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DT-11 CARACTERÍSTICAS E ESPECIFICAÇÕES DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO E FORÇA
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Transformador 200 MVA - 550 kV Usina Capivara – Taciba - SP
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PREFÁCIO O curso em questão refere-se a transformadores trifásicos, imersos em líquido isolante, previstos para instalação interna ou externa, com classes de tensão até 550kV, em freqüência de 60Hz ou 50Hz. Também são abordados aspectos específicos relacionados a transformadores a seco, encapsulados em resina epóxi, classe de tensão até 36,2kV. Este trabalho destina-se a dar subsídios e esclarecimentos necessários para uma boa especificação de transformadores. Aliás, uma correta seleção implica diretamente na redução do custo do equipamento e nos prazos de recebimento e instalação. Os transformadores WEG são projetados e construídos segundo normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), em suas últimas edições, assim como normas internacionais, sempre que especificado. Recomendamos, para aqueles que desejarem se aprofundar no estudo de transformadores, que tenham a disposição as seguintes normas: - NBR 5356 - Transformador de Potência: Especificação - NBR 5440 - Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição: Padronização - NBR 5380 - Transformador de Potência: Método de Ensaio - NBR 5416 - Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência: Procedimento - NBR 5458 - Transformador de Potência: Terminologia - NBR 10295 - Transformadores de Potência Secos - IEC 76 – Transformador de Puissance É muito importante, também, que o interessado tenha em mãos as publicações específicas para transformadores, emitidas pela concessionária de energia da região onde será instalado o equipamento. WEG INDÚSTRIAS S.A. - Transformadores
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ÍNDICE HISTÓRICO ................................................................................................................................... 11 1. NOÇÕES FUNDAMENT AIS ................................................................................................... 13 1.1. TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES ............................................................... 13 1.2. TIPOS DE TRANS FORMADORES ..................................................................................... 15 1.2.1. Divisão dos Transformadores quanto à Finalidade ......................................................... 15 1.2.2. Divisão dos Transf ormadores quanto aos Enrolamentos ............................................... 15 1.2.3. Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos ....................................... 15 1.3. COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR ....................................................................... 16 1.4. SISTEMAS ELÉTRICOS ...................................................................................................... 19 1.4.1. Sistemas de Corrente Alternada Monofásica .................................................................. 19 1.4.1.1. Generalid ades............. ................. ................ ................. ................ ................. ...........19 1.4.1.2. Tipos de ligação... ................ ................. ................ ................. ................ ................. ..19 1.4.2. Sistemas de Corrente Alternada Trifásica...... ................ ................. ................ ............20 1.4.2.1. Tipos de ligação... ................ ................. ................ ................. ................ ................. ..21 1.4.2.2. Autotrans formador ................. ................ ................. ................ ................. ................ .26 1.5. POTÊNCIAS ................ ................. ................ ................. ................ ................. ................ .28 1.5.1 . Potência Ativa ou Útil......... ................ ................. ................ ................. ................ ........28 1.5.2 . Potência Reativa ................................................................................................................ 29 1.5.3. Potência Aparente .............................................................................................................. 29 2. DEFINIÇÕES IMPOR TANTES E NORMALIZAÇÃ O ........................................................... 33 2.1. POTÊNCIA NOMIN AL .......................................................................................................... 33 2.1.1 . Transf ormadores Trifásicos ............................................................................................... 33 2.1.2. Transformadores Monof ásicos ......................................................................................... 33 2.1.3. Potências Nominais Normalizadas ................................................................................... 33 2.2. TENSÕES .............................................................................................................................. 34 2.2.1. Definições ........................................................................................................................... 34 2.2.2. Escolha da Tensão Nominal ............................................................................................. 35 2.2.2.1. Transformadores de distribuição ................................................................................... 36 2.2.2.2. Transformador de distribuição a ser instalado no domínio de uma concessionária. 37 2.2.2.3. Transformador para uso industrial. ............................................................................... 37 2.3. DERIVAÇÕES ....................................................................................................................... 38 2.3.1. Definições ........................................................................................................................... 39 2.4. CORRENTES ........................................................................................................................ 41
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2.4.1. CORRENTE NOMINAL ................................ ................................ ....... 41 2.4.2 . Corrente de Excitação ....................................................................................................... 41 2.4.3. Corrente de Curto - Circuito ................................................................................................ 42 2.4.3.1. Corrente de curto-circuito per manente....... ................. ................. ................ ............42 2.4.3.2.Corrente de curto-circuito de pico...................... ................ ................. ................ ........43 2.4.4. Corrente de Partida ou Inrush ........................................................................................... 43 2.5. FREQÜÊNCIA NOMINAL ..................................................................................................... 44 2.6. NÍVEL DE ISOLA MENTO ..................................................................................................... 44 2.7. DESLOCAMENTO A NGULAR............................................................................................. 45 2.8. IDENTIFICAÇÃO DOS TERMINAIS .................................................................................... 49 3. CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO ............................................................................ 53 3.1. PERDAS ................................................................................................................................ 53 3.1.1. Perdas no Material dos Enrolamentos (Per das em Carga ou no Cobre) ...................... 53 3.1.2. Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas em Vazio) ............................................ 53 3.2. RENDIMENTO ....................................................................................................................... 57 3.3. REGULAÇÃO ........................................................................................................................ 58 3.4. CAPA CIDADE DE SOBRECARGA ..................................................................................... 59 4. SELEÇÃO DOS TRAN SFORMADORES .............................................................................. 66 4.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSF ORMADOR ........................................... 66 4.2. FATOR DE DEMANDA ( d) ................................................................................................... 66 4.2.1. Determinação da Demanda Máxima de um Grupo de Motores .................................... 67 4.2.2. Determinação da Demanda Máxima da Instalação ........................................................ 70 4.3. CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS ........................................................ 70 4.4. CRITÉRIOS DE ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES COM BASE NO V ALOR OBTIDO NA DEMANDA ...................................................................................................... 71 4.4.1. Eventuais Aumentos da Potência Instalada .................................................................... 76 4.4.2. Conveniência da Subdivisão em mais Unidades ............................................................ 76 4.4.3. Potência Nominal Normalizada ......................................................................................... 77 4.5. DADOS NECESSÁR IOS PARA IDENTIFICAÇÃ O DO TRANSFORMADOR ................. 78 4.6. SOFTWARE PARA CÁLCULO DE DIMENSIONAMENTO DE TRANSFORMADOR ES.................. ................ ................. ................. ................ ...............7 8 4.6.1. Processo 1............. ................ ................. ................ ................. ................ ................. ....78 4.6.2. Processo 2............. ................ ................. ................ ................. ................ ................. ....82 5. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ................................................................................85 5.1. PARTE ATIVA ....................................................................................................................... 85 5.1.1. Núcleo ................................................................................................................................. 87
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5.1.2. Enrolamento ....................................................................................................................... 88 5.1.3. Dispositivos de Prensagem, Cal ços e Isolamento .......................................................... 91 5.1.4. Comutador de Derivações ................................................................................................. 91 5.1.4.1.Tipo painel....... ................ ................. ................ ................. ................ ................. ........91 5.1.4.2.Comuta dor acionad o à vazio.. ................. ................ ................. ................. ................ .92 5.1.4.3. Comutador sob carga..... ...................... ...................... ...................... ............ .............94 5.2. BUCHAS ................................................................................................................................ 96 5.3. TANQUE .............................................................................................................................. 100 5.3.1 . Selados ............................................................................................................................. 101 5.3.2. Com Conservador de Óleo .............................................................................................. 102 5.3.3. Transformadores Flangeados ......................................................................................... 102 5.4. RADIADORES ..................................................................................................................... 103 5.5. TRATAMENTO SUP ERFICIAL E PINTURA .................................................................... 104 5.6. LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO ................................................................ 104 5.7. PLACAS DE IDEN TIFICAÇÃO E DIAGRAMÁ TICA ........................................................ 108 5.8. ACESSÓRIOS ..................................................................................................................... 112 5.8.1. Indicador de Nível do Óleo .............................................................................................. 114 5.8.2. Termômetros .................................................................................................................... 114 5.8.3. Termômetro do Enrolamento com Imagem Térmica .................................................... 116 5.8.4. Controladores Microprocessados de Temperatura ....................................................... 118 5.8.5. Válvula de Alívio de Pressão (VAP) ............................................................................... 119 5.8.6. Relê Detetor de Gás Tipo Buchholz ............................................................................... 120 5.8.7. Secador de Ar de Sílica Gel ............................................................................................ 121 5.8.8. Relê de Pressão Súbita ................................................................................................... 123 5.8.9. Manômetro e Manovacuômetro ...................................................................................... 124 5.8.10. Regulador de Tensão .................................................................................................... 124 5.8.11. Paralelismo de Transformadores com Comutadores em Carga ............................... 124 5.8.12. Sistema de Ventilação Forçada .................................................................................... 125 5.8.13. Sistema de Óleo Forçado .............................................................................................. 126 5.8.13.1. Sistema OFWF ............................................................................................................ 127 5.8.13.2. Sistema OFAF com trocador de calor óleo-ar (aerotermo) ..................................... 127 5.8.13.3. Sistema ONAN/OFA N/ONAF/OFAF ......................................................................... 128 6. TRANSFORMADORES A SECO ......................................................................................... 130 6.1. HISTÓRIA DO TRANSFO RMADOR .................................................................................130 6.1.1. Retrospecto ...................................................................................................................... 130 6.1.2. A Situação Hoje ................................................................................................................ 133
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6.2. TRANSFORMADORES ENCAPSULADOS A VÁC UO WEG ......................................... 133 6.3. CARACTERÍSTICA S CONSTRUTIVAS ........................................................................... 134 6.3.1. Núcleo e Ferragens ......................................................................................................... 134 6.3.2. Bobinas de Baixa Tensão ............................................................................................... 134 6.3.3. Bobinas de Alta Tensão .................................................................................................. 135 6.3.4. Acessórios ........................................................................................................................ 137 6.3.4.1. Comutador de tensão sem carga ................................................................................ 137 6.3.4.2. Sistema de monitoramento térmico ............................................................................. 137 6.3.4.3. Sistema de ventilação forçada ..................................................................................... 138 6.3.4.4. Cubículo de proteção.................................................................................................... 139 6.4. GARA NTIA DE QUALIDADE E TESTES .......................................................................... 141 6.5. VANTAGENS ....................................................................................................................... 143 6.5.1. Minimizada Manutenção .................................................................................................. 143 6.5.2. Fácil Instalação ................................................................................................................ 143 6.5.2.1 Ambiente de instalação ................................................................................................. 144 6.5.3. Baixíssimos Níveis de Descargas Parciais .................................................................... 147 6.5.4. Alta Suportabilidade a Sobretensões ............................................................................. 148 6.5.5. Alta Capacidade de Sobrecarga ..................................................................................... 149 6.5.6. Insensíveis ao Meio ......................................................................................................... 149 6.5.7. Alto Extinguível................................................................................................................. 151 6.5.8. Resistente a Curto - Circuito ............................................................................................. 153 6.5.9. Baixo Nível de Ruído ....................................................................................................... 154 6.5.10. Assistência Técnica WEG ............................................................................................. 155 6.5.11. Compatíveis com o Meio Ambiente .............................................................................. 155 6.6. APLICAÇÕES ...................................................................................................................... 156 6.7. ESPECIFICAÇÕES ............................................................................................................. 157 6.7.1 Normas ............................................................................................................................... 157 6.7.2. Potências .......................................................................................................................... 157 6.7.3. Classes de Tensão .......................................................................................................... 157 6.7.4. Tensão Nominais e Derivações ...................................................................................... 158 6.7.5. Freqüência e Ligações .................................................................................................... 158 6.7.6. Temperaturas ................................................................................................................... 158 6.7.7. Perdas, Corrente de Excitação e Impedância ............................................................... 159 6.7.8. Dimensões ........................................................................................................................ 159 6.8. NORMA BRASILEIRA PARA ESPECIFICAÇÃ O DE SECOS ........................................ 160 7.
ENSAIOS .............................................................................................................................169
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7.1. ENSAIOS DE ROT INA ....................................................................................................... 169 7.1.1. Relação de Tensões ........................................................................................................ 170 7.1.2. Polaridade ......................................................................................................................... 171 7.1.3. Deslocamento Angular e Sequência de Fases ............................................................. 171 7.1.4. Resistência do Isolamento .............................................................................................. 172 7.1.5. Resistência Elétrica dos Enrolamentos .......................................................................... 174 7.1.6 Tensão aplicada ................................................................................................................ 174 7.1.7. Tensão induzida ................................................................................................................ 176 7.1.8 . Perdas em Vazio e Corrente de Excitação ..................................................................... 176 7.1.9 Perdas em Carga .............................................................................................................. 177 7.2. ENSAIOS DE TI PO E ESPECIAIS ................................................................................... 178 7.2.1. Descargas Parciais .......................................................................................................... 178 7.2.2. Ensaio de Fator de Potência do Isolamento .................................................................. 179 7.2.3. Impulso Atmosférico ........................................................................................................ 181 7.2.4. Elevação de Temperatura ............................................................................................... 181 7.3.
ENSAIO EM OL EO ISOLANTE ....................................................................................... 183
7.3.1. Tipo de Oleo Mineral Isolante .......................................................................................... 184 7.3.2. Características do Oleo .................................................................................................... 184 7.3.3. Ensaios Físico- Químicos realizados na WEG ................................................................ 185 8. CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO ............................................................................ 186 8.1. OPERAÇÃO EM CO NDIÇÕES NORMAIS E ES PECIAIS DE FUNCIONAM ENTO....186 8.2. CONDIÇÕES NORMAIS DE TRANSPORTE E INSTALAÇÃO.......... ................. .........187 8.3. OPERAÇÃO EM PA RALELO........... ................. ...................... ...................... ........... ....189 8.3.1. Diagramas Vetoriais com mesmo Deslocamento Angular..................................... ...190 8.3.2. Relações de Transformação Idênticas inclusive Deriv ações..... ...................... .........190 8.3.3. Impedância. ................. ................ ................. ................ ................. ................ ............19 0 8.4. OPERAÇÃO EM PARALELO...................... ...........................................................................193 9. INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO ........................................................................................ 195 9.1. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ................................................................... 195 9.1.1. Recebimento ..................................................................................................................... 195 9.1.2. Manuseio .......................................................................................................................... 196 9.1.3. Armazenagem .................................................................................................................. 196 9.1.4. Instalação .......................................................................................................................... 196 9.1.5. Manutenção ...................................................................................................................... 197 9.1.6. Inspeção Periódica ........................................................................................................... 197 9.1.7. Revisão Completa ............................................................................................................ 198
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9.2. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (FORÇA ) .......................................................... 198 9.2.1. Recebimento ..................................................................................................................... 198 9.2.2. Descarregamento e Manuseio ........................................................................................ 199 9.2.3. Verificações e Ensaios de Recebimento ........................................................................ 199 9.2.4. Armazenamento ............................................................................................................... 200 9.2.5. Instalação .......................................................................................................................... 200 9.2.6. Montagem do Transformador .......................................................................................... 201 9.2.7. Cuidados Recomendados durante e após a Montagem .............................................. 201 9.3. ENSAIOS ............................................................................................................................. 202 9.4. ENERGIZAÇÃO .................................................................................................................. 203 9.5. MANUTENÇÃO ................................................................................................................... 203
ANEXO I - FOLHA DE D ADOS:TRANSFORMADOR D E DISTRIBUIÇÃO ......................... 207
ANEXO II - FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE FORÇA ...................................... 210
ANEXO III - FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADO R A SECO ......................................... 214
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HISTÓRICO A invenção do transformador de potência, que remonta o fim do século dezenove, tornou-se possível o desenvolvimento do moderno sistema de alimentação em corrente alternada, com subestações de potência freqüentemente localizadas a muitos quilômetros dos centros de consumo (carga). Antes disto, nos primórdios do suprimento de eletricidade pública, estes eram sistemas de corrente contínua, com a fonte de geração, por necessidade, localizados próximo do local de consumo. Indústrias pioneiras no fornecimento de eletricidade foram rápidas em reconhecer os benefícios de uma ferramenta a qual poderia dispor alta corrente, normalmente obtida a baixa tensão de saída de um gerador elétrico, e transformá-lo para um determinado nível de tensão possível de transmiti-la em condutores de dimensões práticos a consumidores que, naquele tempo, poderiam estar afastados a um quilômetro ou mais e poderiam fazer isto com uma eficiência e que, para os padrões da época, era nada menos que fenomenal. Atualmente, sistemas de transmissão e distribuição de energia são, é claro, vastamente mais extensos e totalmente dependentes de transformadores os quais, por si só, são muito mais eficientes que aqueles de um século atrás; dos enormes transformadores elevadores, transformando, por exemplo, 23,5kV (19.000A) em 400kV, assim reduzindo a corrente a valores práticos de transmissão de 1.200A, ou então, aos milhares de pequenos transformadores de distribuição, as quais operam quase continuamente, dia-a-dia, com menor ou maior grau de importância, provendo suprimento para consumidores industriais ou domésticos.
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1. NOÇÕES FUNDAMENTAIS 1.1. TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES A energia elétrica, até chegar ao ponto de consumo, passa pelas seguintes etapas: a) geração: onde a energia hidráulica dos rios, a energia do vapor superaquecido, ou a energia dos ventos é convertida em energia elétrica nos chamados geradores; b) transmissão: os pontos de geração normalmente encontram -se longe dos centros de consumo; torna-se necessário elevar a tensão no ponto de geração, para que os condutores possam ser de seção reduzida, por fatores econômicos e mecânicos, e diminuir a tensão próx ima do centro de consumo, por motivos de segurança; o transporte de energia é feito em linhas de transmissão, que atingem até centenas de milhares de volts e que percorrem milhares de quilômetros; c) distribuição: como dissemos acima, a tensão é diminuída próximo ao ponto de consumo, por motivos de segurança; porém, o nível de tensão desta primeira transformação não é, ainda, o de utilização, uma vez que é mais econômico distribuí-la em média tensão; então, junto ao ponto de consumo, é realizada uma segunda transformação, a um nível compatível com o sistema final de consumo (baixa tensão). A seguir, apresentamos, esquematicamente, um sistema de potência, incluindo geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
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Figura 1.1
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1.2. TIPOS DE TRANS FORMADORES Sendo um equipamento que transfere energia de um circuito elétrico a outro, o transformador toma parte nos sistemas de potência para ajustar a tensão de saída de um estágio do sistema à tensão da entrada do seguinte. O transformador, nos sistemas elétricos e eletromecânicos, poderá assumir outras funções tais como isolar eletricamente os circuitos entre si, ajustar a impedância do estágio seguinte a do anterior, ou, simplesmente, todas estas finalidades citadas. A transformação da tensão (e da corrente) é obtida graças a um fenômeno chamado “indução eletromagnética”, o qual será detalhado mais adiante. 1.2.1. Divisão dos Transformadores quanto à Finalidade a) Transformadores de corrente b) Transformadores de potencial c) Transformadores de distribuição d) Transformadores de força 1.2.2. Divisão dos Transformadores quanto aos Enrolamentos a) Transformadores de dois ou mais enrolamentos b) Autotransformadores 1.2.3. Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos a) Quanto ao material do núcleo: - com núcleo ferromagnético; - com núcleo de ar. b) Quanto a forma do núcleo: - Shell; - Core:
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Ø Enrolado: é o mais utilizado no mundo na fabricação de transformadores de pequeno porte (distribuição), alguns fabricantes chegam a fazer transformadores até de meia-força (10MVA): § Envolvido; § Envolvente. Ø Empilhado: § Envolvido; § Envolvente. c) Quanto ao número de fases: - monofásico; - polifásico (principalmente o trifásico). d) Quanto à maneira de dissipação de calor: - parte ativa imersa em líquido isolante (transformador imerso); - parte ativa envolta pelo ar ambiente (transformador a seco).
(A) TIPO SHELL
(B) TIPO CORE ENVOLVIDO
(C) TIPO CORE: CINCO
COLUNA S ENVOLVENTE
Figura 1.2 1.3. COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR O fenômeno da transformação é baseada no efeito da indução mútua. Veja a Figura 1.3, onde temos um núcleo constituído de lâminas de aço prensadas e onde foram construídos dois enrolamentos.
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Figura 1.3 onde: U1 = tensão aplicada na entrada (primária) N1 = número de espiras do primário N2 = número de espiras do secundário U2 = tensão de saída (secundário) Se aplicarmos uma tensão U 1 alternada ao primário, circulará por este enrolamento uma corrente I1 alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo magnético também alternado. A maior parte deste fluxo ficará confinado ao núcleo, uma vez que é este o caminho de menor relutância. Este fluxo originará uma força eletromotriz (f.e.m.) E 1 no primário e E 2 no secundário, proporcionais ao número de espiras dos respectivos enrolamentos, segundo a relação:
E1 N = 1 =a E2 N2
onde: a = razão de transformação ou relação entre espiras. As tensões de entrada e saída U 1 e U 2 diferem muito pouco das f.e.m. induzidas E1 e E2 e para fins práticos podemos considerar:
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U 1 N1 = =a U 2 N2
Podemos também provar que as correntes obedecem à seguinte relação: I 1 ⋅N 1= I 2 ⋅ N 2 ou I2 I1
=
N1 N2
=a
onde: l1 = corrente no primário l2= corrente no secundário Quando a tensão do primário U 1 é superior a do secundário U 2, temos um transformador abaixador (step down). Caso contrário, teremos um transformador elevador de tensão (step up). Para o transformador abaixador, a > 1 e para o elevador de tensão, a < 1. Cabe ainda fazer notar que sendo o fluxo magnético proveniente de corrente alternada, este também será alternado, tornando-se um fenômeno reversível, ou seja, podemos aplicar uma tensão em qualquer dos enrolamento que teremos a f.e.m. no outro. Baseando-se neste princípio, qualquer dos enrolamentos poderá ser o primário ou secundário. Chama-se de primário o enrolamento que recebe a energia e secundário o enrolamento que alimenta a carga.
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1.4. SISTEMAS ELÉTRICOS Faremos uma rápida revisão de conceitos e fórmulas de cálculo, envolvidos nos sistemas elétricos com o objetivo de reativar a memória e retirar da extensa teoria aquilo que realmente interessa para a compreensão do funcionamento e para o dimensionamento do transformador. 1.4.1. Sistemas de Corrente Alternada Monofásica 1.4.1.1. Generalidades A corrente alternada se caracteriza pelo fato de que a tensão, em vez de permanecer fixa, como entre os pólos de uma bateria, varia senoidalmente com o tempo, mudando de sentido alternadamente, donde o seu nome. O número de vezes por segundo que a tensão muda de sentido e volta à condição inicial é a freqüência do sistema, expressa em “ciclos por segundo” ou “h ertz”, simbolizada por “Hz”. No sistema monofásico, uma tensão alternada U (Volt) é gerada e aplicada entre dois fios, aos quais se liga a carga, que absorve uma corrente I (Ampère), conforme Figura 1.4.
Figura 1.4 1.4.1.2. Tipos de ligação Se ligarmos duas cargas iguais a um sistema monofásico, esta ligação poderá ser feita de dois modos:
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- ligação em série (Figura 1.5): na qual duas cargas são atravessadas pela corrente total ou de circuito; neste caso, a tensão em cada carga será a metade da tensão do circuito; - ligação em paralelo (Figura 1.6): na qual é aplicada as duas cargas, a tensão do circuito; neste caso, a corrente em cada carga será a metade da corrente total do circuito.
Figura 1.5
Figura 1.6 1.4.2. Sistemas de Corrente Alternada Trifásica O sistema trifásico é formado pela associação de t rês sistemas monofásicos de tensões, U 1, U2 e U 3 tais que a defasagem entre elas seja 120° e os “atrasos” de U 2 e U 1 em relação a U3 sejam iguais a 120°, considerando um ciclo completo 360°. (Figura 1.7)
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Ligando entre si os t rês sistemas monofásicos e eliminando os fios desnecessários, teremos um sistema trifásico de tensões defasadas de 120° e aplicadas entre os três fios do sistema.
Figura 1.7 1.4.2.1. Tipos de ligação a) Ligação triângul o Chamamos “tensões e correntes de fase” as tensões e correntes de cada um dos três sistemas monofásicos considerados, indicados por U f e I f. Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indica a Figura 1.8, podemos eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.
Figura 1.8
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A tensão em qualquer destes três fios chama -se “tensão de linha”, U L, que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama -se “corrente de linha”, I L. Examinando o esquema da Figura 1.9, vê-se que: - a carga é aplicada a tensão de linha U L que é a própria tensão do sistema monofásico componente, ou seja, U L = U f; - a corrente em cada fio de linha, ou corrente de linha IL é a soma das correntes das duas fases ligadas a este fio, ou seja, I = If1 + I f2.
Figura 1.9 Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá ser feita graficamente, como mostra a Figura 1.10. Pode-se verificar que: I L = I f × 3 = 1, 732 × I f
Figura 1.10
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Exemplo: Em um sistema trifásico equilibrado de tensão nominal 220V, a corrente de linha medida é de 10A. Ligando a este sistema uma carga trifásica composta de três cargas iguais ligadas em triângulo, qual a tensão e a corrente ligada em cada uma das cargas? Temos: U f = U L = 220V , em cada uma das fases I L = 1,732 × I f ∴ I f = 0,577 × I L = 0,577 × 10 = 5,77 A , em cada uma das cargas
b) Ligação estrela Ligando um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três restantes, forma-se um sistema trifásico em estrela (Figura 1.11). Às vezes o sistema trifásic o em estrela é a “quatro fios” ou “com neutro”. O quarto fio é ligado ao ponto comum às três fases. A tensão de linha, ou a tensão nominal do sistema trifásico, e a corrente de linha são definidas do mesmo modo que na ligação triângulo.
U
V I1
W I2
I3
U f1
U f2
U f3
I f1
I f2
I f3
Figura 1.11 Examinando o esquema da Figura 1.12 vê -se que: - a corrente em cada fio da linha, ou corrente da linha I L = I f;
23
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- a tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica (Figura 1.13) das tensões de duas fases as quais estão ligados os fios considerados, ou seja: U L = U f × 3 = 1, 732 × U f .
Figura 1.12
Figura 1.13 Exemplo: Em uma carga trifásica composta de três cargas iguais, cada carga é feita para ser ligada a uma tensão de 220V, absorvendo 5,77A. Qual a tensão nominal do sistema trifásico que alimenta esta carga em suas condições normais (220V e 5,77A) e qual a corrente de linha? Temos: U f = 200 V , em cada uma das cargas U L = 1, 732 × 220 = 380 V I L = I f = 5,77 A
24
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c) Ligação zig-zag Este tipo de ligação é preferível onde existem desequilíbrios acentuados de carga. Cada fase do secundário, compõe -se de duas bobinas dispostas cada uma sobre colunas diferentes, ligadas em série, assim a corrente de cada fase do s ecundário afeta sempre por igual as duas fases do primário. Na Figura 1.14 temos um diagrama mostrando as ligações e os sentidos das correntes em cada enrolamento. Na Figura 1.15 temos o diagrama fasorial da ligação zig-zag.
Figura 1.14
Figura 1.15
25
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O transformador torna-se mais caro, principalmente pelo aumento de 15,5% no volume de cobre e pela complexidade de sua montagem. Além de atenuar a 3 ª harmônica, oferece a possibilidade de 3 tensões: 220/127V, 380/220V e 440/254V. Supondo tensões de linha para V 1 = 220/127V. (Figura 1.16)
Figura 1.16 V ZZ = V1 ∠60 o + V1 ∠0 o onde V 2 = V1 ∠0 o V ZZ = 127 ,017 ∠ 60 o + 127 ,017 V ZZ = 190 ,527 + j110 V ZZ = 220∠ 30 o (tensão de fase) V ZZ ( L ) = 220 × 3 = 380 V
Desta maneira com dois enrolamentos em ligação zig -zag, conseguimos 380/220V. Para obtermos 220/127V ligamos em paralelo as duas bobinas de uma mesma coluna e para 440/254V ligamos as bobinas em série. 1.4.2.2. Autotransformador Possui estrutura magnética semelhante aos transformadores normais, diferenciandose apenas na parte elétrica, isto é, os enrolamentos do primário e secundário
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possuem um certo número de espiras em comum, Figura 1.17.
Figura 1.17
I1 =
P V1
I2 =
P V2
I = I 2 − I1
A relação entre a tensão superior e a tensão inferior não deve ser superior a 3. É reversível, pode ser abaixador ou elevador. Quando tiver várias tensões, é dotado de painel de religação, comutador de derivações ou as diversas saídas podem ser conectadas diretamente nas buchas. O autotransformador trifásico é realizado com agrupamento das fases em estrela. Vantagens: - deslocamento angular entre AT e BT é sempre nulo; - possibilidad e de ligação do centro à terra, a fim de eliminar o perigo de sobretensões com respeito à terra linha BT. - Quanto menor a relação entre a tensão superior e a tensão inferior, maior a vantagem econômica entre autotransformador e transformador.
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1.5. Potências Em um sistema elétrico, temos três tipos de potências: potência aparente, ativa e reativa. Estas potências estão intimamente ligadas de tal forma que constituem um triângulo, o chamado “triângulo das potências”. (Figura 1.18)
Figura 1.18 onde: S = potência aparente, expressa em VA (Volts-Ampère) P = potência ativa ou útil, expressa em W (Watt) Q = potência reativa, expressa em VAr (Volt Ampère reativa) Ø = ângulo que determina o fator de potência.
