AL 0143 - 2 - Subestações Energia Elétrica -1_ 2011

1/86Curso de Engenharia Elétrica

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Subestações de Energia

Parte 2

Transformadores de Potência

José Wagner Maciel KaehlerProfessor Dr. Eng.

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PAMPACURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA


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Considerações Iniciais

A finalidade desta apresentação é a de resumir o conteúdo doprograma, visando minimizar o tempo gasto com anotações.

Servem como guia de estudo e não como livro-texto.

Dá uma visão geral do Planejamento de Longo Prazo do SEP.

Para responder a todas as questões é preciso estudo maisaprofundado da bibliografia recomendada.

Constitui-se num roteiro para estudo, portanto não substituitextos consagrados pela abrangência e clareza.

Bibliografia abrangente é indicada.

O aprimoramento desta apresentação será conseguido com acontribuição dos alunos, através de comentários e sugestões.


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Componentes das Subestações

Subestações Elevadoras de Usinas

Trafo

ElevadorTurbina Gerador

Trafo

CorrenteTrafo

Potencial

Para

Raios

DisjuntorBobina deBloqueio

SubestaçãoUsina


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Componentes das Subestações

Subestações de Transmissão, Interligação e deDistribuição

Trafo

PotênciaTrafo

Corrente

Trafo

Potencial

Para

Raios

Disjuntor

Bobina deBloqueio

Trafo

CorrentePara

Raios

Trafo

Potencial

Linha de

Transmissão

Linha de

Transmissão


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Elementos das Subestações de Energia

Transformador de Potência

Transformador de Potencial

Transformador de Corrente

Bobina de Bloqueio

Disjuntor

Chave Seccionadora

Barramentos

Cabos

Isoladores

Base

Malha de Terra


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Definição Equipamento elétrico estático que, por indução

eletromagnética, transforma tensão e corrente alternadasentre dois ou mais enrolamentos, sem mudança defreqüência.

Estrutura construtiva Máquina estática de transformação de energia, consta de no

mínimo um enrolamento indutivo isolado em suas partesvivas (energizadas) por isolantes sólidos e líquidos enecessariamente refrigerado para dissipação das perdas.

Classificação quanto ao Fluído Refrigerante: Isolamento com óleo – Mineral ou Vegetal Isolamento a seco

Usado para tensões médias até 15 kV e potências da ordem de5 a 10 MVA


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Transformadores de PotênciaABNT NBR 5356 1993


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Conservador deóleo

Comutador de derivaçãoem carga

Sistema deresfriamento

Terminais de AT

Terminais de MT

Terminais de BT

Tanque principal


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Processo Térmico

Sistemas de Refrigeração


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O processo térmico nos transformadores Apesar de no processo de fabricação empregarem-se

materiais e técnicas de construção visando um projetotécnico-econômico equilibrado, sempre há um considerávelnível de perdas que provoca o aquecimento do núcleo e dosenrolamentos.

Portanto, um transformador necessita de um sistema derefrigeração adequadamente dimensionado para transmitir(dissipar) ao ambiente externo uma boa parte do calorproduzido no seu interior, de modo que as elevações detemperatura dos enrolamentos e do óleo isolante nãoultrapassem os valores máximos fixados por norma,assegurando-se, assim, sua expectativa de vida normal.


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O processo térmico nos transformadores Considerando-se que as condições meteorológicas sejam

constantes por um certo tempo, a transmissão de calor nasdiversas partes de um transformador em direção ao ambienteexterno se realiza concomitantemente pelos seguintes processos: Condução:

– do centro do núcleo e dos enrolamentos até as superfícies em contato como óleo isolante;

– nas paredes do tanque e dos radiadores.

Convecção:– das superfícies externas do núcleo e dos enrolamentos ao óleo isolante;

– do óleo isolante às paredes internas do tanque e dos radiadores;

– das paredes externas do tanque e dos radiadores para os objetoscircunvizinhos.

Radiação:– das superfícies externas do núcleo e dos enrolamentos ao óleo isolante

(desprezível);

– das paredes externas do tanque e dos radiadores para os objetoscircunvizinhos.


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O processo térmico nos transformadores

o = temperatura do topo do óleo(top oil)a = temperatura ambientee = temperatura do ponto maisquente do enrolamentooa = o - a = elevação detemperatura do topo do óleo sobrea temperatura ambienteea = e - a = elevação datemperatura do ponto mais quenteenrolamento


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O processo térmico nos transformadores O óleo nos dutos e nas superfícies do núcleo e dos enrolamentos é

aquecido por condução e sobe, enquanto que o óleo frio do fundo dotanque sobe para ocupar esse espaço.

