Características e Especificações de Trafos de Disribuição de Força

DT-11

CARACTERÍSTICAS E ESPECIFICAÇÕES DE

TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUIÇÃO E FORÇA

Informações Técnicas DT-11

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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 IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃ O...........................................................33

2.1. POTÊNCIA NOMINAL .......................................................................................................... 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 TRANSFORMADORES ..............................................................................66

4.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR ........................................... 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 NECESSÁRIOS 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, Calços 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 IDENTIFICAÇÃO 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 VÁCUO 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


9

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 TIPO 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


10

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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13

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.


14

Figura 1.1


15

1.2. TIPOS DE TRANSFORMADORES

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:


16

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.


17

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.) E1 no

primário e E 2 no secundário, proporcionais ao número de espiras dos respectivos

enrolamentos, segundo a relação:

aNN

EE

==2

1

2

1

onde: a = razão de transformação ou relação entre espiras.

As tensões de entrada e saída U1 e U 2 diferem muito pouco das f.e.m. induzidas E1 e E2 e para fins práticos podemos considerar:


18

aNN

UU

==2

1

2

1

Podemos também provar que as correntes obedecem à seguinte relação:

aNN

II

ou

NINI

==

⋅=⋅

2

1

1

2

2211

onde:

l1 = corrente no primário l2= corrente no secundário

Quando a tensão do primário U 1 é superior a do secundário U2, 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.


19

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:


20

- 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, U1, U2 e U 3 tais que a defasagem entre elas seja 120° e os “atrasos” de U2

e U 1 em relação a U3 sejam iguais a 120°, considerando um ciclo completo 360°. (Figura 1.7)


21

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 triângulo

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


22

A tensão em qualquer destes três fios chama-se “tensão de linha”, UL, que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama-se

“corrente de linha”, IL.

Examinando o esquema da Figura 1.9, vê-se que: - a carga é aplicada a tensão de linha UL que é a própria tensão do sistema

monofásico componente, ou seja, UL = 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: ffL III ×=×= 732,13

Figura 1.10


23

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:

VUU Lf 220== , em cada uma das fases

AIIII LffL 77,510577,0577,0732,1 =×=×=∴×= , 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 W

I1 I2 I 3

U f1 U f2 U f3

If1 I f3I f2

Figura 1.11

Examinando o esquema da Figura 1.12 vê-se que:

- a corrente em cada fio da linha, ou corrente da linha IL = I f;


24

- 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: ffL UUU ×=×= 732,13 .

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:

VU f 200= , em cada uma das cargas

VU L 380220732,1 =×=

AII fL 77,5==


25

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 secundário

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


26

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 3ª 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

oo

ZZ VVV 060 11 ∠+∠= onde oVV 012 ∠=

017,12760017,127 +∠= oZZV

110527,190 jVZZ += o

ZZV 30220∠= (tensão de fase)

VV LZZ 3803220)( =×=

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, diferenciando-se apenas na parte elétrica, isto é, os enrolamentos do primário e secundário


27

possuem um certo número de espiras em comum, Figura 1.17.

Figura 1.17

11 V

PI =

22 V

PI =

12 III −=

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.


28

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:

ØIUP cos⋅⋅= [W]


29

Em um sistema trifásico:

ØIUP ff cos3 ⋅⋅⋅= [W]

ou

ØIUP LL cos3 ⋅⋅⋅= [W]

1.5.2. Potência Reativa

É a componente da potência aparente (Q) que não contribui na conversão de energia.


ØIUQ sen⋅⋅= [VAr]


ØIUQ ff sen3 ⋅⋅⋅= [VAr]

ou

ØIUQ LL sen3 ⋅⋅⋅= [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: 22 QPS +=

Ângulo:

=

PQ

arctgØ

Aqui podemos notar a importância do fator de potência. É definido como:

SP

Øfp == cos


30

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.