1.5.1. Potência Ativa ou Útil É a componente da potência aparente (S) que realmente é utilizada em um equipamento na conversão da energia elétrica em outra forma de energia. Em um sistema monofásico: P = U ⋅ I ⋅ cos Ø
[W]
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Em um sistema trifásico: P = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ cos Ø
[W]
ou P=
3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ cos Ø
[W]
1.5.2. Potência Reativa É a componente da potência aparente (Q) que não contribui na conversão de energia. Em um sistema monofásico: Q = U ⋅ I ⋅ sen Ø
[VAr]
Em um sistema trifásico: Q = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ sen Ø
[VAr]
ou Q = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ sen Ø
[VAr]
1.5.3. Potência Aparente É a soma vetorial da potência útil e a reativa, e define o dimensionamento dos condutores, transformadores, equipamentos de proteção e de manobra. É uma grandeza que, para ser definida, precisa de módulo e ângulo, características do vetor. Módulo: S = P 2 + Q 2 Ângulo: Ø = arctg
Q P
Aqui podemos notar a importância do fator de potência. É definido como:
fp = cos Ø =
P S
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Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S) e por aí se nota a importância da manutenção de um fator de potência elevado numa instalação. O baixo fator de potência causa sérios problemas às instalações elétricas, entre as quais podem ser destacados: sobrecargas nos cabos e transformadores, crescimento da queda de tensão, redução do nível de iluminância, aumento das perdas no sistema de alimentação. Além disto, as concessionárias de energia cobram pesadas multas sobre a tarifa de energia para aqueles que apresentarem fator de potência inferior a 0,92. Em um sistema monofásico: S =U ⋅I
[VA]
Em um sistema trifásico: S = 3 ⋅U f ⋅ I f
[VA]
ou S = 3 ⋅ U L ⋅ I L [VA]
Outras relações importantes:
S =
P cos Ø
[VA]
S =
Q sen Ø
[VA]
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A seguir, introduzimos uma tabela prática para determinação dos valores de tensão, corrente, potência e fator de potência de transformadores em função do tipo de ligação. (Tabela 1.1) Tabela 1.1 Determinação Tensão de Linha Tensão no Enrolamento Corrente de Linha Corrente de Enrolamento
Estrela
Triângulo
Zig-Zag
UL
UL
UL
UL
UL
UL
3
3
IL
IL
IL
IL
IL 3
IL
Liga ções dos Enrolamentos
Esquemas
S = 3 ⋅U f ⋅ I f =
3 ⋅U L ⋅ I L
Potência Aparente
kVA
Potência Ativa
kW
P = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ cos Ø = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ cos Ø
kVAr
Q = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ sen Ø = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ sen Ø
Potência Reativa Potência Absorvida da Rede Primária
SP =
KVA
kVA η
cos Ø1 = cos Ø2 ⋅ (100 − e u ) − e r (*)
Fator de Potência do Primário Fator de Potência do
Do projeto de instalação (cosØ 2)
Secundário (*) ey = Tensão de curto -circuito er = componente da tensão de curto -circuito
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Exemplo: Cálculo da potência aparente requerida por dois equipamentos com fator de potência (cosØ) APARELHO 1
APARELHO 2
P = 1000 W
P = 1000 W
cos Ø = 0,5
cos Ø = 0,92
cos Ø =
P
cos Ø =
S
APARELHO 1 :
S =
1000 = 2000 VA 0,5
APARELHO 2 :
S =
1000 = 1087 VA 0,92
P S
CONCLUSÃO: Verificamos que o equipamento 2 que possui o maior fator de potência requer apenas 1087 VA, enquanto que o equipamento 1 requer 2000 VA de potência aparente. Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S), e por aí nota-se a importânci a da manutenção de um fator de potência elevado em uma instalação.
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2. DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃO 2.1. POTÊNCIA NOMINAL Entende-se por potência nominal de um transformador, o valor convencional de potência aparente. Serve de base ao projeto, aos ensaios e às garantias do fabricante e determina o valor da corrente nominal que circula, sob tensão nominal, nas condições especificadas na respectiva norma. 2.1.1. Transformadores Trifásicos A potência nominal de um transformador trifásico é a potênci a aparente definida pela expressão:
Potência nominal =
U n ⋅ In ⋅ 3 1000
[kVA]
2.1.2. Transformadores Monofásicos A potência nominal de um transformador monofásico é a potência aparente definida pela expressão:
Potência nominal =
Un ⋅ I n 1000
[kVA]
2.1.3. Potências Nominais Normalizadas As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR 5440), dos transformadores de distribuição para instalação em postes e plataformas, são as seguintes: a) transformadores monofásicos para instalação em postes: 5, 10, 15, 25, 37.5, 50, 75 e 100 kVA;
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b) transformadores trifásicos para instal ação em postes 15, 30, 45, 75, 112.5 e 150kVA; c) transformadores trifásicos para instalação em postes ou plataformas: 225 e 300kVA. As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR 12454 e NBR 9369), para transformadores de potência, são as seguintes: 225, 300, 500, 750,1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3750, 5000, 7500, 10000, 15000, 25000, 30000. Quando de transformadores providos de um ou mais estágios de resfriamento forçado, entende-se como potência nominal o último estágio. Recomenda-se a escolha de um destes valores, pois os fabricantes já possuem projetos prontos para os mesmos, o que reduz os custos e o tempo de entrega dos referidos transformadores. Os transformadores com potências superiores a 40MVA não são normalizados, e dependem da solicitação do cliente. 2.2. TENSÕES 2.2.1. Definições Tensão Nominal (Un): É a tensão para a qual o enrolamento foi projetado. Tensão a Vazio (Uo): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador energizado, porém sem carga. Tensão sob Carga: (U c): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador, estando o mesmo sob carga, correspondente a sua corrente nominal. Esta tensão é influenciada pelo fator de potência (cosØ)
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Regulação: É a variação entre a tensão a vazio e sob carga e sob determinado fator de potência. Tensão Superior (TS): É a tensão correspondente à tensão mais alta em um transformador. Pode ser tanto referida ao primário ou secundário, conforme o transformador seja abaixador ou elevador. Tensão Inferior (TI): É a tensão correspondente à tensão mais baixa em um transformador. Pode ser também referida ao primário ou secundário, conforme o transformador seja elevador o u abaixador. Tensão de Curto -circuito (U cc): Comumente chamada de impedância, é a tensão expressa, usualmente, em porcentagem (referida a 75°C) em relação a uma determinada tensão, que deve ser ligada aos terminais de um enrolamento para obter a corrente nominal no outro enrolamento, cujos terminais estão curtocircuitados. A tensão de curto-circuito medida deve manter-se dentro de ± 7,5% de tolerância, em relação ao valor declarado pelo fabricante. Nas Tabelas 3.1, 3.2, 3.3 e 3.4 encontraremos os valores de impedância (coluna 5) para os transformadores que trata este manual. Impedância de Seqüência Zero (Z 0): É a impedância, por fase e sob freqüência nominal, entre os terminais de linha de um enrolamento polifásico em estrela ou zig zag, interligados e o terminal de neutro. Seu valor depende do tipo de ligação. É necessário conhecer a impedância de seqüência zero para o estudo de circuitos polifásicos desequilibrados (curto-circuito) e é somente levada em consideração em transformadores delta-estrela (zig-zag) aterrado ou estrela-estrela (zig-zag) duplamente aterrado. 2.2.2. Escolha da Tensão Nominal
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2.2.2.1. Transformadores de distribuição Tabela 2.1 - Transformadores sem Derivações Tensão [V]
Tensão máxima do
Primário
Secundário
equipamento
Trifásico e
Monofásico
kV eficaz
monofásico (FF)
(FN)
13800
7967
13200
7621
15
24,2
36,2
23100
13337
22000
12702
34500
19919
33000
19053
Trifásico
380/220 ou 220/127
Monofásico
Dois terminais: 220 ou 127
Três terminais: 440/220, 254/127, 240/120 ou 230/115
NOTA: FF = tensão entre fases FN = tensão entre fase e neutro
Tabela 2.2 - Derivações e Relações de Tensões Tensão [V] Tensão máxima do equipamento
Primário Derivação n
kV eficaz
o
Trifásico e monofásico
Secundário
Monofásico (FN)
Trifásico
Monofásico
5
6
(FF) 1
15
24,2
2
3
4
1
13800
7967
Dois
2
13200
7621
terminais: 220
3
12600
7275
ou 127
1
23100
13337
380/220
2
22000
12702
ou
3
20900
12067
1
34500
19919
2
33000
19043
3
31500
18187
220/127
Três termin ais: 440/220,254/
36,2
NOTA: FF = tensão entre fases FN = tensão entre fase e neutro
36
127, 240/120 ou 230/115
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2.2.2.2. Transformador de distri buição a ser instalado no domínio de uma concessionária. A concessionária de energia elétrica possui norma próp ria. As tensões serão, portanto, definidas pela mesma. Exemplo: AMPLA: AT: 13800 - 13200 - 12600 - 12000 - 11400 - 10800V BT: 220/127V RGE: AT: 13800 - 13200 - 12600V ou 23100 - 22000 - 20900V BT: 380/220V ou 220/127V Existem concessionárias que quando do fornecimento de transformadores ao mercado particular exigem que estes sejam construídos e ensaiados em atendimento integral as suas normas, recomenda-se verificar esta particularidade com a concessionária local antes da aquisição dos transformadores. 2.2.2.3. Transformador para uso industrial. Em uma indústria poderemos ter três ou até quatro níveis de tensão: -
Subestações de entrada: • Primário - 72,5kV e 138kV ; • Secundário - 36,2kV - 24,2kV ou 13,8kV.
-
Subestações de dist ribuição: • Primário - 36, 2kV - 24,2kV ou 13,8kV; • Secundário - 440/254V, 380/220V ou 220/127V. 37
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Quando a potência dos transformadores for superior a 3MVA não se recomenda baixar a tensão diretamente para tensão de uso, pois os mesmos tornam -se muito caros devido as altas correntes. Recomenda-se baixar para uma média tensão, ou seja, 6,9kV, 4,16kV ou 2,4kV e, próximo aos centros de carga rebaixar novamente para as tensões de uso. Ainda um caso particular de nível de tensão primária deve ser comentado. Existem algumas regiões onde o nível de tensão de distribuição está sendo alterado. Neste caso, a concessionária avisa o interessado, que a tensão atual passará a outro nível dentro de um determinado período de tempo; logo, o transformador a ser instalado deverá ser capaz de operar em duas tensões primárias, para evitar a necessidade de aquisição de novo equipamento quando da alteração. Estes transformadores especiais são chamados de religáveis. A escolha da tensão do secundário depende de vários fatores. Dentre eles destacamos: a) econômicos, a tensão de 380/220V requer seções menores dos condutores para uma mesma potência; b) segurança, a tensão de 220/127V é mais segura com relação a contatos acidentais. De uma forma geral, podemos dizer que para instalações onde equipamentos como motores, bombas, máquinas de solda e outras máquinas constituem a maioria da carga, deve -se usar 380/220V e para instalações de iluminação e força de residências deve-se adotar 220/127V. Na NBR 5440 da ABNT encontramos a padronização das tensões primárias e secundárias. 2.3. DERIVAÇÕES Para adequar a tensão primária do transformador à tensão de alimentação, o enrolamento primário, normalmente o de TS, é dotado de derivações (taps), que podem ser escolhidos mediante a utilização de um painel de ligações ou comutador,
38
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conforme projeto e tipo construtivo, instalados junto à parte ativa, dentro do tanque. Este aparato, na maioria dos transformadores de baixa potência, deve ser manobrado com o transformador desconectado da rede de alimentação. Em geral o valor da tensão primária, indicada pela concessionária constitui o valor médio entre aqueles que efetivamente serão fornecidos durante o exercício. 2.3.1. Definições Derivação principal: Derivação a qual é referida a característica nominal do enrolamento, salvo indicação diferente à derivação principal é: a) no caso de número ímpar de derivações, a derivação central; b) no cas o de número para de derivações, aque la das duas derivações centrais que se acha associada ao maior número de espiras efetivas do enrolamento; c) caso a derivação determinada segundo ”a” ou “b” não seja de plena potência, a mais próxima derivação de plena potência.
Figura 2.1
39
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Derivação superior: Derivação cujo fator de derivação é maior do que 1. Derivação inferior: Derivação cujo fator de derivação é menor do que 1. Degrau de derivação: Diferença entre os fatores de derivação, expressos em percentagem, de duas derivações adjacentes. Faixa de derivações: Faixa de derivação do fator de derivação, expresso em percentag em e referido ao valor 100. A faixa de derivações é expressa como segue: a) se houver derivações superiores ou inferiores: + a %, - b % ou + a % (quando a = b); b) se houver somente derivações superiores: + a %; c) se houver somente derivações inferiores: - b %. A Figura 2.1 é a representação esquemática de um enrolamento trifásico com três derivações e a forma de suas conexões. Tabela 2.3 Posições do comutador
Comutador conecta os pontos
Tensão em cada derivação
1
2
3
10-7
7-13
13-4
11-8
8-14
14-5
12-9
9-15
15-6
UN + a%
UN
UN - b%
a
Percentual de variação por degrau
b
Tabela 2.4 Derivação
Derivação
Derivação
Degrau de
Superior
Principal
Inferior
Derivação
15
13800
13200
12600
+ 4,5
24,2
23100
22000
20900
+ 5%
36,2
34500
33000
31500
+ 4,5
Classe
40
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2.4. CORRENTES 2.4.1. Corrente Nominal A corrente nominal (I n) é a corrente para a qual o enrolamento foi dimensionado, e cujo valor é obtido dividindo-se, a potência nominal do enrolamento pela sua tensão nominal e pelo fator de fase aplicável (1 para transformadores monofásicos e
3
para transformadores trifásicos). 2.4.2. Corrente de Excitação A corrente de excitação ou a vazio (I o) é a corrente de linha que surge quando em um dos enrolamentos do transformador é ligada a sua tensão nominal e freqüência nominal, enquanto os terminais do outro enrolamento (secundário) sem carga, apresentam a tensão nominal. A corrente de excitação é variável conforme o projeto e tamanho do transformador, atingindo valores percentuais mais altos quanto menor for a potência do mesmo. A corrente de excitação, conforme Figura 2.2 apresenta as suas componentes ativa e reativa, que se determinam pelas seguintes expressões:
Figura 2.2 I p = I o ⋅ cos Ø0 I q = I o ⋅ sen Ø0
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sendo: cos Ø =
Po V ⋅ Io
A componente reativa originada pela magnetização representa mais que 95% da corrente total, de forma que uma igualdade de I q com l o leva somente a um pequeno erro. Em transformadores trifásicos normais, Io não é idêntico nas três fases, em virtude do caminho mais longo no ferro, relativo às fases externas. Por isso I o referente a fase central é menor que das outras. Devido ao fato acima, o valor de Io fornecido pelo fabricante, representa a média das três fases e é expresso em porcentagem da corrente nominal. 2.4.3. Corrente de Curto-Circuito Em um curto-circuito no transformador, é preciso distinguir a c orrente permanente (valor efetivo) e a corrente de pico (valor de crista). 2.4.3.1. Corrente de curto-circuito permanente Quando o transformador, alimentado no primário pela sua tensão e freqüência nominal e o secundário estiver curto-circuitado nas três fases, haverá uma corrente de curto-circuito permanente, que se calcula pela seguinte expressão:
I cc (CA ) =
IN ⋅ 100 E Z (%)
onde: IN = corrente nominal Ez = impedância a 75 oC (%)
42
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A intensidade e a duração máxima da corrente de curto, que deve suportar o transformador, são normalizadas. A duração da corrente de curto-circuito simétrica, a ser utilizada no cálculo da capacidade térmica de suportar curto -circuitos, é 2 s, salvo especificação diferente. Para autotransformadores e transformadores com correntes de curto-circuito superior a 25 vezes a corrente nominal, pode ser adotada uma duração de corrente de curto-circuito inferior a 2 s, mediante acordo entre fabricante e comprador. 2.4.3.2. Corrente de curto-circuito de pico Entende-se como corrente de curto-circuito de pico, o valor máximo instantâneo da onda de corrente, após a ocorrência do curto-circuito. Esta corrente provoca esforços mecânicos elevados e é necessário que os enrolamentos estejam muito bem ancorados por cuidadosa disposição de cabos e amarrações para tornar o conjunto rígido. Enquanto a corrente de pico afeta o transformador em sua estrutura mecânica, a corrente permanente afeta de forma térmica. Os esforços mecânicos advindos da corrente de curto são mais acentuados em transformadores de ligação zig-zag, porque somente a metade de cada enrolamento de fase é percorrido pela corrente induzida de outra fase. 2.4.4. Corrente de Partida ou Inrush É o valor máximo da corrente de excitação (Io) no momento em que o transformador é conectado à linha (energizado) ela depende das características construtivas do mesmo.
43
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A corrente de partida é maior quanto maior for a indução usada no núcleo e maior quanto menor for o transformador. O valor máximo varia em média de 4 a 20 vezes a corrente nominal. O fabricante deverá ser consultado para se saber o seu valor. Costuma-se admitir seu tempo de duração em torno de 0,1s (após a qual a mesma já desapareceu). 2.5. FREQÜÊNCIA NOMINAL Freqüência nominal é a freqüência da rede elétrica de alimentação para a qual o transformador foi projetado. No Brasil todas as redes apresentam a freqüência de 60Hz, de forma que os equipamentos elétricos são projetados para esta mesma freqüência. Existem muitos países onde a freqüência nominal padrão é 50HZ, como Argentina, Uruguai, Paraguai, etc. 2.6. NÍVEL DE ISOLAMENTO O nível de isolamento dos enrolamentos deve ser escolhido entre os valores indicad os na Tabela 2.5 (NBR 5356). A escolha entre as tensão suportáveis nominais, ligadas a dada tensão máxima do equipamento da tabela acima, depende da severidade das condições de sobretensão esperadas no sistema e da importância da instalação. Na NBR 6939, os valores escolhidos devem ser claramente indicados na especificação ou solicitação de oferta.
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Tabela 2.5 - Níveis de Isolamento para Tensão Máxima Igual ou Inferior a 242kV Tensão máxima do equipamento kV ( eficaz)
1
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico Pleno kV ( crista)
Tensão suportável nominal à freqüência industral, durante 1 min. e tensão induzi da kV ( eficaz)
Cortado kV ( crista)
2
3
4
0,6 1,2
4 10 40
44
60 95
66 105
110 125
121 138
150 150 170 200 350 380
165 165 187 220 385 418
450 450 550 650 750 850 950
495 495 605 715 825 935 1045
7,2
20
15
34
24,2
36,2 72,5
50
70 140 150
92,4
145
242
185 185 230 275 325 360 395
2.7. DESLOCAMENTO ANGULAR Em transformadores trifásicos, os enrolamentos de cada fase são construídos trazendo intrinsecamente o conceito de polaridade, isto é, isolando-se eletricamente cada uma das fases, podemos realizar o teste de polaridade do mesmo modo que para os transformadores monofásicos. No entanto tal procedimento torna-se pouco prático, além do mais, não nos informa a maneira como estão interligados os enrolamentos. Assim uma nova grandeza foi introduzida, o “deslocamento angular” que é o ângulo que define a posição recíproca entre o triângulo das tensões co ncatenadas primárias e o triângulo das tensões concatenadas secundárias e será medido entre fases.
45
Informações Técnicas DT-11
De uma maneira prática: seja o transformador ligado na configuração mostrada na Figura 2.3.
Figura 2.3 Traçamos os diagramas vetoriais de tensão do transformador, Figura 2.4. Tomando o fasor de AT como origem, determinamos o deslocamento angular através dos ponteiros de um relógio cujo ponteiro grande (minutos) se acha parado em 12 coincide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário) e um terminal de linha do enrolamento de alta tensão e cujo ponteiro pequeno (horas) coincide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário e o terminal de linha correspondente do enrolamento considerado. X1 H1
X2
H3
H2
X3
Figura 2.4
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Para os transformadores de que tratamos nesta especificação, o mais comum é a utilização da ligação triângulo na alta t ensão e estrela na baixa (designado por Dy). Quando ao deslocamento angular, o normal é de 30 o para mais ou menos (avanço ou atraso), cujas designações são Dy11 e Dy1. As demais ligações e deslocamentos angulares não requerem nenhum cuidado especial e podem ser facilmente fornecidas. A Tabela 2.6 mostra designação de ligações de transformadores trifásicos de uso generaliza do, e o correspondente deslocamento angular. Os diagramas de ligação pressupõem igual sentido de bobinagem para todos os enrolamentos. A Figura 2.5 mostra o defasamento do exemplo, usando indicação horário de fasores, o deslocamento no caso é Dy11, ou seja, - 30 º.
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Tabela 2.6 – Deslocamento Angular
48
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. Figura 2.5 2.8. IDENTIFICAÇÃO DOS TERMINAIS Junto aos terminais (buchas) encontramos uma identificação, pintada, ou marcada em baixo relevo na chapa do tanque, constituída de uma letra e um algarismo. As letras poderão ser duas, H ou X. Os terminais marcados em H são os de alta tensão e os marcados com X são de baixa tensão. Os algarismos poderão ser 0, 1, 2 e 3 correspondendo, respectivamente, ao terminal de neutro e ao das fases, 1, 2 e 3. Portanto, as combi nações possíveis são H0, H1, H2, H3 e X0, X1, X2 X3. A disposição dos terminais no tanque é normalizada, de tal forma, que se olharmos o transformador pelo lado de baixa tensão, encontraremos mais a esquerda um terminal X acompanhado de menor algarismo daqueles que identificam este enrolamento (por exemplo: X0 ou X1). Consequentemente, ao olharmos o transformado r pelo lado da alta tensão, encontraremos o terminal H1 mais a direita. Para uma melhor compreensão, observe as Figuras 2.6 a 2.10. Nestas figuras encontramos também o esquema de ligação dos transformadores à rede de alimentação e à carga. Na Figura 2.11 encontramos a título de ilustraç ão, transformadores monofásicos ligados em banco, de modo a formar um equivalente tr ifásico. Este tipo de ligação apresenta a vantagem da manutenção e operação, quando danificar uma fase, basta
49
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trocar um dos transformadores por um de reserva, com menor tempo de parada, caso existir o de reserva à disposição. Porém, a desvantagem está no c apital inicial empregado em 3 ou 4 transformadores monofásicos ao invés de 2 transformadores trifásicos de potência equivalente a custo menor.
Figura 2.6 – Transformador M onofásico FN (1 Bucha de AT e 2 Buchas de BT)
Figura 2.7 – Transformador Monofásico FN (1 Bucha de AT e 3 Buchas de BT)
50
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Figura 2.8 – Transformador M onofásico FF (2 Buchas de AT e 2 Buchas de BT)
Figura 2.9 –Transformador Monofásico FF (2 Buchas de AT e 3 Buchas de BT)
51
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Figura 2.10 – Transformador Trifásico FF (3 Buchas de AT e 4 Buchas de BT)
Figura 2.11 – Transformadores Monofásicos Ligados em Banco Trifásico Dyn
52
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3. CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO 3.1. PERDAS Em condições normais de funcionamento e altitude de instalação até 1000m, é considerado que a t emperatura ambiente não ultrapasse os 40oC a média diária não seja superior aos 30 oC. Para estas condições, os limites de elevação de temperatura previstos em normas são: 55oC ou 65 (com conservador);
- média dos enrolamentos:
- do ponto mais quente dos enrolamentos: 65 oC ou 80ºC (com conservador); 50 oC (selados),
- do óleo (próximo à superfície): 55
o
C ou 65ºC (com conservador)
3.1.1. Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em Carga ou Perdas no Cobre) a) perdas na resistência ôhmica dos enrolamentos: são perdas que surgem pela passagem de uma corrente (I) por um condutor de determinada resistência (R); estas perdas são representadas pela expressão I2R e dependem da carga aplicada ao transformador; b) perdas parasitas no condutor dos enrolamentos: são perdas produzidas pelas correntes parasitas induzidas, nos condutores das bobinas, pelo fluxo de dispersão; são perdas que dependem da corrente (c arga), do carregamento elétrico e da geometria dos condutores das bobinas; c) perdas parasitas nas ferragens da parte ativa e tanque. 3.1.2. Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas em Vazio) a) perdas por histerese: são perdas provocadas pela propriedade das substâncias ferromagnéticas de apresentarem um atraso entre a indução
53
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magnética (B) e o campo magnético (H); o fenômeno da histerese é análogo ao da inércia mecânica; b) perdas por correntes parasitas: assim como no caso das perdas parasitas no material condutor dos enrolamentos, o fluxo indutor variável induz no ferro forças eletromotrizes que por sua vez farão circular as correntes parasitas em circuitos elétricos fechados; estas são proporcionais ao quadrado da indução. Como vimos, as perdas se apresentam principalmente no núcleo e nos enrolamentos, e são expressas em watts. Existem perdas originárias de indução nas ferragens e no tanque; e outras de origens aleatórias nem sempre de perfeita definição, que porém comparadas as descritas nos itens 3.1.1 e 3.1.2 deste capítulo, podem ser desprezadas. Quando da realização de ensaio para determinação das perdas, estas aleatórias são detectadas juntamente com as principais. Além da elevação de temperatura, a ABNT também estabelece as perdas máximas para transformadores de distribuição imersos em óleo, em função da potência, do número de fases e da tensão do primário. Transformadores com características elétricas idênticas podem ser construídos com diferentes valores de perdas desde que respeitado os limites de elevação de temperatura. Para isto é necessário a adequação da quantidade de radiadores, o que influi diretamente nas dimensões externas do transformador. Reproduzimos a seguir as tabelas da ABNT encontradas na NBR 5440, onde consta o valor das perdas acima descritas.
54
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Tabela 3.1 – Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito em Transformadores Trifásicos de Tensão Máxima do Equipamento de 15 kV Potência
Corrente de excitação
Perdas em vazio
Perdas totais
Tensão de curto -
[kVA]
máxima [%]
máxima [W]
máxima [W]
circuito a 75 C [%]
1
2
3
4
5
15
4,8
100
440
30
4,1
170
740
45
3,7
220
1000
75
3,1
330
1470
112.5
2,8
440
1990
150
2,6
540
2450
225
2,3
765
3465
300
2,2
950
4310
o
3,5
4,5
Tabela 3.2 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito em Transformadores Trifásicos de Tensões Máximas do Equipamento de 24,2 kV e 36,2 kV Potência
Corrente de excitação
Perdas em vazio
Perdas totais
Tensão de curto -
[kVA]
máxima [%]
máxima [W]
máxima [W]
circuito a 75 oC [%]
1
2
3
4
5
15
5,7
110
500
30
4,8
180
825
45
4,3
250
1120
75
3,6
360
1635
112,5
3,2
490
2215
150
3,0
610
2755
225
2,7
820
3730
300
2,5
1020
4620
55
4,0
5,0
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Tabela 3.3 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excit ação e Tensões de Curto-Circuito em Transformadores Monofásicos com Tensão Máxima de 15 kV Potência
Corrente de excitação
Perdas em vazio
Perdas totais
Tensão curto -
[kVA]
máxima [%]
máxima [W]
máxima [W]
circuito a 75 C [%]
1
2
3
4
5
3
4,9
40
115
5
4,0
50
160
10
3,3
60
260
15
3,0
85
355
25
2,7
120
520
37,5
2,4
160
700
50
2,2
190
830
75
2,0
230
1160
100
1,9
280
1500
o
2,5
Tabela 3.4 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito em Transformadores Monofásicos com Tensões Máximas de 24,2kv e 36,2 kV Potência
Corrente de excitação
(kVA)
máxima [%]
1
2
3
Perdas em
Perdas totais
Tensão curto -
máxima [W]
circuito a 75 oC [%]
3
4
5
5,7
40
115
5
4,8
50
170
10
4,0
70
285
2,5
15
3,6
90
395
(para 24,2kV)
25
3,1
130
580
37,5
2,9
170
775
3,0
50
2,7
220
975
(para 36,2kV)
75
2,1
250
1260
100
1,5
300
1550
vazio máxima [W]
56
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3.2. RENDIMENTO “Relação, geralmente expressa em porcentagem, entre a potência ativa fornecida e a potência ativa recebida por um transformador.” Esta é a de finição dada ao rendimento pela norma NBR 5356. É dada pela expressão
η=
P ⋅100 [%] P + Pt
onde: η = rendimento do transformador em % Pt = perdas totais, em kW P = potência fornecida pelo transformador em kW. O rendimento de determinado transformador não é fixo ao longo do seu ciclo de operação, pois depende do fator de potência e da relação entre a potência fornecida e a potência nominal. Esta última relação é conhecida como fator de carga. Usa -se então, para o cálculo do rendimento: Po + b 2 ⋅ Pc ⋅ 100 [%] η = 1 − 2 b ⋅ S n ⋅ cos Ø + Po + b ⋅ Pc
onde: b = fator de carga =
P Pn
Sn = potência nominal em kVA. Po = perdas no ferro do núcleo magnético em kW. Pc = perdas no material dos enrolamentos em kW (perdas de carga) cos Ø = fator de potência da carga O rendi mento máximo de um transformador ocorre quando as perdas no material dos enrolamentos e as perdas no ferro forem iguais.