A circulação contínua do óleo é completada pelo fluxo do óleo aquecidodescendo pelas laterais do tanque (onde ocorre o seu resfriamento devidoà transmissão de calor para o ambiente externo) em direção ao fundo domesmo.

Esse movimento convectivo de refrigeração natural também é chamado deefeito termo-sifão.

Como forma de aumentar a área de contato do tanque com o ar ambientesão utilizados radiadores fixados ao mesmo, o que melhoraconsideravelmente a eficiência do sistema de refrigeração dostransformadores.

A tomada inferior dos radiadores é feita na altura do extremo inferior dosenrolamentos, e, a tomada superior, na parte mais elevada da caixa dostransformadores com conservador.

No interior do transformador o óleo aquecido, sobe, por efeito termo-sifão,ao passo que nos radiadores, o óleo resfriado desce, formando-se umacirculação natural do mesmo no interior do transformador.

A superfície externa da caixa também colabora com a dissipação de calor,principalmente quando não coberta por radiadores.


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O processo térmico nos transformadores Um maior abaixamento da temperatura

máxima do óleo normalmente é conseguidomediante um aumento da quantidade (e/ou daseção) de radiadores e/ou empregando-seestágios de ventilação forçada nos mesmos.

Ventilação forçada é a forma de se aumentarvelocidade do ar refrigerante (que naconvecção natural em geral não ultrapassa 1m/s), aumentando a capacidade de dissipaçãode calor por convecção das paredes dosradiadores, pela aplicação de grupos deventiladores nas partes laterais ou inferioresdos mesmos.

O acionamento dos estágios de ventilaçãoforçada se dá através de relés térmicoscalibrados para que seus contatos atuemquando determinados limites de temperaturados enrolamentos ou do óleo são atingidos


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Classificação quanto ao Fluído Refrigerante:

Isolamento com óleo – Mineral ou Vegetal Circulação natural de óleo e ar;

Circulação natural de óleo e ar auxiliado pela circulaçãode ar com ventiladores nos radiadores externos;

Circulação forçada de óleo e circulação natural de ar;

Circulação forçada de óleo e de ar;

Circulação forçada de óleo e circulação forçada de águapor meios externos;

Circulação forçada de água.


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Transformador imerso em óleomineral cuja refrigeração é feita portubos pelos quais circula o óleo porefeito termo-sifão, isto é, o óleoaquece com as perdas, sobe aolongo dos enrolamentos e descepelos tubos, resfriando-se.

O nível de óleo no interior é mantidoum pouco acima dos furossuperiores pelos quais passa oóleo.

O transformador é hermeticamentefechado, mantendo uma camada dear, na parte superior, para absorvera dilatação do óleo com o calor.


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transformador com conservadorde óleo, em que o nível de óleo,neste conservador, varia deacordo com a dilatação do óleopelo aquecimento devido àsperdas.

Quando esfria, o óleo se contrai eo nível no conservador abaixa,“respirando” ar do exterioratravés de uma câmera quecontem material que absorve aumidade (sílica gel) evitando,assim, a contaminação do óleo.

No interior da caixa dotransformador o óleo aquecidosobe, retornando para a parte debaixo, através dos tubos derefrigeração que dissipam o calorpara o ar externo.


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Transformador comconservador de óleo,onde a refrigeração érealizada através detrocadores de calor “óleo-água” e utilizando umabomba para forçar acirculação do óleo nointerior da caixa.

Esta circulação de óleo nointerior da caixa é semprede baixo para cima,portanto, no mesmosentido de uma circulaçãopor efeito termo-sifão.


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Classificação dos Sistemas de Refrigeração:

ONAN: circulação de óleo e ar natural;

ONAF1 = ONAN/ONAF: circulação de óleo e ar natural e um estágio de

ventilação forçada;

ONAF2 = ONAN/ONAF/ONAF: circulação de óleo e ar natural e dois estágios de

ventilação forçada.


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Classes dos materiais isolantes e astemperaturas de referência das perdas nostransformadores


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Limites de Temperatura Para a classe A de isolamento, as elevações máximas de

temperatura do líquido isolante (óleo) e dos enrolamentossão as seguintes:

Para transformadores sem conservador de óleo: Líquido isolante D qmáx = 50ºC Enrolamentos D qmáx = 55ºC

Para transformadores com conservador de óleo: Líquido isolante D qmáx = 55ºC Enrolamentos D qmáx = 55ºC

A temperatura ambiente de referência é de 40ºC paratransformadores refrigerados a ar externamente

Para transformadores refrigerados com água através detrocadores de calor “água-óleo”, a temperatura ambiente dereferência é de 30ºC,


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Óleo Isolante Mineral

Destilado do petróleo natural, da fração de 300 a 400 °C.

