequência.
4. Da capacidade de condução de corrente, de sua suportabilidade dielétrica aos requisitos de
sistema, assim como sua capacidade em atender a requisitos de sobrecarga temporária sem
exceder aos limites de temperatura normatizados.
Arranjo da
s Bo
bina
s Durante o design review deve ser observado: 1. A posição das bobinas do transformador em relação ao seu núcleo. Deve ser avaliado se as
bobinas são concêntricas, apenas na coluna central do núcleo ou, se é possível, inserir
algumas bobinas em colunas de retorno.
2. Se a suportabilidade ao curto-circuito é garantida na ordem do arranjo da concentricidade
das bobinas.
3. A sequência de dentro para fora do tipo de bobina. E se esta sequência oferece algum risco
de não suportar os estresses dielétricos entre bobinas.
Buchas
Verificar:
1. Alteração significativa do fator de potência.
2. Redução da capacitância.
3. Mau dimensionamento dos valores de BIL e BSL.
4. A ligação do terminal da bucha na parte ativa.
5. O projeto da travessia do terminal da bucha pelo caneco.
A alteração do fator de potência, seguida de uma significativa alteração da sua capacitância é um
indicativo de que a bucha poderá falhar. Embora os critérios para avaliação do fator de potência e da
capacitância da bucha sejam definidos pelas empresas, é relevante discutir com o fabricante os limites
aceitáveis em que o transformador poderá ser mantido em operação sem risco.
O projeto da travessia do terminal da bucha pelo caneco é fundamental para garantir que não haverá
descargas dos terminais da bucha para o caneco, sendo imprescindível verificar:
1. Se o campo elétrico (kV/mm) atende as distâncias projetadas.
2. Se a espessura da isolação em milímetros atende a necessidade das solicitações dielétricas e
nominais.
3. Se há necessidade de anel de equalização, shield magnético, etc.
Comutator
de Derivação
em Carga
Verificar:
1. A forma de fixação do cilindro na parte ativa.
O projeto do transformador poderá fixar o cilindro na travessa da parte ativa, como resultado
as atividades de manutenção futura poderão ser comprometidas. Por exemplo, no evento de
vazamento do óleo do comutador pelo cilindro, o óleo do transformador poderá ser
contaminado por gases (monóxido de carbono, dióxido de carbono, acetileno, etc.).
4.1.2. Monitoramento
Nos últimos anos é observado um aumento no número de dispositivos destinados ao monitoramento
de vários parâmetros do transformador. O monitoramento permite que a falha seja detectada com
antecedência, reduzindo o número de paradas não programadas e como consequência há um
aumento da disponibilidade ao transformador.
37
O monitoramento da temperatura do topo do óleo e dos enrolamentos é importante como indicação
da condição térmica do transformador (hotspot é o ponto mais quente), ou seja, avaliação do
envelhecimento do seu isolamento. A operação do transformador em temperaturas superiores as
recomendadas (ou seja, as temperaturas normalizadas e/ou projetadas) para a operação normal
poderá reduzir a vida útil do transformador, seja através da degradação do papel ou da perda
imediata da isolação. Danos ao isolamento aumentará a probabilidade de um curto-circuito. O curto-
circuito poderá comprometer a suportabilidade do tanque o que resultará em um incêndio (vide Figura
2.1 sobre o processo de ruptura do tanque do transformador).
O transformador é comumente equipado com termômetros para supervisionar a temperatura de topo
do óleo e a dos enrolamentos. O termômetro de topo de óleo mede a temperatura da camada de óleo
imediatamente abaixo da parte superior do tanque. Os termômetros dos enrolamentos monitoram a
temperatura do seu ponto mais quente, o qual está localizado na sua parte superior. A temperatura
ambiente próxima do transformador é importante para estimar a capacidade de sobrecarga do
transformador
A degradação do isolamento composto pela combinação de isolação sólida (papel e presspan) e líquida (óleo isolante) compromete a vida útil do transformador. A degradação do óleo isolante poderá
resultar em incêndio ou explosão do transformador, pois deterioração do óleo compromete o
isolamento e resfriamento do núcleo e enrolamentos. E pontos quentes nos enrolamentos poderão
produzir um arco elétrico.
O estado do óleo isolante é monitorado através da concentração de água dissolvida, densidade,
rigidez elétrica, acidez, tensão interfacial, fator de dissipação, cor, concentração de furanos e gases
dissolvido no óleo. Atualmente, a concentração de água e gases dissolvidos podem ser monitoradas
em tempo real, as demais propriedades devem ser monitoradas através de amostragem e ensaios
periódicos em laboratório.
A maioria das explosões seguidas de incêndio em transformadores tem sua origem nas buchas [4].
Por outro lado, as técnicas convencionais de manutenção: termovisão, medição do fator de potência
do isolamento e capacitância, medição do teor de umidade, gás-cromatografia e verificação de
pressão, não conseguem identificar determinados tipos de anormalidades nas buchas (tais como:
falha incipiente do isolamento, pequenas variações na capacitância, etc.). Portanto, as técnicas acima
relacionadas não garantem a retirada de operação do transformador sob a condição de falha
iminente. É fundamental a análise técnico-econômica para implantação do monitoramento on line como a melhor forma de prevenir explosão e incêndio em transformadores com origem na bucha.
4.1.3. Proteções do Transformador
Diferentes tipos de relés são utilizados para proteger o transformador que está inserido em uma rede
(de distribuição ou transmissão). De uma maneira geral os dispositivos existentes protegem o
transformador contra sobrecorrente, formação de gases, sobrefluxo de óleo e sobrepressão. A Tabela
4.2 relaciona os principais dispositivos de proteção do transformador.
TABELA 4.2 - Proteções do transformador.
38
Relé de Sobrecorrente: Protege o transformador de faltas interna e externa. Com a função de monitorar a
corrente quanto a sobrecarga e curto-circuito. É um relé de backup para a proteção
diferencial.
Proteção Diferencial: Compara as correntes de entrada e saída do transformador, i.e., as correntes nos
circuitos primários, secundários e terciário. Se houver diferença do valor da corrente
diferencial que entra com a que sai, o relé é acionado retirando o transformador
defeituoso da rede.
Relé de Corrente de Neutro: Protege o transformador no evento de curto-circuito monofásico, curto-circuito
bifásico à terra, cargas desequilibradas que originam corrente de sequência zero.
Relé Buchholz: Localizado entre o tanque principal e o de expansão indica a acumulação de gás ou
sobre fluxo de óleo devido a um arco elétrico.
Relé de Sobrefluxo de Óleo
do Comutador: Protege contra um sobre fluxo de óleo na tubulação que interliga o compartimento
de óleo e o tanque de expansão do comutador.
Proteção de Sobrecorrente
do Comutador:
Na ocorrência de sobrecorrentes através do transformador o comutador é bloqueado
para correntes acima de um valor de ajuste do relé de sobrecorrente, impedindo a
comutação do tap.
Válvula de Alívio de Pressão: Destinada ao alívio de pressão do transformador, quando atua libera óleo e/ou
gases, possui contato para alarme e desligamento.
Disco de Ruptura: É uma alternativa para a válvula de alívio de pressão súbita.
Proteção de Sobre-
Temperatura Destinado a monitorar a temperatura do óleo e enrolamentos do transformador.
Dispositivo para Monitorar o
Nível de Óleo Com a função de monitorar o nível de óleo do transformador.
4.1.4. Diretrizes para Manutenção Baseada no Risco
O transformador é um equipamento robusto e com alta confiabilidade. Ao longo de sua vida útil é
necessário estabelecer uma estratégia de manutenção, a qual assegure a sua disponibilidade e uma
vida útil operacional otimizada. A vida útil otimizada do transformador inicia-se com os testes prévios
ao seu comissionamento. O Guia de Manutenção de Transformadores [5] recomenda estratégias de
manutenção, por exemplo: Manutenção baseada no tempo, Manutenção baseada na condição, entre
outras, porém sem considerar a consequência da falha. Segundo Jovanivic [6] 20% dos componentes
respondem por 80% dos riscos. É objetivo do presente estudo recomendar diretrizes para uma
manutenção baseada no risco. Em outras palavras, as atividades de manutenção devem ser
priorizadas no entendimento das consequências da falha. A Figura 4.1 apresentar a estratégia para
uma manutenção baseada no risco.