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Se quisermos saber qual a carga que deve ser aplicada a um transformador para que este opere com rendimento máximo, devemos fazer:
b=
Po Pc
e S = b ⋅ Sn
Tabela 3.5 Transformadores trifásicos – Rendimentos 30 45 75 112.5 150
Potência [kVA]
15
225
300
500
15kV
97,02
97,49
97,74
98,00
98,19
98,32
98,42
98,52
98,32
24,2kV
96,64
97,21
97,48
97,78
97,99
98,12
98,30
98,42
97,80
36,2kV
96,64
97,21
97,48
97,78
97,99
98,12
98,30
98,42
97,30
Transformadores monofásicos – Rendime ntos Potência [kVA]
5
10
15
25
37.5
50
75
100
15kV
96,15
97,37
97,59
97,88
98,09
98,30
98.42
98,47
24,2kV
96,52
97,08
97,33
97,65
97,88
98,01
98,29
98,42
36,2kV
96,52
97,08
97,33
97,65
97,88
98,01
98,29
98.42
3.3. REGULAÇÃO Na linguagem prática a queda de tensão industrial ∆V, referida à corrente de plena carga, é chamada de regulação, sendo expressa em porcentagem da tensão secundária nomin al e é dada pela expressão: 2 E X ⋅ cos Ø − E R ⋅ sen Ø R % = a ⋅ E R ⋅ cos Ø + E x ⋅ sen Ø + 200
sendo: a = fator de carga ER = componente resistiva da impedância em % Ex= componente reativa da impedância em % cos Ø = fator de potência da carga do transformador sen Ø = 1 − cos 2 Ø
58
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Exemplo: Cálculo de rendimento e regulação, com os seguintes dados: Potência nominal = 300kVA; Perda a vazio = 1120W; Perda total = 4480; Impedância = 4,5% Tabela 3.6 CosØ
Carga %
Rend %
Regul %
0,8
25
97,83
0,8876
0,8
50
98,39
1,775
0,8
75
98,35
2,662
0,8
100
98,16
3,550
0,9
25
98,06
0,7416
0,9
50
98,56
1,483
0,9
75
98,53
2,225
0,9
100
98,36
2,966
1,0
25
98,25
0,3037
1,0
50
98,71
0,6074
1,0
75
98,67
0,9112
1,0
100
98,52
1,214
3.4. CAPACIDADE DE SOBRECARGA Como dissemos anteriormente, é a elevação de temperatura que limita a potê ncia a ser fornecida por um transformador. O aquecimento em excesso, contribui para o envelhecimento precoce do isolamento, diminuindo a vida útil do transformador que teoricamente é de 65.000 horas de operação contínua com o ponto mais quente do enrolamento a 105 oC. A temperatura ambiente é um fator importante na determinação da capacidade de carga dos transformadores, uma vez que a elevação de temperatura para qualquer carga, deve ser acrescida a temperatura ambiente para se determinar a temperatura de operação. Os transformadores normalmente operam num ciclo de carga que se repete a cada 24 horas. Este ciclo de carga, pode ser constante, ou pode ter um ou mais picos durante o período.
59
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Para se usar as recomendações de carregamento da NBR 5416/97, mostradas nas tabelas 3.7, 3.8, 3.9 e 3.10, o ciclo de carga real precisa ser convertido para um ciclo de carga retangular simples, mas termicamente equivalente. A carga permissível, obtida das tabelas acima citadas, são funções da carga inicial, da ponta de carga e da sua duração. Cada combinação de cargas nas tabelas deve ser considerada como um ciclo retangular de carga, constituído de uma carga inicial, essencialmente constante de 50, 70, 90 ou 100% da capacidade nominal, seguida de uma ponta de carga retangular de grandeza e duração dadas. Não há um critério único para a avaliação do fim da vida do transformador. Entretanto é possível fazer-se um avaliação da velocidade do envelhecimento adicional a que está sendo submetido o equipamento, comparando a perda de vida com uma taxa de perda de vida média de referência. Calcula-se a perda de vida, ao longo de um período de tempo ∆t (horas), em que a temperatura do ponto mais quente do enrolamento ( θe) permanece constante, pela equação:
PV % = 10
B − + A 273 +θ e
× 100 ⋅ ∆ t
onde: A é igual a –14,133 (transformador de 55 oC) A é igual a –13,391 (transformador de 65 oC) B é igual a 6972,15 PV é a perda de vida ∆t é o intervalo de tempo genérico θe é a de temperatura do ponto mais quente do enrolamento Normalmente, os transformadores devem operar, segundo ciclos de carga que não propiciem perdas de vida adicionais, mas nos casos extremos de operação, onde esta perda de vida se torna necessária, deve-se impor um valor máximo de perda de vida adicional.
60
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A Tabela 3.8 mostra a carga admissível, após um carregamento contínuo de 70%, com temperatura ambiente a 30 oC, é de 133% durante uma hora, sem que sejam ultrapassados os valores -limite de temperatura prescritos na norma NBR 5416. Deve-se evitar operar o transformador com temperaturas do ponto mais quente do enrolamento superiores a 140 oC, devido a provável formação de gases na isolação sólida e no óleo, que poderiam representar um risco para a integridade da rigidez dielétrica do equipamento. Nesta norma, também são admitidas cargas programadas de até 1,5 vezes a corrente nominal, para as quais, segundo a NBR 5416, não devem existir quaisquer outras limitações além das capacidades térmicas dos enrolamentos e do sistema de refrigeração.
61
Informações Técnicas DT-11
Tabela 3.7 - Carregamento de Transformadores de 55 oc – Onan Carga Inicial = 50% DP (h)
0,5
1,0
2,0
4,0
8,0
24,0
o
o
o
Ta ( C)
CP(%)
TO( C)
TE( C)
10
150
36
84
15
150
41
89
20
150
46
94
25
150
51
99
30
144
56
104
35
150
61
105
40
135
65
105
10
150
44
92
15
150
49
97
20
150
54
102
25
148
58
105
30
141
62
105
35
133
65
105
40
126
69
105
10
150
56
104
15
146
59
105
20
140
62
105
25
134
65
105
30
128
68
105
35
121
71
105
40
115
74
105
10
139
63
105
15
133
65
105
20
128
68
105
25
123
70
105
30
118
73
105
35
112
75
105
40
106
78
105
10
131
66
105
15
127
69
105
20
122
71
105
25
117
73
105
30
112
75
105
35
107
77
105
40
101
79
105
10
129
67
104
X
15
125
69
105
X
20
120
71
105
X
25
115
73
105
X
30
110
76
105
X
35
105
78
105
X
40
100
80
105
X
NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do ponto ma is quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.
62
OBS.
Informações Técnicas DT-11
Tabela 3.8 - Carregamento de Transformadores de 55 oc - Onan Carga Inicial = 70% DP (h)
0,5
1,0
2,0
4,0
8,0
24,0
o
o
o
Ta ( C)
CP(%)
TO( C)
TE( C)
10
150
43
90
15
150
48
95
20
150
53
100
25
150
58
105
30
142
62
105
35
133
66
105
40
124
70
105
10
150
49
97
15
150
54
102
20
148
59
105
25
140
62
105
30
133
66
105
35
125
69
105
40
117
73
105
10
148
59
105
15
142
61
105
20
136
64
105
25
130
67
105
30
123
70
105
35
117
73
105
40
110
76
105
10
137
64
105
15
132
66
105
20
127
69
105
25
121
71
105
30
116
74
105
35
110
76
105
40
104
78
105
10
131
66
105
15
126
68
105
20
121
71
104
25
117
73
105
30
111
75
105
35
106
77
105
40
101
80
105
10
129
67
104
X
15
125
69
105
X
20
120
71
105
X
25
115
73
105
X
30
110
76
105
X
35
105
78
105
X
40
100
80
105
X
NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de car ga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do ponto mais quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.
63
OBS.
Informações Técnicas DT-11
Tabela 3.9 - Carregamento de Transformadores de 55 oc - Onan Carga Inicial = 9 0% DP (h)
0,5
1,0
2,0
4,0
8,0
24,0
o
o
o
Ta ( C)
CP(%)
TO( C)
TE( C)
10
150
50
98
15
150
55
103
20
145
60
105
25
137
64
105
30
128
68
105
35
119
72
105
40
109
76
105
10
150
56
103
15
145
59
105
20
138
63
105
25
131
67
105
30
123
70
105
35
115
74
105
40
107
78
105
10
143
61
105
15
137
64
105
20
130
67
105
25
124
70
105
30
118
73
105
35
111
76
105
40
104
79
105
10
135
65
105
15
130
67
105
20
124
69
105
25
119
72
105
30
113
74
105
35
108
77
105
X
40
102
80
105
X
10
131
67
105
15
126
69
105
20
121
71
105
25
116
73
105
30
111
75
105
X
35
106
78
105
X
40
100
80
105
X
10
129
67
104
X
15
125
69
105
X
20
120
71
105
X
25
115
73
105
X
30
110
76
105
X
35
105
78
105
X
40
100
80
105
X
NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do ponto mais quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.
64
OBS.
X
X
X
Informações Técnicas DT-11
Tabela 3.10 - Carregamento de Transformadores de 55 oc - Onan Carga Inicial = 100% DP (h)
0,5
1,0
2,0
4,0
8,0
24,0
o
o
o
Ta ( C)
CP(%)
TO( C)
TE( C)
10
150
55
102
15
146
59
105
20
138
63
105
25
129
68
105
30
120
72
105
X
35
111
76
105
X
40
101
80
105
X
10
147
59
105
15
140
62
105
20
133
66
105
25
125
69
105
30
117
73
105
X
35
109
76
105
X
40
100
80
105
X
10
140
63
105
15
134
66
105
20
127
68
105
25
121
71
105
30
114
74
105
X
35
107
77
105
X
40
100
80
105
X
10
134
66
105
15
128
68
105
20
123
70
105
25
118
73
105
30
112
75
105
X
35
106
78
105
X
40
100
80
105
X
10
130
67
105
15
126
69
105
20
121
71
105
X
25
116
74
105
X
30
111
76
105
X
35
105
78
105
X
40
100
80
105
X
10
129
67
105
X
15
125
69
104
X
20
120
71
105
X
25
115
73
105
X
30
110
76
105
X
35
105
78
105
X
40
100
80
105
X
NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do ponto mais quente do enrolamento. 2 O s carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.
65
OBS.
Informações Técnicas DT-11
4. SELEÇÃO DOS TRANSFORMADORES 4.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR No projeto de uma instalação elétrica, os critérios de dimensionamento dos equipamentos e condutores assumem uma importância vital, uma vez que envolvem os dois principais fatores que estão na base do projeto, ou seja, a funcionalidade e o custo. É evidente que um projeto superdimensionado pode também ser funcional, uma vez que não venha superar certos limites, além dos quais podem sobrevir efeitos negativos, porém o custo resultante não pode ser justificado. Portanto, é necessário chegar a estabelecer um ponto de interseção entre funcionalidade e custo, de tal modo que satisfaça a parte técnica e a econômica, tendo presente que um bom técnico, é aquele que consegue projetar ou construir uma instalação completamente funcional de maneira econômica. No que diz respeito aos transformadores, onde se quer chegar a um valor de potência, de um ou mais deles, a serem instalados, se faz necessário que o projetista tenha em mente claramente o conceito de fator de demanda, de modo que, partindo dos valores de potência dos equipamentos alimentados pelo transformador, possa chegar a estabelecer, com conhecimento de causa, o valor de demanda máxima (ou da potência de alimentação) absorvível pela planta, e, portanto, definir de modo ec onômico, o dimensionamento dos transformadores. 4.2. FATOR DE DEMAN DA ( d) Entende-se por fator de demanda ( d) como a razão da demanda máxima total (D mt ) da instalação para a respectiva potência instalada (Pt) e é definido para um ponto de distribuição. Portanto conhecendo-se: d =
D MT PT
(5.1)
66
Informações Técnicas DT-11
Podemos determinar qual a potência do transformador através de Dmt, sendo conhecida a potência instalada. 4.2.1. Determinação da Demanda Máxima de um Grupo de Motores Dado um grupo de n motores (com n maior ou igual a 10) de diversas potências. Procedemos da seguinte maneira: 1. Determina-se a potência nominal de cada motor em kVA
Pnom =
3 ⋅ I ⋅V 1000
[kVA]
(5.2)
sendo: Pnom = potência nominal de cada motor I = corrente absorvida pelo motor em A (retirada pelo catálogo do fabricante) V = tensão de alimentação dos motores 2. Determina-se a potência instalada: a potência instalada ( Pinst ) será o somatório das potências nominais de cada motor. 3. Determina-se o número de motores n’ cujas potências nominais, calculadas pelo item 1 sejam maiores ou iguais que a metade da potência nominal do maior motor. 4. Calculam-se as relações:
N =
n' n
P=
P ' inst Pinst
(5.3) (5.4)
67
Informações Técnicas DT-11
sendo: n’ = som atória dos motores n = número total de motores Pinst = pot ência instalada dos n’ motores 5. Com N e P iremos a Tabela 5.4 obtendo o fator de demanda (G) para a instalação. 6. Calcula -se a demanda máxima por: DM = G ⋅ Pinst
(5.5)
Obs.: Este critério apresentado é empírico, pois dependendo da instalação todos os motores operarão juntos, o que nos dará um G = 1. Considera-se sempre como 100% a demanda do maior motor, ou dependendo dos maiores motores. Exemplo: Determinar a demanda máxima do grupo de motores indicados na Tabela 5.1: Tabela 5.1 I
II
III
No.
cv
kVA
P inst [kVA]
2
75
72,40
144,8
5
30
28,58
142,9
8
15
16,39
131,1
20
5
5,72
114,4
30
1,5
2,13
64,0
65
597,2
Na tabela obtemos: n = 65 Pinst = 597 ,2
68
Informações Técnicas DT-11
Consideramos o maior motor com demanda de 100% (kVA), sendo o valor dividido por dois. Para determinar n’ o número de motores cujas as potências, sejam maiores ou iguais que a metade da potência nominal do maior motor.
72 ,40 = 36 , 2kVA 2
Será: n’ = 8+5 = 13 Aos quais corresponde uma potência instalada: P’inst = 142, 9 + 131,1 = 274 kVA Calculamos as relações:
N=
n ' 13 = = 0 ,2 n 65
P=
P ' inst 274 = 0, 458 Pinst 597 , 2
Na Tabela 5.4 com N = 0,2 e P = 0,50 obteremos : G = 0,64 A demanda máxima será: DM = [0,64 × (597 , 2 − 144 ,8)] + 144 ,8 DM = 434 ,3kVA
Nota: Através do item 1 obtemos os valores DM [kVA].
69
Informações Técnicas DT-11
4.2.2. Determinação da Demanda Máxima da Instalação Com o auxílio das tabelas 5.2, 5.3, 5.4, 5.8 e da fórmula a seguir, pode-se calcular a demanda máxima da instalação, que p or sua vez definirá a potência do transformador: D mt = A + B + C + D + E sendo: A = demanda da potência para iluminação e tomadas, conforme Tabela 5.7. B = demanda de todos os aparelhos de aquecimento (chuveiros, aquecedores, fornos, fogões, etc.) calculada conforme Tabela 5.8 onde deve-se diversificar a demanda por tipo de aparelho. C = demanda de aparelhos de ar condicionado calculado conforme Tabela 5.2. D = demanda dos motores elétricos conforme item 5.2.1. E = demanda individual das máquinas de solda a t ransformador, calculada conforme Tabela 5.3. Em todos os casos, no cálculo da demanda, o fator de potência e o rendimento devem ser considerados. 4.3. CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS Os valores encontrados nas tabelas devem ser compreendidos como referidos aos casos mais freqüentes e devem ser usados quando na falta de algum dado informativo. É natural que o técnico, antes de recorrer às tabelas, se informe sobre os ciclos usuais de funcionamento e faça quanto mais possível, com que se aproxim em os valores dos fatores com a realidade do caso que deve resolver.
70
Informações Técnicas DT-11
4.4. CRITÉRIOS DE ES COLHA DOS TRANSFORMA DORES COM BASE NO VALOR OBTIDO NA DEMANDA Uma vez descoberto o valor da demanda absorvida pela instalação, devemos escolher o transformador ou os transformadores a serem instalados. Os principais critérios de escolha são: a) eventuais aumentos de potência instalada; b) conveniência da subdivisão em mais unidades; c) potência nominal normalizada. Tabela 5.2 - Fatores de Demanda de Condicionadores de Ar Número de Aparelhos
Fator de Demanda [%]
1 a 10
100
11 a 20
86
21 a 30
80
31 a 40
78
41 a 50
75
51 a 75
70
76 a 100
65
Acima de 100
60
Tabela 5.3 - Demanda Individual das Máquinas de Solda a Transformador Solda a Arco
Fator de Demanda [%]
Número de Aparelhos º
º
100
º
3 aparelho
85
º
4 aparelho
70
soma dos demais aparelhos
60
1 e 2 maior aparelho
solda à resistência maior aparelho
100
soma dos demais aparelhos
60
71
Informações Técnicas DT-11
TABELA DE MOTORES IP54, IP(W) 55 E QUÍMICO - Divisão II * Vide Catálogo de Motores Trifásicos. Tabela 5.4 – Fatores de Demanda de Grupos de Motores P 0,10
0,15
0,20
0,25
0,005
0,34
0,18
0,11
0,073 0,051 0,039 0,030 0,024
0,019 0,016 0,013
0,01
0,52
0,32
0,20
0,14
0,10
0,076 0,059 0,047
0,02
0,71
0,51
0,36
0,26
0,19
0,14
,011
0,03
0,81
0,64
0,48
0,36
0,27
0,21
0,04
0,86
0,72
0,57
0,44
0,34
0,05
0,90
0,79
0,64
0,51
0,06
0,92
0,83
0,70
0,08
0,94
0,89
0,10
0,95
N
0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,95
1,00
0,011 0,010 0,009
0,007 0,007 0,006 0,005
0,005
0,037 0,031 0,026
0,023 0,019 0,017
0,015 0,013 0,012 0,011
0,009
0,09
0,07
0,06
0,05
0,04
0,04
0,03
0,03
0,03
0,02
0,02
0,02
0,16
0,13
0,11
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,04
0,04
0,03
0,03
0,27
0,22
0,18
0,15
0,12
0,10
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,05
0,04
0,04
0,41
0,33
0,26
0,22
0,18
0,15
0,13
0,11
0,10
0,08
0,07
0,07
0,06
0,05
0,05
0,58
,047
,038
,031
0,26
0,21
0,18
0,15
0,13
0,12
0,10
0,09
0,08
0,07
0,06
0,06
0,79
0,68
0,57
0,48
0,40
0,33
0,28
0,24
0,20
0,17
0,15
0,13
0,12
0,11
0,09
0,08
0,08
0,92
0,85
0,76
0,66
0,56
0,47
0,40
0,34
0,29
0,25
0,22
0,19
0,17
0,15
0,13
0,12
0,10
0,09
0,95
0,93
0,88
0,86
0,72
0,67
0,56
0,48
0,42
0,37
0,32
0,28
0,25
0,23
0,20
0,17
0,16
0,14
0,95
0,93
0,89
0,83
0,76
0,69
0,64
0,54
0,47
0,42
0,37
0,33
0,29
0,26
0,23
0,21
0,19
0,95
0,93
0,90
0,85
0,78
0,71
0,64
0,57
0,51
0,45
0,41
0,36
0,32
0,29
0,26
0,24
0,95
0,94
0,90
0,86
0,80
0,73
0,66
0,60
0,53
0,48
0,43
0,39
0,35
0,32
0,29
0,95
0,94
0,91
0,86
0,81
0,74
0,68
0,62
0,56
0,50
0,45
0,41
0,37
0,33
0,95
0,93
0,91
0,86
0,81
0,75
0,69
0,63
0,57
0,52
0,47
0,42
0,38
0,95
0,93
0,91
0,87
0,81
0,76
0,70
0,64
0,58
0,52
0,47
0,43
0,95
0,94
0,91
0,87
0,82
0,76
0,70
0,64
0,58
0,53
0,48
0,95
0,94
0,91
0,87
0,82
0,75
0,69
0,63
0,57
0,52
0,95
0,94
0,91
0,87
0,81
0,75
0,69
0,63
0,57
0,95
0,94
0,91
0,86
0,81
0,74
0,68
0,62
0,95
0,94
0,90
0,86
0,80
0,73
0,66
0,95
0,93
0,90
0,83
0,78
0,71
0,95
0,94
0,89
0,83
0,76
0,95
0,93
0,88
0,80
0,95
0,92
0,85
0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 1,0
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
72
Informações Técnicas DT-11
Tabela 5.5 – Valores Nominais Típicos de Aparelhos Elétricos (Tensão Nominal 220v) APARELHO
POTÊNCIAS NORMAIS TÍPICAS
Aquecedor de água central (Boiler) - de 50 a 100 litros
1000W
- de 150 a 200 litros
1250W
- 250 litros
1500W
- de 300 a 350 litros
2000W
- 400 litros
2500W
Aquecedor de água local
4000 a 8000W
Aquecedor portátil de ambiente
700 a 1300W
Aspirador de pó
250 a 800W
Barbeador
8 a 12 W
Batedeira
70 a 250W
Cafeteira
1000W
Chuveiro
3000 a 5300W
Cobertor
150 a 200W
Condicionad or de ar - 3/4cv
1200VA
- 1 1/2cv
2400VA
- central (resi dencial)
5000VA
Congelador (freezer)
350 a 500VA
Copiadora (tipo xerox)
1500 a 6500VA
Exaustor de ar (para cozinha)
300 a 500VA
Ferro de passar roupa
400 a 1650W
Fogão residencial
4000 a 12000W
Forno residencial
4500W
Forno de microondas (residencial)
1200W
Gelad eira (residencial)
150 a 400VA
73
Informações Técnicas DT-11
Lavadora de pratos (residencial)
1200 a 2800VA
Lavadora de roupas (residencia l)
750 a 1200VA
Liqüidificador
100 a 250W
Máquina de costura (doméstica)
60 a 100W
Máquina de escrever
150W
Moedor de lixo
300 a 600VA
Secador de roupa
4000 a 6000W
Secador de cabelos
500 a 1200W
Televi sor - portátil
75 a 100W
- tipo Console
150 a 350W
Torradeira
500 a 1200W
Torneira
2500 a 3200W
Ventilador - portátil
60 a 90W
- de pé
250VA
Tabela 5.6 – Potências Nominais dos Principais Tipos de Lâmpadas TIPO DE LÂMPADA
POTÊNCIAS NORMAIS TÍPICAS [W]
Incandescente
15 - 25 - 40 - 60 - 75 - 100 - 150 - 200 - 300 - 500 - 1000 - 1500
Fluorescente
15 - 20 - 30 - 40 - 65 - 100 - 110 - 125 - 135
Vapor de mercúrio
80 - 125 - 250 - 400 - 700 - 1000 - 2000
Vapor Metálico
375 - 1000 – 2000
Sódio Baixa Pressão
35 - 90 - 135 - 180
Sódio Alta Pressão
250 - 400 - 1000
Halógenas
500 - 1000 - 1500 - 2000
Mistas
160 - 250 - 500
74
Informações Técnicas DT-11
Tabela 5.7 – Fatores de Demanda de Iluminação e Tomadas DESCRIÇÃO
FATOR DE DEMANDA [%]
Auditó rios, salões para exposiçõe s e
100
semelhantes. Bancos, lojas e semelhantes.
100
Barbearias, salões de beleza e semelhantes.
100
Clubes e semelhantes.
100 100 para os primeiros kVA
Escolas e semelhantes.
50 para o que exceder de 12kVA. 100 para os primeiros 20kVA
Escritórios (edifícios de)
70 para o que exceder de 20kVA
Garagens comerciais e semelhantes.
100 40 para os primeiros 50kVA
Hospita is e semelha ntes.
20 para o que exceder de 50kVA
Hotéis e sem elhantes.
100
Igrejas e semelhantes.
100 100 para os primeiros 10kVA
Edifícios de apartamentos residen ciais
35 para os seguintes 110kVA 25 para o que exceder de 120kVA
Restaurantes e semelhantes.
100
75
Informações Técnicas DT-11
Tabela 5.8 Fator de Demanda [%] Número de
Fator de Demanda [%]
Com
Com potencial
Número de
potencial de
superior a
Aparelhos
até 35kW
35kW
1
80
80
16
39
26
2
75
65
17
38
28
3
70
55
18
37
28
4
66
0
19
36
28
5
67
45
20
35
28
6
59
43
21
34
26
7
56
40
22
33
26
8
53
36
23
32
26
9
51
35
24
31
26
10
49
34
25
30
26
11
47
32
26 a 30
30
24
12
45
32
31 a 40
30
22
13
43
32
41 a 50
30
20
14
41
32
51 a 60
30
18
15
40
32
61 ou mais
30
16
Aparelhos
Com potencial de até 35kW
Com potencial superior a 35kW
NOTA: Os fatores devem ser aplicados para cada tipo de aparelho separadamente.
4.4.1. Eventuais Aumentos da Potência Instalada É provável que nos primeiros anos de funcionamento de uma instalação, se verifiquem aumentos na carga instalada, por mais bem projetada que seja a instalação na partida. Em geral este aspecto se verifica em 90% dos casos. Portanto, será interessante que o projetista conheça a fundo o caso de que está tratand o e deverá prever um aumento de 5% a 15%. 4.4.2. Conveniência da Subdivisão em mais Unidades Este aspec to foi comentado anteriormente no capítulo relativo à operação em paralelo. São dois os aspectos a serem levados em consideração neste momento:
76
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operação em paralelo (econômico) e eventuais danos no transformadores ou manutenção. O primeiro traz benefícios , diminuindo as perdas totais, e o segundo alerta ao fato de que poder operar à carga reduzida, mesmo com a parada de uma unidade. No caso do dano, ter aplicado o c ritério econômico que aconselha a aquisição de uma única máquina de potência adequada, pode ser a causa de um problema de grandeza diretamente proporcional ao valor da produção, uma vez que, vindo a faltar a fonte de energia, se impõe um período mais ou menos longo de completa parada de uma instalação. Não obstante o custo inicial de aquisição ser maior, quando a potência necessária ultrapassa os 150kVA, a subdivisão em maior número de máquinas oferece a possibilidade de criar uma instalação articulada e flexível, apta a adequar -se a cada situação e permitir o máximo e racional aproveitamento dos transformadores, com o mínimo dano. 4.4.3. Potência Nominal Normalizada Voltamos a tocar no assunto porque é de vital importância no dimensionamento da instalação. Todos sabemos quanto demora a aquisição de um equipamento. Se o transformador idealiza do não tiver um valor de potência normalizado, o tempo necessário para a confecção da oferta, projeto e execução será maior, consequentemente o prazo para entrada em funcionamento da planta se estenderá, mantendo mais longe o início do retorno de capital. A mesma dificuldade será sentida em caso de se necessitar reposição de uma unidade.
77
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4.5. DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR a) Potência b) Tensões Primárias e derivações c) Tensão Secundária d) Freqüência e) Normas aplicáveis f) Acessórios g) Valores de impedância, corrente de excitação e perdas h) Qualquer outra característica importante: dimensões especiais por ex emplo.
4.6. SOFTWARE PARA CÁLCULO DE DIMENSIONAMENTO DE TRANSFORMADORES 4.6.1. Processo 1
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Informações Técnicas DT-11
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Informações Técnicas DT-11
80
Informações Técnicas DT-11
Exemplo: Uma empresa que fabrica máquinas e aparelhos industriais. O valor típico de Fator de Demanda (FD), para esta empresa é 0,59%. O valor mínimo exigido no Brasil para Fator de Potência (FP) é de 0,92%.
81
Informações Técnicas DT-11
4.6.2. Processo 2
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Informações Técnicas DT-11
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Informações Técnicas DT-11
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Informações Técnicas DT-11
5. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Veremos agora as características construtivas do transformador a óleo, pois no item relativo ao funcionamento do transformador não nos preocupamos em detalhar a forma construtiva, uma vez que lá o objetivo era de esclarecer o fenômeno elétrico envolvido na transformação. Face às características particulares, abordaremos um capítulo específico para transformadores a seco (capítulo 7), onde serão abordados detalhes, tais como: história, características construtivas, vantagens, aplicações, etc. 5.1. PARTE ATIVA Chamamos de parte ativa do transformador, ao conjunto formado pelos enrolamentos, primário, o secundário, terciário e pelo núcleo, com seus dispositivos de prensagem e calços. A parte ativa deve constituir um conjunto mecanicamente rígido, capaz de suportar condições adversas de funcionamento. Na Figura 5.1 vêse: a parte ativa de um transformador de distribuição com núcleo empilhado e um com núcleo enrolado; e a parte ativa de um transformador de força.
(a) Transformador de distribuição (b) com núcleo empilhado
85
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(c) Transformador de distribuição com núcleo enrolado
(c)Transformador de força Figura 5.1
86
Informações Técnicas DT-11
5.1.1. Núcleo O núcleo é constituído por um material ferromagnético, que contém em sua composição o silício, que lhe proporciona características excelentes de magnetização e perdas. Porém, este material é condutor e estando sob a ação de um fluxo magnético alternado, dá condições de surgimento de correntes parasitas. Para minimizar este problema, o núcleo, ao invés de ser uma estrutura maciça, é construído pelo empilhamento de chapas finas, isoladas com Carlite. Presta-se especial atenção para que as peças metálicas da prensagem sejam isoladas do núcleo e entre si para evitar as correntes parasitas, que aumentariam sensivelmente as perdas em vazio. Estas chapas de aço durante a sua fabricação na usina, recebem um tratamento especial com a finalidade de orientar seus grãos. É este processo que torna o material adequado à utilização em transformadores, devido a diminuição de perdas específicas. É também com a finalidade de diminuir as perdas, que nestas chapas são feitos cortes a 45o nas junções entre as culatras e os pilares (Figura 5.2 (a)). Os tipos de chapas de aço silício mais utilizadas são: M4 da Acesita; M0H e equivalentes; 023ZDKH-90 e equivalentes.
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Informações Técnicas DT-11
(a) Núcleo empilhado
(b) Núcleo enrolado Figura 5.2 5.1.2. Enrolamento Os enrolamentos, primários e secundários, são constituídos de fios de cobre ou alumínio isolados com esmalte ou papel, de seção retangular (Figura 5.4 (c)) ou circular. O secundário, ou, dependendo do caso, BT, geralmente constitui um conjunto único para cada fase (Figura 5.3), ao passo que o primário pode ser uma bobina única
88
Informações Técnicas DT-11
(Figura 5.4) ou fracionada em bobinas menores, que chamamos de panquecas (para transformadores de distribuição apenas).
(a) Transformador de distribuição
(b) Transformador de força
Figura 5.3 – Bobinas de Baixa Tensão
(a) Transformador de distribuição
(b) Transformador de força
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(c) Transformador de distribuição com núcleo enrolado (BT+AT) Figura 5.4 – Bobinas de Alta Tensão Os enrolamentos são dispostos concentricamente, com o secundário ocupando a parte interna e consequentemente o primário a parte externa, por motivo de isolamento e econômicos, uma vez que é mais fácil de “puxar” as derivações do enrolamento externo. Chamamos de derivação, aos pontos, localizados no enrolamento primário, conectados ao comutador (vide item 5.1.4). Tipos de bobinas: -
Barril, qualquer potência, limitada pela seção dos condutores;
-
Camada, qualquer potência, limitada pela seção dos condutores;
-
Panqueca, até 3,5MVA;
-
Disco, acima de 1MVA;
-
Hélice, acima de 1MVA;
-
Hobbart, acima de 1MVA;
-
Hélice múltipla, enrolamentos de regulação.