Origem parafínica ou naftênica, dando origem aocorrespondente óleo mineral isolante.

O óleo mineral isolante é uma mistura na qual a maioria dasmoléculas é constituída basicamente por carbono ehidrogênio (hidrocarbonetos) e, em pequenas quantidades,por compostos que apresentam nitrogênio, enxofre eoxigênio em sua estrutura.

Quatro funções básicas no transformador:» elemento isolante,

» transmissor do calor gerado no núcleo e nas bobinas paraser dissipado pelo sistema de resfriamento,

» protetor do papel isolante e

» informante das condições gerais do transformador, viaanálise dos gases dissolvidos nele.


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Hidrocarbonetos parafínicos que sãohidrocarbonetos saturados de cadeia abertalinear ou ramificada.


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Hidrocarbonetos naftênicos que sãohidrocarbonetos saturados de cadeia fechadacontendo de um a seis anéis, sendo que estespodem possuir uma ou mais cadeias lateraislineares ou ramificadas


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Hidrocarbonetos Aromáticos que sãohidrocarbonetos contendo um ou mais anéisaromáticos, podendo ou não apresentar cadeiaslaterais.


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O óleo possui também compostos orgânicos deenxofre termicamente estáveis que são inibidoresnaturais do processo de oxidação econseqüentemente do envelhecimento. Podemser adicionados inibidores sintéticos como oditerciário-butilparacresol (DBPC):


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Papel Isolante Kraft e Termoestabilizado O papel Kraft é formado por uma esteira de fibras de

celulose extraídas de madeira e outros vegetais.

As fibras são formadas por moléculas de celulose dediferentes comprimentos, unidas por ligações dehidrogênio, envolvendo os grupos hidroxílicos


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Papel Isolante Kraft e Termoestabilizado

Moléculas que compõem a celulose


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Papel Isolante Kraft e Termoestabilizado Durante a fabricação do papel, a celulose é quimicamente tratada para

reduzir a lignina e as pentoses (hemiceluloses) a ela associadas. Na fabricação de papel isolante é utilizado o processo Kraft, no qual a

madeira é tratada com uma mistura de hidróxido de sódio (NaOH) esulfato de sódio (Na2SO4).

Depois do tratamento a composição química do papel é de cerca de 89%de celulose, 7 a 8% de pentoses e 3 a 4% de lignina. Ligninas sãopolímeros aromáticos complexos e as pentoses são polissacarídeosligados à celulose através de ligações de hidrogênio.


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Papel Isolante Kraft e Termoestabilizado O comprimento médio das moléculas de celulose é determinado

em termos de grau de polimerização (GP), o qual exprime a médiado número de anéis de glicose por molécula de celulose, situando-se na faixa de 1400-1800, após ter sido fabricado.

Após ser impregnado com óleo novo, o GP do papel passa a ficarna faixa de 1000-1400

O papel chamado termoestabilizado passa por um processo deestabilização térmica.

O processo de termoestabilização do papel pode envolver tantoreações de cianoetilização ou acetilação, como a adição deprodutos químicos estabilizantes, tipo uréia, melamina,dicianodiamina e outros.

No primeiro processo, a celulose é quimicamente modificada pelasubstituição de alguns radicais de hidroxila por grupos maisestáveis.

No segundo processo, a adição de produtos químicosestabilizadores reprime a tendência autocatalizadora do processode envelhecimento, por uma reação química com os produtos deenvelhecimento, durante o qual os aditivos são consumidos.


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Sistema Isolante Papel e Óleo Mineral O binômio papel-óleo tem algumas características superiores aos dos

elementos em si, permite-se que o fabricante possa utilizar menos papel emenos óleo (rigidez dielétrica), em algumas situações.

A permissividade do óleo é menor que a das fibras do papel. Logo, asolicitação elétrica no óleo é maior e isto se agrava com a umidade.

A umidade deve ser bem controlada em um transformador, pois há umaconstante migração da umidade entre o óleo e o papel, de acordo com atemperatura do sistema isolante.