39
Definir o sistema em o transformador está inserido
Definir as condições de contorno do sistema
Entender como o sistema funciona e opera
Definir os modos de falha do sistema
Desenvolver os cenários de falha.
MATRIZ DO RISCO
Potencialidade da Falha
Potencialidade da Consequência
Grau de Prioridades
Estabelecer Plano de Inspeção e Manutenção
Monitoramento e controle do modo de falha.
Execução
Definir os critério de aceitabilidade
Figura 4.1 - Estratégia para a implementação da Manutenção Baseada no Risco.
No transformador é crítico o monitoramento do isolamento, quer seja na parte ativa, nas buchas ou
nos comutadores, principalmente para os comutadores que operam em posição diferente do neutro
dos enrolamentos (classe II).
O controle do processo de degradação do isolamento poderá ser avaliado de várias maneiras, por
exemplo, para várias famílias de comutadores classe II, a avaliação poderá ser realizada através da
medição do teor da umidade do óleo isolante da chave desviadora, o qual poderá ser severo (A),
moderado (B) ou baixo (C), Tabela 4.3.
TABELA 4.3 – Potencialidade de falha no comutador classe II: Teor de umidade.
Teor de umidade Critério de Aceitabilidade
A Alta > 30 ppm H2O
B Media 20 ≤ ppm H2O ≤ 30
C Baixa < 20 ppm H2O
O potencial de consequência poderá ser classificado com base no potencial de danos as pessoas e/ou
prejuízo as suas atividades normais e de perda de receita para as concessionárias de energia elétrica
ou outras empresas. As consequências à integridade física das pessoas e a interrupções das suas
40
atividades rotineiras causados pela falha poderá ser associada a densidade populacional da carga que
é atendida pelo transformador, Tabela 4.4. A Figura 4.2 mostra esquematicamente a variáveis
associadas a potencialidade de falha e consequência. A Figura 4.3 detalha a potencialidade da
consequência.
TABELA 4.4. Densidade demográfica da carga vinculada ao transformador.
Número de Construções Situação Típica
Classe 1 Mais do que 10 e menos de 46 construções. Áreas rurais, fazendas.
Classe 2 Mais do que 46 construções. Subúrbios e vilarejos.
Classe 3 Áreas densamente povoadas. Cidades.
Classe 4 Áreas densamente povoadas e de interesse econômico. Capitais.
MATRIZ DO RISCO
POTENCIALIDADE DA FALHA
POTENCIALIDADE DA CONSEQUÊNCIA
UMIDADE NO COMUTADOR(Classe II) POTÊNCIA DO
TRANSFORMADORDENSIDADE
Figura 4.2 – Potencial de falha e consequência do transformador.
A matriz do risco é o produto do potencial da falha e das suas consequências
( )iaConsequêncFrequênciaRiscodoMatrizei ⋅=.. . A Figura 4.4 sugere uma matriz de risco com
três níveis distintos de risco que poderão ser utilizados para o estabelecimento do planejamento da
manutenção do transformador. Considerando que o maior risco é o que determina a condição de
integridade do transformador, as ações de intervenção e de controle deverão ser direcionadas para os
modos de falha com maior risco. A matriz do risco e os potenciais de falhas e consequência sugeridos
poderão ser substituídos por uma análise de risco detalhada.
41
POTENCIAL DE CONSEQUÊNCIA Classe 4 Classe 3 Classe 2 Classe 1
Transformador ≥ 300 MVA A A B C
100MVA ≤ Transformador ˂ 300MVA A A B C
10MVA ≤ Transformador ˂ 100MVA A A C D
Transformador ˂ 10MVA A B D D
Figura 4.3 – Potencial de consequência.
O detalhamento do plano de inspeção e manutenção poderá ser estruturado através do guia de
manutenção para transformadores 015 elaborado pelo Grupo de Trabalho A2:05 [5] detalha as
práticas de manutenção em transformadores imersos em óleo isolante com classe de tensão igual ou
superior a 34,5kV.
A R1 R1 R1 R2
B R1 R2 R2 R3
C R2 R2 R3 R3
A B C D
Potencial de Consequência
Potencial de Falha
Grau de Risco
R1 Alto
R2 Médio
R3 Baixo
Figura 4.4 - Matriz do risco.
42
4.2 BARREIRAS DE MITIGAÇÃO
4.2.1 Distâncias de Separação
Distância de separação é uma proteção passiva eficiente para prevenir que a energia irradiada por um
incêndio seja no transformador ou no seu entorno comprometa a vida das pessoas e o patrimônio da
organização. A Tabela 4.5 mostra a relação entre a energia térmica irradiada e o seu impacto. As
recomendações das mínimas distâncias de separação podem ser encontradas na NFPA 850 (2010),
IEC 61936 (2002), FM Global Property Loss Prevention Data Sheets: Transformers (2010) e NBR 13231, as quais encontram-se reproduzidas nas Tabela 4.6 - 4.11.
TABELA 4.5 - Dano causado pela energia térmica irradiada [7].
Fluxo Térmico
kW/m2 Vulnerabilidade do Alvo
1,4 Sem dano para as pessoas.
1,6 Causará desconforto para uma exposição prolongada.
4,0 Poderá causar dor após 20s de exposição. Queimadura do segundo grau é provével.
5,0 Rompimento das buchas dos transformadores adjacentes.
7,0 Limite máximo suportado pelos bombeiros que estão devidamente protegidos
12,5 Degradação do isolamento de cabos elétricos.
Poderá causar a morte de 100% das pessoas expostas sem proteção.
15,0 Nível de irradiação crítica para a madeira, sem o contato da chama.
11,7 - 25,0 Comprometimento da integridade mecânica de uma fina chapa de aço protegida.
37,5 Danos a equipamentos e colapso de estruturas.
A mínima distância de separação poderá, também, ser estimada através do modelo matemático
sugerido na seção 3.2 (sobre dinâmica do incêndio no transformador) ou por outras metodologias. A
Figura 4.5 mostra a sequência recomendada para o calculo da energia incidente no alvo (vide Figura
3.9 projeto do incêndio).
As distâncias horizontais mínimas de separação são medidas entre a bacia de contenção e a
edificação, Figura 4.6. Na Figura 4.6 qualquer equipamento ou edificação na área em verde não sofre
os impactos da energia irradiada durante um incêndio no transformador. Ao contrario a área em
vermelho é afetada pelo incêndio.
Porém, quando o líquido isolante possuir um alto ponto de combustão ou o volume for inferior a 1.900
litros a distância horizontal é definida entre o transformador e a edificação, conforme recomendações
da FM Global e NBR 13231.
43
Características do Vazamento Diâmetro, Área e Profundidade
Dimensões da Chama
Energia Irradiada pela ChamaEnergia irradiada por unidade de tempo e área da superfície da chama
Fator de Configuração
Transmissividade Atmosférica
Energia Irradiada entre a Chama e o Alvo
Figura 4.5 - Sequência para o calculo da energia incidente no alvo.
Vista Superior Vista Elevação
Nota: a é a distância horizontal. b é distância vertical.
Figura 4.6 - Distâncias de Separação.
aa
b
bb
60o
aa
b
bb
60o
Transformador
Bacia de Contenção
a
a
a
a
a
aa
a
a
a
a
a
aa
a a
44
TABELA 4.6 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações,
segundo a NFPA 850 edição 2010 [8].
Fluido Isolante
do
Transformador
Volume do Fluido Isolante
(litro)
Distância Horizontal Mínima
Inexistência de Parede Corta-Fogo
(metro)
Óleo Mineral1
<1.890 -
1.890-18.925 7,6
>18.925 15
1 Nota dos autores.
Para transformadores com um volume menor do que 1.890 litros a distância de separação
deve considerar: 1) ponto de combustão e quantidade do óleo mineral; 2) provável área e
profundidade do poça, pois os incêndio de poça são mais prováveis; 3) tipo de construção
no entorno do transformador; 4) especificação do transformador e tipo de bucha; e 5) as
proteções do transformador.
TABELA 4.7 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações,
segundo a IEC 61936-1 (2002) [9].