IUS ⋅= [VA]


ff IUS ⋅⋅= 3 [VA]

ou

LL IUS ⋅⋅= 3 [VA]

Outras relações importantes:

ØP

Scos

= [VA]

ØQ

Ssen

= [VA]


31

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 Estrela Triângulo Zig-Zag

Tensão de Linha UL UL UL

Tensão no

Enrolamento 3LU

UL 3LU

Corrente de Linha IL IL IL

Corrente de

Enrolamento IL

3LI

IL

Liga ções dos

Enrolamentos

Esquemas

Potência Aparente kVA LLff IUIUS ⋅⋅=⋅⋅= 33

Potência Ativa kW ØIUØIUP LLff cos3cos3 ⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=

Potência Reativa kVAr ØIUØIUQ LLff sen3sen3 ⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=

Potência Absorvida

da Rede Primária KVA

ηkVA

S P =

Fator de Potência do

Primário ( ) ru eeØØ −−⋅= 100coscos 21 (*)

Fator de Potência do

Secundário Do projeto de instalação (cosØ2)

(*) ey = Tensão de curto -circuito

er = componente da tensão de curto-circuito


32

Exemplo: Cálculo da potência aparente requerida por dois equipamentos com fator de potência (cosØ)

APARELHO 1 APARELHO 2

SP

Ø

ØWP

=

==

cos

5,0cos1000

SP

Ø

ØWP

=

==

cos

92,0cos1000

APARELHO 1 : VAS 20005,0

1000==

APARELHO 2 : VAS 108792,0

1000==

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.


33

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 potência aparente definida pela expressão:

Potência nominal = 1000

3⋅⋅ nn IU [kVA]

2.1.2. Transformadores Monofásicos

A potência nominal de um transformador monofásico é a potência aparente definida pela expressão:

Potência nominal =1000

nn IU ⋅ [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;


34

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: (Uc): 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)


35

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 ou abaixador.

Tensão de Curto -circuito (Ucc): 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 curto- circuitados.

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 (Z0): 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


36

2.2.2.1. Transformadores de distribuição

Tabela 2.1 - Transformadores sem Derivações Tensão [V]

Primário Secundário

Tensão máxima do

equipamento

kVeficaz Trifásico e

monofásico (FF)

Monofásico

(FN) Trifásico Monofásico

15 13800

13200

7967

7621

24,2 23100

22000

13337

12702

36,2 34500

33000

19919

19053

380/220

ou

220/127

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]

Primário Secundário Tensão máxima

do equipamento

kVeficaz

Derivação n o Trifásico e

monofásico

(FF)

Monofásico

(FN) Trifásico Monofásico

1 2 3 4 5 6

15

1

2

3

13800

13200

12600

7967

7621

7275

24,2

1

2

3

23100

22000

20900

13337

12702

12067

36,2

1

2

3

34500

33000

31500

19919

19043

18187

380/220

ou

220/127

Dois

terminais: 220

ou 127

Três

termin ais:

440/220,254/

127, 240/120

ou 230/115

NOTA: FF = tensão entre fases

FN = tensão entre fase e neutro


37

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.


38

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,


39

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


40

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 1 2 3

Comutador conecta os pontos

10-7

11-8

12-9

7-13

8-14

9-15

13-4

14-5

15-6

Tensão em cada derivação UN + a% UN UN - b%

Percentual de variação por degrau a b

Tabela 2.4

Classe Derivação

Superior

Derivação

Principal

Derivação

Inferior

Degrau de

Derivação 15 13800 13200 12600 + 4,5

24,2 23100 22000 20900 + 5%

36,2 34500 33000 31500 + 4,5


41

2.4. CORRENTES 2.4.1. Corrente Nominal A corrente nominal (In) 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 (Io) 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

0

0

sen

cos

ØII

ØII

oq

op

⋅=

⋅=


42

sendo:

o

o

IVP

Ø⋅

=cos

A componente reativa originada pela magnetização representa mais que 95% da

corrente total, de forma que uma igualdade de Iq 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 Io 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:

100(%)

)( ⋅=Z

NCAcc E

II

onde:

IN = corrente nominal Ez = impedância a 75oC (%)


43

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.


44

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.