PapelImpregnado

com ÓleoIsolante

Papel Kraft ÓleoIsolante

Rigidez Dielétrica [kV/cm] 200 a 400 100 a 150 200

Permissividade Relativa 3,5 4 a 6 2,2


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Óleos Isolantes Condenados


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Transformadores de PotênciaÓleos Isolantes Condenados - Processo


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Transformadores de PotênciaÓleos Isolantes Condenados - Processo


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Óleos Isolantes Condenados - Processo


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O Núcleo Magnético


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Comutador dederivação emcarga

Núcleo deferro silício

Prensaculatras

Enrolamentos(bobinas)

Tirantes


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Detalhes do núcleo, dos elementos que compõem otransformador, barreiras de papelão


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O Núcleo do Transformador

Construído com chapas muito finas de uma ligade ferro-silício, isoladas entre si, para diminuir asperdas por correntes parasitas na chapa.

Constituído pelas “colunas”, sobre as quais sãomontadas as bobinas, e pelas “culatras” quecompletam o retorno do circuito magnético dofluxo mútuo.

Dois tipos usuais de Núcleos: Envolvente

Envolvido


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O Núcleo Envolvente do Transformador as bobinas são envolvidas pelo núcleo - Shell Type

Fig. 18: Transformadador monofásico

tipo núcleo envolvente (shell type)

×

P P SS

×f 2

2

f 1

2

f 2

2

f 1

2

f/2 f/2

f

Transformador Monofásico

Com Bobinas Concêntricas

O fluxo de dispersão do primário circula pela colunacentral e retorna, pelo espaço entre as bobinas.O fluxo de dispersão do secundário circula pelas

colunas laterais e retorna também pelo espaço entreas bobinas.Pelos sentidos dos fluxos de dispersão, vê-se que abobina primária forma um pólo N na parte inferior eum pólo S na parte superior e, a bobina secundariaforma um pólo S na parte inferior e um pólo norte naparte superior.Se as bobinas, com a mesma altura, não estãodeslocadas entre si, no sentido axial, a força derepulsão entre elas é nula, porém, qualquerdeslocamento relativo no sentido axial produz umesforço de repulsão que aumenta com a amplitude dodeslocamento.No sentido radial, no entanto, as bobinas se repelem.


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Fig. 18: Transformadador monofásico

tipo núcleo envolvente (shell type)

×

P P SS

×f 2

2

f 1

2

f 2

2

f 1

2

f/2 f/2

f



A bobina interna é comprimida contra a colunacentral do núcleo e a bobina externa éexpandida.O cálculo destes esforços e como evitar que osmesmos venham a deformar mecanicamente asbobinas, constitui um capítulo importante doprojeto de transformadores.a bobina primária está colocada em baixo dabobina secundária, mas pode-se ter também ocaso inverso em que a bobina primária envolvea bobina secundária.Normalmente a bobina com tensão mais baixa éa bobina interna, pois facilita o isolamentotornando o projeto mais econômico


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f/2 f/2

f

++

+

++

fdisp

Transformador Monofásicocom Bobinas Intercaladas

As bobinas do primário e do secundárioalternam-se.

Estas bobinas individuais têm pequena alturaem forma de disco ou panqueca.

Quanto maior for o número de discosintercalados (primário – secundário) maiorserá o acoplamento entre os enrolamentos e,conseqüentemente, menores os fluxos dedispersão e as reatâncias de dispersão.

A disposição de bobinas intercaladas, tem sidopraticamente abandonada devido aos poucoscasos em que poderia apresentar algumasvantagens em relação à montagemconcêntrica


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Transformador Trifásico 5 colunascom Bobinas Concêntricas

As colunas laterais e as culatras têm ametade da secção das colunascentrais. Neste caso o retorno dosfluxos de cada fase é independente.fA fB fC

fdBfdA fdC


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O Núcleo Envolvido do Transformador

As bobinas que envolvem o núcleo - Core Type

1/ 2(f1 + f2) 1/ 2(f1 + f2)

×××

P P SSSS P P

f

×

N 2

2 N 1

2

N 1

2

N 2

2



Em cada coluna está montada uma metade do primário e umametade do secundário.

Tanto o primário como o secundário é formado por duasbobinas, cada uma com a metade do número de espirascorrespondente.

As duas metades do primário, assim como as duas metades dosecundário são ligadas em série obedecendo às polaridadesdas mesmas.

Nada impede, que neste tipo de núcleo, possam ser tambémmontadas bobinas intercaladas em forma de discos ou“sandwich”.

A secção do núcleo é igual em todo o seu comprimento, pois éatravessada pelo mesmo fluxo mútuo “f”.