Fluido Isolante
do
Transformador
Volume
do
Fluido Isolante
(litro)
Distância Mínima Recomendada
(metro)
Transformador-Transformador
ou
Transformador-Edificação com
Fachada NÃO Combustível
Transformador-Edificação
COM Fachada Combustível
Óleo Mineral
>1.000 <2.000 3 7,6
≥2.000 <20.000 5 10
≥20.000...<45.000 10 20
≥45.000 15,2 30,5
Outro Líquido Isolante
(Less Flammable-K) e SEM Proteção1
≥1.000...<3.800 1,5 7,6
≥3.800 4,6 15,2
Outro Líquido Isolante
(Less Flammable-K) e COM Proteção1
Distância entre a Fachada da Edificação e o Transformador
Horizontal (metro) Vertical (metro)
0,9 1,5
1 Vide a Tabela 4.2 sobre proteções do transformador, recomendações da FM Global ou
equivalente.
Fluidos classe K, segundo a NBR 11.341, possuem um ponto de combustão mínimo de 300oC.
45
TABELA 4.8 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações.
Distância entre o transformador e edificações vizinhas, segundo a FM Global Property Loss Prevention data Sheets, Transformer (5-4 de maio de 2010) [11].
Fluido Isolante
do
Transformador
Aprovação FM
ou
Equivalente
Volume
do
Fluido Isolante
(litro)
Distância Horizontal1
(metro) Distância
Vertical
(metro) Fachada com
2h resistência
ao fogo
Fachada
Combustível
Não Sim
Óleo Mineral (ou
fluido não
recomendado)
-
<1.900 1,5 4,6 7,6 7,6
1.900-19.000 4,6 7,6 15,2 15,2
>19.000 7,6 15,2 30,5 30,5
Outro Líquido
Isolante
(Less Flammable)
SIM - 0,9 0,9 0,9 1,5
NÃO ≤38.000 1,5 1,5 7,6 7,6
>38.000 4,6 4,6 15,2 15,2
1 Todos os componentes do transformador devem ser acessíveis as atividades de inspeção e
manutenção.
TABELA 4.9 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações.
Distância entre os transformadores, segundo a FM Global Property Loss Prevention data Sheets, Transformer (5-4 de maio de 2010) [11].
Fluido Isolante
do
Transformador
Aprovação da FM
ou
Equivalente
Volume do
Fluido Isolante
(litro)
Distância Horizontal1
(metro)
Óleo Mineral
(ou fluido não recomendado) -
<1.900 1,5
1.900-19.000 7,6
>19.000 15,2
Outro Líquido Isolante
SIM - 0,9
NÃO ≤38.000 1,5
>38.000 7,6
1 Todos os componentes do transformador devem ser acessíveis as atividades de inspeção e
manutenção.
TABELA 4.10 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações.
Distância entre o transformador e a edificação, segundo a NBR 13231 [10].
46
Fluido Isolante
do
Transformador
Volume do
Fluido Isolante
(litro)
Distância Horizontal
(metro)
Fachada com 2h
resistência ao fogo
Fachada Não
Combustível
Fachada
Combustível
Óleo Mineral
<2.000 1,5 4,6 7,6
>2.000 <20.000 4,6 7,6 15,2
>20.000 7,6 15,2 30,5
Outro Líquido Isolante,
Classe K
<38.000 1,5 7,6
>38.000 4,6 15,2
TABELA 4.11 - Recomendações de distâncias mínimas para transformadores instalados externos as edificações.
Distância entre o transformador e equipamentos adjacentes, segundo a NBR 13231 [10].
Fluido Isolante do Transformador Volume do Fluido Isolante
(litro)
Distância Horizontal
(metro)
Óleo Mineral
<2.000 1,5
>2.000 <20.000 7,6
>20.000 15,2
Outro Líquido Isolante, Classe K <38.000 1,5
>38.000 7,6
Quando não for possível atender as distâncias de separação mínimas recomendadas outras proteções
passivas ou ativas devem ser consideradas, tais como parede corta-fogo, bacia de contenção ou
sistema de proteção automático (i.e., sistema de sprinkler ou injeção de gás inerte).
47
4.2.2. Parede Corta-Fogo
A intensidade de um incêndio no transformador depende da quantidade e tipo do fluido isolante, bem
como do tipo de incêndio resultante da falha. Incêndio de poça é o mais provável de acontecer no
evento de um arco elétrico resultar na ruptura do tanque. Quando não for possível atender as
distâncias mínimas de separação recomendadas na seção 4.2.1, o impacto do incêndio poderá ser
mitigado através da parede corta-fogo, pois elas reduzem a energia transferida por convecção e
radiação do incêndio do transformador para o entorno, ou vice-versa.
A resistência da parede corta-fogo deve ser maior do que a severidade do incêndio, ou seja,
IncêndiodoSeveridadeFogoaosistência ≥Re . A resistência ao fogo indica a habilidade da
estrutura resistir ao colapso da energia térmica irradiada. O dano a estrutura depende da quantidade
de calor absorvida pelos os seus elementos estruturais, Figura 3.7 (sobre danos estruturais no
barramento de alta). A parede corta-fogo é recomendada quando a energia térmica incidente no
transformador, no evento de um incêndio, for maior do que 5kW/m2, devido a vulnerabilidade da
bucha, Tabela 4.5. Segundo as recomendações da NFPA 850 as paredes corta-fogo devem ter uma
resistência ao fogo de 2 horas, além de serem dimensionadas para suportar o impacto de ondas de
choque, do vento ou abalo sísmico. A explosão da bucha ou para-raios poderá resultar em ondas de
choque.
A parede corta-fogo entre transformadores deve se estender a uma distância horizontal (a) e vertical (b) da parte mais externa do transformador, Figura 4.7. A Tabela 4.12 relaciona os valores de a e b recomendado pela NFPA 850 (edição 2010) [8], Relatório CEATI T023700-3022 [12] e NBR 13231
[10].
TABELA 4.12 - Dimensionamento da parede corta-fogo.
Recomendação
Distância Horizontal
a metros
Distância Vertical
b metros
Resistência ao Fogo
horas
NFPA 850 0,61 0,31 2
Relatório CEATI 1,00 1,00 -
NBR 13231 0,60 0,30 2
48
Nota :
A área em vermelho representa a parede corta-fogo.
Figura 4.7 - Proteção passiva: Parede corta-fogo.
A parede corta-fogo entre o transformador e a edificação deve ser projetada conforme representado
esquematicamente na Figura 4.8.
d d
e
a a
b
Transformador
Bacia de Contenção
Parede Corta -Fogo
Transformador
Bacia de Contenção
49
Exemplo 1
Exemplo 2
Vista Superior Vista de Elevação
Nota:
A distância X são as recomendadas na Tabela 4.6. Para um volume de óleo mineral entre 1.890 litros e 18.925 litros X é 7,6m, se o volume é maior do que 18.925 litros X é 15m.
Figura 4.8 - Distância mínima entre o transformador e a edificação,
quando há a parede corta-fogo, segundo a NFPA 850 (2010) [8].
A NBR 13231 [10] recomenda o uso de paredes corta-fogo quando as distâncias mínimas de
separação entre os transformadores e outros equipamentos (ou edificações) não podem ser
atendidas. Porém, o questionamento a ser feito é: As paredes corta-fogo cumprirão a sua função no evento de um incêndio no transformador? Com o objetivo de responde a este questionamento será
apresentado nos próximos parágrafos um estudo sobre o desempenho térmico de uma parede corta-
fogo, realizado pelo Laboratório de Engenharia de Incêndio da Universidade Federal de Pernambuco.
4.2.2.1. Desempenho Térmico da Parede Corta-Fogo
50
O estudo do desempenho térmico da parede corta-fogo utilizou um modelo numérico tri-dimensional
não linear em elementos finitos. A malha foi composta por elementos sólidos com 20 nós, sendo
necessários 171.520 elementos e 758.061 nós para modelar a parede. Para obter precisão nos
resultados o tamanho dos elementos foi de 5cm, Figura 4.9. O desempenho térmico da parede foi
verificado para quatro instantes de tempo 60, 120, 180 e 240 minutos após o início do incêndio.
Figura 4.9 - Malha da parede corta-fogo analisada.
As características da parede corta-fogo, das propriedades termomecânicas do concreto e fluxo de
calor incidente na parede são abaixo detalhados.