90
Informações Técnicas DT-11
5.1.3. Dispositivos de Prensagem, Calços e Isolamento Para que o núcleo se torne um conjunto rígido, é necessário que se utilize dispositivos de prensagem das chapas. São vigas dispostas horizontalmente, fixadas por tirantes horizontais e verticais. Devem ainda estar projetadas para suportar o comutador, os pés de apoio da parte ativa, suporte das derivações e ainda o dispositivo de fixação da parte ativa do tanque. Os calços são usados em vários pontos da parte ativa e tem várias finalidades. Servem para constituir as vias de circulação de óleo, para impedir que os enrolamentos se movam, como apoio da parte ativa (neste caso chamado pé), e outras. Os materiais dos calços são vários e dentre eles podemos destacar o papelão (Presspan), o fenolite, a madeira e a madeira laminada. O isolamento se faz necessário nos pontos da parte ativa onde a diferença de potencial seja expressiva, nos condutores, entre camadas dos enrolamentos, entre primário e secundário, entre fases e entre enrolamentos e massa. Os materiais são diversos e devem atender às exigências de rigidez dielétrica e temperatura de operação (classe A-105oC ou E-120ºC). No caso dos condutores, estes podem estar isolados em papel kraft neutro temoestabilizado ou esmalte; este último, na WEG, é de classe H (180oC). 5.1.4. Comutador de Derivações Sua finalidade foi exposta no item relativo às tensões normalizadas. 5.1.4.1. Tipo painel O painel é instalado imerso em óleo isolante e l ocalizado acima das ferragens superiores de apert o do núcleo, num ângulo que varia de 20 o a 30 o, para evitar depósitos de impurezas em sua superfície superior.
91
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A Figura 5.5 mostra um comutador tipo painel de posições. Consta de chapa de fenolite a qual recebe dentro de determinada disposição, os terminais dos enrolamentos. Os parafusos que recebem estes terminais estão isolados desta chapa do painel por meio de buchas de porcelana ou epóxi para garantir boa isolação entre eles. A conexão entre os parafusos é feita por pontes de ligação de formato adequado a fácil troca de posição e perfeito contato com o aperto das porcas. Só se usa comutador tipo painel para casos em que se tenha 8 ou mais derivações ou no caso de religáveis.
Figura 5.5 5.1.4.2. Comutador acionado à vazio Este tipo de comutador tem como principal vantagem a facilidade de operação, sendo sua manobra feita internamente por meio de uma manopla situada acima do nível do óleo, ou feita externamente. O acionamento externo é usado obrigatoriamente quando o transformador possui conservador de óleo, ou ainda quando o mesmo possui potência maior que 300kVA. Os tipos de comutadores acionados à vazio utilizados são: a) c omutado linear 30A: com número de posições inferior ou igual a 7; há 92
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tanto com acionamentos externo quanto interno, simples ou duplo; usado até 500kVA (Figura 5.6); b) c omutador linear 75A, 200A ou 300A: com as mesmas características do anterior, sendo que este é usado de 750kVA até 4000kVA (Figura 5.7); c) comutador linear 300A: número de posições até 13; acionamento externo; usado para potências superiores a 3MVA; este comutador possui grande flexibilidade; admite até 3 colunas, com até 4 grupos de contato por colunas; d) c omutador rotativo: até 7 posições, com acionamento externo para tensões até classe 145kW e corrente até 1200A, normalmente 200, 300, 400, 800 e 1200A (Figura 5.8); e) c omutadores lineares especiais: construídos com até 13 posições, e para qualquer classe de tensão e corrente até 2500A; podem vir com contatos para bloqueio de operação intervinda. Todos os comutadores mencionados são para acionamento sem tensão e sem carga.
Figura 5.6
93
Informações Técnicas DT-11
Figura 5.7
Figura 5.8 5.1.4.3. Comutador sob carga Os fabricantes nacionais de comutadores sob carga são: MR do Brasil (Figura 5.9) e ABB (Figura 5.10). O comutador sob carga é composto de alguns sistemas de proteção próprios. Possui pontos básicos de funcionamento para conexão externa: alimentação do motor de rotação, pontos de conexão para comando elevar -baixar (ligados as bobinas dos contatores das chave de partida reversora), ponto de retenção e ponto de conexão para comando externo.
94
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O motor ligado ao eixo do comutador é acionado por chave reversora. Os pontos de retenção da tensão de alimentação também dever ser alimentados, fase-fase ou fase-neutro conforme especificado pelo cliente. Os pontos elevar -baixar são acionados por comando externo e dão partida à chave reversora. Com este mecanismo fazemos o giro do eixo do comutador e conseqüentemente do mecanismo de fechamento dos contatos. Muitas vezes, os sistemas dos clientes exigem controle remoto da posição em que se encontra o comutador. Existem três tipos de disco potenciométrico que normalmente são utilizados para fazer o paralelismo entre transformadores e medição de posição: o denominado par-ímpar, o de posição e o potenciométrico. Todos possuem diferentes representações diagramáticas, devem ser especificados no pedido do comutador para compra e sua utilização deve ser definida por quem especifica o comutador. O acionamento motorizado do comutador pode fazer comutações independente de circuitos externos, para isto basta alimentá-lo corretamente. Neste caso, a comutação elétrica é feita apenas manualmente nos botões de comando do próp rio acionamento (ou manual na manivela, não possibilitando qualquer outro tipo de acionamento).
Figura 59
Figura 5.10
95
Informações Técnicas DT-11
5.2. BUCHAS São os dispositivos que permitem a passagem dos condutores dos enrolamentos ao meio externo. São constituídos basicamente por: - corpo isolante: de porcelana vitrificada; - condutor passante: de cobre eletrolítico ou latão; - terminal: de latão ou bronze; - vedação: de borracha e papelão hidráulico. As formas e dimensões variam com a tensão e a corrente de operação, e para os transformadores desta especificação subdividem-se em: a) Buchas ABNT: conforme NBR 5034 Buchas de alta tensão, classe 15, 24.2 e 36,2kV e todas com capacidade de 160A (Figura 5.14). Buchas de baixa tensão com tensão nominal 1,3kV e correntes nominais de 160, 400, 800, 2000, 3150 e 5000A (Figuras 5.11 e 5.12). b) Buchas DIN Para a alta tensão nas classes de 15, 24.2 e 36,2kV e correntes nominais de 250, 630, 1000, 2000 e 3150A (Figuras 5.13 e 5.15). c) Buchas condensivas São usadas apenas em transformadores com potência superior a 2500kVA e tensões maiores que 36,2kV, sendo encontradas apenas nas correntes de 800 a 1250A. Para correntes maiores, só existem importadas. No Brasil se fabrica buchas até a classe 245kV, para tensões maiores, somente importadas. Estas
96
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buchas são muito mais caras que as de cerâmica, tanto DIN quanto ABNT. (Figura 5.16) d) Buchas especiais Existem buchas para correntes até 24000A na classe 36,2kV, mas só importadas.
e) Buchas poliméricas A porcelana é substituída por um isolante polimérico. A vantagem desse tipo de bucha é que elas são mais resistentes a quebras ou vandalismos. Normalmente são utilizados em transformadores subterrâneos.
Figura 5.11
Figura 5.12
97
Informações Técnicas DT-11
Figura 5.13
Figura 5.14
Figura 5.15
Figura 5.16
98
Informações Técnicas DT-11
Figura 5.17 - Buchas ABNT e DIN As tabelas mostram as buchas usadas em transformadores de distribuição. Tabela 5.1 – Corrente Nominal [A] das Buchas de Baixa Tens ão para Transformadores Monofásicos (Conforme NBR 5440) POTÊNCIA NOMINAL DO TRANSFORMADOR
MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA [V] 127
220 ou 230
240
254
440
3 a 15
160
160
160
160
160
25
400
160
160
160
160
37,5
400
400
400
400
160
50
800
400
400
400
160
75
800
800
400
400
400
100
800
800
800
800
400
[kVA]
Nota: A tensão nominal das buchas de baixa tensão será conforme estabelecido na NBR 5437 (1,3kV).
99
Informações Técnicas DT-11
Tabela 5.2 – Corrente Nominal [A] das Buchas de Alta Tensão para Transformadores Trifásicos (Conforme NBR 5440) POTÊNCIA NOMINAL DO
MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA [V]
TRANSFORMADOR [kVA]
220
380
15 a 45
160
160
75
400
160
112,5
400
400
150
800
400
225
800
800
300
800
800
Nota: A tensão nominal das buchas de baixa tensão será conforme estabelecido na NBR 5437 (1,3kV).
5.3. TANQUE Destinado a servir de invólucro da parte ativa e de recipiente do líquido isolante, subdivide-se em três partes: lateral, fundo e tampa. Neste invólucro encontramos os suportes para poste (até 225kVA), suportes de roda (normalmente para potências maiores que 300kVA), olhais de suspensão, sistema de fechamento da tampa, janela de inspeção, dispositivos de drenagem e amostragem do líquido isolante, conector de aterramento, furos de passagem das buchas, radiadores, visor de nível de óleo e placa de identificação. O tanque e a respectiva tampa devem ser de chapas de aço, laminadas a quente, conforme NBR 6650 e NBR 6663. As espessuras das chapas para transformadores de distribuição estão na Tabela 5.3. Para transformadores maiores não há normalização, cada fabricante escolhe as chapas conforme a especificação do projeto mecânico.
100
Informações Técnicas DT-11
Tabela 5.3 - Espessura Mínima da Chapa de Aço (Conforme NBR 5440) ESPESSURA [mm]
POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR [kVA]
Tampa
Corpo
Fundo
P•10
1,90
1,90
1,90
10
300
P>1000
*
*
P•2500
P•5000
P<2500
*
*
*
P<5000
P•5000
P•300
Indicador externo de nível de óleo Indicador de temperatura do enrolamento
*
* *
Indicador de temperatura do óleo
z
z
*
*
*
*
Provisão para instalação de termômetro para óleo
*
*
*
*
*
*
Dispositivo para alívio de pressão
z
*
*
*
*
*
z
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
∆
∆
∆
∆
∆
Relê detetor de gás tipo Buchholz Caixa com blocos de terminais para ligação dos cabos de control e Válvula de drenagem de óleo
*
Meios de ligação para filtro Dispositi vo para retirada de amostra de óleo
*
Conservador de óleo (em transformadores não selados) Válvula para retenção do óleo do s radiadores ou trocadores de calor Meios de aterramento do tanque
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
Meios para locomo ção
*
*
*
*
*
*
Apoios para macacos
z
*
*
*
*
Meios para suspensão da parte ativa do transformador completamente montado, das tampas, do conservador de óleo e dos radiadores.
Abertura de visita
o
* o
Abertura de inspeção
+
+
*
*
*
*
*
Comutador de derivações sem tensão
z
z
˜
˜
˜
˜
˜
*
*
*
*
*
Respirador com secador de ar (quando houver conservador) Provisão para coloc ação do relê detetor de gás tipo Buchholz
*
ou equivalente (em transformadores não selados)
*
Dispositivo de alarme quando houver interrupção na circulação de água de resfriamento de vazão de água (quando for o
*
*
caso). Indicadores de circulação do óleo (no caso de circulação
*
forçada deste ) Suporte para fixação dos dispositivos de suspensão de
*
transformadores para montagem em postes.
˜Dispensado quando for especificado comutador de derivações em carga. * Obrigatório + Somente quando houver comutador de derivações z Somente quando o comprador especificar o Somente para transformadores com potência acima de 20000kVA ou para transformadores com comutação em carga ∆ Somente quando houver radiadores destacáveis para transporte
NOTA: Todas as aberturas na tampa inclusive as das buchas, devem ser providas de ressaltos construídos de maneira a evitar a acumulação e/ou a penetração de água.
113
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5.8.1. Indicador de Nível do Óleo O óleo isolante do transformador se dilata ou se contrai conforme a variação da temperatura ambiente e variação da carga alimentada pelo transformador, em função disso, haverá elevação ou abaixamento do nível do óleo. Sendo assim, a finalidade do indicador de nível do óleo (Figura 5.28) é mostrar com perfeição o nível de óleo no visor e ainda servir como aparelho de proteção ao transformador. O ponteiro do indicador de nível de óleo é movimentado por meio de dois magnéticos (imãs) permanentes, que são acoplados a um flutuador (bóia). O movimento é efetuado pela bóia, de acordo com o nível de óleo, que transmite indicações precisas ao ponteiro, devido a grande sensibilidade dos magnéticos. Os tipos de indicadores de nível de óleo (INO) utilizados nos t ransformadores WEG são: INO Ø100 e INO Ø140 ou INO ∅ 170, todos da Indubrás.
Figura 5.28 5.8.2. Termômetros O termômetro é utilizado para indicação da temperatura do óleo. Existem dois tipos: o termômetro com haste rígida (Figura 5.29), usado em transformadores de meiaforça, e o termômetro com capilar (Figura 5.30), usado em transformadores de força.
114
Informações Técnicas DT-11
São constituídos de um bulbo, um capilar e um mostrador. O bulbo é colocado na parte mais quente do óleo, logo abaixo da tampa. O mostrador é constituído de uma caixa, um visor com i ndicador, um microrruptor, dois ponteiros de limite, que se movimentam apenas por ação externa, e um ponteiro de indicação de temperatura máxima. Este ponteiro é impulsionado pela agulha de temperatura, apenas quando em ascensão desta, pois na redução fica imóvel, possibilitando assim, a verificação da temperatura máxima atingida em um dado período. Conforme a variação da temperatura do bulbo, o líquido (mercúrio) em seu interior sofre dilatação ou contração, transmitindo a variação de temperatura até mecanismo interno do mostrador do termômetro, no mesmo instante o ponteiro indicador é acionado e, dependendo do valor da temperatura atingida, o sistema de proteção acionará o alarme, desligando e fazendo o controle automático do dispositivo de resfriamento do transformador imerso em óleo. Os tipos de indicadores de temperatura do óleo (ITO) utilizados nos transformadores WEG são: ITO Ø110 com haste rígida, ITO cabeça de ET com haste rígida, ITO Ø170 com capilar, ITO com capilar. O fabricante dos indicadores de temperatura para os transformadores WEG é a Record ou AKM, quando solicitado pelo cliente.
Figura 5.29
115
Informações Técnicas DT-11
Figura 5. 30 5.8.3. Termômetro do Enrolamento com Imagem Térmica A imagem térmica é a técnica utilizada para medir a temperatura no enrolamento do transformador. Ela é denominada imagem térmica por reproduzir indiretamente a temperatura do enrolamento. A temperatura do enrolamento, que é a parte mais quente do transformador, é a temperatura do óleo acrescida da sobreelevação da temperatura do enrolamento (∆t) em relação ao óleo.
O termômetro do enrolamento com imagem térmica (Figura 5.31) é composto de uma resistência de aquecimento e um sensor de temperatura simples ou duplo, ambos encapsulados e montados em um poço protetor, imerso em uma câmara de óleo. O conjunto é instalado na tampa do transformador, equalizando-se com a temperatura do topo do óleo, indicando assim a temperatura no ponto mais quente do enrolamento. A resistência de aquecimento é alimentada por um transformador de corrente associado ao enrolamento (normalmente) secundário do transformador principal. Portanto, a elevação da temperatura da resistência de aquecimento é proporcional a elevação da temperatura do enrolamento além da temperatura máxima do óleo.
116
Informações Técnicas DT-11
A constante do tempo do sistema é da mesma ordem de grandeza do enrolamento, logo o sistema reproduz uma verdadeira imagem térmica da temperatura do enrolamento. Possui três ou quatro contatos: Ventilação Forçada 1 e 2, Alarme e desligamento. A temperatura de acionamento é:
Temperaturas em ºC •t Cobre
55
65
Ventilação Forçada
75
85
Alarme
85
95
Desligamento
95
105
Onde: •t Cobre: Elevação de temperatura média do cobre; Ventilação Forçada: Temperatura de acionamento da ventilação forçada; Alarme: Temperatura de alarme; Desligamento: Temperatura de desligamento. O indicador de temperatura do enrolamento (ITE) utilizado nos transformadores WEG é: ITE Ø170 com capilar, O fabricante dos indicadores de temperatura para os transformadores WEG é a Record ou AKM, quando solicitado pelo cliente.
Figura 5.31
117
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5.8.4. Controladores Microprocessados de Temperatura Os controladores microprocessados de temperatura foram desenvolvidos para substituir, com vantagens da tecnologia microprocessada, os termômetros de óleo e enrolamento tradicionais utilizados em transformadores e reatores de potência. Este equipamento recebe
o valor da resistência de um sensor e o transforma
(através de um transdutor incorporado, Figura 5.32) em temperatura equivalente, a qual é vista em painel frontal digital, podendo ser transmitida remotamente através de interface serial RS 485 ou sinal analógico. Desempenha diversas funções de controle e acionamento de contatos, sendo que através de teclado frontal podemos configurar os parâmetros de sua atuação e ler os valores medidos e setados. Temos a nossa disposição, de fácil aquisição, os modelos abaixo descritos: a)
TM1, fabricado pela Tree Tech (Figura 5.32), controlador normalmente chamado de monitor de temperatura; possui duas entradas para sensor de temperatura do óleo do t ransformador e para um transformador de corrente (TC); normalmente este sensor é um PT100 (Figura 5.33) mas pode ser feito em Cu10 ou outro material e o TC é utilizado para compensação da temperatura do enrolamento, ou seja, entre outras funções nos fornec e a temperatura do óleo e do enrolamento;
b) TM2, serve para indicar apenas a temperatura de dois enrolamentos e deve ser associado aos seus TCS. Não possui entrada para sensor da temperatura do óleo, portanto deve ser usado em conjunto com o MT1 quando necessário indicação de temperatura dos demais enrolamentos, comunica-se com o TM1através de interface serial RS 485; c) Trafo-guard (fabricação AKM), é um controlador microprocessado um pouco mais completo, porém, bem mais caro; através de teclado digital
118
Informações Técnicas DT-11
frontal pode-se selecionar qual a grandeza que se quer verificar e setar os valores de acionamento dos relês; este controlador, possui entrada para sensor de temperatura tipo PT100 colocado no topo do óleo e outro no fundo do transformador, de maneira a obter a temperatura média.; possui entrada para três TC’s, de maneira a indicar três temperaturas do enrolamento e entrada para um indicador de nível de óleo; como saída, possui quatro relês para indicação da temperatura do óleo, quatro para a temperatura de cada enrolamento e dois para indicação do nível do óleo, todos com temporizador de acionamento; possui também saídas analógicas para indicação de quatro temperaturas e interface serial de comunicação RS 232 que permite impressão dos dados ou conexão a um PC. Os controladores microprocessados são necessários quando o cliente solicita indicação digital de temperatura no transformador, pois os termômetros usuais são analógicos.
FIGURA 5.32
FIGURA 5.33
5.8.5. Válvula de Alívio de Pressão (VAP) A válvula de alívio de pressão (Figuras 5.34 e 5.35), de fechamento automático, instalada em transformadores imersos em líquido isolante, tem a finalidade de protegê-los contra uma possível defor mação ou ruptura do tanque em casos de defeitos internos com aparecimento de pressão elevada. A válvula é extremamente
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Informações Técnicas DT-11
sensível e rápida (opera
em menos de dois milésimos de segundo), fecha-se
automaticamente após a operação impedindo assim a entrada de q ualquer agente externo no interior do transformador. As válvulas de alívio de pressão utilizadas nos transformadores WEG são das marcas IMG e COMEM.
Figura 5.34 –VAP IMG
Figura 5.35 – VAP COMEM 5.8.6. Relê Detetor de Gás Tipo Buchholz O relê de gás (Figura 5.36) tem por finalidade proteger equipamentos imersos em líquido isolante, através da supervisão do fluxo anormal do óleo ou ausência, e a formação anormal de gases pelo equipamento. Normalmente são utilizados em transformadores que possuem tanque para expansão de líquido isolante. Este tipo
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de relê detecta de forma precisa, por exemplo, os seguintes problemas: vazamento de líquido isolante, curto-circuito interno do equipamento ocasionando grande deslocamento de líquido isolante, formação de gases internos devido a falhas intermitentes ou contínuas que estejam ocorrendo no interior do equipamento. O relê detetor de gás é normalmente instalado entre o tanque principal e o tanque de expansão do óleo dos transformadores. A carcaça do relê é de ferro fundido, possuindo duas aberturas flangeadas e ainda dois visores nos quais está indicada uma escala graduada de volume de gás. Internamente encontram -se duas bóias de gás no relê, a bóia superior é forçada a descer (isto acontece também caso haja vazamento de óleo). Se por sua vez um produção excessiva de gás provoca uma circulação de óleo no relê, é a bóia inferior que reage, antes mesmo que os gases formados atinjam o relê. Em ambos os casos, as bóias ao sofrerem o deslocamento, acionam contatos. Os modelos de relês buchholz (RB) utilizados nos t ransformadores WEG são: RB TC-1, RB TC-2 E RB TC-3, todos da Indubrás.
Figura 5.36 5.8.7. Secador de Ar de Sílica Gel O secador de ar de sílica gel (Figura 5.37) é usado nos transformadores providos de conservador de óleo, funcionando como um desumidificador de ar do trans formador.
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Para evitar a deterioração do óleo do equipamento ou bolsa de borracha pelas impurezas e umidade no ar respirado, coloca -se um copo com óleo e sílica gel na passagem por onde o ar é suspirado. Quando o nível do óleo no conservador baixar, haverá o respiro de ar atmosférico, este ar passará primeiramente pelo copo de óleo, onde ficarão eliminadas as impurezas sólidas e em seguida o ar atravessa os cristais de sílica gel, que retiram a umidade do ar, em seguida, já totalmente limpo e sem umidade, o ar penetra no conservador. O ar ao passar pela sílica gel deixará na mesma a umidade, fazendo que a sílica gel troque de coloração, até a sua saturação conforme indicado abaixo: -
coloração laranja: sílica gel seca;
-
coloração amarela: sílica gel com aproximadamente 20% da umidade absorvida;
-
coloração amarelo-claro: sílica gel com 100% de umidade absorvida (saturada); para regeneração da sílica gel recomenda-se colocar em estufa com temperatura máxima de 120oC de 2 a 4 horas.
Os secadores de ar utilizados nos transformadores WEG são da Indubrás.
Figura 5.37
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6.8.8. Relê de Pressão Súbita O relê de pressão súbita (Figura 5.38) é um equipamento de proteção para transformadores do tipo selado. Normalmente o relê de pressão súbita é instalado acima do nível máximo do líquido isolante, no espaço compreendido entre o líquido isolante e a tampa do transformador. Entretanto é aceitável também a montagem horizontal, sobre a tampa do transformador. O relê é projetado para atuar quando ocorrem defeitos no transformador que produzem pressão interna anormal, sendo sua operação ocasionada somente pelas mudanças rápidas da pressão interna independente da pressão de operação do transformador. Por outro lado, o relê não opera devido a mudanças lentas de pressão, próprias do funcionamento normal do transformador, bem como durante perturbações do sistema (raios, sobretensão de manobra ou curto-circuito), a menos que tais perturbações produzam danos no transformador. O relê de pressão súbita (Indubrás) utilizado nos t ransformadores WEG é o mesmo para todas as potências dos transformadores selados.
Figura 5.38
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5.8.9. Manômetro e Manovacuômetro O manômetro (Figura 5.39(a)) é um instrumento utilizado para medir a pressão interna do tanque de óleo. E o manovacuômetro (Figura 5.39 (b)), mede pressão e vácuo.
Figura 5.39 ( a)
Figura 5.39 ( b)
5.8.10. Relê Regulador de Tensão Tem como finalidade manter a tensão do transformador sob a mesma tensão da rede de alimentação. Possui contatos de elevar/baixar tensões para acionar o mecanismo motorizado do comut ador sob carga, e também possui proteção contra sobrecorrente, subtensão e sobretensão. Os tipos usados são: P500 da Licht, sem paralelismo, TAP CON da MR e RT da Tree Tech, ambos com ou sem paralelismo. Possuem saídas digitais do tipo RS232 ou RS485 e saídas analógicas. 5.8.11. Paralelismo de Transformadores com Comutadores em Carga O controle pode ser feito por um sist ema analógico (lógica com contatos) ou com sistema microprocessado. Os modelos atuais de reguladores de tensão incluem saídas para utili zação em paralelo com CDC. Existem dois métodos para o paralelismo de transformadores com CDC: corrente circulante ou mestre -comandado (padrão da NBR 9368).
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5.8.12. Sistema de Ventilação Forçada O regime ONAF é constituído de radiadores mais um conjunto de ventiladores. Esses ventiladores podem ser acionados manualmente ou automaticamente por um termômetro de imagem térmica ou sistema digital. Em t ransformadores pequenos (menor que 5MVA) pode ser usado o termômetro de óleo. Utilizamos dois tipos prefere nciais de ventiladores: D600 da Marangoni (Figura 5.40) e C500 da Otam (Figura 5.41). Os ventiladores podem ser montados na lateral ou na parte inferior dos radiadores. Normalmente o acréscimo de potência com um sistema de ventilação forçada situase em torno de 25%.
Figura 5.40
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Figura 5.41 5.8.13. Sistema de Óleo Forçado Pode ser o ODAF, OFAF, ONAN/OFAN/ONAF/OFAF. Consegue-se um acréscimo de potência com a adição de bombas. Essas bombas podem ser helicoidais (Figura 5.42) ou centrífugas (Figura 5.43). Normalmente se dá preferência às bombas helicoidais pois elas s empre permitem a passagem de óleo, mesmo que estejam paradas. As bombas são acionadas tanto manualmente quanto automaticamente pela imagem térmica ou sistema dig ital.
Figura 5.42
Figura 5.43
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5.8.13.1. Sistema OFWF A dissipação das perdas é feita por intermédio de um trocador de calor casco-tubo (Figura 5.44), do tipo óleo-água. Normalmente esse sistema é usado em UHE (Usina Hidro Elétrica) e em transformadores de forno. Nesse sistema o óleo é forçado a passar no trocador por uma bomba e a água vêm de uma torre de resfriamento ou água corrente proveniente de um ri o. Normalmente um trocador desses dissipa até 500kW
Figura 5.44
5.8.13.2. Sistema OFAF com trocador de calor óleo -ar (aerotermo) Nesse sistema o óleo é forçado a passar por um radiador através de uma bomba e esse radiador é resfriado por ventila dores (aerotermo, Figura 5.45). Possui a vantagem de que torna o transformador menor em termos de dimensão, largura e comprimento. Requerido para transformadores de grande porte, acima de 100MVA ou para transformadores de subestação móvel.
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Um trocador des ses consegue dissipar em torno de no máximo 250kW. Esse sistema tem como desvantagem a necessidade de desligar o transformador caso o sistema de refrigeração falhe. Isso porque em grandes transformadores a área lateral não é suficiente para dissipar as perdas a vazio.
Figura 5.45
5.8.13.3. Sistema ONAN/OFAN/ONAF/OFAF Constituído de radiadores de chapas convencionais que satisfazem um regime ONAN. Consegue-se um acréscimo de potência acrescentando-se ventiladores, e a potência final com a entrada das bombas de óleo. Tem como vantagem não ser necessário desligar o transformador caso os ventiladores e bombas parem de funcionar, pois o regime ONAN dissipa tranqüilamente as perdas a vazio com também permite a transferência d a potência do regime ONAN.
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A Figura 5.46 ilustra um sistema deste tipo aplicado a um transformador de 200MVA (vide placa de identificação, Figura 5.25).
Figura 5.46
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6. TRANSFORMADORES A SECO 6.1. HISTÓRIA DO TRANSFORMADOR 6.1.1. Retrospecto A história do eletromagnetismo até a invenção do transformador, poderia ser cronologicamente assim resumida: -
Em 1791 – Primeiro experimento com eletricidade conhecido, feito pelo italiano LUIGI GALVANI, que consistia na colocação de 2 metais diferentes na perna de um sapo que contraia. Posteriormente o físico italiano ALESANDRO VOLTA afirmou: “O nervo da perna do sapo agia como detetor sensitivo de um fenômeno elétrico”;
-
Em 1800 – ALESANDRO VOLTA inventou a pilha elétrica;
-
Em 1819 – HANS CHRISTIAN OERSTED (Dinamarca) usando uma pilha descobriu que o ponteiro da bússola sofria uma pequena deflexão para o norte (o experimento relacionava eletricidade e magnetismo).
-
Em 1820 – DOMINIQUE ARAGO (França) descobriu que o fio enrolado em um bastão de ferrite intensificava o efeito magnético;
-
Em 1825 – WILLIAM STURGEON (Inglaterra) faz o primeiro eletroimã;
-
Em 1831 – MICHAEL FARADAY (Inglaterra) descobriu que a variação do fluxo magnético gera uma força eletromotriz induzida;
-
Em 1882 - Surgiu o “Gerador Secundário” com o francês Lucien Gaulard e seu sócio inglês John D. Gibbs;
-
Em 1884 - Surgiu pela primeira vez o termo “Transformador” com os húngaros Miksa (Max) Deri e Otto Bláthy e o suíço Károly (Karl) Zipernowsky.
Apesar das primeiras versões serem fabricadas “a seco”, os transformadores se difundiram com maior velocidade depois da utilização do dueto papel x óleo como sistema isolante.