Os fluxos de dispersão circulam pelas colunas e pelo espaçonão magnético (ar ou óleo) entre as bobinas


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fA fB fC

fdB

fdA fdC

Transformador Trifásico


Em cada coluna são montadas as bobinasdo primário e secundário de uma fase dotransformador.

Tanto as bobinas do primário como as dosecundário das três fases podem estarligadas em “estrela” ou em “triângulo”.

As tensões de fase das três bobinasprimárias estão defasadas de 120 º e geramfluxos mútuos também defasados de 120º.


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fA fB fC

fdB

fdA fdC

Transformador Trifásico


A soma vetorial destes 3 fluxos é nula, doque se conclui não existir necessidade decaminho magnético de retorno para a soma.

Ou seja, os valores instantâneos dos fluxosdas 3 fases se compensam sem necessidadede uma outra coluna de retorno dos fluxos.

O fluxo máximo que passa pelas colunas eculatras é o fluxo mútuo de uma fase. Assim,colunas e culatras têm a mesma secção.

Os fluxos dispersos por fase circulam pelacoluna e pelo espaço não magnético (ar ouóleo) entre bobinas.


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Fig.23: Montagem simétrica das colunas

Para que o circuito magnético de umtransformador trifásico fosse equilibradopara as três fases seria necessáriorealizar uma montagem em triângulo

Para o caso de um transformador com 5colunas, as colunas lateraiscorresponderiam à coluna central dafigura.

Esta, naturalmente é uma disposiçãoonerosa com insignificantes benefíciosem relação à disposição linear usual emtransformadores trifásicos.

Montagem Simétrica dascolunas


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Perdas Elétricas


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Perdas no núcleo e perdas de excitação; Dois tipos de perdas em transformadores:

perdas nos enrolamentos (perdas no cobre):

– perdas ôhmicas;

– perdas parasitas.

perdas no núcleo magnético (perdas no ferro):

– perdas por histerese;

– perdas parasitas.

As maiores perdas são as perdas joule nos enrolamentos,em segundo lugar são as perdas no núcleo e, por fim, sãoas perdas por fluxo disperso

As perdas no núcleo magnético são praticamenteconstantes. Basta que o transformador esteja ligado paraque elas ocorram


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Perdas ôhmicas nos enrolamentos Nos enrolamentos de BT e AT ocorrem perdas ôhmicas (também

chamadas de perdas por Efeito Joule ou perdas I2R) devido à resistênciados condutores ao fluxo da corrente de carga que resulta no seuaquecimento.

Normalmente, o enrolamento de BT é colocado junto ao núcleo por motivode economia e facilidade de isolamento.

Sobre o enrolamento de BT é colocado o enrolamento de AT de modoconcêntrico.

O enrolamento de BT é menos refrigerado pelo óleo, mas em compensaçãonecessita de uma camada menor de isolamento.

Por sua vez o enrolamento de AT é mais refrigerado pelo óleo, mas emcontrapartida precisa de uma camada maior de isolamento.

O resultado é que, naturalmente ou por critério de projeto, os aumentos detemperatura nos enrolamentos de BT e AT são praticamente iguais, o quepossibilita que ambos enrolamentos possam ser utilizados ao máximoquando necessário.

Assim, como as perdas ôhmicas nos dois enrolamentos devem serpraticamente iguais, então

I12R1 = I2

2R2 ou R1/R2 = I22/I1

2 = a2


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Perdas parasitas nos enrolamentos As perdas parasitas nos enrolamentos (ou

perdas por correntes de Foucault) sãoproduzidas pelo fluxo disperso que induza circulação de correntes parasitas i emcircuitos fechados.

Como resultado da composição dascorrentes parasitas com a corrente decarga I, ocorre uma distribuição nãouniforme da corrente total na seção docondutor, e, portanto, tudo ocorre como sea resistência ôhmica do condutor tivesseaumentado.

As perdas parasitas devem ser menoresque 20% das perdas ôhmicas.


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Perdas parasitas nos enrolamentos Entre os enrolamentos concêntricos de BT e AT o fluxo

disperso se distribui, praticamente, de modo uniforme, noentanto, à medida que se afasta deste canal, as linhas defluxo se curvam procurando sempre o caminho de menorrelutância ou maior permeância magnética.

Nas extremidades (cabeceiras) superior e inferior dosenrolamentos existe o que se denomina de “franjeamento”do fluxo de dispersão, resultando em maiores perdasparasitas e o conseqüente maior aquecimento destaspartes.