1. Parede maciça e constituída em concreto armado.
2. As propriedades termomecânica do concreto estão em conformidade com o European Committee for Standardization (ou seja, EN 1992-1-2, Design of concrete structure [13]).
3. Coeficiente de expansão térmico do concreto: 6.10-6 C-1
4. Densidade do concreto: 2300 kg/m3
5. Temperatura inicial da parede: 20oC
6. Dimensões da parede corta-fogo Largura: 6,70 metros
Altura: 8,00 metros
Espessura: 0,40 metros
7. Distância entre o transformador e a parede corta-fogo utilizada foi 0,5 metros. Para esta
distância segundo o relatório CEATI T023700-3022 [12] transformadores com um volume de
óleo entre 38.000 e 132.000 litros de óleo mineral o fluxo de calor incidente sobre a parede é
aproximadamente 80-90 kW/m2.
8. A parede corta-fogo foi submetida a um fluxo de calor de 90kW/m2, 60kW/m2 e 30kW/m2.
51
A NBR 13231 recomenda que a parede seja maciça e construída em concreto armado. A norma IEEE
Std 979-2012 [14] e o Relatório do CIGRÉ WG A2:33 Brochure 537 [15] prevê a construção da parede
em blocos de concreto, ou outros materiais (por exemplo, estrutura metálica ou de alvenaria). E com
uma resistência ao incêndio de 2 horas (i.e., 120 minutos). A Figura 4.10 apresenta as temperaturas
no interior da parede corta-fogo em função da distância da face exposta ao incêndio para um fluxo de
calor incidente de 90kW/m2.
Com 60 minutos de exposição observa-se que a temperatura do concreto é inferior à 100oC para uma
profundidade maior do que 10cm. Para 120 minutos de exposição com 15cm de profundidade a
temperatura do concreto não alcança 100oC. Com 180 e 240 minutos de exposição a temperatura do
concreto é de aproximadamente 100oC para uma profundidade de 20cm. Logo, podemos concluir que
a parede corta-fogo protegerá do impacto térmico equipamentos ou estruturas no evento de incêndio
no transformador.
Figura 4.10 - Temperaturas no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 90KW/m2.
A Figura 4.11 mostra a distribuição de temperatura no interior da parede. A distribuição uniforme de
temperaturas deve-se a condição de fluxo uniforme ao longo da parede exposta e a isotropia nas
propriedades térmicas do concreto. O alto valor do fluxo de calor incidente na parede, 90kW/m2,
induzem o modelo a obter resultados de temperaturas excessivas na face da parede exposta ao
incêndio. Acredita-se que nesta zona de interface o modelo não é suficientemente preciso para
determinar a temperatura, o que não invalida a análise das temperaturas no interior da parede.
As Figuras 4.12 e 4.13 mostram o fluxo de calor no interior da parede para um incêndio de 90kW/m2.
Para um tempo de exposição ao incêndio de 60 e 120 minutos o fluxo de calor no interior da parede é
de 5kW/m2 a uma profundidade de 10 centímetros. Para um tempo de exposição de 180 e 240
minutos e uma profundidade de 15cm o fluxo de calor no interior da parede permanece constante
(i.e., igual a 5kW/m2).
52
Figura 4.11 Distribuição das temperaturas no interior da parede corta-fogo
quando submetida a um fluxo de calor incidente de 90kW/m2 em uma das face.
Figura 4.12 - Fluxo de calor no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 90KW/m2.
53
Figura 4.13 - Distribuição do fluxo de calor no interior da parede corta-fogo
quando submetida a um fluxo de calor incidente de 90kW/m2 em uma das face.
As Figuras 4.14 e 4.15 apresentam a distribuição de temperatura e do fluxo de calor no interior da
parede para um tempo de exposição de 240 minutos, quando submetida a um incêndio de 60kW/m2 e
30kW/m2, respectivamente. As Figuras 4.14 e 4.15 deixam evidente que se a distância entre a parede
e o transformador for maior do que 50 centimetros (0,5m), o fluxo de calor incidente sobre a parede é
reduzido exponencialmente, melhorando o seu desempenho. Baseado no estudo realizado
recomenda-se que a distância entre o transformador e a parede seja de 5m ou 10m, quando possível.
Para o pior cenário de um incêndio no transformador analisado, ou seja, um incêndio de 90kW/m2, a
parede corta-fogo maciça e de concreto armado recomendada pela NBR 13231 apresentou um bom
desempenho com isolante térmico, devido a baixa condutividade térmica do concreto. No entanto,
recomenda-se que o núcleo de sustentação estrutural da parede tenha um revestimento de concreto
com no mínimo 10 centimetros em ambos os lados para prevenir que as altas temperaturas do
incêndio não comprometam a sua estabilidade.
54
Distribuição da temperatura Distribuição do fluxo de calor
Figura 4.14 - Distribuição da temperatura e do fluxo de calor
no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 60KW/m2.
Distribuição da temperatura Distribuição do fluxo de calor
Figura 4.15 - Distribuição da temperatura e do fluxo de calor
no interior da parede corta-fogo para um incêndio de 30KW/m2.
Em uma situação de incêndio o concreto pode sofrer fissuração ou mesmo spalling (i.e. desprendimento de porções do concreto devido a processos thermo-hidraúlico-mecânico). Para
minimizar estes efeitos recomenda-se que o revestimento de concreto seja executado com uma malha
fina de aço, ou com a adição de fibras de aço e com fibras de polipropileno. A adição de fibras de
polipropileno permitirá a fácil percolação da umidade do concreto durante o incêndio aliviando as
tensões devido ao vapor d´água e reduzindo a probabilidade do spalling ocorrer.
Após o incêndio no transformador recomenda-se retirar todo o revestimento de concreto, o qual foi
degradado e refazê-lo conforme o projeto original.
55
4.2.3. Sistema Automático de Água
Segundo a NFPA 850 (item 7.8.6) [8] os transformadores, em que o líquido isolante é o óleo mineral,
que não atenderem as distâncias mínimas de separação (vide seção 4.2.1) ou não possuírem parede
corta-fogo (vide seção 4.2.2) devem ser protegidos por sistemas automáticos de água ou espuma. O
sistema de água deve ser projetado, instalado e mantido conforme recomenda a NFPA 15 [17].
O sistema automático de água (i.e. water spray systems) controla o incêndio no transformador
através do princípio da emulsificação da água com óleo. A emulsão é formada quando dois líquidos
imiscíveis são colocados em contato e há a tendência para que um dos líquidos torna-se disperso no
outro. A extinção do incêndio é alcançada aplicando-se água a certos líquidos flamáveis, devido ao
resfriamento da superfície do óleo e a eliminação dos vapores flamáveis, ou seja, a superfície do óleo
torna-se não flamável. Para a proteção do transformador este deve ser completamente envolvido em
finas gotículas de água, Figura 4.16.
Figura 4.16. Sistema fixo de água para transformadores em um dique de contenção.
Há um consenso nas recomendações da FM Global Data Sheets 4-1N e 5-4 de 2010 [16,11], IEEE
979-2012 [14] e NFPA 15 (Edição 2012)[17] para o projeto do sistema de water spray. Em outras
palavras, água deve ser aplicada a uma densidade não inferior a 10,2(L/min)/m2 sobre todo o
transformador, exceto na sua parte inferior que deve ser 6,1(L/min)/m2 . O suprimento de água deve
ser dimensionado para fornecer água durante 1 hora incluindo o fornecimento de 946L/min, para o
combate manual através de mangueiras.
Se uma instalação possuir vários transformadores o sistema fixo de água deve ser projetado para
operação simultânea, i.e., para o transformador envolvido em chama e os adjacentes. Por exemplo,
em um bay com seis (6) transformadores, o sistema de water spray deve ser dimensionado para a
atuação em no mínimo três (3) transformadores.
56
A tubulação do sistema fixo de água não deve ser posicionada acima do transformador ou ficar
próxima às válvulas de alívio. Os dispersores de água não devem ser direcionados para as buchas. A
distância mínima entre os componentes do sistema water spray, tais como tubulação, dispersores,
etc. e o transformador é de 45,7cm, segundo a FM Global 5-4 [11].