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Por um longo tempo o transformador a óleo mineral foi a versão principal usada para distribuição de energia. Este era e ainda é um componente relativamente simples, duradouro e seguro para este propósito. No decorrer do tempo, regulamentos mais rigorosos surgiram colocando muitas restrições ao local de instalação dos transformadores a óleo. As principais razões estavam no risco de fogo no caso de uma falha e na poluição ambiental devido aos vazamentos de óleo. Usuários estavam procurando um substituto e os PCB’s (Bifenilas Policloradas), com um ponto de inflamação mais alto que o do óleo mineral, passaram a ser largamente usados como isolante e agente de refrigeração nos transformadores. É um fato que PCB’s são tóxicos e não biodegradáveis. No caso de fogo, produtos muito tóxicos da combustão são liberados e depois de alguns acidentes com este tipo de trans formador, muitos países proibiram seu uso e as unidades ainda em operação estão sujeitos a substituição. O avanço da tecnologia trouxe o transformador encapsulado a vácuo em resina epóxi como uma alternativa viável para tipos isolados com líquido, uma vez disponíveis materiais, equipamentos e processos adequados. Suas características elétricas são pelo menos iguais àqueles tipos c oncorrentes e, mecanicamente, os encapsulados exibem algumas vantagens consideráveis. Quando os custos de instalação e manutenção são adicionados ao custo inicial, prova-se que transformador encapsulado em resina é t ambém financeiramente competitivo. Por algum tempo, um designe convencional de seco foi usado para eliminar o risco de fogo. Porém tais transformadores, onde as bobinas são somente enverniza das, não tem as características elétricas dos transformadores com líquido isolante. Níveis de tensões aplicadas e de impulso foram reduzidos. Seu uso era geralmente limitado a sistemas de distribuição sem exposição a descarga atmosférica e, devido a este ponto, acabaram não sendo largamente usados na Europa. Nos EUA, o desenvolvimento do tipo convencional de transformador seco teve um avanço maior e ainda tem sido usado em certos nichos de mercado. A provisão de pára-ráios pode proteger as bobinas de nívei s de impulso mais altos e, em alguns
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casos, as normas permitem níveis de tensão menores que os padronizados para transformadores a óleo. Nos anos 60 transformadores encapsulados em resina eram usados somente em pequenos números e só atingiram um razoável nível de popularidade na metade dos anos 70. Basicamente, havia 3 caminhos para substituição dos transformadores com PCB (Ascarel®): a) Transformadores com outro líquido substituto; b) Transformadores com isolação a gás; c) Transformadores encapsulados em resina. O óleo silicone é um líquido substituto do PCB. No entanto, seu ponto de inflamação é somente cerca de 150ºC mais alto que o do óleo mineral. Além disto, em caso da ruptura do tanque devido a falhas, o líquido isolante ardente poderia contaminar o meio ambiente e medidas teriam que ser tomadas para reduzir tal risco. A poluição devido ao vazamento do líquido isolante é sempre um grande problema. Transformadores com isolação a gás (SF 6), ao invés de líquidos também são usados, mas tais unidades não estão livres de manutenção. Eles requerem maiores cuidados de engenharia e produção; um vazamento do gás implicará na perda do transformador e quebra na continuidade do fornecimento de energia. Além disto, estudos mostram que o SF 6 se torna mais tóxico que o próprio PCB após deteriorado por descargas elétricas. Existem é claro, uma vantagem nas primeiras soluções; em geral são processos de fabricação simples (como os usados nos transformadores a óleo e secos convencionais), onde a necessidade de novos e sofisticados equipamentos é normalmente limitada. Na Europa, transformadores encapsulados em resina para distribuição foram desenvolvidos no final da década de 50 e início de 60, quando poucas companhias os comercializavam. Eles estavam s endo razoavelmente bem recebidos e o número
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de equipamentos instalados crescia ano após ano. Aqui o transformador encapsulado em resina tornava-se o substituto direto do PCB. 6.1.2. A Situação Hoje Os transformadores encapsulados a vácuo em resina epóxi são construídos até a potência de 30MVA ou mais. Classes de tensão de 36kV com nível de impulso de 200kV são usuais. Tensões maiores já se apresentaram viáveis e protótipos com NBI de 250kV foram construídos e aprovados. Porém, tensões maiores podem ser economicamente proibitivas para tal designe e, na prática, sua exigência é ainda restrita. Aplicações especiais podem impor novos limites em um futuro não muito distante. O número dos vários tipos de transformadores encapsulados em resina instalados em todo o mundo está em torno de um milhão de unidades (dados estimados). Isso indica claramente que o produto tem alcançado um alto nível de confiabilidade e que sua reduzida manutenção é uma vantagem que tem sido traduzida em retorno financeiro. 6.2. TRANSFORMADORES ENCAPSULA DOS A VÁCUO WEG Buscando atender a necessidade de seus clientes que buscavam características especiais relacionadas a segurança, espaço, custos de manutenção e instalação, alimentação de cargas móveis ou plantas em crescimento, a WEG em 1998 agregou o tra nsformador seco encapsulado a vácuo a sua linha de produtos. Os transformadores secos WEG foram desenvolvidos com assessoria das empresas HEDRICH, um dos maiores fabricantes mundiais de equipamentos de tecnologia de vácuo, com sede na Alemanha e da austríaca ENCO, originária da empresa alemã May & Christe Gmbh, com mais de 30 anos de experiência acumulada na fabricação de transformadores de potência encapsulados. Um sólido embasamento de projeto aliado a aplicação de materiais isolantes de alta qualidade, utilizando um moderno processo produtivo, contribuíram para o desenvolvimento do transformador seco WEG. 133
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A tecnologia é baseada no encapsulamento das bobinas sob vácuo, utilizando resina epóxi de última geração. O equipamento utilizado no processo de impr egnação utiliza a mais nova tecnologia de encapsulamento à vácuo, conferindo ao transformador características elétricas e mecânicas que atendem as mais exigentes especificações internacionais. O projeto e o processo de fabricação destes transformadores, b uscam eliminar descargas parciais e dar uma excelente performance ao longo de sua vida útil, independente das variações de carga e temperatura. 6.3. CARACTERÍSTICA S CONSTRUTIVAS 6.3.1. Núcleo e Ferragens O núcleo do tipo envolvido é construído com chapas de silício de grão orientado, laminadas a frio, de baixas perdas e isoladas com material inorgânico. São usados aços de qualidade no mínimo igual a do tipo E004 de fabricação Acesita (equivalente ao padrão AISI M -4), o qual é hoje o melhor aço silíci o de grão orientado fabricado na América Latina. As colunas e culatras são prensadas por meio de perfis de aço e cintadas. Após esta operação, o núcleo montado é pintado com tinta dielétrica (60kV/mm) de classe F (155oC), formulada a partir de resina alquídica. Além das proteções dielétrica e contra corrosão, o tratamento contribui reduzindo ainda mais os baixos níveis de ruído acústico dos transformadores WEG. 6.3.2. Bobinas de Baixa Tensão Os enrolamento de baixa tensão podem ser construídos em fio ou chapa, assim como em cobre ou alumínio. Para enrolamentos em fio, a suportabilidade a curto-circuito requerida, exige que estes sejam encapsulados. Neste caso, o processo utilizado é similar ao do
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enrolamento de alta tensão. Uma vez encapsuladas, as bobinas tem excelente resistência a esforços térmicos e dinâmicos de curto-circuito, bem como completa imunidade ao ambiente atmosférico. Para enrolamentos em chapa, os condutores têm a altura da bobina e são isolados por um filme impregnado com resina epóxi em estágio B de polimerização (pré curado). Após enrolada, a bobina é submetida a tratamento térmico, obtendo-se a completa polimerização do isolamento que une as camadas do enrolamento, tornando-o um bloco compacto. Devido a forma do condutor, esforços de curtocircuito nas bobinas fabricadas em chapa são mínimos, garantindo ao transformador, incomparável performance neste quesito. Visando maior resistência a umidade, as cabeceiras da bobina são ainda preenchidas com resina epóxi. A isolação utilizada é sempre de classe térmica no mínimo igual a do enrolamento: F(155oC). Transformadores classe H (180 oC) podem ser especificados. Deve-se atentar para o mat erial dos barramentos na conexão do transformador. O contato entre cobre e alumínio deve ser evitado, devido a corrosão galvânica inerente, podendo implicar mais tarde em problemas nas conexões. Para acoplamento cobre-alumínio deve -se usar chapas cladeadas, estanhagem dos barramentos ou, como paliativo, pastas anti-corrosivas próprias para conexões elétricas. 6.3.3. Bobinas de Alta Tensão Os enrolamentos de alta tensão podem ser construídos em fio ou fita, assim como em cobre ou alumínio. São adicionados, interna e externamente a bobina, reforços mecânicos que tratam se de isolantes pré -curados, os quais , após submetidos a tratamento térmico, conferem a bobina a ser encapsulada, grande resistência a esforços de curtocircuito. Após cura dos isolamentos, são montados moldes de impregnação sobre as bobinas que, postas sob vácuo e temperatura na autoclave, passam por um processo controlado de secagem.
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Antes da impregnação, os componentes da resina são misturados e completamente desgaseificados em equipamentos de última geração. As resinas utilizadas, antes Araldite® F e atualmente Araldite® CW229, são de fabricação Huntsman (antiga Vantico/Ciba). A Vantico, fornecedor único Weg, é líder mundial do mercado de resinas epóxi. O CW229 é a última palavra em tecnologia de resina epóxi, sendo o único sistema a possuir classificação anti-chama e certificado UL para 200oC, além de incomparáveis características elétricas e mecânicas. A flexibilidade deste sistema torna-o imune a trincas em temperaturas até -100oC. Para a WEG, a utilização do sistema CW229 possibilita a fabricação de transformadores classe H (180 oC), e permite a entrada nos mais exigentes mercados. Caso a classe de temperatura do transformador seja F (155 oC), utilizar este sistema implica em aumento da vida útil do equipamento que estará operando em temperaturas bem abaixo do limite do material. Após secagem das bobinas e desgaseificação da resina, os moldes são preenchidos e permanecem sob vácuo na autoclave, para a pré-cura. Todo este processo é executado com níveis de vácuo que só podem ser garantidos por um sistema de alta tecnologia, como a planta de impregnação Hedrich. Após pré curadas, as bobinas são transferidas para uma estufa onde a cura será concluída em uma seqüência de temperaturas controladas para garantir a eliminação dos esforços internos no enrolamento. Terminada esta etapa, as bobinas são finalmente desmoldadas, testadas uma a uma, e então liberadas para montagem. Todos os cuidados no projeto e processo de fabricação das bobinas conferem ao transformador seco Weg uma excepcional resistência a curto-circuito e m inimização de descargas parciais, traduzidas para o cliente em excelente performance ao longo de sua vida útil, independente das variações de carga e temperatura.
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6.3.4. Acessórios Gama de acessórios dos transformadores secos encapsulados WEG:
Nº 1 2 3 4 5 6 7
Itens Barramentos terminais para enrolamentos de baixa e alta tensão Painel de derivação sem carga
conexões
dos
Conector de aterramento Placa de identificação e avisos de advertência Meios de suspensão da parte ativa e invólucro, quando aplicável Rodas bidi recionais
8 9
Sistema de proteção (monitoramento) térmico dos enrolamentos Sistema de ventilação forçada Cubículo de proteção
10 11
Blindagem eletrostática Buchas desconectáveis
Acessórios Normais ∆
Acessórios Opcionais
∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆ ∆
6.3.4.1. Comutador de tensão sem carga Os transformadores secos são geralmente providos de painel de comutação, o qual é fundido na parte frontal de cada fase do enrolamento de alta tensão. Este sistema propicia uma fácil mudança de tensões com o equipamento desenergizado. 6.3.4.2. Sistema de monitoramento térmico Este dispositivo é utilizado para proteger os enrolamentos do transformador detectando temperaturas acima do limite imposto pela classe térmica dos materiais e elevações anormais da temperatura ambiente. O sistema é composto por um monitor digital de temperatura com contatos para alarme, desligamento, controle do sistema de ventilação forçada (quando aplicável) e contato adicional ligado a verificação dos sensores (somente PT100). O monitor pode s er instalado junto ao equipamento ou em painel e, dependendo do
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modelo escolhido pelo cliente, permite leitura constante da temperatura em até 4 canais e programação das temperaturas de atuação. A alimentação é universal: 24È240 Vcc -ca. Os sensores de temperatura, instalados em contato com o enrolamento de baixa tensão, são em número de três (1 por fase), se tipo PT-100 ou seis (2 por fase), se tipo PTC, dependendo do tipo de monitor. Por ser basicamente o único acessório de proteção fornecido com o transformador seco, a instalação de um sistema de monitoramento térmico é normalmente recomendada. No mercado europeu a utilização deste acessório foi bastante difundida, uma vez que sua instalação implica em prazos de garantia prolongados e custos de seguro red uzidos. 6.3.4.3. Sistema de ventilação forçada A instalação de um sistema de ventilação forçada pode aumentar consideravelmente a capacidade de fornecimento de potência do transformador seco. Este sistema é especialmente vantajoso para equipamentos onde o ciclo de carga é variável. A capacidade poderá ser acrescida até 50% em transformadores não enclausurados (sem cubículo de proteção) e até 40% quando enclausurados, dependendo da potência.
Ventiladores axiais são montados em ambos os lados da base do transformador ou exaustores são posicionados no teto do cubículo de proteção, quando aplicável. O acionamento dos motoventiladores é bastante simples, sendo comandado digitalmente pelo monitor de temperatura que sinaliza ao controle dos motores, também dig ital (alimentação 220Vca). A manutenção exigida pelos motoventiladores tem sido a restrição ainda encontrada para que sistemas de VF sejam usados em larga escala, uma vez que a ausência de manutenção é um dos principais pontos para a escolha dos secos. A instalação de VF em transformadores já em operação é quase sempre possível
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com adaptações relativamente simples. Transformadores novos podem ser fornecidos com previsão para ventilação forçada, quando especificado. Uma vez acordado, motoventiladores com nível de ruído acima do normalizado podem ser usados no objetivo de reduzir o custo do sistema de ventilação forçada. 6.3.4.4. Cubículo de proteção É importante frisar que t ransformadores secos, independente da existência de cubículo de proteção, são p ara instalação interna. O transformador é normalmente fornecido sem caixa de proteção: IP00. Caso o contato de pessoal não treinado e/ou a presença de água seja(m) objeto(s) de preocupação, pode-se especificar cubículos de proteção para o equipamento. É de extrema importância que o grau de proteção seja corretamente especificado. A troca de calor do transformador com o ambiente é comprometida com a instalação do cubículo. Logo, com o aumento do grau de proteção, a quantidade de material ativo necessário para fornecer a mesma potência aumenta significativamente e, logicamente, o aumento de custo é intrínseco. Recomenda-se graus de proteção menores ou iguais a IP23. Sob consulta poderão ser fornecidos transformadores equipados com cubículos de grau de proteção até IP44. Outro motivo que tem levado a especificação de cubículos de proteção é a presença de pequenos animais nas instalações e os possíveis danos causados. Para este fim, cubícul os com grau de proteção IP10 são recomendados. O grau de proteção do cu bículo deve ser definido de acordo com a tabela seguinte, originária da NBR 6146.
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º
º
1 numeral característico: Grau de proteção com respeito a pessoas e objetos sólidos
2 numeral característico: Grau de proteção com respeito ao ingresso prejudicial de água 0 1 2 3 4 5 8 Protegido contra Protegido quedas contra Protegido Protegido Protegido verticais Protegido Não quedas contra contra contra de gotas contra protegido verticais água projeções jat os d’água submersão de gotas aspergida d’água d’água para uma d’água inclinação máx. de º 15
Não protegido
0
IP 00
IP 01
IP 02
---
---
---
---
Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 50mm
1
IP 10
IP 11
IP 12
IP 13
---
---
---
Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 12mm
2
IP 20
IP 21
IP 22
IP 23
---
---
---
Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 2,5mm
3
IP 30
IP 31
IP 32
IP 33
IP 34
---
---
Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 1mm
4
IP 40
IP 41
IP 42
IP 43
IP 44
IP 45
---
Protegido contra a poeira
5
---
---
---
---
IP 54
IP 55
---
Totalmente protegido
6
---
---
---
---
---
IP 65
IP 68
IP 20
IP 21
140
IP 23
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6.4. GARANTIA DE QUALIDADE E TESTES A Política da Qualidade WEG a seguir especificada, é compreendida, implementada e mantida em todos os níveis da empresa: “FORNECER PRODUTOS E SERVIÇOS COM QUALIDADE AUTÊNTICA, OU SEJA, SATISFAZER AS NECESSIDADES DOS NOSSOS CLIENTES” A WEG mantém esforç os sempre comprometidos com a qualidade autêntica, desenvolvendo suas atividades baseada nos Princípios da Qualidade, a saber: 1. Atender bem nossos clientes, oferecendo produtos e serviços que satisfaçam suas necessidades. 2. Dar respostas rápidas e profundas a consultas e reclamações dos nossos clientes e cumprir os prazos prometidos. 3. Treinar e motivar os nossos colaboradores para melhor desempenhar suas funções e dar oportunidade a todos para progredirem na Empresa. 4. Adotar métodos de trabalho simples, eficientes e procurar aperfeiçoá-los continuadamente. 5. Fazer certo desde a primeira vez, eliminando o desperdício de tempo e material, contribuindo para a redução dos custos e aumento da rentabilidade. 6. Adotar postura preventiva, buscando sempre eliminar as causas dos problemas. 7. Tratar os nossos fornecedores como parceiros, contribuindo inclusive no desenvolvimento de seus padrões de qualidade. 8. Melhorar a qualidade de vida, mantendo um ambiente de trabalho limpo, ordenado e seguro, preservando o meio ambiente e os recursos naturais. A qualidade do produto, garantida pelo certificado ISO 9001 mantido pela WEG Transformadores desde 1995, inicia com um rígido controle nos materiais e nos vários pontos do processo produtivo. A complementação deste processo é dada pelos testes finais, que conferem ao produto a garantia de um bom desempenho.
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Os transformadores a seco WEG são testados em conformidade com normas nacionais e internacionais. Mesmo normalizado como ensaio de tipo, o ensaio de descargas parciais é realizado como rotina na WEG, certificando a integridade do sistema de encapsulamento. Os testes de performance estão descriminados na tabela a seguir. Acompanham o transformador, relatórios de todos os ensaios de rotina realizados. Caso o cli ente não pretenda custear ensaios de tipo ou especiais, relatórios de testes realizados em peças similares podem ser solicitados.
Nº 1
Resistência elétrica dos enrolamen tos
∆
2
Relação de tensões
∆
3
Resistência de Isolamento
∆
4
Polaridade
∆
5
Deslocame nto angular e Seqüência de fases
∆
6
Perdas em vazio e Corrente de excitação
∆
7
Perdas em carga e Impedância de curtocircuito
∆
8 9
á
Ensaios de Rotina
Itens
Testes dielétricos de Tensão aplicada e Ten são induzida Funcionamento dos acessórios
Ensaios de Tipo
Ensaios Especiais
∆ ∆ á∆
10
Descarga s parcia is
11
Fator de potência do isolamento
∆
12
Elevação de temperatura
∆
13
Impulso atmosférico
∆
14
Nível de ruído
∆
15
Tensão de radiointerferência
∆
16
Curto-circuito
∆
17
Potência absorvida pelos ventiladores
∆
18
Impedância de seqüência zero
∆
19
Harmônicos na corrente de excitação
∆
A WEG entende que o ensaio de descargas parciais deve ser obrigatório. Contudo
a norma ABNT o relaciona como ensaio especial.
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6.5. VANTAGENS Ressaltaremos neste tópico, algumas características dos transformadores secos encapsulados a vácuo WEG. 6.5.1. Minimizada Manutenção A simplicidade construtiva destes transformadores tornam sua manutenção igualmente simples principalmente por não serem aplicáveis válvulas de drenagem, indicadores de nível, termômetros, relês de gás, válvulas de alívio de pressão, relês de pressão súbita e outros acessórios comuns a transformadores com líquido isolante. Os cuidados recomendados restringem -se a inspeções nas temperaturas do equipamento e instalação (temografia), inspeções visuais e limpezas com periodicidade anu al, caso o ambiente não seja agressivo. Consultar manual antes da instalação e manutenção, como a norma NBR 13297. 6.5.2. Fácil Instalação Transformadores secos apresentam 3 grandes vantagens em sua instalação: a) Dispensam paredes a prova de explosão, paredes corta-fogo e poços para recolhimento do líquido isolante. Sua localização ainda pode ser modificada com fac ilidade, sem necessidade de demolição e reconstrução de obras civis; b) Podem ser instalados junto a carga, reduzindo drasticamente os custos com cabeamento de baixa tensão; c) Tem dimensões reduzidas e se adaptam com facilidade a diferentes locais.
143
Informações Técnicas DT-11
Sem líquido isolante a tratar e acessórios a verificar, a instalação dos transformadores secos é de extrema simplicidade. O aperto das conexões elétricas e mecânicas constitui o item básico de verificação para energização. Consultar manual antes da instalação e ma nutenção. 6.5.2.1 Ambiente de instalação É importante abrir aqui um parêntese sobre o ambiente de instalação de transformadores, que é também aplicável a tipos imersos em líquido isolante. A instalação deve ser feita sobre fundações adequadamente niveladas e resistentes para suportar seu peso, com espaçamento mínimo de 0,5m entre transformadores e entre estes e paredes ou muros, proporcionando facilidade de acesso para inspeção e ventilação. Os transformadores devem ser instalados e seus cabos ligados, observando-se as distâncias elétricas necessários, previstas por norma para cada classe de tensão. Devem estar afastados de paredes, cubículos, grades, eletrodutos, cabos e outros dispositivos conforme a tabela da NBR 10295 abaixo reproduzida.
Espaçamentos Externos Mínimos para Transformadores Secos Classe de tensão do Tensão de impulso Espaçamento mínimo Espaçamento mínimo equipamento atmosférico [kV] Fase -terra [mm] Fase -fase [mm] [kVeficaz] 0,6 ---25 25 1,2 7,2 15 24,2
36,2
---40 60
25 45 65
25 60 90
95 110 125 150
130 150 170 200
160 200 220 280
150
200
280
170 200
240 300
320 380
144
Informações Técnicas DT-11
Lembremos também o que versa sobre temperatura ambiente a norma NBR 10295/1988: "Temperatura de ar de resfriamento não superior a 40 oC e temperatura média em qualquer período de 24 horas não superior a 30 oC." Quando a temperatura ambiente for superior a estes valores até o limite de 10 oC, no projeto deverá ser previsto a redução do limite de elevação de temperatura proporcional. Portanto, o recinto no qual será colocado o transformador deve ser bem ventilado, uma vez que isto é fundamental ao seu correto funcionamento. Ao projetar a ventilação na sala do transformador deve-se levar em conta as perdas totais do mesmo. Estas perdas se manifestam em forma de calor modificando a temperatura ambiente da sala. O local de instalação deve ser espaçoso o suficiente para permitir uma distribuição de ar uniforme e saída do ar aquecido. Dependendo das dimensões da sala e do transformador é possível adotar uma solução mais simples; ventilação natural da sala permitindo a entrada de ar frio na parte inferior e uma saída na parte superior oposta, conforme Figura 6.1. Filtros devem ser usados para limitar a entrada de pó no ambiente.
Figura 6.1 Como geralmente a ventilação natural não é suficiente, pode -se instalar ventiladores a fim de aumentar o fluxo de ar na sala conforme Figura 6.2, ou preferencialmente, adotar a climatização da sala onde irá operar o transformador.
145
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Figura 6.2 Caso sejam adotados exaustores, o fluxo de ar não deverá exceder a velocidade de 4,0m/s. Devem ser usados filtros para evitar a sucção de pó para dentro do ambiente. Para um cálculo aproximado do tamanho das aberturas ou o fluxo de ar necessário na sala pode-se utilizar as ex pressões abaixo, tomando como diferença de 15oC de temperatura entre o ar que entra e o ar que sai:
S = 0,3 .
Pt H
V = 5.Pt onde: Pt = perdas totais dissipadas a 115 oC [kW] S = superfície das aberturas superior e inferior [m 2] H = distância medida entre a metade da altura do transformador e a metade da saída de ar superior [m] V = volume do ar de refrigeração [m 3/min]
146
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Exemplo: Instalação de 2 transformadores de 2.000kVA Perda total P t típica para transformador seco de 2MVA a 115 ºC = 27kW Distancia H entre a metade da altura do transformador e a metade da saída de ar superior: 1,5m
S = 0,3 .
27 . 2 1, 5
= 13 , 2m 2
Pela área encontrada, sabemos que será necessário a instalação de ventilação forçada na sala. A vazão mínima dos motoventiladores será:
V = 5. 27 . 2 = 270 m 3 / min Este exemplo desconsidera a existência de cubículo de proteção, o que seria questionável no caso de uma sala própria para instalação do transformador. 6.5.3. Baixíssimos Níveis de Descargas Parciais Transformadores WEG encapsulados a vácuo apresentam os mais baixos níveis de descargas parciais do mercado. As propagandas sobre este tema são variadas, contudo devem ser tomadas precauções com leituras de dp que indiquem 0pC (“isento”). Equipamentos e circuitos de medição sem precisão e/ou sensibilidade adequada podem indicar erroneamente este valor. Cada transformador WEG é testado (ensaio de rotina) dentro do estabelecido pelas normas. A norma ABNT estabelece tensão / período de ensaio: 1,5 Um por 30s + 1,1U m (tensão máxima) por 3 minutos, quando é feita a medição. A IEC 270 estabelece os métodos de ensaio, assim como a NBR 5380. Num passado próximo, a norma Cenelec HD 464 S1 estabelecia como limite para o ensaio de descargas parciais o valor de 20pC. Por ser um a norma de harmonização, a norma Cenelec abria exceção para alguns países europeus onde se admitia 50pC.
147
Informações Técnicas DT-11
Contudo, com a entrada em vigor da norma CENELEC EN 60726 em 2003 e IEC 60076-11 em 2004, o ensaio se tornou mais rigoroso. O “efeito avalanche” é provocado a 1,8Um por 30s e, após 3 minutos a 1,3Um, a medição é aprovada, caso o nível de descargas não ultrapasse 10pC. Este procedimento é adotado pela WEG, uma vez que seu grau de exigência é maior que qualquer outro normalizado. A confiabilidade transmitida pelo processo de encapsulamento e incomparável qualidade do sistema de resina epóxi CW 229 garantem a manutenção dos baixos níveis de descargas parciais ao longo da vida do transformador. 6.5.4. Alta Suportabilidade a Sobretensões Os transformadores a seco WEG permitem a especificação dos mesmos níveis de impulso
atmosférico
e
tensões
suportáveis
a
freqüência
industrial
dos
transformadores imersos em óleo. A forma construtiva das bobinas e a qualidade do processo de encapsulamento a vácuo propicia grande resistência a descargas atmosféricas ou sobretensões .
148
Informações Técnicas DT-11
6.5.5. Alta Capacidade de Sobrecarga Transformadores encapsulados a vácuo WEG podem suportar sobrecargas de curta duração, com desempenho igual ou superior ao dos transformadores imersos em óleo. As características do sistema epóxi CW229 permitem variações bruscas de temperatura
em
curtos
períodos
de
tempo,
como
exemplificado
abaixo. CURVAS DE SOBRECARGA 180
160
140
TEMPO(MINUTO)
120 PRÉ-CARGAS: 50% 100
:60% :70%
80
:80% :90%
60
40
20
0 10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
SOBRECARGA
6.5.6. Insensíveis ao Meio O encapsulamento a vá cuo com o sistema CW 229, isento de trincas, torna os enrolamentos imunes a penetração de umidade e influências agressivas do meio ambiente. Os transformadores padrões WEG são fornecidos para aplicação em ambientes E1 C1 F1. Para ambientes especiais podem ser fornecidos com classe ambiental E2 ou C2. Vejamos o que isto significa, resumindo as classificações da norma Cenelec HD 464 S1: -
Classe ambiental E0: instalação em ambiente seco e limpo sem condensação ou poluição;
149
Informações Técnicas DT-11
-
Classe ambiental E1: condensação ocasional e pouca poluição;
-
Classe ambiental E2: severa condensação e poluição pesada;
-
Classe climática C1: -5oC mas pode estar sujeito a -25 oC no transporte ou estoque;
-
Classe climática C2: operação, transporte e estoque a -25 oC;
-
Comportamento ao fogo F0: sem risco especial de incêndio e não há previsão de mistura para limitar a flamabilidade;
-
Comportamento ao fogo F1: risco de incêndio e é especificada restrição a flamabilidade;
Classificado o ambiente de instalação do transformador, é interessante que conheçamos um pouco dos métodos de ensaio: -
E0: sem testes
-
E1: 6h em câmara com 93% de umidade e temperatura que induz condensação. Condutividade da água: 0,1~0,3s/m. É iniciado nos 5 minutos finais ensaio de tensão induzida com 1,1V n por 15 minutos.
-
E2: 144h humidade 90% a 50 oC. Água: 0,5~1,5s/m. Ensaios de induzida e aplicada a 75% dos valores nominais são feitos após 3 horas em atmosfera normal.
-
C1: 12h a -25 ºC, então 4h a -5oC e depois a 25 oC. Ensaios de aplicada e induzida a 75%. Volta a -5oC e permanece por 12h. Neste estágio o choque térmico é feito circulando 2 vezes a corrente nominal pelo transformador até que atinja o limite do material (155 oC se classe F). Novamente são feitos dielétricos a 75%. Não são permitidas fissuras nas bobinas.
-
C2: 12h a -25 oC e choque térmico 2 x In até limit e do material. Dielétricos a 75%.
-
F0: sem testes
-
F1: série de testes feita para verificar a presença de substâncias corrosivas:
HCl,
HCN,
HBr,
HF,
SO 2,
HCOH.