Estas extremidades mais aquecidas dos enrolamentosnormalmente são chamadas de pontos quentes (hot spots),sendo a extremidade superior mais quente que a inferiordevido ao movimento ascendente do óleo por convecçãonatural


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Perdas por histerese no núcleo magnético Perdas nas lâminas de material ferromagnético do núcleo ocasionadas pela

resistência das moléculas que estão sendo magnetizadas e desmagnetizadas pelocampo magnético alternado.

Quando o campo magnético é aplicado no núcleo cada molécula de ferro torna-se umminúsculo magneto.

Quando o campo alternado retorna a zero, as moléculas retêm algum magnetismoresidual, o qual resiste ao realinhamento das moléculas quando o campo magnéticoretorna a seu valor máximo (em outras palavras, a substância ferromagnética tende aconservar o seu estado de magnetização, isto é, tende a se opor às variações defluxo).

A resistência das moléculas que estão sendo remagnetizadas causa fricção queresulta em calor. As perdas por histerese representam 50 a 80% das perdas no núcleo


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Transformadores de PotênciaForma de Onda da Corrente de Magnetização


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Transformadores de PotênciaForma de Onda da Corrente de Magnetização


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Perdas parasitas no núcleo magnético Semelhantemente às perdas parasitas nos enrolamentos, as

perdas por correntes parasitas no núcleo são as perdas devido àscorrentes induzidas no ferro pelo fluxo magnético alternado , asquais também fluem em circuitos fechados transversalmente aofluxo magnético.

As correntes parasitas causam perdas I2R que produzem aumentode temperatura. O aumento de temperatura pode resultar noaumento da resistência e conseqüentemente das perdas.

As perdas por correntes parasitas contribuem com 20 a 50% dototal das perdas no núcleo.


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Novas Tecnologias

Transformadores com Núcleo de LigaAmorfa

Estrutura atômica que permite fácil magnetizaçãoe desmagnetização do núcleo

Redução em até 80% das perdas no núcleo,comparado com unidades de chapa de aço-silício

Perdas nos enrolamentos semelhante a dostransformadores convencionais


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Novas Tecnologias: Transformadores com Núcleo deLiga Amorfa

A) Forno de Indução

B) Acumulador de metal liquefeito

C) Jato de metal derretido sobre um cilindro metálicorotativo

D) Definição das medidas

E) Estocagem da tira amorfa produzida

Processo de Fabricação

Materiais ferromagnéticos amorfos obtidos pelo resfriamento[106 ºK/s] ultra-rápido de ligas metálicas impedindo acristalização do metal.

Borrifa-se continuamente o metal líquido, sob alta pressão,sobre uma superfície metálica de elevada condutividade térmicaque se desloca rapidamente sobre um grande cilindro metálico.A largura da tira formada, é padronizada nos valores de 142,170 e 213 mm.

A espessura fica na faixa de 20 a 50 μm, qual seja da ordem de dez vezes menor que a de aço silício de grãos orientadosconvencionais


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Novas Tecnologias: Transformadores com Núcleo deLiga Amorfa

Materiais Os metais amorfos são muito duros e quebradiços. São

estáveis, química e termicamente; Fórmula Genérica formada pela composição de um ou mais dos

metais : Ma Yb Zc M – Ferro, Níquel, Cobalto e Cromo;

60% a 90 %

Y – Boro, Carbono e Fósforo; 10% a 30%

Z – Alumínio, Antimônio, Silício e Germânio 0,1% a 15 % Totalizando: 100%

Ligas Amorfas mais difundidas: 1976 Fe80B20

1978 Fe81,5B13Si2C2

1980 Fe78B13Si9


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Novas Tecnologias: Transformadores com Núcleo de Liga Amorfa Fabricante único: AlliedSignal Honeywell

Nome Comercial: METGLAS® Magnetic Alloy (Iron-bases) METGLAS Magnetic Alloy 2605CO

Alta indução de saturação (1,80 T). Recomendado para sensores de campo, aplicações em blindagens enúcleos de alta freqüência

METGLAS Magnetic Alloy 2605S3A Alta permeabilidade magnética. Indicado para transformadores de corrente, dispositivos de proteção de falta

a terra e núcleos de alta freqüência

METGLAS Magnetic Alloy 2605SC Laço de Histerese quadrado e alto indução de saturação. Indicado para transformadores de pulso, de

potência, transdutores de corrente e dispositivos que requeiram materiais com laço de histerese quadrado dealta saturação

METGLAS Magnetic Alloy 2605SA1 Perdas extremamente baixas. Recomendado para transformadores de distribuição e de potência, motores,

indutores de alta freqüência, transformadores de corrente e dispositivos que requeiram alta permeabilidade ebaixa perda em baixa freqüência.