4.2.4. Sistema de Contenção de Óleo
O Decreto número 4.871 de 6 de novembro de 2003 no seu artigo 2 define derramamento como
qualquer forma de óleo para o ambiente, incluindo o despejo, escape, vazamento e transbordamento.
A Lei número 12.114 de 9 de dezembro de 2009 no seu artigo 11 impõe a necessidade de sistema de
contingência que incluam prevenção, controle e combate a resposta á poluição por óleo.
As fontes em potencial de derramamento de óleo em uma subestação são os transformadores de
potência, reatores ou disjuntores. Além disto, durante o ciclo de vida destes equipamentos há a
possibilidade de reprocessamento ou substituição do óleo, sendo, talvez, necessário manter na
instalação um inventário maior de óleo. Possíveis derramamentos provenientes de tais atividades de
manutenção devem ser considerados.
O risco de vazamento de óleo dos transformadores de potência depende do seu potencial de falha e
das suas consequências. Falhas nas buchas, no comutador ou na parte ativa poderão resultar na
ruptura do tanque que poderá desencadear um incêndio de poça ou um Boiling Liquid Expand Vapor Explosion-BLEVE, Figura 4.17.
O acesso ao risco de vazamento de óleo em uma subestação deve considerar:
1. A sua quantidade de óleo dos transformadores e também o inventário dos demais
equipamentos da instalação. Transformadores poderão possuir alguns milhares de litros de
óleo mineral entre 40.000L e 100.000L. Além disto, uma subestação poderá possuir em
média quatro (4) transformadores.
2. Do tipo e taxa do vazamento. O sistema de contenção deve ser capaz de coletar qualquer
tipo de vazamento, ou seja, gotejamento, talvez, devido a problemas de estanqueidade do
tanque principal do transformador, Figura 4.18, ou uma grande quantidade de óleo
decorrente do rompimento do tanque.
3. Do arranjo físico da instalação e também do seu entorno, ou seja, deve ser considerada a
proximidade da instalação de cursos de água; a influência da topográfica e característica do
solo.
O guia para controle de derramamento de óleo em subestações, IEEE Std 980-2013 [18], recomenda
sistemas de contenção de óleo para:
1. Instalações que possuam um único equipamento com uma quantidade de óleo maior do que
2.500 litros ou vários equipamentos com mais de 5.000 litros. O que está em conformidade
com NBR 13.231 item 7.5.1 [10].
2. Instalações em que houve derramamento de óleo de mais de 3.786 litros em um único
evento. Ou dois (2) derramamentos em um período de 12 meses.
57
3. Instalações que em razão de sua localização no evento de um derramamento poderá
contaminar cursos de água, além do sistema de contenção requerem, também, um plano de
contingência. Conforme, já mencionado, a Lei No 12.114 de 9 de dezembro de 2009, também
obriga a elaboração de plano de contingência.
Figura 4.17 - Árvore de eventos para o caso de rompimento do tanque principal.
FIGURA 4.18 - Problemas de estanqueidade do tanque do transformador.
O sistema de contenção foi inicialmente instalado com o objetivo de proteger o meio ambiente no
evento de um derramamento de óleo. Porém, ele é também relevante como barreira de mitigação no
evento em que o derramamento de óleo mineral resulte em um incêndio ou explosão. Por que?
CondiçõesOperacionais
Arco Elétrico Aumento da Pressão
Rompimento do Tanque
Consequências
Explosão e/ou IncêndioVazamento de òleo
Não há incêndio ou explosão Não há vazamento de óleo
SIM
NÃO
NÃO
SIM
SIM
NÃO
MitigaçãoPrevenção
Não há incêndio ou explosão Não há vazamento de óleo
Não há incêndio ou explosão Não há vazamento de óleo
58
1. Reduze o diâmetro da poça de óleo.
2. Evita que o óleo envolva outros equipamentos da subestação.
3. Reduz a altura da chama.
4. Reduz o impacto proveniente do fluxo de calor irradiado pela chama.
5. Reduz o tempo de restabelecimento da instalação em operação após o derramamento.
6. Evita que o incêndio no piso onde ser encontra instalado o transformador resulte em uma
explosão mecânica do mesmo. Em outras palavras, reduz a probabilidade de liberação de todo
o volume de óleo do transformador para o meio ambiente na forma de uma bola de fogo,
devido o colapso do tanque.
As diretrizes para o projeto do sistema de contenção de óleo abaixo relacionadas são baseadas no
guia para proteção de incêndio para subestações IEEE Std 979-2012 [14].
1. Especial consideração deve ser dada ao material de revestimento do piso do transformador. O
uso de um revestimento impermeável, como por exemplo asfalto, poderá permitir que o
diâmetro da poça de óleo, e como consequência do incêndio de poça, atinja proporções
consideráveis. É recomendado como material de recobrimento do solo da subestação e do
sistema de contenção pedra britada, vide seção 4.2.5 sobre supressão da chama com a
utilização da pedra britada.
2. O sistema de contenção deve ser dimensionado para suportar a água da chuva. A quantidade
de água deve está baseada na maior precipitação pluviométrica para um período de 24 horas
tendo como referência os últimos 25 anos.
3. O sistema de contenção deve ser capaz de suporta um incêndio de no mínimo 3 horas de
duração. Porém, se o transformador possuir sistema automático de água este tempo é
reduzido para 2 horas.
4. O perímetro do sistema de contenção deve está a 2m ou 3m além da parte do transformador
contendo óleo, este valor esta baseado na altura de uma bucha típica e do tanque
conservador.
O relatório CEATI No T023700-3022 [12] recomenda que o sistema de contenção deve ser capaz de
conter 100% do volume de óleo do transformador. E que o volume de água deve considerar além do
volume da água da chuva, o volume de água previsto para o sistema de supressão automático,
segundo previsto pela NFPA 15-2012 [17], e o volume previsto pelas atividades de extinção manual.
Algumas empresas representadas no presente estudo relataram utilizar por razões ambientais uma
segunda bacia de contenção e um separador de água e óleo. O guia IEEE-Std 980-2013 no item 7.1.2
[18] detalha sistemas de contenção típicos utilizados para equipamentos individuais ou grupo de
equipamentos. É recomendado que os sistemas de contenção sejam projetados, instalados e mantidos
segundo o IEEE-Std 980-2013 [18].
59
4.2.5. Sistema de Supressão da Chama com Pedra Britada O sistema de contenção deve evitar que após o rompimento do tanque o óleo aquecido se disperse
danificando outros transformadores ou edificações, pois é imprescindível reduzir o diâmetro da poça
de óleo. É uma boa prática de engenharia utilizar pedra britada para revestir a bacia de contenção.
Resultados experimentais mostram que se a profundidade da camada de pedra britada estiver entre
150mm-180mm o diâmetro da pedra poderá suprimir a chama, devido ao controle da temperatura e
da quantidade do oxidante. Porém, segundo o guia para proteção de subestação (IEEE-Std 979-2012)
se nível de óleo acima da camada de pedra britada for de aproximadamente 40mm é improvável a
extinção do processo de combustão. O guia recomenda no mínimo 450mm de profundidade para a
camada de pedra britada, tendo por intenção não permitir que o nível de óleo seja maior do que
50mm acima do topo.
A NBR 13.231 [10], IEEE-Std 979-2012 [14] e IEEE-Std 980-2013 [18] recomendam a pedra britada
como dispositivo de supressão de chama a ser utilizado no revestimento dos sistemas de contenção,
Figura 4.19. A Tabela 4.13 apresenta as diretrizes para o revestimento do sistema de contenção.
Figura 4.19 - Desenho esquemático do revestimento do sistema de contenção.
TABELA 4.13 - Diretrizes para o revestimento do sistema de contenção.
Parâmetros para o Revestimento NBR 13.231 IEEE 979-2012
Profundidade da camada de pedra britada ≥300 mm ≥450 mm
Diâmetro da pedra britada 25mm-50mm 18mm-38mm
Outras recomendações não menos importante para manter a eficiência do revestimento do sistema de
contenção são abaixo relacionadas:
1. A pedra britada deve ser resistente a fratura quando submetida a carga.
Base de Sustentação
Transformador
Camada de Pedra Britada
Bacia para Contenção do Óleo
Sistema de Grelha
60
2. O índice de vazio da pedra britada deve ser considerado na determinação do volume de
contenção de óleo, o qual inclui água da chuva, do sistema de supressão automático e
atividades de extinção manual.