Uma
coluna
(núcleo/bobinas BT/AT) é submetida a 2 fontes de calor: uma bandeja com álcool sob a coluna e um painel vertical a 750 oC para radiação
150
Informações Técnicas DT-11
durante 60 minutos onde gases e temperaturas de entrada/saída são monitorados. A elevação do gás não pode ultrapassar 420 oC na combustão, 140 oC após 45 minutos de teste e 80 oC após 60 minutos. A média do fator óptico ≥ 20% entre 20 e 60 minutos. Pelo disposto acima, a especificação E1 C1 F1 é bastante razoável. Entretanto, nenhuma empresa nacional submeteu seu equipamento aos ensaios acima. Somente os laboratórios do Chesi na Itália e Kema na Holanda estão capacitados. Para garantir uma excelente performance, a Weg além dos cuidados com as características de projeto, trabalha com o que há de melhor em materiais para fabricação de secos. 6.5.7. Auto Extinguível A principal questão é se transformadores encapsulados em resina epóxi queimam ou sustentam combustão e se a combustão dos produtos não é tóxica. Testes abrangentes tem sido feitos por vários fabricantes com diferentes combinações de formulações epóxi. Há basicamente dois tipos de teste que são executados: um teste numa amostra de resina, como por exemplo o especificado pela ASTM D634-68, e um teste executado diretamente na bobina do transformador, simulando os efeitos de faltas internas ou chamas externas. Tais testes tem mostrado que chamas devido a faltas internas são seguramente extintas uma vez que o transformador tenha sido desenergizado pela proteção no período de tempo usual. Caso um fogo externo ocorre atingindo as bobinas, estas auto extinguem -se, se extintas as chamas externas. Um grande fogo do lado externo o qual ponha toda instalação e construção em chamas provavelmente também queimaria a resina epóxi mas em tal caso esta não aumentaria a intensidade do fogo. Em tempo, a resina epóxi é um termofixo e portanto, independente das proporções do incêndio, não derrete. A WEG desenvolveu testes práticos simulando os dois "casos de causa de fogo" que
151
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podem acontecer a todo transformador instalado: 1. Conseqüências de fogos secundários ao transformador e 2. Queima de transformadores causadas por problemas e defeitos que originam do próprio transformador. Causa de fogo no Caso 1: É concebível que, por razões quaisquer, o fogo começará dentro de uma planta de painel de comando, na origem da qual o transformador não participa, o qual, porém, também atingirá com o passar do tempo. Para imitar um fogo incidente de fora em um t ransformador, bobinas são aquecidas por maçaricos de solda (~2500oC) direcionados para sua superfície. Durante vários testes com pontos distintos de ignição pode ser averiguado que a ignição da bobina só é possível com muita dificuldade à ordem de sucessões de testes, e que as chamas são extintas pouco tempo depois da energia ter sido removida. Em nenhum caso, retirado o aquecimento da bobina, esta continuava queimando sozinha nem a chama se alastrada pela superfície da bobina. Causa de fogo Caso 2: Queima do transformador devido a problemas e defeitos, particularmente arcos elétricos de curto -circuito, que originam do transformador. A ocorrênci a de um defeito na bobina, seja por causas internas ou externas ao transformador, com formação de um arco elétrico entre dois ou mais condutores em diferentes potenciais é a questão aqui. Em exemplos extremos podem ser formadas correntes de curto -circuito de alta densidade de energia pontual, afetando uma pequena área com arcos elétricos de temperaturas que podem levantar a fundição dos materiais condutores e precipitação de gases. Tal caso é reproduzido perfurando a superfície da bobina até o cobre e produzindo
152
Informações Técnicas DT-11
um arco elétrico de solda de intensidade mais alta possível, entre o condutor de cobre e um eletrodo de solda. É importante lembrar que se tais arcos elétricos aparecerem no t ransformador, este é desconectado do circuito através de equipamentos de proteção, em um período muito curto (milisegundos até no máximo 4 s egundos). Nos ensaios realizados pela WEG as seqüências de teste foram aumentadas até a queima ininterrupta de um eletrodo (2,5mm) completo, com duração superior a um minuto. Foi averiguada uma pequena inflamação de material isolante em todos os testes e as chamas foram extinguidas depois de poucos segundos. Nem com as tochas de solda (fogo caso 1) nem com soldas a arco elétrico (fogo caso 2) a bobina encapsulada pode ser induzida durante os testes executados a continuação autônoma da inflamação. Transformadores secos encapsulados em resina epóxi não explodem, não são facilmente inflamáveis e não sustentam combustão. Os transformadores WEG tem ainda características especiais de auto-extinção graças a resina utilizada; o sistema Vântico CW229 é a última palavra em sistemas epóxi, sendo o único sistema a possuir classificação anti-chama e certificado UL para 200 oC (yellow card): classificação H-B para espessura de 4mm e V -1 para espessura de 12mm. 6.5.8. Resistente a Curto-Circuito Encapsulados em resina epóxi WEG são mais resistentes a curto-circuito que qualquer
outro
tipo
de
transformador.
Sua
excepcional
resistência
está
fundamentada em dois pontos básicos: 1. Projeto: os enrolamentos de baixa tensão são fabricados, preferencialmente, em chapa na largura da bobina e quando em fios (classe de tensão ≥ 7,2kV) são encapsulados no mesmo processo dos enrolamentos de alta tensão. Devido a forma do condutor, esforços de curto-circuito nas bobinas fabricadas em chapa são
153
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mínimos, garantindo ao transformador, incomparável performance neste quesito. A estrutura da parte ativa tem construção robusta e travamento dos calços que posicionam as bobinas. Os enrolamentos, independente do material condutor, são projetados para operar abaixo do limite térmico de curto -circuito em qualquer derivação que se encontre o transformador. 2. Materiais: no enrolamento de baixa tensão é usado isolamento entre camadas com resina epóxi em estágio B de polimerização q ue, após curado, une as camadas do enrolamento tornando-o um bloco compacto. As cabeceiras da bobina de baixa tensão são ainda preenchidas com resina epóxi. Aos enrolamentos de alta tensão são também adicionados, interna e externamente, reforços mecânicos pré-curados. Todos estes isolamentos são de classe térmica igual a dos enrolamentos e têm qualidade comprovada nos laboratórios da WEG. A resina utilizada é fabricada pelo líder mundial de tecnologia de resinas epóxi: HUNTSMAN (antiga Ciba). O sistema CW229 adotado tem as melhores características de flexibilidade, resistência a formação de trincas, variação de temperatura, torção, tração e impacto, menor perda de massa e maior vida útil dentre os disponíveis no mercado mundial. Além disto, o CW229 tem coeficiente de expansão térmica mais próximo ao dos condutores que outros sistemas epóxi. 6.5.9. Baixo Nível de Ruído O projeto e o tratamento do núcleo dos transformadores secos WEG garantem baixos níveis de ruído acústico, permitindo sua instalação em prédios residenciais ou outros ambientes onde esta característica seja desejável. O sistema de calços e amortecimento das bobinas as tornam independentes do núcleo no que se refere a transmissão de suas oscilações. O verniz isolante de alta penetração aplicado ao circuito magnético também colabora para atenuação do ruído produzido.
154
Informações Técnicas DT-11
6.5.10. Assistência Técnica WEG Ao contrário do que acontece na manutenção de transformadores a óleo, somente o fabricante do transformador encapsulado a vácuo pode reparar/substituir suas bobinas. Por esta razão, é extremamente importante que o comprador se preocupe com a qualidade da assistência técnica do seu fornecedor. A WEG conta com mais de 300 ass istentes técnicos autorizados e 1.300 oficinas registradas em todo o Brasil. Quando acionados, os AT têm competência para indicar e gerenciar as medidas cabíveis. 6.5.11. Compatíveis com o Meio Ambiente Os transformadores encapsulados WEG não contaminam o ambiente com óleos ou gases tóxicos. Por serem ecologicamente corretos s ão recomendados para a substituição de equipamentos instalados em locais críticos que na sua especificação original foram construídos com líquidos especiais como o Ascarel®, Rtemp® ou Silicone. No projeto com isolação sólida nada pode contaminar o solo ou o ambiente e medidas adicionais contra poluição são dispensadas, o que implica em redução nos custos de instalação. Em empresas onde a questão ambiental é preocupação constante, o uso de transformadores secos tornou-se obrigatório, estando algumas vezes atrelado as normas internas que permitiram a certificação ISO 14.000.
155
Informações Técnicas DT-11
6.6. APLICAÇÕES Quando aplicar transformadores encapsulados? -
Quando riscos de explosão, propagação de incêndio ou vazamento de óleo devem ser eliminados;
-
Quando se deseja instalar o transformador junto a carga, reduzindo perdas e custo dos condutores de baixa tensão;
-
Quando se deseja mudar a posição do transformador com facilidade, como plantas em crescimento;
-
Quando há trânsito de pessoas e segurança é a palavra -chave;
-
Quando se tem espaço reduzido;
-
Quando se quer minimizar a manutenção.
Os transformadores encapsulados WEG, podem substituir com vantagens os transformadores a óleo. Abaixo indicamos algumas utilizações típicas para este tipo de equipamento: a) Subestações internas ou externas b) Plantas industriais c) Plantas químicas e petroquímicas d) Plataformas off-shore e) Prédios comerciais e residenciais f) Hospitais g) Embarcaçõesmarítimas h) Shopping centers i) Unidades de tratamento de água j) Sistemas de controle de tráfego aéreo e terrestre k) Indústrias alimentícias l) Em pedestais ou mezaninos m) Portos marítimos n) Centros de entretenimento o) Trens de passageiros e carga
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p) Telecomunicações q) Bancos r) Centro de convenções s) Navios t) Minas u) Subestações ou cargas móveis 6.7. ESPECIFICAÇÕES As principais características a serem especificadas na compra e os padrões da linha de transformadores encapsulados WEG são descritos a seguir: 6.7.1 Normas A norma brasileira para Especificação de Transformadores de Potência Secos é a NBR 10295, de 1988. O texto desta norma é simi lar ao da IEC 726/1982 – Dry -type Power Transformers, a qual foi substituída em 2004 pela parte 11 da IEC 60076, adotada internacionalmente. Alguns itens da NBR 10295, adotada na linha padrão WEG, são destacados mais adiante neste trabalho. 6.7.2. Potências Os transformadores encapsulados Weg são fabricados nas potências: 300 – 500 – 750 – 1.000 – 1.500 – 2.000 – 2.500 e 3.000kVA Potências fora desta faixa poderão ser consultadas. 6.7.3. Classes de Tensão Os enrolamentos primário e secundários dos t ransformadores Weg podem ser fornecidos nas seguintes classes de tensão:
157
Informações Técnicas DT-11
0,6 – 1,2 – 7,2 – 15 – 24,2 e 36,2 kV Padrão para enrolamentos de baixa tensão: 0,6kV Padrão para enrolamentos de alta tensão: classe 15kV com NBI 95kV e tensão aplicad a de 34kV e classe 25kV com NBI 125kV e aplicada 50kV. 6.7.4. Tensão Nominais e Derivações Quaisquer tensões dentro das classes acima podem ser especificadas. As tensões padronizadas para o enrolamento de baixa tensão são: 440*/254V, 380*/220V e 220*/127V, esta última até a potência de 1.000kVA Tensões nominais e derivações padronizadas para alta tensão: Classe 15kV: 13,8* / 13,2 / 12,6 / 12,0 / 11,4kV Classe 24,2kV: 24,2* / 23,1 / 22,0 / 20,9 / 19,8kV * tensões nominais 6.7.5. Freqüência e Ligações Freqüência padrão: 60Hz Freqüência de 50Hz e diferentes ligações podem ser fornecidas. Ligação padrão: Dyn1 6.7.6. Temperaturas Temperatura ambiente máxima: 40ºC (média diária máxima de 30 oC) Classe térmica dos materiais isolantes: F (155 oC) Elevação média do enrolamento acima do ambiente: 105 oC Elevação do ponto mais quente do enrolamento acima do ambiente: 115 oC Temperatura de referência para garantia de perdas e impedância: 115 oC
158
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6.7.7. Perdas, Corrente de Excitação e Impedância Transformadores Secos Encapsula dos a Vácuo WEG Classe 15kV – 60Hz Perdas a Vazio Perdas Totais Corrente a Vazio
Potência
o
Impedância
kVA 300 500 750 1000
W 1100 1500 2000 2500
W (115 C) 5200 7200 10200 11700
% 1,2 1,2 1,2 1,2
% (115°C) 6,0 6,0 6,0 6,0
1500
3300
17000
1,2
6,0
200 0 2500 3000
4000 4500 5000
20500 23500 27000
0,6 0,6 0,6
6,5 6,5 7,0
As perdas acima devem ser tomados como valores para referência. Valores de perdas podem e devem ser considerados ao adquirir um transformador, seja este a óleo ou seco. Contudo o comp rador deve salientar esta preocupação (baixas perdas) ao solicitar a cotação do equipamento para que seu valor seja analisado como custo do produto + capitalização de perdas (normalmente segundo a fórmula da concessionária local). 6.7.8. Dimensões
IP00
IP20
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Informações Técnicas DT-11
Transformadores Secos Encapsulados a Vácuo WEG Classe 15kV - 60Hz Potência kVA
Dimensões Aproximadas e Peso Total Sem Cubículo - IP00
300
Comprimento [mm] A 1500
Largura [mm] B 700
1300
Dist. Rodas [mm] D 520
Peso Total [kg] 1200
500
1550
700
1450
520
1550
750 1000 1500
1600 1650 1800
800 950 950
1700 1750 1950
670 820 820
1900 2400 3250
2000 250 0 3000
1900 2050 2150
950 950 1200
2200 2400 2500
820 820 820
4150 5100 6000
Altura [mm] C
Dimensões Aproximadas e Peso Total Com Cubículo – IP20
Potência
300 500
Comprimento [mm] A 1800 1800
Largura [mm] B 1100 1200
1600 170 0
Dist. Rodas [mm] D 520 520
750 1000
1800 1900
1200 1300
1900 2000
670 820
2300 2900
1500 2000
2100 2200
1300 1300
2300 2500
820 820
3800 4700
2500
2350
1400
2700
820
5800
3000
2400
1400
2800
820
6800
kVA
Altura [mm] C
Peso Total (kg) 1500 1900
6.8. NORMA BRASILEIRA PARA ESPECIFICAÇÃ O DE SECOS Destacamos aqui, alguns itens que merecem ser lembrados da norma NBR 10295/1988 TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA SECOS. Este texto tem caráter didático e não pode ser considerado como reprodução parcial da norma. A leitura do texto completo da norma é ponto de partida para a correta especificação dos transformadores. 1.1 Esta norma fixa as condições exigíveis aplicadas a transformadores de potência secos, com tensão máxima do equipamento igual ou inferior a 36,2kV.
160
Informações Técnicas DT-11
1.2 Esta norma não se aplica a: a) transformadores monofásicos de potência nominal inferior a 1kVA e polifásicos de pot ência nominal inferior a 5kVA; b) transformadores para instrumentos; c) transformadores para conversores estáticos; d) transformadores para partida de motores; e) transformadores para ensaios; f) transformadores para tração elétrica; g) transformadores à prova de fogo e transformadores para minas; h) transformadores para solda elétrica; i) transformadores reguladores de tensão; j) transformadores de potência de pequeno porte, nos quais a segurança é um requisito especial; k) transformadores para aparelhos de medições; l) transformadores para fornos a arco; m) transformadores para aterramento. NOTA: Enquanto não vigorarem normas brasileiras aplicáveis especificamente aos transformadores acima ou a outros transformadores especiais, esta Norma deve ser aplicada no que couber. 4.1.1 Temperatura do ar de resfriamento Temperatura do ar de resfriamento (temperatura ambiente) não superior a 40 ºC e temperatura média em qualquer período de 24 horas não superior a 30ºC. 4.1.5.2
Exceto
quando
especificado
diferentemente
pelo
comprador,
transformadores secos enclausurados devem ser adequados para funcionamento somente como transformadores para interior.
161
Informações Técnicas DT-11
4.1.6 Fluxo de potência Os transformadores secos devem ser projetados para funcionamento com abaixadores, exceto se especificado diferentemente pelo comprador. 4.2 Condições especiais São consideradas condições especiais de funcionamento, transporte e instalação, as que podem exigir construção especial, e/ou revisão de alguns valor es nominais, e/ou cuidados especiais no transporte, instalação ou funcionamento do transformador e que devem ser levados ao conhecimento do fabricante. Nota: Constituem exemplos de condições especiais: a) instalação em altitudes superiores a 1000m; b) instalação em que as temperaturas do meio de resfriamento sejam superiores às especificadas em 4.1.1; c) exposição a umidade excessiva, atmosfera salina, gases ou fumaças prejudiciais; d) exposição a pós prejudiciais; e) exposição a materiais explosivos na forma de gases ou pós; f) sujeição a vibrações anormais, choques ou condições sísmicas; g) sujeição
a
condições
precárias
de
transporte,
instalação
ou
armazenagem; h) limitação de espaço na sua instalação; i) dificuldades de manutenção; j) funcionamento em regime ou freqüência não usuais ou com tensões apreciáveis diferentes das senoidais ou assimétricas; k) cargas que estabelecem harmônicas de correntes anormais, tais como as que resultam de apreciáveis correntes de carga controladas por dispositivos em estado sólido ou similares; l) condições de carregamento especificadas (potência e fatores de potência) associadas a transformadores de mais de dois enrolamentos; m)exigências de isolamento diferentes das especificadas nesta Norma;
162
Informações Técnicas DT-11
n) condições de tensões normais, incluindo sobretensões transitórias, ressonância, perturbações relacionadas a manobra, etc., que possam requerer considerações especiais no projeto da isolação; o) campos magnéticos anormalmente fortes; p) necessidade de proteção especial de pessoas contra contatos acidentais com partes vivas do transformador; q) operação em paralelo. Nota: Apesar de a operação em paralelo não ser uma condição anormal, é desejável que o comprador informe ao fabricante a previsão de paralelismo com outros transformadores, bem como as características destes transforma dores que interfiram com requisitos de paralelismo. Tabela 2 – Níveis de isolamento para transformadores de potência secos Tensão máxima do equipamento kV (eficaz)
Tensão suportáve l nominal de impulso atmosférico Pleno kV (crista)
Cortado kV (crista)
Tensão suportáv el nominal à freqüência industrial durante 1 minuto e tensão induzida kV (eficaz)
1
2
3
4
0,6
---
---
4
1,2
---
---
10
7,2
40
44
20
60
66
95
105
110
121
125
138
150
165
170
187
200
220
15
24,2
36,2
34
50
70
5.7.1 Os t ransformadores devem ser designados de acordo com o método de resfriamento empregado. Os símbolos literais correspondentes a cada método de resfriamento são indicados na Tabela 6.
163
Informações Técnicas DT-11
Tabela 6 – Símbolos l iterais Símbolo
Natureza do meios de resfriam ento Gás Água Ar
G W A
Natureza de circulação
Símbolo
Natural Forçada
N F
5.7.2.2 A ordem na qual os símbolos devem ser utilizados é indicada na Tabela 7. Os grupos de símbolos correspondentes a diferentes métodos de resfriamento, devem ser separados por meio de traço inclinado Tabela 7 – Ordem dos Símbolos 1 ª letra
2 ª letra
3 ª letra
4 ª letra
Indicativa do meios de resfriamento em contato Indicativa do meio de resfriamento em contato com os enrolamentos
com o sistema de resfriamento externo
Natureza do meio de resfriamento
Natureza da circulação
Natureza do meio de resfriamento
Natureza da circulação
5.8.1 As elevações de temperatura dos enrolamentos, núcleo e partes metálicas dos transformadores projetados para funcionamento nas condições n ormais, previstas em 4.1, não devem exceder os limites especificados na Tabela 8, quando ensaiados de acordo com esta Norma. Tabela 8 – Limites de Elevação de Temperatura Ponto mais o quente [ C]
Método da variação da resistência
1
2 65 80 90 115 140 180
3 55 70 80 105 130 150
Enrolamentos
Parte o [ C]
164
Classe de temperatura mínima do material 4 A E B F H C
Temperatura de referência 5 75 75 115 115 115 115
Informações Técnicas DT-11
5.8.5 Os limites de elevação de temperatura dos enrolamentos de transformadores projetados para funcionamento em local onde a temperatura do ar ambiente exceder qualquer dos valores indicados em 4.1 em não mais que 10 oC, devem ser reduzidos como a seguir descritos. Quando a potência nominal for igual ou superior a 10MVA, a redução deve corresponder ao excesso de temperatura. Para potências nominais inferiores a 10MVA, as reduções devem ser as seguintes: a) 5oC, se o excesso de temperatura for igual ou inferior a 5 oC; b) 10 oC, se o excesso de temperatura for superior a 5 oC, e igual ou inferior a 10 oC. Quando o excesso de temperatura do ar ambiente, em relação aos valores indicados em 4.1, for superior a 10 oC, os limit es de elevação de temperatura estão sujeitos a acordo entre fabricante e comprador. Quaisquer condições do local de instalação que possam causar restrições ao ar de resfriamento ou produzir temperaturas ambientes elevadas, devem ser especificadas pelo comprador. 5.10.1 Classificação térmica dos materiais isolantes Os materiais isolantes elétricos são classificados em classes de t emperatura, definidas pela temperatura limite atribuída a cada uma, conforme Tabela11, e de acordo com a NBR 7034. Tabela 11 – Classes de Temperaturas de Materiais Isolantes Classe
Temperatura limite atribuída ( o C)
Y A E B F H C
90 105 120 130 155 180 220
165
Informações Técnicas DT-11
5.10.2 Invóluc ro do transformador O invólucro protetor, quando empregado, deve ser especificado mediante acordo entre fabricante e comprador, tendo seu grau de proteção definido pela NBR 6146. O invólucro não deve apresentar imperfeições superficiais e suas superf ícies internas e externas devem ser protegidas contra corrosão. O transformador deve ser dimensionado para funcionar em potência nominal, com invólucro, em qualquer derivação, sem ultrapassar os limites de elevação de temperatura especificada em 5.8.
6.1 Ensaios de rotina 6.1.1 Os ensaios de rotina são feitos pelo fabricante em sua fábrica, cabendo ao comprador o direito de designar um inspetor para assisti -los. 6.1.2 Os ensaios de rotina, executados em todas as unidades de produção são os seguintes: a) resistência elétrica dos enrolamentos; b) relação de tensões; c) resistência do is olamento; d) polaridade; e) deslocamento angular e seqüência de fases; f) perdas (em vazio e em carga); g) corrente de excitação; h) impedância de curto-circuito; i) ensaios dielétricos; tensão suportável nominal à freqüência industrial (t ensão aplicada); tensão induzida; j) verificação do funcionamento dos acessórios.
166
Informações Técnicas DT-11
6.1.3 O funcionamento dos seguintes acessórios deve ser verificado: a) comutador de derivações sem tensão; b) sistema de proteção térmica; c) ventilador; d) manômetro. 6.2 Ensaios de tipo 6.2.1 O comprador deve especificar na ordem de compra, os ensaios desejados e o número de unidades da encomenda sobre as quais devem ser executados. Neste caso, cabe -lhe o direito de designar um inspetor para assist i-los. No caso de existirem resultados de ensaios anteriormente executados sobre os transformadores do mesmo projeto, o comprador pode dispensar a execução desse ensaios. 6.2.2 Os ensaios de tipo são os seguintes: a)
os ensaios especificados em 6.1:
b)
fator de potência do isol amento;
c)
elevação de temperatura;
d)
tensão suportável nominal de impulso atmosférico;
e)
nível de ruído
f)
nível de tensão de radiointerferência.
6.3 Ensaios especiais Os ensaios especiais são os seguintes: a) tensão induzida com medição de descargas parciais; b) ensaio de curto -circuito; c) medição da potência absorvida pelos motores de ventiladores; d) medição da impedância zero nos transformadores trifásicos; e) medição dos harmônicos na corrente de excitação.
167
Informações Técnicas DT-11
Se forem exigidos ensaios especiais além dos ac ima mencionados, o método de ensaio deve constituir objeto de acordo entre fabricante e comprador. 6.6.4 Ensaios de nível de ruído Os níveis de ruído produzidos por transformadores não devem exceder os limites especificados na Tabela 13. O ensaios deve ser executado conforme a NBR 7277. Quando o transformador é destinado dentro de um invólucro fornecido pelo comprador, devem ser realizadas medições no nível de ruído do núcleo e bobinas do transformador, nas instalações do fabricante, sem o invólucro. A distância de medição é 0,3m exceto quando, por razões de segurança, for escolhido 1m. Tabela 13 – Níveis de Ruído para Transformadores a Seco Nível médio de ruído [dB]
AN 58
ANAN 57
Potência nominal do transformador equivalente Nível médio de ruído [dB] com dois enrolamentos (B) [kVA]
0 – 300
60 59 301 – 500 62 61 501 – 700 64 63 701 – 1000 65 64 1001 – 1500 66 65 1501 – 2000 68 66 2001 – 3000 70 69 3001 – 4000 71 69 4001 – 5000 72 70 5001 – 6000 73 71 6001 - 7500 (A) Não se aplica a transformadores do tipo selado.
Potência nominal do transformador equivalente com dois enrolamentos [kVA]
Tipo de resfriamento (A) AF e NA/AF 67
3 – 300
67 67 67 68 69 71 73 74 75 76
301 – 500 501 – 833 834 – 1167 1168 – 1667 1668 – 2000 2001 – 3333 3334 – 5000 5001 – 6667 6668 – 8333 8334 – 10000
(B) A potência nominal do transformador equivalente com dois enrolamentos é a metade da soma das potências nominais de todos os enrolamentos do transformador.
...”
168
Informações Técnicas DT-11
7.0 ENSAIOS Os ensaios baseiam-se nas seguintes normas: • •
NBR 5356 – Especificação NBR 5380 - Método de ensaio
Os ensaios realizados em transformadores são classificados, segundo a ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) em: •
Ensaio de Rotina (Executado em todas as unidades de produção);
•
Ensaios de Tipo e Especiais (quando o cliente compra ou quando solicitado pela seção de projetos).
7.1 ENSAIOS DE ROTINA Os ensaios de rotina são os seguintes: • • • • • • • • • • •
Relação de Tensões; Polaridade; Deslocamento Angular e Seqüência de fases; Resistência do Isolamento; Resistência Elétrica dos Enrolamentos; Perdas em Vazio e em Carga; Corrente de Excitação; Tensão Aplicada; Tensão Induzida; Verificação do funcionamento dos acessórios; Ensaios no óleo isolante.
NOTA: Relação de tensões, polaridade, deslocamento angular e seqüênc ia de fases, são possíveis de realiz ar com um único aparelho que é o TTR ou MRT (Medidor de Relação de Transformação).
169
Informações Técnicas DT-11
7.1.1 Relação de Tensões: O objetivo deste ensaio é medir a relação de tensões entre tensão primária e tensão secundária de um tran sformador; Com a medição é possível verificar o desvio entre a relação de tensão teórica (nominal) e a medida, este valor não deve ser superior ao especificado pela norma (geralmente 0,5%); Calculo da Relação de Transformação: V1 V2
onde
V1 = Tensão do Primário V2 = Tensão do Secundário
Exemplo: Transformador AT = 13800 V Re lação Nominal =
B1 = 220/127 V
13 .800 = 108 , 65 220 / 3
Calculo de Variação: V% = (Relação Medida - Relação Nominal)
X 100
Relação Nominal Exemplo: relação medida: 108,58 V% = (108,58 - 108,65)
X 100
V% = - 0,064
108,65
NOTA: A Relação de Transformação deve ser medido em todas as ligações e em todas as posições do comutador.
170
Informações Técnicas DT-11
7.1.2 Polaridade: Este ensaio visa determinar a polaridade do transformador, que pode ser aditiva ou subtrativa. Em transformadores trifásicos, o ensaio de polaridade é dispensado, a vista do levantamento do diagrama fasorial. 7.1.3 Deslocamento Angular e Seqüência de Fases: Para determinarmos o deslocamento angular e a seqüência de fases é necessário levantarmos o diagrama fasorial das tensões. Vejamos um exemplo mais comum: DESLOCAMENTO A NGULAR 30° Grupo de Ligação DYN1 X1
X1
X3
X0
X1
X2
X0
X3
X2 X2 H1
H1
H2
H3
H3
H2
Seqüência de Fases:
FASE1 = H1 - H3 X1 - X0
FASE2 =
H2 X2
- H1 - X0
FASE3 =
H3 X3
- H2 - X0
Define-se Deslocamento Angular como sendo o ângulo existente entre as tensões concatenadas primárias e tensões concatenadas secundárias considerando -se o enrolamento de baixa tensão (EBT) para o enrolamento de alta tensão (EAT) no sentido anti-horário.
171
Informações Técnicas DT-11
7.1.4 Resistência do Isolamento Medir a resistência do isolamento com um megaohmímetro de 1000V, no mínimo, para enrolamentos de tensão máxima do equipamento igual ou inferior a 72,5KV e de 2000V para tensões superiores. Curto-circuitar os terminais de cada enrolamento do transformador sob ensaio, fazer as medições conforme indicadas no formul ário 1 ou formulário 2. Ligar o megaohmímetro mantendo-se a tensão constante durante no mínimo, 1 minuto, e fazer a leitura. A Resistência do isolamento deve ser medida antes dos ensaios dielétricos (tensão aplicada e tensão induzida). Este ensaio não constitui critério para aprovação ou rejeição do transformador, conforme NBR 5356. A resistência determinada, embora sujeita á grandes variações devidas á temperatura, umidade e a qualidade do óleo isolante empregado, é um valor que dá idéia do estado do isol amento antes de submeter o transformador aos ensaios dielétricos. Além disso, as medições permitem um acompanhamento do processo de secagem do transformador. Por ser uma simples medição sem valor de referência, geralmente verificamos a existência de falhas grosseiras (curto entre enrolamentos ou entre enrolamento e massa) no isolamento. Os critérios e a interpretação dos valores encontrados variam de acordo com a prática e a experiência do fabricante e do usuário.