METGLAS Magnetic Alloy 2605M Baseada em Cobalto , apresenta magnetostriçao próxima de zero. Recomendado para

sensores magnéticos, blindagens e núcleos de alta freqüência; METGLAS Magnetic Alloy 2605A

Baseada em Cobalto, apresenta ultra-alta permeabilidade. Recomendado para fontes depotência chaveadas, transformadores de alta freqüência, transformadores de corrente ultra-sensíveis, sensores e blindagens;

METGLAS Magnetic Alloy 2605MB Baseada em Ferro e Níquel, apresenta indução de saturação média. Recomendado para

sensores de campo, blindagens e núcleos de alta freqüência.


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Novas Tecnologias:Transformadores com Núcleo de Liga Amorfa

Curva de Magnetização

Intensidade do CampoMagnético (H)

Densidade deFluxo

Magnético(B)


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Ñúcleo de 5 Colunas de umTrafo Trifásico

Montagem Trifásica dosEnrolamentos


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Transformadores de Potência: Aspectos Econômicos

Perdas em Transformadores As perdas de um transformador são calculadas e garantidas pelo

fabricante para a potência nominal. Um transformador pode ser projetado com perdas maiores ou menores

com um custo, respectivamente, menor ou maior. O transformador de menor custo econômico é aquele cujo custo de

compra mais o custo das perdas é menor. As perdas do transformador energizado participa ativamente na fatura

mensal de energia. O transformador operar sempre com 100% de carga, é relativamente

fácil calcular o custo das perdas por mês pois basta multiplicar asperdas totais pela tarifa de demanda e somar com o consumo deenergia mensal multiplicado pela tarifa de energia.

Normalmente os transformadores operam com cargas variáveis duranteos vários períodos de trabalho. As perdas se dividem em constantes evariáveis com a carga. As perdas de excitação são praticamente constantes e compostas pelas

perdas no núcleo (perdas por correntes de Foucaud e perdas por histerese)e pelas perdas ôhmicas devidas à corrente de excitação nos enrolamentos.

As perdas variáveis são formadas pelas perdas joule nos condutores epelas perdas adicionais, ambas proporcionais ao quadrado da corrente decarga.


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CUSTO DA DEMANDA O custo da demanda “per unit”, isto é, para cada kW das perdas

garantidas, tem duas componentes: Custo da demanda para as perdas constantes (CDC); Custo da demanda para as perdas variáveis (CDV).

No Brasil para os clientes horo-sazonais temos no mínimo duas tarifasde demanda: Tarifa de demanda para o período de ponta (TDp); Tarifa de demanda para o período fora de ponta (TDfp).

O custo da demanda p.u. para as perdas constantes é, pois, a própriatarifa de demanda, ou seja:

Para determinar o custo da demanda p.u para as perdas variáveis,deve-se fazer algumas considerações levando em conta o regime deoperação do transformador.

Deve-se considerar que as perdas variáveis p.u. variam com oquadrado do fator de carga do transformador, considerando como fatorde carga (FC) a relação entre a potência de operação e a potêncianominal.

Faz-se considerar o fator de carga com que o transformador operaquando o sistema está operando no seu valor de ponta , pois o sistema,de um modo geral, é formado pela operação de vários transformadores.

p fpCDC máximo(TD ;TD )


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CUSTO DA DEMANDA Assim, define-se o fator de ponta de perdas do transformador,

que é o fator de carga do transformador, ao quadrado, quando osistema está operando com o seu pico de demanda.

O fator de carga do transformador neste período pode não ser omáximo fator de carga do transformador nos seus diversosperíodos de operação.

O custo da demanda p.u. para as perdas variáveis é o fator deponta da carga multiplicado pela tarifa de demandacorrespondente ao período (ponta ou fora de ponta).

2Carregamento do Trafo quando o Sistema opera na ponta

FPPPotência Nominal do Transformador

fp pCDV FPP * máximo(TD ;TD )


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CUSTOS DA ENERGIA O custo da energia p.u. também tem duas componentes:

O custo da energia para as perdas constantes (CEC);

O custo da energia para as perdas variáveis (CEV).

No Sistema Horo-sazonal existem quatro tarifas de energia: Para o período Seco:

· Tarifa de energia para a ponta Diária (TESp);

· Tarifa de energia para fora de ponta (TESfp).