3. A pedra britada deve ser lavada antes de ser acomodada na bacia de contenção para remoção
do material orgânico.
4. A pedra britada deve ser mantida limpa, o relatório CEATI No. T023700-3022 [12] recomenda
a limpeza pelo menos uma vez por ano.
4.2.6. Planejamento de Emergência
Em geral um incêndio de poça resultará de uma falha em transformador a óleo mineral. O calor
irradiado pelo incêndio é intenso. O impacto causado por um incêndio de poça depende da energia
liberada em função da distância ao alvo. O limite considerado seguro é de 1,4kW/m2, Tabela 4.5
(sobre dano causado pela energia térmica irradiada).
O incêndio no transformador de potência poderá ser mitigado por proteções passivas e/ou ativas. A
resposta à emergência envolvendo equipamentos energizados deve ser planejada com antecedência.
Pois, o corpo de bombeiro que responderá a emergência será exposto ao risco elétrico, para o qual
talvez não esteja treinado. No evento de um incêndio em um transformador localizado em uma
subestação poderá ser necessário algumas horas para que a subestação seja considerada
eletricamente segura.
A Figura 4.20 sugere a estruturação do planejamento de emergência no evento de um incêndio ou
explosão do transformador que foi subdividida em cinco etapas.
Entendimento do Transformador e Sistema
Barreiras de Proteção: Prevenção e Mitigação
Desenvolvimento do Incêndio
Impactos do Incêndio
Procedimentos de Emergências
Figura 4.20 - Estruturação do planejamento de emergência.
A primeira etapa do planejamento de emergência no evento de um incêndio ou explosão no
transformador é o entendimento de como o sistema ao qual está conectado funciona e opera.
61
A segunda etapa está fundamentada nas múltiplas camadas de proteção do transformador e do
sistema. As camadas de proteção são constituídas de grupos de equipamento, softwares ou
procedimentos administrativos, os quais possuem interface. Algumas das camadas de prevenção do
transformador foram relacionadas na Tabela 4.1 (sobre proteções do transformador). As barreiras de
proteção do transformador e sistema (que está conectado) poderão ser identificadas através do
entendimento de como o transformador e sistema funcionam e operam e da análise de identificação
de perigo. A análise preliminar de perigo é uma metodologia qualitativa indutiva, estruturada para
identificar cenários que podem ser causados devido a ocorrência de falha ou sequência de falhas que
possam resultar no incêndio ou explosão do transformador. Nas análises preliminares de perigo são
identificadas as causas de cada um dos cenários (ou seja, falha ou sequência de falhas) e as suas
respectivas consequências, sendo realizada uma avaliação qualitativa da frequência de ocorrência do
cenário de incêndio no transformador, da severidade das consequências e dos riscos associados. A
matriz do risco sugerida na Figura 4.4 poderá ser utilizada para quantificar o risco.
A terceira etapa o desenvolvimento do incêndio avalia o incêndio no transformador, ou seja o seu
tamanho e o impacto esperado. Apesar de um incêndio ser considerado de intensidade moderada,
dependendo da localização do transformador as suas consequências poderão ser inaceitáveis. O
entendimento de como o corpo de bombeiro e/ou a brigada de incêndio irão responder é critico para
o entendimento estrutural das edificações e equipamentos no entorno do transformador.
A quarta etapa impactos do incêndio tem o objetivo de responder ao seguinte questionamento: Quais
serão os impactos sobre as pessoas, propriedade, continuidade operacional e meio ambiente, se as
barreiras de prevenção e mitigação do transformador e/ou do sistema que está conectado falharem.
A resposta ao questionamento depende da evolução do cenário. A evolução dos cenários plausíveis de
acontecer é imprescindível para a elaboração dos procedimentos de emergências. Os procedimentos
possibilitam ações rápidas e ordenadas para minimizar os impactos, inclusive na imagem da empresa.
A quinta etapa do planejamento de emergência é a elaboração dos procedimentos gerenciais e de
execução. O objetivo é instruir a empresa nas ações a serem adotadas antes e durante uma
emergência. Os procedimentos devem ser revisados sempre que alterações significativas sejam
realizadas no transformador ou sistema que está conectado. A empresa deve treinar continuamente
os atores envolvidos nas respostas as prováveis emergências. Os procedimentos gerenciais são
procedimentos administrativos e técnicos que têm a intenção de auxiliar a empresa na tomada de
decisões em situações emergenciais. Os procedimentos de execução são procedimentos técnicos com
o objetivo de orientar as equipes de resposta no combate à emergência (i.e. a coordenação para
emergência). A Figura 4.21 sugere uma possível estratégia de resposta.
62
Incêndio no Transformador
Alarme
Notificação
O incêndio foi controlado? Extinção do Incêndio
Coleta de Dados
Finalizar a Emergência
Reparos: Transformador e Barreiras Passivas
Retorno ao Sistema do Transformador
Emissão do Relatório Final
Acionar a Coordenação para Emergência
Corpo de Bombeiro
Brigada de Incêndio
Segurança Patrimonial
Comunicação Institucional
Coordenação de Relacionamento com a Sociedade
Ações de Combate
SIM
NÃO
Figura 4.21 - Estratégia de resposta.
63
3.3 Referências do Capítulo 4
[1] CIGRE WG A2:36, Brochure 529: Transformer procurement process: Guide to design review for Power transformers, 2013.
[2] Electric Power Research Institute, Power Transformer Tank Rupture: Risk Assessment and Mitigation, EPRI Project 3212-1, 1991.
[3] American Society of Mechanical Engineers – ASME, Boiler and Pressure Vessel Code, 2013.
[4] Miguel Carlos Medina Pena, Falhas em transformadores de potência Uma contribuição para análise, definições, causas e soluções, Dissertação de mestrado apresentada à
Universidade Federal de Itajubá, 2003.
[5] CIGRE GT A2:05, Brochura 015: Guia de manutenção para transformadores de potência, 2013.
[6] Jovanovic, A., Risk-based inspection and maintenance in Power and process plant in Europe, Nuclear Engineering and Design 226 (165-182), 2003.
[7] Division of system safety an analysis office of nuclear regulatory commission
(Washington DC 20555-0001), Fire dynamics tools, quantitative fire hazards, analysis methods for the US Nuclear Regulatory Commission Fire Protection Inspection Program, Final Report, NUREG – 1805, 2004.
[8] NFPA 850, Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Station, 2010.
[9]. IEC 61936-1, Power Installation Exceeding 1kV AC Part 1 Common Rules, 2002.
[10] Associação Brasileira de Normas Técnica, NBR 13.231: Proteção contra Incêndio em Subestações Élétrica, 2014.
[11] FM Global, Property Loss Prevention Data Sheets 5-4: Transformer, maio de 2010.
[12] Relatório CEATI No. T023700-3022, Transmission Station and Transformer: Fire Protection and Prevention, 2004.
[13] EN 1992-1-2, Design of Concrete Structures. Part 1-2: General Rules – Structural Fire Design, CEN - European Committee for Standardization, 2004.
[14] IEEE Std 979, Guide of Substation Fire Protection, 2012
[15] CIGRE WG A2:33, Brochure 537: Guide for transformer fire safety practices, 2013.
[16] FM Global, Property Loss Prevention Data Sheets 4-1N: Fixed Water Spray System for Fire Protection, maio de 2010.
[17] NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection, 2012.
[18] IEEE Std 980, Guide for Containment and Controlo f Oil Spills in Substations, 2013.
5.0 FILOSOFIAS DE PROTEÇÃO
64
Apesar do nosso entendimento da dinâmica dos incêndios em transformadores, atualmente, ser
indubitavelmente maior em comparação a década passada, devido à necessidade de solucionarmos
novos e urgentes problemas. Juntamente com outros equipamentos existentes no setor elétrico, os
transformadores é um dos mais críticos, já que estes contém uma grande quantidade de óleo mineral
em contato com componentes a altas tensões. Temos ainda que considerar que podemos trocar os
relés por chips, os painéis da sala de controle por computadores, porém os transformadores, em
função da nossa limitação do conhecimento e da tecnologia disponíveis, não podem ser substituídos,
sem que a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica fiquem seriamente comprometidos.