45

Tabela 2.5 - Níveis de Isolamento para Tensão Máxima Igual ou Inferior a 242kV

Tensão máximado equipamento

kV ( eficaz)

Tensão suportável nominal deimpulso atmosférico

PlenokV ( crista)

CortadokV ( crista)

Tensão suportável nominal à freqüênciaindustral, durante 1 min. e tensão induzi da

kV ( eficaz)

1

0,61,2

7,2

15

24,2

36,2

72,5

92,4

145

242

2

40

6095

110125

150150170200350380

450450550650750850950

3

44

66105

121138

165165187220385418

4954956057158259351045

4

410

20

34

50

70

140150

185185230275325360395

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 concatenadas primárias

e o triângulo das tensões concatenadas secundárias e será medido entre fases.


46

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.

H1

H3 H2

X1

X2

X3 Figura 2.4


47

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 30o 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.


48

Tabela 2.6 – Deslocamento Angular


49

.

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 combinações 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 transformador 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


50

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)


51

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)


52

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


53

3. CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO

3.1. PERDAS

Em condições normais de funcionamento e altitude de instalação até 1000m, é considerado que a temperatura 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:

- média dos enrolamentos: 55oC ou 65 (com conservador); - do ponto mais quente dos enrolamentos: 65oC ou 80ºC (com conservador);

- do óleo (próximo à superfície): 50oC (selados), 55 oC 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 (carga), 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


54

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.


55

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 [kVA]

Corrente de excitação máxima [%]

Perdas em vazio máxima [W]

Perdas totais máxima [W]

Tensão de curto -circuito a 75 oC [%]

1 2 3 4 5

15

30

45

75

112.5

150

4,8

4,1

3,7

3,1

2,8

2,6

100

170

220

330

440

540

440

740

1000

1470

1990

2450

3,5

225

300

2,3

2,2

765

950

3465

4310

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

[kVA]

Corrente de excitação

máxima [%]

Perdas em vazio

máxima [W]

Perdas totais

máxima [W]

Tensão de curto -

circuito a 75 oC [%] 1 2 3 4 5

15

30

45

75

112,5

150

5,7

4,8

4,3

3,6

3,2

3,0

110

180

250

360

490

610

500

825

1120

1635

2215

2755

4,0

225

300

2,7

2,5

820

1020

3730

4620 5,0


56

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

[kVA]


máxima [%]

Perdas em vazio

máxima [W]

Perdas totais

máxima [W]

Tensão curto -

circuito a 75 oC [%] 1 2 3 4 5

3

5

10

15

25

37,5

50

75

100

4,9

4,0

3,3

3,0

2,7

2,4

2,2

2,0

1,9

40

50

60

85

120

160

190

230

280

115

160

260

355

520

700

830

1160

1500

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

(kVA)


máxima [%]

Perdas em

vazio

máxima [W]

Perdas totais

máxima [W]

Tensão curto -

circuito a 75 oC [%]

1 2 3 4 5

3

5

10

15

25

37,5

50

75

100

5,7

4,8

4,0

3,6

3,1

2,9

2,7

2,1

1,5

40

50

70

90

130

170

220

250

300

115

170

285

395

580

775

975

1260

1550

2,5

(para 24,2kV)

3,0

(para 36,2kV)


57

3.2. RENDIMENTO

“Relação, geralmente expressa em porcentagem, entre a potência ativa fornecida e

a potência ativa recebida por um transformador.” Esta é a definição dada ao rendimento pela norma NBR 5356. É dada pela expressão

100⋅+

=tPP

Pη [%]

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:

100cos

12

2

⋅

⋅++⋅⋅⋅+

−=PcbPØSb

PcbP

on

oη [%]

onde:

b = fator de carga =nP

P

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 rendimento máximo de um transformador ocorre quando as perdas no material dos enrolamentos e as perdas no ferro forem iguais.