Para o período Úmido: · Tarifa de energia para a ponta Diária (TEUp);

· Tarifa de energia para fora de ponta (TEUfp).

O custo da energia p.u. para as perdas constantes é igual à tarifade energia multiplicada pelo número de horas, durante o mês, emque o transformador está energizado, no período de ponta (hp) efora de ponta (hfp).

p p fp fpPeríodo Seco ou Úmido CEC TE * h TE *h


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CUSTOS DA ENERGIA Para as perdas variáveis, deve-se levar em conta o valor do fator

de carga ao quadrado para cada período de operação. O fator médio de perdas do transformador:

Δtn o tempo em que se mantém constante o fator de carga (FC)n

T é o período total, normalmente de um dia, em que as mesmascondições se repetem.

Este fator pode ser diferente nos períodos de ponta e fora deponta.

O custo da energia p.u. para as perdas variáveis será:

sendo FMPp e FMPfp os fatores médios de perdas dotransformador no período de ponta (hp) e fora de ponta (hfp),respectivamente.

2 n

nn

tFMP FC *

T

p p p fp fp fpCEV FMP * TE * h FMP * TE * h


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Parâmetros Econômicos IMPOSTO DE RENDA

A taxa do imposto de renda incide sobre o lucro da empresa (receita– custos – depreciação, etc.).

O custo das perdas do transformador reduz o imposto de renda. O valor das perdas que será somado ao valor de aquisição deverá

estar contemplado com esta redução do imposto de renda. Multiplicar todos os custos p.u. determinados pelo fator (1-AIR), sendo

“AIR” a alíquota de Imposto de Renda.

TARIFAS O valor das tarifas variar durante o período de retorno analisado. Pode haver taxas diferenciadas de aumento de tarifa para a demanda

e para a energia. Sendo “d” e “e” as taxas “per unit” de aumento das tarifas de

demanda e de energia, cada parcela mensal (ou anual) que é levadaao valor presente deve estar multiplicada pelo fator de aumento datarifa correspondente ao mês (ou ano) “i” dado.

i

i

i

i

F d 1 d

F e 1 e


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Parâmetros Econômicos

Fluxo de Caixa e Valor Presente Líquido Sendo “r” a taxa de retorno mensal (ou anual) de investimento,

calcula-se o valor presente (VPLi) do retorno “Ri”correspondente ao mês (ou ano) “i”, dividindo-se este retornopor (1+r)i

Para as perdas constantes e variáveis no mês (ou ano) “i”:

ii i

RVPL

(1 r)

i ii IR

i ii IR

RC (1 A ) * [CDC * (1 d) CEC * (1 e) ]

RV (1 A ) * [CDV * (1 d) CEV * (1 e) ]


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Parâmetros Econômicos o valor presente “per unit” das perdas constantes, considerando

todas as contribuições mensais (ou anuais:

Se as taxas são constantes durante “n” períodos.

i in

IR i i1

(1 d) (1 e)VPLC (1 A ) * CDC * CEC *

(1 r) (1 r)

n n

IR

(1 d) (1 e)CDC * 1 CEC * 1

(1 r) (1 r)VPLC (1 A ) *

(1 r) (1 r)1 1

(1 d) (1 d)


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Parâmetros Econômicos o valor presente “per unit” das perdas variáveis, considerando

todas as contribuições mensais (ou anuais:

Se as taxas são constantes durante “n” períodos.

i in

IR i i1

(1 d) (1 e)VPLV (1 A ) * CDV * CEV *

(1 r) (1 r)

n n

IR

(1 d) (1 e)CDV * 1 CEV * 1

(1 r) (1 r)VPLV (1 A ) *

(1 r) (1 r)1 1

(1 d) (1 d)


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Exemplo: Um Transformador de 25 MVA deve operar 8.600 horas por

ano com três patamares típicos de carga:

8 h/dia – 4.500 kVA

12 h/dia – 12.000 kVA

4 h/dia – 21.500 kVA

Tarifa de Demanda e de Energia Elétrica

TDp=TDfp = 10 R$/kW/mês

TEp=TEfp = 0,08 R$/kWh

Fator de correção tarifária anual: 5%

Alíquota de Imposto de Renda: 30%

Taxa de Desconto anual: 12%

Vida útil do projeto: 15 anos

Calcule os montantes que deverão ser acrescidos à faturaanual decorrente das perdas no transformador

Documents

AL 0143 - 2 - Subestações Energia Elétrica -1_ 2011