Ademais, vários outros fatores contribuem para tornar o transformador de potência um equipamento
vital, em especial nos sistemas de transmissão de alta e extra tensão: o elevado custo do
investimento, o prazo de aquisição do transformador não é imediato, a impossibilidade de transporta-
lo montado, entre outros.
Nos últimos anos os apagões entraram na lista das grandes ameaças contra a sociedade. Eles
passaram a serem lembrados com data e hora, assim como os incêndios, as enchentes e as
tempestades. E também começaram a ser usados politicamente. Dentro deste contexto, o setor
elétrico tem lidado com problemas complexos, associado ao gerenciamento do risco de incêndio.
Janeiro de 1997 ficou conhecido como o verão do apagão para os cariocas, pois um curto circuito
provocou a explosão de dois transformadores na subestação de Adrianópolis. Em 1988, 1994, 2003 e
2005 incêndios em transformadores elevadores da hidroelétrica de Tucuruí resultaram em elavados
danos a propriedade. Em outubro de 2003 durante a manutenção de cabos na ponte Colombo Salles
que liga Florianópolis ao continente, um incêndio na cabiação deixou 300 mil pessoas sem energia
durante 48 horas, comprometendo o sistema de abastecimento de água. Este incêndio deixou
evidente que a redundância de equipamentos não leva em consideração incêndio. Pois, quando os
equipamentos são instalados a redundância é perdida, pois o equipamento principal e o secundário
estão submetidos aos mesmos riscos de incêndio.
O primeiro grande impacto provocado pelos blecautes é sofrido pelos cidadões que se encontram em
trânsito, e poderão ser evolvidos pelo caos absoluto com a desativação de centenas de semáforos,
provocando longos e demorados engarrafamentos e buzinaços, situação mais conflitante sofrem os
usuários do metrô, que têm algumas linhas paralisadas e outras ficaram com lentidão excessiva. A
marginalidade dos grandes centros urbanos tem maior liberdade para agir. Quem lamenta
profundamente a falta de energia elétrica, por razões óbvias, são o setor industrial e os comerciantes
que têm prejuízos generalizados. Os usuários, porém, não foram os únicos a sofrer com estes
blecautes, as próprias concessionárias tiveram muito a lamentar, além da imagem manchada frente à
sociedade, sofrendo acusações de pouco investimento, pagaram multas e indenizações aos usuários.
Soma-se a isto as multas impostas pela ANEEL devido a indisponibilidade de equipamentos. A energia
elétrica desempenha na sociedade atual, papel dos mais importantes, isto faz com que seu processo
de geração, transmissão e distribuição devam ser protegidos do risco de incêndio, pois o produto
interno bruto é função da demanda energética.
Uma seguradora responsável por assegura mais de 100.000 transformadores informou que no período
de 2000-2010 foi notificada pelos seus segurando espalhados em seis continentes que houve 594
falhas em transformadores, e que 156 falhas (25%) resultaram em incêndio. É esperado que o
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número de falha seja maior, pois apenas as falhas significantes foram informadas a seguradora [1]. A
Tabela 5.1 mostra a probabilidade anual de incêndio catastrófico em transformadores [2].
TABELA 5.1. Frequência anual de incêndio em transformadores [2].
Voltagem do Transformador Frequência Anual de Incêndio
69 kV 0,00034 incêndio/ano
115 – 180 kV 0,00025 incêndio/ano
230 – 350 kV 0,0006 incêndio/ano
500 kV 0,0009 incêndio/ano
O custo do impacto social causado pelos blecautes considera o custo do megawatt e a combinação
dos consumidores afetados (consumidor industrial, comercial ou residencial). O impacto social pode
variar entre 1 e 10 dólares por kW/h ($1 e $10 por kW/h) em função do tempo do não fornecimento
de energia elétrica e da combinação dos consumidores [3]. As barreiras de proteção do
transformador, em especial as barreira de mitigação, reduzirão o tempo de interrupção do
fornecimento de energia de 24h para 2h [3].
Devido à exigência de um elevado nível de confiabilidade operacional, sobretudo nas subestações,
incêndio em transformadores poderão ter impactos diretos (ou seja, perdas humanas, tempo de
indisponibilidade dos equipamentos, danos físicos aos equipamentos ou edificações no seu entorno,
perda com compensações, etc.) e indiretos (i.e., danos a reputação e a imagem da empresa)
significativos. Os investimentos nas barreiras de proteção, em especial as barreiras de mitigação, do
transformador reduzem o seu tempo de indisponibilidade, como consequência o impacto social. A
eficiência das barreiras de mitigação é de 0.90 [4].
Quando o risco de incêndio existe podemos: ignorar o risco, transferir o risco (ou seja, para algumas
empresas gerenciar o risco é assegurar o seu patrimônio) ou gerencia-lo. Por outro lado, o risco tem
diferentes significados para as organizações e indivíduos, os quais estão submetidos a diferentes
estressores, Figura 5.1. Porém todos considerarão em suas decisões incertezas. E parte do
gerenciamento do risco: Entender o que pode dar errado? Como pode dar errado? Quais as
consequências? E o que fazer? Estes questionamentos podem ser respondidos com o rigor científico,
através de modelos matemáticos, pelo conhecimento do especialista ou uma combinação de ambos.
Por ser um evento raro incêndio em um transformador de potência não está no topo das prioridades
das empresas, porém há ocasiões que ele é a prioridade, pois pode afetar a sociedade, o patrimônio,
o fluxo de caixa e o meio ambiente.
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Governo
Agências Reguladoras
Operador do Sistema
Mudança do Mercado
Pressão Financeira
Competência
Formação em Gestão
Formação Técnica
Ritmo Acelerado das
Mundaças Tecnológicas
Interesses Políticos
Entendimento dos Riscospela Sociedade
A Organização
Os acionistas
Os executivos da organização
A Gerência
A Gerência Técnica e
Operacional
Operadores
Níveis de Decisão Estressores Ambientais
Figura 5.1 – Níveis de decisão.
Incêndios em transformadores é um sistema complexo. O incêndio é um fenômeno físico dinâmico
que interage com o sistema, ao qual está acoplado, as barreiras de proteção e o seu entorno (que
inclui as pessoas). Logo, todo incêndio em um transformador é único.
As filosofias de proteção do transformador são:
1. Prevenção do incêndio.
2. Proteção contra o incêndio.
3. Supressão do incêndio.
4. Planejamento para emergências.
5.1. Prevenção do Incêndio
A filosofia de prevenção do incêndio do transformador é a substituição de componentes ou a
implementação de procedimentos que possam eliminar ou reduzir o risco de incêndio. Por exemplo,
falhas em bucha e no comutador de derivação são uma das principais causa de incêndio (vide capítulo
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2). No evento de falha da bucha de cerâmica os fragmentos poderão ser lançados a uma distância de
aproximadamente 7 metros [3], e talvez além dos limites de propriedade da subestação. Se a bucha
de cerâmica for substituída por bucha do tipo Resin Impregnated Polymer - RIP o risco é reduzido. Assegurar que o isolamento e corrente do comutador de derivação sejam sobredimensionado para
breves períodos de sobrecarga também reduz o risco de incêndio. É também importante que a sua
manutenção seja realizada por profissionais qualificados.
A substituição do dielétrico deve ser considerada como medida de prevenção durante o planejamento
e especificação de um novo transformador ou subestação. Transformadores tipo seco, impregnados
em resina, são oferecidos em classes de distribuição, até 69kV. O uso de ésteres natural (óleo
vegetal) e sintético (óleo silicone) vêm se popularizando.
Transformadores isolados com o gás SF6 (sulphur hexafluoride), ou seja transformadores GIT,
utilizados em alguns países da Ásia e, sobretudo, em subestações subterrâneas ou localizadas dentro
de edificações em locais com um alto grau de sensibilidade (ou seja, área urbana de interesse turístico
ou comercial) elimina o risco de incêndio, o SF6 não é flamável. Por outro lado, o seu vazamento para
o meio ambiente é preocupante, pois ele contribui para o efeito estufa. Atualmente, o seu custo é
elevado quando comparado aos transformadores em que o dielétrico é óleo mineral. A Figura 5.2
mostra os dois tipos de transformadores GIT.