172
Informações Técnicas DT-11
Ensaio de Resistência de Isolamento Dois enrolamentos Cliente:
Nº Série:
Potência:
Tensão Prim.:
Umidade relativa do ar (%):
Temperatura Ambiente (ºC):
Temperatura no topo do óleo (ºC):
Tensão de Ensaio(V):
Conexões
Item:
Resistência de Isolamento ( M
Terminal
Data:
Tensão Sec.: Fator de Correção:
Ω)
ALTA
ALTA
BAIXA
MASSA
BAIXA
MASSA
BAIXA
MASSA
ALTA
Medida
Medida
Medida
"LINE" Terminal "EARTH" Terminal "GUARD"
30 seg. 1 min.
Tempo de Ensaio ( Min )
2 min. 3 min. 4 min. 5 min. 6 min. 7 min. 8 min. 9 min. 10 min.
Índice de Absorção I A =R
1'
/R
1/ 2'
Índice de Polarização I P =R
10'
/R
1'
Observações:
Ensaio realizado por:
173
Informações Técnicas DT-11
7.1.5 Resistência Elétrica dos Enrolamentos A medição deve ser efetuada com corrente contínua por um método de ponte ou pelo método de queda de tensão. A corrente utilizada no ensaio não deve ser superior á 15% da corrente nominal do enrolamento considerado. Este ensaio visa verificar a resistência dos contatos, apertos, conexão, contatos do comutador, etc., e principalmente determinar a resistência elétrica de cada enrolamento que multiplicado pela corrente de fase ao quadrado (I²) resultará nas perdas ôhmicas que entra no calculo das perdas totais. Em transformadores com comutador interno o ensaio é realizado na derivação de maior tensão ou naquele especificado pelo cliente em transformadores com comutador externo o ensaio e realizados em todas as derivações; Medir a temperatura ambiente; Os valores de resistência medidos na temperatura do meio circundante são convertidos para a temperatura de referência aplicável a respectiva tabela na NBR 5356, ou para outra temperatura.
•2+K R2 = R1 ---------------•1+K
Onde: R1: resistência medida na temperatura •1; R2: resistência calculada na temperatura •2; K: 234,5 para o cobre e 225,0 para o alumínio; •2: temperatura do meio circundante, em °C; •1: temperatura de referência, em °C. O transformador deve estar em equilíbrio térmico com o meio ambiente.
7.1.6 Tensão Aplicada O transformador deve suportar os ensaios de tensão suportável nominal á freqüência industrial, durante 1 minuto, deve ser aplicada, entre os terminais do enrolamento e a terra, a tensão de ensaio correspondente ao nível de isolamento especificado de acordo com a tabela 2 da NBR 5356, sem que se produzam descargas disruptivas e sem que haja evidência de falha.
174
Informações Técnicas DT-11
Este ensaio visa verificar a isolação e distâncias elétricas de al ta e baixa tensão contra a massa (tanque, viga, tirantes, etc.). Todos os terminais externos do enrolamento sob ensaio devem ser ligados ao terminal da fonte de ensaio. Todos os terminais externos dos demais enrolamentos e partes metálicas (inclusive tanq ue e núcleo) devem ser ligados a terra. Para transformadores de potência nominal igual ou inferior é 500KVA ensaiados com tensão de valor especificado não superior á 50KV permite-se medir tensão aplicada mediante leitura da tensão no primário do transformador de ensaio multiplicada pela relação de tensões deste.
175
Informações Técnicas DT-11
7.1.7 Tensão Induzida Transformadores de tensão máxima do equipamento igual ou inferior á 242KV devem ser capazes de suportar o ensaio de tensão induzida de curta duração sem que produzam descargas disruptivas e sem que haja evidência de falha. A duração do ensaio deve ser de 7200 ciclos com freqüência de ensaio não inferior á 120HZ e não superior á 480HZ. Aplica-se uma tensão igual ao dobro da tensão de derivação utilizada no ensaio c om o circuito em vazio, porém, este valor não pode ultrapassar ao valor correspondente ao nível de isolamento especificado na tabela 2 da NBR 5356. Como se verificam os ensaios com os megôhmetros e a tensão aplicada tem por finalidade a verificação do is olamento entre os enrolamentos de AT e BT, e entre ambos e a massa. Entretanto, o fato conhecido é que pode ocorrer defeito de isolamentos entre as próprias espiras de um mesmo enrolamento.
7.1.8 Perdas em Vazio e Corrente de Excitação 1. As perdas em vazio e a corrente de excitação devem ser referidas a tensão senoidal pura com fator de forma de 1,11. 176
Informações Técnicas DT-11
Aplica-se tensão e freqüência nominal do transformador em circuito aberto. Estas perdas consistem, principalmente, nas perdas por histerese e por correntes de Foucault (parasitas) e são função do valor, freqüência e forma de onda da tensão de alimentação. A potência total é a adição algébrica das três potências em cada fase, a tensão e a corrente é a média entre as três fases. Neste ensaio verifica-se a qualidade da chapa utilizada e a montagem do núcleo. A corrente de excitação de um enrolamento é expressa em porcentagem da corrente nominal deste enrolamento, ou seja, divide-se a corrente de excitação medida pela corrente nominal do enrolamento. Exemplo: Transformador 45 KVA Potência: Tensão AT: Tensão BT: Corrente Nominal BT: Corrente de excitação medida em Amperes
45 kVA 13800 V 220/127 V 118,09 A 3,55A
Cálculo da Corrente Nominal: IN =
Potência Tensão BT/ 3
IN =
45000 ÷ 3 220
IN = 118 ,09 A
Cálculo da Corrente de Excitação em Percentagem: I 0% =
I0 (medida ) × 100 Corrente Nominal
I0% =
3,55 × 100 118 ,09
I0% = 3,0 %
7.1.9 Perdas em Carga As perdas em carga de um transformador são obtidas quando se faz circular pelo enrolamento alimentado corrente nominal e freqüência nominal. O objetivo do ensaio é medir as Perdas em Carga e Tensão de Curto-Circuito à corrente e freqüência nominal; Aplica-se a corrente nominal (IN) normalmente na alta tensão, com o enrolamento de baixa tensão curto-circuitado, mede-se a tensão de curto-circuito
177
Informações Técnicas DT-11
(Vcc) e perdas em carga (Pcc); Cálculo da Corrente nominal (IN): Exemplo: Potência: 45kVA Tensão AT: 13800V Tensão BT: 220/127V IN =
45000 ÷ 13800
3
IN = 1,88 A
7.2 ENSAIOS DE TIPO E ESPECIAIS • • • • • • • • • • •
Descargas parciais; Impulso atmosférico; Elevação de temperatura (aquecimento); Nível de ruído; Impulso de manobra; Fator de potência do isolamento; Ensaio de curto-circuito; Impedância seqüência zero em transformadores trifásicos; Medição de harmônicas na corrente de excitação; Cromatografia dos gases dissolvidos no óleo isolante; Tensão de radiointerferência (RIV).
7.2.1 Descargas P arciais O ensaio de descargas parciais é um ensaio não destrutivo cuja finalidade é medir o nível de descargas parciais em um determinado equipamento numa dada tensão, onde existem diversos tipos de isolamentos envolvidos (sólido, líquido e gasoso). O fenômeno das descargas parciais ocorre em cavidades ou inclusões de constante dielétrica diferente, e se distribui pelo material, submetendo a cavidade ou inclusão a um gradiente de tensão em excesso ao gradiente máximo suportável pela mesma. Este fenômeno dará origem a pequenas descargas disruptivas no interior da cavidade, acarretando um processo temporal de deterioração progressiva do material e eventualmente a falha do equipamento.
178
Informações Técnicas DT-11
Aplicar 1,5 X Tensão Nominal durante 5 minutos, fazer a leitura, aumentar para 1,732 X Tensão Nominal e deixar por 5 segundos, não se faz nenhuma leitura, abaixar para 1,5 X Tensão Nominal durante 1 hora fazendo leitura de 5 em 5 minutos; As finalidades básicas do ensaio de medição das descargas parciais são: 1. Verificar se as descargas parciais originadas por um objeto de teste, numa tensão especificada, são inferiores ao valor especificado, geralmente 300pc, transformadores imersos em óleo isolante e 20pc em transformadores á seco; 2. Determinar os valores de tensão nos quais as descargas parciais atingem uma intensidade especific ada com tensão crescente e diminuem em relação a intensidade especificada com tensão decrescente; 3. Determinar o nível de descargas parciais numa tensão especificada.
7.2.2 Ensaio de Fator de Potência do Isolamento O objetivo do ensaio é fazer uma avaliação mais criteriosa e consequentemente mais precisa do isolamento, sob o aspecto da qualidade da secagem da parte ativa, sendo o principal objetivo, com o passar do tempo, acompanhar a degradação do material isolante. O ensaio também é realizado em buchas capacitivas.
179
Informações Técnicas DT-11
ENSAIO DE FATORDE POTÊNCIA DE ISOLAMENTO Cliente: DUKE Potência: 115 MVA
Nº Série: 14521 TensãoPrim.: 264,5 KV
Tipo deligação: YND1
Item:
3005.3095
TensãoSec.:
Valore s obtido s a :2,5kV
Fatordepotência (%)
Data:
13,8 KV
20/08/01
Fator de correção: 1,12
Capacitância
Temp. Úmidade
Conexões
XmVA
Ensaio nº
mA
µA
X mW
Calculado Corrigido
W
a20ºC Energ.
Aterrado
Alta
Baixa
Aterrado
1
Leitu ras
Mupil.l
Produto 1
Leituras
[pF]
Temp.
doóleo
Relativa
Medido Calculado
Amb. [ºC]
no topo
doar
º[ C]
% []
Multipl. Produto 2
21,1
1000
21100
2,8
20
56,0
0,265
0,237
9300
8968
25
25
70
88,1
100
8810
14,4
2
28,8
0,327
0,292
3850
3744
25
25
70
61,8
200 12360,0 7,5
2
15,0
0,121
0,108
5430
5253
25
25
70
32,1
1000
32100
4,0
20
80,0
0,249
0,223
14000
13643
25
25
70
19,6
1000
19600
3,1
20
62,0
0,316
0,282
8600
8330
25
25
70
62,3
200
12460
7,3
2
14,6
0,117
0,105
5430
5296
25
25
70
+ Massa 2
Alta
Massa
3
Alta + Baixa
Massa
4
Baixa
Baixa
Alta + Massa
5
Baixa
Massa
6
Baixa+ Alta
Massa
Observações:
Alta
51,9
APOSTODOS ENSAIOS ELETRICOS.
EnsaioRealizadopor:
JAIRO Mod.991/wt - Rev.12/99
" TRANSFORMANDOENERGIAEMSOLUÇÕES"
180
Informações Técnicas DT-11
7.2.3 Impulso Atmosférico O objetivo do ensaio de impulso é verificar a suportabilidade do isolamento do transformador quando submetido a aplicações de tensão especificada (NBI) na tabela 2 da NBR -5356. Os terminais que não estão sendo ensaiados devem estar aterrados, instalar um shunt para a leitura da corrente de fuga; O ensaio é realizado com a aplicação padronizada de impulsos plenos e impulsos cortados, com tempo de frente de 1,2us e cauda 50us. Os tempos de corte devem estar entre 2us e 6us após o zero virtual, com amplitude reduzida e com valor correspondente ao nível de isolamento do enrolamento, sendo simultaneamente registrad as as formas de onda da tensão e da corrente desenvolvidas no terminal do enrolamento sob teste, conforme seqüência abaixo: 1. 2. 3. 4. 5.
Um impulso pleno normalizado com o valor reduzido (NBI x 0,6); Um impulso pleno normalizado com valor especificado (NBI); Um impulso cortado com valor reduzido (NBI x 1,1 x 0, 6); Dois impulsos cortados com o valor especificado (NBI x 1,1); Dois impulsos plenos normalizados com valor especificado (NBI).
A interpretação dos resultados dos ensaios de impulso de transformadores é realizada pela comparação dos registros de mesmo tipo, de modo que as diferenças existentes nas formas de onde de tensão e corrente de impulsos com amplitudes reduzidas e de valor especificado, fisicamente justificados pela alteração da impedância do enrolamento sob ensaio, possibilitam o diagnóstico de ocorrência de falha interna no transformador
7.2.4 Elevação de Temperatura Os ensaios de elevação de temperatura em transformadores imersos em óleo incluem a determinação da elevação da temperatura do topo do óleo e das elevações de temperatura dos enrolamentos. Com os resultados obtidos neste ensaio, podemos obter a comprovação da potência real do transformador. Este ensaio visa à obtenção da elevação de temperatura dos enrolamentos sobre a temperatura do meio de resfriamento externo. A temperatura deve ser determinada para todos os enrolamentos acessíveis.
181
Informações Técnicas DT-11
• • •
•
• •
Deve-se realiz ar este ensaio na derivação de maiores perdas. Local do ensaio deve ser o local fechado e que não sofra interferência de temperatura externa. Para execução do ensaio é usado o mesmo circuito de perdas em carga (instalar 1 termômetro no topo do óleo mais 3 termômetros ambiente a uma distância de 1 a 2 metros do transformador a meia altura do mesmo), desde que não sofram influência do equipamento sob teste Depois de ter realizado todos os ensaios de rotina, aplicar perdas totais no último tap ou no tap de maiores perdas; Após estabilização (3 horas variar menos de 1 grau). Obteremos o valor de elevação de temperatura do óleo (El.0), (topo do óleo - temperatura ambiente ) transformador selado Max. 50ºC e com conservador 55ºC; Abaixar para corrente nominal Após 1 hora na corrente nominal, desligar o transformador e medir Resistência Quente durante 4 min., e calcula-se a resistência á quente (RQ) no instante zero.
Calcular temperatura dos Enrolamentos (máx. 55ºC) Fórmula cálculo do gradiente:
RQ × (234 ,5 + TF ) − 234 ,5 − T 0 RF
Onde: RQ - resistência quente El.0 - elevação de temperatura do óleo RF - resistência fria TF - temperatura da medição da resistência fria T0 - temperatura de topo do óleo
Temperatura do enrolamento = Elevação do óleo + Gradiente
182
Informações Técnicas DT-11
7.3 ENSAIOS EM ÓLEO ISOLANTE Os ensaios de óleo são realizados em 4 etapas: 1. 2. 3. 4.
Tanque do caminhão antes do descarregamento. Tanques internos a cada tratamento de óleo que é realizado. Amostragem nos transformadores de distribuição e meia-força. Na força são realizados em todas as unidades sendo que a cromatografia é realizada antes de todos os ensaios elétricos: após impulso, após ensaios dielétricos, após aquecimento e ap ós descargas parciais. Folha 01 Ver. Nº 00 Mai-0 0 1º Edição: 05/00
ROTEIRO DE AVALIAÇÃO DO TRANSFORMADO R / ÓLEO A PARTIR DA ANÁLISE DE GASES DISSOLVIDOS NO ÓLEO MINERAL ISOLANTE Origem: Seção Ensaios - WT
Providências a serem tomadas em caso de não -conformidade
Parâmetros de Referência Gases
Antes ensaios elétricos
Após ensaios elétricos transformador novo
<5
<10
Oxigênio (O 2 )
10.000
15.000
Nitrogênio (N 2 )
30.000
40.000
Metano (CH4 )
0
0
Monóxido de Carbono (CO)
<5
<10
Dióxidode Carbono (CO 2 )
<100
<150
Etileno (C 2 H4 )
0
0
Etano (C 2 H6 )
0
0
Acetileno (C 2 H2 )
0
0
Hidrogênio (H 2 )
COMENTÁRIO S
Não pode evoluir em proporção direta como o aparecimento de acetileno. Se surgirem simultâneamente, com certeza há alguma anormalidade a ser verificada. Se aparecer isoladamente, verificar se não há componentes enferrujados ao interno do equipamento (núcleo, armaduras, parede do tanque). Não é um gás combustível e isoladamente em grandes quantidades indica sobretudo a coleta incorreta da amostra. Relacionado com sobrecargas severas. Pode indicar também a falta de hermeticidade do equipamento quando da operação em regime contínuo. Centelhamentos de baixa energia provocam o aparecimento simultâneo de hidrogênio e metano, e, neste caso, deve haver investigação das causas. Ocorrências relacionadas ao aque cimento excessivo do papel liberam monóxido e dióxido de carbono. O gás predominante é o monóxido de carbono, e deve ser investigada a existência de pontos quentes localizados. Neste caso, devem aparecer também metano e etileno em menores quantidades. O sobreaquecimento do óleo gera etileno, etano e hidrogênio em quantidades menores. Se a causa estiver relacionada com problemas de contato ou descargas de alta energia, haverá também o aparecimento de acetileno. Óleos de má qualidade ou óleos degradados em função do uso podem ser a causa do aparecimento dos hidrocarbonetos saturad os etano e metano. A qualidade do óleo deve ser averiguada. O aparecimento de acetileno significa que podem ter surgido temperaturas da ordem de 1000º Celsius ao interno do transformad or. Tal fato pode ter sua origem em soldas no tanque sem o tratamento adequado do óleo; descargas por sobretensões momentâneas; problemas de contatos ou curto entre espiras. Como ocorre para os outros gases combustíveis, há tendência de aumento na quantida de de acetileno com o passar do tempo, posto que a deterioração da isolação como um todo vai facilitar a ocorrência de eventuais descargas internas. O fundamental neste caso é um acompanhamento criterioso da taxa de elevação de gases. Elevações progressiva s indicam falha iminente do equipamento.
183
PossíveisCausas No óleo
No transformador
Desgaseific ação com circulação do óleo em termo vácuo.
Desgaseificar o óleo e fazer uma análise antes da nova energização. Proceder coletas para acompanhamento da evolução de acordo com a necessidade evidenciada antes da desgaseificação. Se houver aumento continuado dos gases combustíveis após a desgaseificação, o transformador deve sofrer uma intervenção corretiva.
Corona, eletrólise de água o u ferrugem. Operação normal do transformador. Operação normal do transformador. Descarga elétrica de baixa energia. Superaquecimento, havendo decomposição da celulose. Superaquecimento, havendo decomposição do óleo. Superaquecimento, havendo decomposição do óleo.
Arco de energia.
elevada
Informações Técnicas DT-11
7.3.1 Tipos de Óleo Mineral Isolante O óleo mineral é utilizado com o objetivo de suprir duas funções importantes nos transformadores de potência; a refrigeração e a isolação elétric a interna do mesmo. A refrigeração é facilitada através das aletas (Radiadores) dos transformadores no qual o óleo quando aquecido troca calor com o meio ambiente e realiza um ciclo, onde o óleo quente sobe (topo do óleo) e escorre pelas aletas sendo resfriado com um maior contato do ar, chegando ao fundo do tanque do transformador e assim recomeça este processo novamente. A isolação da parte ativa do transformador é de suma importância, visto que, no seu interior as mesmas estão muito próximas e sujeit as aos arcos elétricos, podendo assim comprometer o seu perfeito funcionamento. Existem dois tipos de óleo mineral isolante: o Naftênico (A) e o Parafínico (B). •
•
NAFTÊNICOS (A): Trata-se de óleo isolante, sem inibidor, de base Naftênica, importado “in -natura”, que é submetido a cuidadoso processo de secagem para enquadrá-lo na norma CNP -16. Esse produto é fornecido em tambores revestidos de resina epóxi e a granel. Apresenta um desempenho que o situa dentro dos mais elevados padrões internacionais para es se tipo de produto, podendo por isso ser recomendado sem restrições para transformadores de elevada tensão e disjuntores que empregam óleo mineral isolante, este óleo é aprovado por grandes fabricantes de transformadores. PARAFÍNICOS (B): Este óleo é fornecido “in-natura” tanto a granel como em tambores. Trata-se de base parafínico que, mediante secagem e tratamento físico-químico adequado ( contato com argila ), podendo ser usado em transformadores.
Por ser um produto que requer prévio tratamento para ser usado como óleo isolante, o seu desempenho não é garantido pela distribuidora. A resolução de 16/79 referese à aplicação do óleo isolante parafínico em transformadores de tensão até 15KV. 7.3.2 Características do Óleo As características ideais desejáveis para um fluído isolante a ser utilizado em equipamentos elétricos decorrem das funções que lhe são exigidas, ou seja: • Boa característica dielétrica; • Baixo fator de dissipação; • Alta condutividade térmica; 184
Informações Técnicas DT-11
• • • • • • • • • • • •
Viscosidade adequada; Boa estabilidade química:térmica e elétrica; Absorção de Gases; Fluidez a baixas temperaturas; Boa volatilidade; Alto ponto de fulgor; Baixo poder solvente; Extinção de arco; Não inflamável; Não tóxico; Biodegradável; Baixo custo; Facilmente encontrável.
Não há líquido que possua t odas essas características, portanto, quando do projeto do equipamento, as limitações de cada fluido devem ser levadas em consideração. 7.3.3 Ensaios Físico-Químicos Realizados na WEG •
Teor de Água: Um baixo teor de água é necessário á obtençã o e manutenção de uma rigidez dielétrica e perdas dielétricas em níveis aceitáveis, nos sistemas de isolamento.
•
Ponto de Fulgor: É a temperatura mais baixa na quais os vapores do óleo formam uma mistura inflamável com o ar. É um indicador de volatilidade do óleo.
•
Tensão Interfacial: É a força em Dynas/cm, necessária à ruptura da película de óleo existente numa interface óleo/água. Quando certos contaminantes, como sabões, tintas, vernizes e produtos de oxidação estão presentes no óleo, a resistência da película de óleo é reduzida, exigindo menos força para sua ruptura.
Para os óleos em serviço, um valor reduzido de tensão interfacial significa a presença de contaminantes, produtos de oxidação, em ambos. Os percursores dos produtos de oxidação são indesejáveis, porque podem atacar o isolamento e interferir no resfriamento dos enrolamentos dos transformadores. •
Número de Neutralização: É uma medida da quantidade de materiais ácidos presentes. Quando os óleos envelhecem, em serviço, a acidez e, portanto, o número de neutralização aumenta. Um elevado número de neutralização significa que o óleo s e oxidou ou que foi
185
Informações Técnicas DT-11
contaminado por vernizes, tintas ou outro material estranho. O índice de basicidade (alcalinidade) resulta de um contaminante alcalino no óleo. •
Densidade: É a relação dos pesos de iguais volumes de óleo e água. Tem limitado valor na determinação da qualidade de um óleo para fins de aplicações elétricas. Em regiões muito frias, a densidade serve para determinar se o gelo, que eventualmente pode se formar do congelamento da água em unidades cheias de óleo, ficará boiando na superfície. Tal situação que poderá resultar na formação de arcos entre os condutores, acima do nível do óleo.
•
Rigidez Dielétrica: É a voltagem mínima na qual se forma um arco voltaico em um óleo. É uma medida de capacidade de um óleo de resistir a tensões elétricas, sob freqüência de força, sem falhar. Um baixo valor para a voltagem de ruptura dielétrica geralmente serve para indicar a presença, no óleo, de contaminantes , tais como água, sujeiras ou partículas condutoras.
•
Fator de Potência: É o coseno do ângulo de fase entre o potencial senoidal aplicado ao óleo e a corrente resultante. O fator de potência indica a perda dielétrica de um óleo e, portanto, o aquecimento dielétrico. Um alto fator de potência é uma indicação de presença de contaminantes ou de produtos de deterioração, tais como: umidade, carbono ou matéria condutora, sabões metálicos e produtos de oxidação.
Ensaio Normas Valores Especificados
Conces. Óleo Novo Interno Óleo Usado
Rigidez Dielétrica (kV)
Fator de Potência (%)
Tensão Interfacial (dinas/cm)
Teor de Água (ppm)
Densidade 3 (g/cm )
Acidez (mgkoh/g)
Ponto de 0 Fulgor ( C)
NBR – 6869 Mín. 30 Mín. 50 Mín. 30
NBR – 12133 Máx. 0,9 Máx. 0,5 Máx. 15
NBR – 6234 Mín. 40 Mín. 40 Mín. 20
NBR – 10710 Máx. 25 Máx. 15 Máx. 35
NBR - 7148
MB – 101 0,03 0,03 0,25
NBR – 11341 Mín. 140 Mín. 140 Mín. 140
A > 0,861 B ≤ 0,860
8. CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO 8.1. OPERAÇÃO EM CONDIÇÕES NORMAIS E ESPECIAIS DE FUNCIONAMENTO. As condições normais de posicionamento, nos quais o transformador deve satisfazer as prescrições da norma NBR 5356, são as seguintes:
186
Informações Técnicas DT-11
a) para transformadores resfriados a ar, temperatura do ar de resfriamento (temperatura ambiente) não s uperior a 40oC e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 30 oC; b) para transformadores resfriados a água, temperatura da água de resfriamento (temperatura ambiente para transformadores) não superior a 30 oC e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 25 oC; c) altitude não superior a 1000m; d) tensão de alimentação aproximadamente senoidal e tensão de fase, que alimentam um transformador polifásico, aproximadamente iguais em módulo e defasagem; e) corrente de carga aproximadamente senoidal e fator harmônico não superior a 0,05pu; f) fluxo de Potência, os transformadores identificados como transformadores (ou autotransformadores) interligados de sistemas devem ser projetados para funcionamento como abaixadores, ou elevadores (usinas), conforme for especificado pelo comprador.
8.2. CONDIÇÕES NORMAIS DE TRANSPORTE E INSTALAÇÃO.
O transporte e a instalação devem estar de acordo com NBR 7036 ou a NBR 7037, a que for aplicável. São consideradas condições especiais de funcionam ento, transporte e instalação, os que podem exigir construção especial e/ou revisão de alguns valores normais e ou cuidados especiais no transporte, instalação e funcionamento do transformador, e que devem ser levadas ao conhecimento do fabricante. Constituem exemplos de condições especiais:
187
Informações Técnicas DT-11
a) instalação em altitudes superiores a 1000m; b) instalações em locais em que as temperaturas do meio de resfriamento estejam fora dos limites estabelecidos em 8.1.1; c) exposição a umidade excessiva, atmosfera salina, gases ou fumaças prejudiciais; d) exposição a pós prejudiciais.; e) exposição a materiais explosivos na forma de gases ou pós; f) sujeição a vibrações anormais, choque ou condições sísmicas; g) sujeição
a
condições
precárias
de
transporte,
instalação
ou
armazenagem; h) limitações de espaço na sua instalação; i) dificuldades de manutenção; j) funcionamento em regime ou freqüência não usuais ou com tensões apreciavelmente diferentes das senoidais ou assimétricas; k) cargas que estabelecem harmônicas de corrente anormais, tais como os que resultam de apreciáveis correntes de carga controladas por dispositivos em estado sólido ou similares; l) condições de carregamento especificados (potências e fatores de potência) associadas a transformadores ou autotransformadores de mais de dois enrolamentos;
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Informações Técnicas DT-11
m) exigência de níveis de ruído e ou radiointerferência, diferentes das especificadas na norma NBR 5356; n) exigência de isolamento diferente das especificadas na norma NBR 5356; o) condições de tensão anormais, incluindo sobretensões transitórias, ressonância, sobretensões de manobra, etc., que possam requerer considerações especiais no projeto da isolação; p) campos magnéticos anormalmente fortes; q) transformadores de grande porte com barramentos blindados de fases isoladas de altas correntes que possam requerer condições especiais do projeto; r) necessidade de proteção especiais contra contatos acidentais de pessoas com partes vivas do transformador; s) operação em paralelo com transformadores de outro fornecimento.
8.3. OPERAÇÃO EM PA RALELO A operação em paralelo de transformadores se faz necessária em duas situações principais: a) quando é necessário aumentar a carga de determinada instalação sem modificação profunda no lay -out da mesma; b) quando, ao prevermos pane em um dos transformadores, quisermos continuar operando o sistema, mesmo à carga reduzida. Dois transformadores operam em paralelo, quando estão ligados ao mesmo sistema de rede, tanto no primário quanto no secundário (paralelismo de rede e barramento, respectivamente).
189
Informações Técnicas DT-11
Mas não é possível ligarmos dois transformadores em paralelo, para operação satisfató ria, se não forem satisfeitas as condições dos itens 8.3.1, 8.3.2 e 8.3.3. 8.3.1. Diagramas Vetoriais com mesmo Deslocamento Angular Se as demais condições forem estabelecidas, basta ligarmos entre si os terminais da mesma designação. 8.3.2. Relações de Transformação Idênticas inclusive Derivações Surgirá uma corrente circular entre os dois transformadores caso tenham tensões secundárias diferentes. Esta corrente se soma à corrente de carga (geometricamente) e no caso de carga indutiva haverá um aumento de corrente total no transformador com maior tensão secundária enquanto que a corrente total do transformador com menor tensão secundária diminui. Isto significa que a potência que po de ser fornecida pelos dois transformadores é menor do que a soma das potências individuais, o que representa desperdício. A corrente circulante existe também se os transformadores estiverem em vazio, sendo independente da carga e sua distribuição. 8.3.3. Impedância A impedância é referida a potência do transformador. Transformadores da mesma potência deverão ter impedâncias iguais, no e ntanto a norma NBR 5356 admite uma variação de até ±7,5%. Transformadores de diferentes potências: aplicando a fórmula abaixo, saberemos qual a impedância do novo transformador a ser instalado.