Transformador GIT a baixa pressão
110kV-50MVA
Transformador GIT a alta pressão
275kV-300MVA
Figura 5.2 – Transformadores isolado a SF6.
As barreiras de prevenção detalhadas no capítulo 4 também contribuem para a redução do risco de
incêndio.
5.2. Proteção do Incêndio
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A filosofia de proteção do incêndio considera que a falha do transformador poderá conduzir a um
incêndio ou explosão, sendo as barreiras de mitigação detalhadas no capítulo 4 a proteção do
transformador.
5.3. Supressão do Incêndio
Se as medidas de prevenção ou proteção não são incorporadas ao projeto do transformador a
empresa espera que o incêndio no transformador seja controlado e extinguido pelo corpo de
bombeiro ou sua brigada de incêndio. Embora o custo inicial seja insignificante, no evento de um
incêndio, em especial, em subestações distantes dos centros urbanos o custo final é elevado.
5.4. Planejamento de Emergência
Apesar de não ser conhecido o momento exato que um incêndio no transformador ou no seu entorno
irá ocorrer, o planejamento de emergência deverá ser estruturado antecipadamente, quando há
tempo disponível para planejar detalhadamente uma estratégia de resposta. O planejamento de
emergência deve incluir ações a serem adotadas antes (prevenção, mitigação e preparação), durante
(resposta) e após a emergência (recuperação), Figura 5.3.
Figura 5.3 – Etapas do planejamento de emergência.
O planejamento de emergência inicia-se com o entendimento de com as barreiras de proteção do
transformador (capítulo 4), o sistema (ao qual está conectado) e o seu entorno reagirão a um
incêndio no transformador ou no seu entorno. Os procedimentos de emergência bem como o
dimensionamento dos recursos disponíveis para lidar com a emergência deverão ser fundamentados
na dinâmica e caracterização do incêndio (capítulo 3), Figura 5.4, ou seja, nos cenários plausíveis de
acontecer. Os procedimentos de emergência são:
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1. Os procedimentos gerenciais são procedimentos administrativos e técnicos que tem por
intenção auxiliar a empresas na tomada de decisão em situações de emergências. Para
possibilitar ações rápidas e ordenadas minimizando os impactos sobre as pessoas, patrimônio,
continuidade operacional e meio ambiente.
2. Os procedimentos de execução são procedimentos técnicos que têm por objetivo orientar a
coordenação para a emergência, Figura 4.21, no combate ao incêndio, inclusive no evento de
um efeito dominó.
3. Os procedimentos operacionais antes da declaração da emergência são procedimentos que
descrevem as ações a serem tomadas a partir do painel de controle com a intenção de
desenergizar o transformador ou o sistema.
Prevenção e Mitigação
Preparação da Emergência
Identificação e Prevenção da Falha
Falha Equipamento
Erro Humano
Segurança das Pessoas
Proteção do Patromônio
ContinuidadeOperacional
Proteção Meio Ambiente
Redução da Áreade Impacto
ProcedimentoGerencial
Procedimentode Execução
Procedimentode Execução
Figura 5.4 – Etapas do planejamento de emergência: Prevenção, mitigação e preparação.
As ações de combate a resposta de emergência devem estar baseadas em três questionamentos, vide
exemplo na Tabela 5.3 :
1. O que fazer?
2. Quando fazer?
3. Como fazer?
TABELA 5.3. Ações de combate: Exemplo.
Ações de Combate
O que fazer? Quando fazer? Como fazer?
Orientar as viaturas de
combate a incêndio sempre a
favor do vento, buscar
orientação da biruta.
Após a comunicação a
coordenação para emergência
e avaliação do incêndio
Através de rádio.
5.5. Considerações Finais
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Por que os incêndios em transformadores acontecem? Para que os incêndios aconteçam é necessário
tempo, energia e organização. Em outras palavras, os incêndios sempre avisam que estão a caminho.
O tempo de incubação é o tempo de que dispomos para preveni-lo. Este tempo poderá ser 2 minutos,
1 mês ou 15 anos. E por que as empresas têm dificuldades em detectar o incêndio? Primeiro, porque
os incêndios nos transformadores não possuem uma única causa. Uma única causa não é capaz de
resultar em um desastre, porém múltiplas causas sim, ou seja, o incêndio possui múltiplas causas.
Segundo, devido aos conflitos entre os envolvidos, i.e., os stakerholders. Terceiro, devido a falhas nas barreiras de proteção da organização (i.e., cultura da empresa).
Felizmente ou infelizmente, a maioria de nós nunca vivenciou um incêndio no setor elétrico, o que não
significa que ele não é plausível de acontecer. Atualmente os conflitos entre os stakerholders em
diferentes níveis poderão levar o setor elétrico ao desastre, Figura 5.1. Os conflitos entre os
envolvidos, em especial entre o Governo e as empresas concessionárias de energia estão induzindo as
empresas concessionárias ao desastre. Como é possível operar e manter uma concessionária de
energia com um corte de 50% em seu orçamento? Qual a solução para os conflitos hoje existente
entre o governo, o operador do sistema, as agências reguladoras e as concessionárias de energia? As
decisões devem ser baseadas no risco, ou seja, quais as consequências de nossas decisões? Em
outras palavras: Por que decisões baseadas no risco?
O risco está em todo lugar, e apresenta varias formas. Risco faz parte do nosso dia-a-dia. As fontes
de risco são inúmeras, ou seja, o risco está presente nos acidentes industriais, nos desastres naturais,
nas mudanças de clima, no mundo dos negócios, etc.
Alguns riscos têm um impacto imediato e direto, outros nos afetam indiretamente. O impacto poderá
ser material ou emocional. As consequências do risco poderão afetar as pessoas ou o meio ambiente.
O risco poderá ser voluntário (por exemplo, escalar montanhas) ou imposto por terceiros. Quando a
sociedade permite o uso de novas tecnologias, ou manuseio de produtos perigosos, entre outros, o
risco a que estamos expostos nos é imposto pelo ambiente que nos rodeia (i.e. o entorno).
A exposição aos riscos é uma condição não é desejável. O risco poderá ameaçar as coisas que
valorizamos, o nosso posicionamento diante do risco depende daquilo que acreditamos sobre as suas
consequências, nossas opções de escolha poderão ser simples ou complexas. No entanto está
envolvido pelo risco é a marca registrada dos avanços tecnológicos de que somos testemunhas e,
também, dos conflitos de interesse não solucionados entre os stakerholders. Há situações em que o
risco não poderá ser eliminado, devido as limitações do conhecimento e da tecnologia. Por outro lado,
a não aceitação do risco introduz outros riscos, por exemplo, a indisponibilidade de energia. Talvez a
solução apropriada seja a que Péricles sugere na sua oração do funeral para os atenienses mortos
durante o primeiro ano da Guerra do Peloponeso, entre Atenas e Esparta.
Nos cidadões atenienses decidimos as questões públicas por nós mesmos, ou pelo menos nós esforçamos por compreendê-las claramente, na crença de que o debate não é um empecilho a ação, e sim o fato de não está esclarecido sobre as consequências de nossas ações (através do debate) no momento de implementá-las.
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Consideramo-nos ainda superiores aos outros homens, pois somos ousados para agir, mas ao mesmo tempo gostamos de refletir sobre os riscos que pretendemos correr. Os outros homens, ao contrário, são bravos por que são ignorantes, e quando eles param para pensar, sentem medo. Deveriam ser considerados mais corajosos aqueles que percebendo claramente tantos os sofrimentos quanto as satisfações inerentes a uma ação, nem por isso recuam diante do perigo.
Oração Fúnebre de Péricles, Trúcidides, História da Guerra do Poleponeso Livro II §36 a 42.
5.6 Referências do Capítulo 5
[1] CIGRE WG A2:33, Brochure 537: Guide for transformer fire safety practices, 2013.
[2] IEEE Std 979, Guide of Substation Fire Protection, 2012.
[3] John D. McDonald, Electric Power Substation Engineering, Chapter 14, pg 14-2, CRC Press Taylor and Francis Group Boca Raton, London & New York, 2007.
[4] Relatório CEATI No. T023700-3022, Transmission Station and Transformer: Fire Protection and Prevention, 2004.