190
Informações Técnicas DT-11
Z2 =
P1 × Z '1
Equação (8.1)
P2
sendo: P = potência total da instalação (P1 + P2) P1 = potência do transformador velho P2 = potência do transformador novo Z1 = impedância do transformador velho Z2 = impedância do transform ador novo Z’1 = impedância do transformador velho referido a base do novo. Devemos inferir as impedâncias a uma mesma base de potência, que pode ser a de qualquer um deles, da seguinte maneira:
Z '2 =
Z 2 × P1 P2
Equação (8.2)
Z '1 =
Z 1 × P2 P1
Equação (8.3)
onde: Z’1 e Z’ 2 são as impedâncias dos transformadores na base nova de potência. A divisão de potência entre transformadores em paralelo é calculada como segue abaixo:
P1 Z1
P2 Z2
191
Informações Técnicas DT-11
Figura 8.1
P1 = P2 =
P × Z2 Z1 + Z2
Equação (8.4)
P × Z1 Z1 + Z 2
P = P1 + P2
Equação (8.5) Equação (8.6)
Para os transformadores que irão operar em paralelo, as impedâncias ou tensões de curto-circuito não poderão divergir mais do que ±7,5% da média das impedâncias individuais, como já foi mencionado anteriormente, caso contrário o transformador de impedância menor receberá uma carga relati va maior do que o de impedância maior. Quando o transformador de menor potência tiver a maior impedância, então são economicamente aceitáveis diferenças de 10 a 20% na impedância. Caso
contrário,
condições
de
serviço
antieconômicas
já
ocorrerão
em
transformadores ligados em paralelo, cuja relação de potências for 1:3. Exemplo: Qual a impedância de um novo transformador cuja potência é 1500kVA, o qual será ligado em paralelo com outro já existente com as seguintes características: -
Potência: 1000kVA
-
Tensões Primárias: 13,8 - 13,22 - 12,6kV
-
Tensões Secundárias: 380/220V
-
Impedância: 5%
-
Deslocamento Angular: Dyn 1
A impedância de 5% está referida na base de 1000kVA. Deveremos referi -la para a base do transformador novo.
192
Informações Técnicas DT-11
Usando a equação 8.3:
Z '1 =
Z1 × P2 5 × 1500 = P1 1000
Z ' 1 = 7,5%
Este valor é a impedância do 1000kVA na base do novo transformador de 1500kVA. Calcularemos a impedância que deverá ter, o novo transformador de 1500kVA. Da equação 8.1:
Z2 =
P1 × Z ' 1 1000 × 7,5 = P2 1500
Z 2 = 5%
Esta impedância já está na base do novo transformador (1500kVA). O novo transformador deverá ter as seguintes características: -
Tensão Primária: 13,8 - 13,2 - 12,6kV
-
Tensão Secundária: 380/220V
-
Impedância: 5%
-
Deslocamento angular: Dyn1
8.4. OPERAÇÃO EM PA RALELO Divisão de carga entre transformadores Pode-se calcular a potência fornecida individualmente, pelos transformadores de um grupo em paralelo, através da seguinte fórmula:
193
Informações Técnicas DT-11
PF 1... n =
EM =
PN 1... n EM × × Pc ∑ PN 1... n E1... n
∑ PN ... n ∑ PN ... n E1... n
Equação (8.7)
Equação (8.8)
onde: PF1...n = potência fornecida à carga pelo transformador [kVA] PN1...n = potência nominal do transformador [kVA] EM = tensão média de curto-circuito [%] E1...n = tensão de curto-circuito do transformador 1 ...n [%] Pc = potência solicitada pela carga [kVA]
Exemplo: Calcular as potências fornecidas individualmente, pelos transformadores, PN1 = 300kVA, PN2 = 500kVA e PN3 = 750kVA, cujas tensões de curto-circuito são as seguintes: E1 = 4,5%, E2 = 4,9%, E3 = 5,1%, e a potência solicitada pela carga é de 1550kVA.
EM =
300 + 500 + 750 = 4,908 % 300 500 750 + + 4,5 4,9 5,1
PF 1 =
300 4,908 × × 1550 = 327 , 2kVA 300 + 500 + 750 4,5
PF 2 =
500 4,908 × × 1550 = 500 ,8kVA 300 + 500 + 750 4,9
PF 3 =
750 4 ,908 × × 1550 = 721 ,8kVA 300 + 500 + 750 5,1
194
Informações Técnicas DT-11
Observa-se que o transformador de 300kVA por ter a menor impedância, está sobrecarregado, enquanto que o transformador de 750kVA, que possui a maior impedância, está operando abaixo de sua potência nominal.
9. INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO Os procedimentos relacionados ao recebimento, instalação e manutenção de transformadores imersos de líquido isolante, de distribuição e de potência, estão detalhados, respectivamente, na NBR 7036 e NBR 7037. E os transformadores a seco na NBR 7037. 9.1. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO 9.1.1. Recebimento Quando do recebimento o equipamento deverá ser imediatamente submetido a uma inspeção visual, de modo a verificar: -
características da placa de identificaç ão em conformidade com o pedido;
-
inexistência de fissuras ou lascas nas buchas e danos externos no tanque ou acessórios;
-
a totalidade dos terminais e acessórios;
-
nível do líquido isolante;
-
a exatidão dos instrumentos através de suas leituras;
-
os componentes externos do sistema de comutação;
-
a inexistência de vazamentos através das buchas, bujões e soldas;
-
indícios de corrosão em qualquer ponto do tanque;
-
marcação correta dos terminais;
-
estado da embalagem, quando existente.
195
Informações Técnicas DT-11
9.1.2. Manuseio Se o transformador não puder ser conduzido por um guindaste ou carro hidráulico, pode então ser desloca do sobre roletes. Neste caso devem ser colocadas pranchas para melhor distribuição dos esforços na base.
O transformador deve ser sempre levantado por todas as alças de suspensão, nunca devendo ser levantado ou movido por laços colocados nas buchas, no olhal de suspensão da tampa ou em outros acessórios. 9.1.3. A rmazenagem Quando o transformador não for posto em serviço imediatamente, deve ser armazenado com líquido isolante em seu nível normal, de preferência em condições que o transformador não fique sujeito aos intempéries, as grandes variações de temperatura e a gases corrosivos e de modo a não sofrer danos mecânicos. Recomenda-se que o transformador não fique em contato direto com o solo. 9.1.4. Instalação Transformador de distribuição para post es e plataforma. Antes da instalação do transformador deve ser feito uma verificação, sendo: -
inspeção visual, principalmente nas buchas, conectores e acessórios;
-
verificar se os dados da placa de identificação estão coerentes com sistema em que o transformador será instalado;
-
observar o correto nível do líquido isolante;
-
o sistema de fixação do transformador deve estar de acordo com a PB 99;
-
com o içamento do transformador, as cordas ou cabos utilizados devem ser fixados nas alças, ganchos ou olhais existentes para essa finalidade;
196
Informações Técnicas DT-11
-
o transformador não deve sofrer avarias de qualquer natureza; antes de içar o transformador, é conveniente fixar os suportes;
-
as ligações do transformador devem ser realizadas de acordo com o diagrama de ligações de sua placa de identificação;
-
os transformadores devem ser protegidos contra sobrecargas, curtocircuito e surtos de tensão;
-
os elos utilizados nas chaves devem estar de acordo com a potência e classe tensão do transformador;
-
após energização do transformador, é necessário uma inspeção final com medição da tensão secundária.
9.1.5. Manutenção Se refere a transformadores imersos em líquido isolante, funcionando em condições normais, que recomendam providências e manutenções periódicas, tanto nas oficinas como no campo. 9.1.6. Inspeção Periódica A cada doze meses, ou a critério do usuário, deve ser realizado no campo uma inspeção externa com o transformador energizado, observando-se a distância e estado do equipamento: - verificação de fissuras, lascas ou sujeiras nas buchas e danos externos no tanque ou acessórios; - estado dos terminais de ligações do transformador; - vazamento pelas buchas, tampas, bujões, soldas, etc.; - pontos de corrosão em qualquer parte; -
existência de ruídos anormais de ori gem mecânica ou elétrica;
-
fixação do transformador;
-
aterramento e equipamentos de proteção do transformador;
-
nível do líquido isolante, quando o indicador for externo.
197
Informações Técnicas DT-11
A cada cinco anos, ou a critério do usuário, devem ser realizados os seguintes ensaios e procedimentos com o transformador desenergizado: -
resistência de is olamento;
-
retirada da amostra do líquido isolante.
NOTA: Se os valores indicarem a necessidade de revisão completa no transformador, recomenda-se enviar a unidade para oficinas especializadas ou fabricante. 9.1.7. Revisão Completa - Retirada do conjunto núcleo-bobinas (parte ativa) para inspeção e limpeza; - manutenção do tanque (interno e externo) e dos radiadores; - efetuar tratamento do líquido isolante ou substituí-lo caso haja necessidade; - substituição das gaxetas das tampas e das buchas do transformador; - verificar os terminais; - verificar os flanges e parafusos; - secagem do conjunto núcleo-bobinas e reaperto geral; - montagem do transformador; - execução dos ensaios. NOTA: Os ensaios devem adotar, a seu critério, qualquer método a fim de evitar que ocorram sobrecargas no transformador.
9.2. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (FORÇA ) 9.2.1. Recebimento Antes do descarregamento, deve ser feito, por pessoal especializado, uma inspeção preliminar no transformador, de modo a verificar:
198
Informações Técnicas DT-11
- condições externas do transformador, acessórios e componentes, quanto a deformações; - vazamento de óleo e estado da pintura. 9.2.2. Descarregamento e Manuseio Todos serviços de descarregamento e locomoção do transformador deve ser executados e supervisionados por pessoal especializado: -
levantamento ou tração deve ser feito pelos pontos de apoio indicados nos desenhos ou instruções do fabricante;
-
todos os componentes e acessórios devem ser manuseados com devido cuidado;
-
manuseio do transformador deve ser feito de forma planejada e cuidadosa.
9.2.3. Verificações e Ensaios de Recebimento Para transformador transportado sem óleo, verificar a pressão do gás seco no tanque e nos cilindros de suprimento, conforme orientação do fabricante. Quando transportado o transformador com óleo, fazer as análises de rigidez dielétrica e teor de água no óleo para que possa concluir sobre a absorção de umidade por parte do isolamento. NOTA: Quando se tratar de transformadores sob garantia, qualquer ocorrência deve ser comunicado ao fabricante, para que este indique as providências a serem tomadas.
199
Informações Técnicas DT-11
9.2.4. A rmazenamento É recomendável que o transformador seja armazenado com conservador e respectiva tubulação montados, preenchidos com óleo, até o nível normal do conservador, instalando-se secador de ar com sílica gel. O transformador pode ser armazenado sem óleo, desde que para curtos intervalos de tempo (máximo de três meses) ou conforme instrução do fabricante. Neste caso deve ser realizado, inspeção diária na pressão de gás, de modo a detectar vazamento. 9.2.5. Instalação Antes de qualquer providência, para montagem do transformador, deve ser verificada a disponibilidade de pessoal qualificado assim como de equipamentos e ferramentas adequadas. Também deve ser feito uma verificação constante de: -
não é recomendável a montagem do transformador em dias chuvosos;
-
inspeção visual, principalment e quanto ao correto nivelamento na base;
-
fixação correta do transformador, através da inspeção do dispositivo de avançagem;
-
inspeção visual, na parte externa do tanque do transformador;
-
verificação dos dados de placa se estão compatíveis com a especificação técnica do equipamento;
-
para transformadores religáveis, constatação de ser a ligação de despacho (expedição) atende ao especificado;
-
para transformadores transportados sem óleo, devem ser verificados a pressão do gás;
-
para transformadores transportados com óleo, sempre que possível retirar amostra do óleo isolante para análise em laboratório;
-
devem ser verificadas as conecções de aterramento do transformador.
200
Informações Técnicas DT-11
9.2.6. Montagem do Transformador A montagem do transformador deve ser efetuado conforme as instruções específicas do fabricante. Quando da não disponibilidade das instruções é recomendável a seqüência de proc edimentos discriminados na norma NB R 7037. 9.2.7. Cuidados Recomendados durante e após a Montagem Comutador de derivações em carga: deve-se ter precauções para que sejam retirados calços eventualmente colocados no seletor para fins de transporte. Acessórios: devem ser verificados antes de sua montagem, quanto a inexistência de oxidação, partes quebradas, atritos, corrosão, etc. Relê de gás: verificar se a inclinação da tubulação do relê do gás é adequada e se a posição da montagem do relê de gás no tocante ao sentido do fluxo de gás (transformador/conservador). Nível de óleo: verificar o nível de óleo nas buchas, conservador, bolsas de termômetros, secador de ar (cuba). Desareação (sangria): efetuar drenagem de ar em todos os pontos previstos (radiadores, buchas, relê de gás, tampas de inspeção, comutadores, registros, etc.). Secador de ar: prover o secador de ar com substância higroscópica (sílica gel). Posição dos registros: controlar a posição de todos os registros das tubulações de preservação e resfriamento. Indicador de temperatura: os seus capilares devem ser protegidos, evitando sua danificação durante os trabalhos subseqüentes. Ligações de aterramento: verificar se todas as ligações de aterramento do transformador estão corretas.
201
Informações Técnicas DT-11
Buchas e c onectores: conectores devem ser devidamente apertados. Verificar se os terminais para ensaio nas buchas capacitivas estão devidamente aterrados. Vazamento: verificar a ocorrência de vazamento e providenciar a sua supressão. Radiadores: Limpeza interna se necessário com óleo aquecido à 60º C. Bolsa de Borracha: Teste de estanqueidade com 0,1k g f cm ².
9.3. ENSAIOS É recomendável a execução dos seguintes ensaios no transformador antes de sua energização: a) análise do líquido isolante; b) análise cromatográfica; c) medição do fator de potência do transformador e fator de potência e capacitância das buchas, se providas de derivações capacitivas; d) medição da resistência de isolamento do transformador e da fiação de painéis e acionamento(s) motorizado(s); e) medição da relação de transformação em todas as fases e posições do comutador de derivações sem tensão; f) simulação da atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização, verificação do ajuste e/ou; g) medição da relação de transformação, saturação e polaridade dos TC; curto-circuito e aterrar todos os secundários do TC que não tiverem previsão de uso, em só transformador provido; h) verificar as tensões e isolação dos circuitos auxiliares antes de sua energização; i) após energização dos painéis e acionamentos motorizados, verificar sentido de rotação dos motores dos ventiladores;
202
Informações Técnicas DT-11
j) medição da resistência elétrica em todos os enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador de derivações; k) instalação do secador de ar (sílica gel).
9.4. ENERGIZAÇÃO Antes de sua energização, é recomendada uma nova desareação (sangria) das buchas •69kV, relê de gás, bujão de drenagem da janela inspeção, etc. Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador.
É importante observar que transformadores devem ser energizados após decorridas, pelo menos, 24h da conclusão de enchimento com óleo. Ajustar e travar a posição do comutador manual, conforme recomendado pela operação do sistema. Todo o período de montagem, ensaios e energização, se pos sível, deve ser acompanhado por um supervisor do fabricante. Se possível, o transformador deve ser energizado inicialmente em vazio. Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do óleo isolante, antes da energização (referência), 24h a 36h após a energização, 10 dias e 30 dias após a energização. 9.5. MANUTENÇÃO Para problemas típicos normalmente encontrados e soluções recomendadas relativas à manutenção, transcrevemos as verificações sugeridas pela NBR 7037 anexo D. considerar (S) semestrais, (T) trienais;
203
Informações Técnicas DT-11
Buchas: - vazamentos(S) - nível do óleo (S) - trincas ou partes quebradas, inclusive no visor do óleo (T) - fixação - condições e alinhamento dos centelhadores (T) - conectores, cabos e barramentos (T) - limpeza das porcelan as (T)
Tanque e radi adores: - vibração do tanque e das aletas dos radiadores (S) - vazamentos: na tampa, nos radiadores, no comutador de derivações, nos registros e bujões de drenagem (S) - estado da pintura: anotar os eventuais pontos de oxidação - estado dos indicadores de pressão (para transformadores selados) (S) - todas as conecções de aterramento (tanque, neutro, etc. ) (T) - bases (nivelamento, trincas, etc.) (S) - posição das válvulas dos radiadores (S) Conservador: - vazamento (S) - registro entre o conservador e o tanque, se estão totalmente abertos (T) - fixação do conservador (T) - nível do óleo isolante (S) Termômetros e/ou imagens térmicas: - funcionamento dos indicadores de temperatura (S) - valores de temperatura encontrados (anotar) (S)
204
Informações Técnicas DT-11
- estado dos tub os capilares dos termômetros (T) - pintura e oxidação (S) - calibraçã o e aferição (T) - nível de óleo no poço para termômetro (T) Sistema de ventilação: - ventiladores, quanto a aquecimento, vibração, ruído, vedação a intempéries, fixação, pintura e oxidação (S ) - acionamento manual (S) - circuito de alimentação (S) - pás e grades de proteção (S) Secador de ar: - estado de conservação (S) - limpeza e nível de óleo da cuba (S) - estado das juntas e vedação (S) - condições da sílica gel (S) Dispositivo de alívio de pressão: - tipo tubular: verificar membranas (T) - tipo Válvula: verificar funcionamento do microrruptor (T) Relê de gás: - presença de gás no visor (S) - limpeza do visor (T) - vazamento de óleo (S) - juntas (S) - fiação (T) - atuação (alarme e desligamento) (T)
205
Informações Técnicas DT-11
Relê de Pressão: - vazamento (S) - juntas (S) - contatores tipo plugue (T) - fiação (T) - presença de gáz Comutadores de derivações: - sem tensão: estado geral e condições de funcionamento (T) - em carga: Nível de óleo do compartimento do comutador (S) - condições da caixa do acionamento motorizado quanto a limpeza, umidade, juntas de vedação, trincos e maçanetas, aquecimento interno etc.(S) - motor, circuito de alimentação e fiação (S). Caixa de terminais da fiação de controle e proteção: - limpez a, estado da fiação, blocos terminais(S) - juntas de vedação, trincos e maçanetas (S) - resistor de aquecimento e iluminação interna (S) - fixação, corrosão e orifícios para aeração (S) - contatores, fusíveis, relês e chaves (T) - isolação da fiação (T) - aterramento do secundário dos TC, régua de bornes, identificação da fiação e componentes (T) Ligações externas: - aterramento (T) - circuito de alimentação externos (S)
206
Informações Técnicas DT-11
ANEXO I FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO Cliente: Referência:
-
Especificação/Norma:
NBR -5440/83
1 IDENTIFICAÇÃO Item:
01
Quantidade: Tag:
2
-
Código do produto:
2001.2002
Tipo:
Distribu ição
CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação:
Ao tempo
Altitude máxima de instalação [m]:
1000
Atmosfera:
Não Agressiva
Temperatura máxima do ambiente [ºC]:
3
40
CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Potência [kVA]:
300
Número de fases:
3
Freqüência [Hz]:
60
Grupo de ligação:
Dyn1
Polaridade:
Subtrativa
Refrigeração:
ONAN
Enrolamento de alta tensão: Tensão nominal [kV]:
6.9
Derivaçõe s [kV]:
± 2 x 2.5%
Classe de tensão [kV] :
7.2
Tensão aplicada [kVef]:
20
Tensão de impulso atmo sférico [kVcr]:
60
Enrolamento de baixa tensão Tensão nominal [kV]:
208
Classe de tensão [kV]:
1,2
Tensão aplica da [kVef]:
10
Tensão de impulso atmosférico [kVcr]: Classe do material isolant e:
A
207
Informações Técnicas DT-11
Valores garantidos [30 0kVA/6.9kV e 75ºC] Corrente de excitação [%]:
2,4
Impedância [%]:
4,5
Perdas a v azio [W]:
1.120
Perdas totai s [W]:
4.480
Nível de ruído (pressão acústica) [dB]:
4
55
CARACTE RÍSTICAS CONSTRUTIVAS Forma construtiva:
Selado
Líquido isolante:
Óleo Mineral
Pintura de acabamento:
Munsell N6.5
Tipo de núcleo:
Empilhado
Buchas de alta tensão Localização:
Tampa
Quantidade:
3
Tipo: Conector de fase:
ABNT 15kV/160A Prensa -cabo 10 a 70mm2
Conector de neutro:
Não aplicável
Buchas de baixa tensão Localização:
Lateral
Quantidade:
4
Tipo:
ABNT 1,3kV/400A
Conector de fase:
Prensa -cabo 70 a 300mm2
Conector de neutro:
Prensa -cabo 70 a 300mm2
Massa s Part e ativa [kg]:
450
Líquido isolante [kg]:
180
Tanque e acessórios [kg]:
280
Transformador completo [kg]:
910
Dimensões (C x L x A) [mm]:
5
1.700 X 1.000 X 1.130
ACESSÓRIOS Visor de nível de óleo:
Não
Válvula de alívio de pressão:
Não
Comutador de derivações a vazio:
Sim (acionamento interno)
Conexão para drenagem/amostragem:
Não
Conexão superior para filtro prensa:
Não
Conexão inferior para filtro prensa:
Não
Suporte para poste:
Sim
208
Informações Técnicas DT-11
Suporte para pára-raios:
Não
Apoios para macaco:
Não
Janela de inspeção:
Sim
Olhais para tração:
Não
Ganchos de suspensão: Sim (parte ativa e transformador completo) Placa de identificação:
Sim
Rodas:
Sim (unidirecionai s)
Base para arraste ou apoio:
Sim (apoio)
Conector de aterramento:
6
Sim (10 a 70mm2)
ENSAIOS (ABNT/NBR-5356/96) Rotina:
Sim
Tipo Especiais :
209
Informações Técnicas DT-11
ANEXO II FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE FORÇA Cliente: Referência: Especificação/Norma:
NBR -5356/99
1 IDENTIFICAÇÃO Item :
01
Quantidade:
01
Código do produto:
3005.5829
Tipo:
FORÇA
2 CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação:
Ao tempo
Altitude máxima de instalação [m]:
1000
Atmosfera:
Não Agressiva
Temperatura máxima do ambiente [ºC]:
40
3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICA S Freqüência [Hz]:
60
Número de fases:
3
Grupo de ligação:
Potência [MVA]
Enrolamento:
Dyn1
Tensão [kV]
Ligação
-
11 ± 2 X 2.5%
D
CST
-
-
4.16
yn
-
-
-
-
-
-
ONAN
ONAF1
ONAF2
Alta tensão:
5
-
Baixa tensão:
5
Terciário:
-
Comutação
Média
55
Ponto mais quente
65
Elevação de t emperatura do enrolamento [°C] Elevação de temperatura no topo do óleo [°C]
55
Classe do material isolante
A
210
Informações Técnicas DT-11
Alta tensão
Baixa tensão
Terciário
Fase
Neutro
Fase
Neutro
Fase
15
-
7,2
7,2
-
Onda plena
95
-
60
60
-
Onda cortada
105
-
66
NA
-
Onda de manobra
NA
-
NA
NA
-
Tensão aplicada [kV]
34
-
20
20
-
Tensão induzida [kV]
2 X VN
-
2 X VN
-
-
NA
-
NA
NA
-
Nível de isola mento [KV] Tensão de impulso [kV]
Tensão induzida de longa duração [kV]
90%
100%
110%
Perda a vazio[kW]
-
6
-
Corrente de excitação [%] (Base de 5 MVA)
-
0,7
-
Base
Impedância
Perda em Carga
Posição [kV]
Potência [MVA]
@ 75°C [%]
@ 75°C [kW]
-
-
-
-
11/4.16
5
6
34
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Alta tensão/Baixa tensão
Alta tensão/Terciário
Baixa tensão/Terciário
Nível de ruído [dB] Nível de tensão de rádio -interferência [µV] Descarga s parcia is [pC]
ONAN
ONAF1
ONAF2
-
-
-
2.500 300
Regulação [%] Cos ø = 0 ,8
Cos ø = 0,9
Cos ø = 1
ONAN
4,22
3,34
0,86
ONAF1
-
-
-
ONAF2
-
-
-
211
Informações Técnicas DT-11
Fator de
Rendimento [%]
Carga
Cos ø = 0,8
Cos ø = 0,9
Cos ø = 1
[%]
ONAN
ONAF1
ONAF2
ONAN
ONAF1
ONAF2
ONAN
ONAF1
ONAF2
25
99,19
-
-
99,28
-
-
99,35
-
-
50
99,28
-
-
99,36
-
-
99,42
-
-
75
99,17
-
-
99,26
-
-
99,33
-
-
100
99,01
-
-
99,12
-
-
99,21
-
-
125
98,83
-
-
98,96
-
-
99,06
-
-
4 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Forma construtiva:
Com conservador
Líquido isolante:
Óleo mineral
Buchas de alta tensão:
Na tampa (saída aérea)
Buchas de baixa tensão:
Na tampa (saída aérea)
Buchas do terciário:
Não aplicável
Pintura de acabamento:
Bege fosco (Ral 1015)
Massa [kg]
Dimensão [mm] Comprimento
Largura
Altura
Parte ativa
4.500
Líquido isolante
1.890
Tanque e acessórios
4.300
Transformador completo
10.690
2.440
2.750
2.920
Maior peça para transporte
7.900
2.440
1.850
2.650
5 ACESSÓRIOS Indicador magnético de nível de óleo:
Sim
Secador de ar com sílica gel:
Sim
Termômetro do óleo:
Sim
Termômetro do enrolamento:
Sim
Monitor de temperatura:
Não
Transdutor de temperatura:
Não
Válvula de alívio de pressão:
Sim
Centelhadores para alta tensão:
Não
Centelhadores para baixa ten são:
Não
Centelhadores para terciário:
Não aplicável
Relê de p ressão súbita:
Não
Manômetro:
Não
Relê de gás tipo Buch holz:
Sim
212
Informações Técnicas DT-11
Radiado res destacáveis:
Sim
Apoios para macaco:
Sim
Janela de inspeção:
Sim
Janela de visita:
Não
Ganchos de suspen são:
Sim
Caixa de circuitos auxili ares:
Sim
Blindagem eletrostática:
Não
Placa de identificação:
Sim
Placa diag ramática:
Sim
Placa de identificação para bucha s:
Não
Conector de aterramento:
Sim (50 a 120 mm2)
Base para arraste ou apo io:
Sim (apoio)
Rodas:
Sim (bidirecionai s, lisas)
Fiação d os acessórios:
Sim
Conectores de alta te nsão (fase):
Sim
Conectores de alta tensão (neutro):
Não aplicável
Conectores de baixa te nsão (fase):
Sim
Conectores de baixa tensão (neutro):
Sim
Conectores de terciário:
Nã o aplicável
Acessórios para o comuta dor sob carga:
Não
TC
Bucha
Relação
Exatidão
Fator Térmico
Quant. por Bucha
Aplicação
1,2,3
X1,X2,X3
800/5A
10B100
1.2
1
PROTEÇÃO
4,5,6
X1,X2,X3
800/5A
0.6C12.5
1.2
1
MEDIÇÃO
7
X2
700/1.5A
3C25
1.5
1
IM. TÉRMICA
6 ENSAIOS (ABNT/NBR -5380) Rotina:
Sim
Tipo:
Não
213
Informações Técnicas DT-11
ANEXO III FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADOR A SECO Cliente: Referência: Especificação/Norma:
1
NBR-10295/98
IDENTIFICAÇÃO Item: Quantidade:
01
Tag: Código do produto: Tipo:
2
1110.1381 Seco, não enclausurado
CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação:
Interior
Altitude máxima de instalação [m]:
1000
Atmosfera:
Não Agressiva
Temperatura máxima do ambiente [ºC]:
3
40
CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Potência [kVA]:
1000
Número de fases:
3
Freqüência [Hz]:
60
Grupo de ligação:
Dyn1
Refrigeração:
AN
Enrolamento de alta tensão Tensão nomin al [kV]: Derivações [kV]:
13,8 13,8/13,2/12,6/12,0/11,4
Classe de tensão [kV]:
15
Tensão aplicada [kVef]:
34
Tensão de imp ulso atmosférico [kVcr]:
95
Enrolamento de baixa ten são Tensão nominal [kV]:
0,380/0,220
Classe de tensão [kV]:
0,6
Tensão aplicada [kVef]:
4
Tensão de impulso atmosférico [kVcr]:
-
Classe do material isolant e:
F
Valores garantidos [1000kVA/13,8kV e 115ºC]
214
Informações Técnicas DT-11
Corrente de excitação [%]:
2,00
Impedância [%]:
4,5
Perdas a vazio [W]:
4
2.800
Perdas no cobre [W]:
10.000
Perdas totais [W]:
12.800
Nível de ruído (pressão acústica) [dB]:
64
Descarga s parciai s [pC]:
20
CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIV AS Grau de proteção:
IP-00
Classe do transformador:
C1/E1/F0
Material dos condutores:
Cobre (alta tensão) e alumínio (baixa tensão)
Terminais de alta tensão:
Bandeira (1 furo NEMA)
Terminais de bai xa tensão:
Encapsulamento do Enrola mento AT sistema V ântico CW 229
Bandeira
A vácuo, em resina epóxi
Massa total [kg]:
2500
Dimensões (C x L x A) [mm]:
5
1530 x 830 x 1760
ACESSÓRIOS Monitor de temperatura sem in dicador:
Não
Monitor de temperatura com indicador:
Sim (T -154)
Sensor de temperatura:
Sim
Sistema de co mutação a vazio (links):
Sim
Motoventiladores:
Não
Olhais para tração :
Sim
Olhai s de suspen são:
Sim
Placa de identificação:
Sim
Rodas:
Sim (bidi recionais)
Base:
Sim (apoio)
Conector de aterramento:
6
Sim
ENSAIOS (ABNT/NBR -10295/98) Rotina:
Sim
Tipo: Especiai s:
215
Informações Técnicas DT-11
1. Bucha de Alta Tensão 1.1. Terminal de alta tensão 2. Tampa 3. Abertura para inspeção 4. Guarnição 5. Com utador 6. Armadura 7. Núcleo 8. Bobinas 8.1. Bobina B.T. 8.2. Bobina A.T. 9. Tanque 9.1. Olhal de Suspensão 9.2. Radiador 9.3. Suporte para fixação ao poste 10. Bucha de Baixa Tensão 10.1. Terminal de Baixa Tensão 11. Placa de Identificação 12. Dispositiv o de aterramento
216
Informações Técnicas DT-11
WEG INDÚSTRIAS S.A. - Transformadores RUA Dr. Pedro Zimmerman n, 6751
Tel. (0xx47) 337 -1000
89068 -001 – Blumenau - SC
Fax (0xx47) 337 -1090
www.weg.com.br
Filial BANWEG Av. Moema, 862 - Indianópolis
Tel. (0xx11) 5053 -2300
04077 -023 - São Paulo - SP
Fax (0xx11) 5052 -4212
217