58

Se quisermos saber qual a carga que deve ser aplicada a um transformador para que este opere com rendimento máximo, devemos fazer:

n

o

SbSe

PcP

b

⋅=

=

Tabela 3.5 Transformadores trifásicos – Rendimentos

Potência [kVA] 15 30 45 75 112.5 150 225 300 500

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

200sencos

sencos%ØEØE

ØEØEaR RXxR

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

ØØ 2cos1sen −=


59

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

0,8

0,8

0,8

25

50

75

100

97,83

98,39

98,35

98,16

0,8876

1,775

2,662

3,550

0,9

0,9

0,9

0,9

25

50

75

100

98,06

98,56

98,53

98,36

0,7416

1,483

2,225

2,966

1,0

1,0

1,0

1,0

25

50

75

100

98,25

98,71

98,67

98,52

0,3037

0,6074

0,9112

1,214

3.4. CAPACIDADE DE SOBRECARGA

Como dissemos anteriormente, é a elevação de temperatura que limita a potência 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 105oC.

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.


60

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:

tPVA

B

e ∆⋅×=

+

+−

10010% 273 θ

onde:

A é igual a –14,133 (transformador de 55oC) A é igual a –13,391 (transformador de 65oC)

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.


61

A Tabela 3.8 mostra a carga admissível, após um carregamento contínuo de 70%,

com temperatura ambiente a 30oC, 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 140oC, 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.


62

Tabela 3.7 - Carregamento de Transformadores de 55oc – Onan Carga Inicial = 50%

DP (h) Ta ( oC) CP(%) TO(oC) TE(oC) OBS.

10 150 36 84

15 150 41 89

20 150 46 94

25 150 51 99

30 144 56 104

35 150 61 105

0,5

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

1,0

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

2,0

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

4,0

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

8,0

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

24,0

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.


63

Tabela 3.8 - Carregamento de Transformadores de 55 oc - Onan Carga Inicial = 70%


10 150 43 90

15 150 48 95

20 150 53 100

25 150 58 105

30 142 62 105

35 133 66 105

0,5

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

1,0

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

2,0

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

4,0

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

8,0

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

24,0

40 100 80 105 X

NOTAS

1 DP é a duração do tempo de ponta de car ga;




TE á a temperatura do ponto mais quente do enrolamento.



64

Tabela 3.9 - Carregamento de Transformadores de 55 oc - Onan Carga Inicial = 9 0%


10 150 50 98

15 150 55 103

20 145 60 105

25 137 64 105

30 128 68 105

35 119 72 105

0,5

40 109 76 105 X

10 150 56 103

15 145 59 105

20 138 63 105

25 131 67 105

30 123 70 105

35 115 74 105

1,0

40 107 78 105 X

10 143 61 105

15 137 64 105

20 130 67 105

25 124 70 105

30 118 73 105

35 111 76 105

2,0

40 104 79 105 X

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

4,0

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

8,0

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

24,0

40 100 80 105 X

NOTAS








65

Tabela 3.10 - Carregamento de Transformadores de 55 oc - Onan Carga Inicial = 100%


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

0,5

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

1,0

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

2,0

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

4,0

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

8,0

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

24,0

40 100 80 105 X

NOTAS








66

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 DEMANDA ( d)

Entende-se por fator de demanda (d) como a razão da demanda máxima total (Dmt) da instalação para a respectiva potência instalada (Pt) e é definido para um ponto de

distribuição. Portanto conhecendo-se:

T

MT

PD

d = (5.1)


67

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

10003 VI

Pnom⋅⋅

= [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:

nn

N'

= (5.3)

inst

inst

PP

P'

= (5.4)


68

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:

instPGDM ⋅= (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 Pinst [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


69

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.

kVA2,36240,72

=

Será: n’ = 8+5 = 13

Aos quais corresponde uma potência instalada:

P’inst = 142, 9 + 131,1 = 274 kVA

Calculamos as relações:

2,06513'

===nn

N

458,02,597

274'

==inst

inst

PP

P

Na Tabela 5.4 com N = 0,2 e P = 0,50 obteremos :

G = 0,64

A demanda máxima será:

( )[ ]kVADM

DM3,434

8,1448,1442,59764,0=

+−×=

Nota: Através do item 1 obtemos os valores DM [kVA].


70

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 por sua vez definirá a potência do

transformador:

Dmt = 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 aproximem os

valores dos fatores com a realidade do caso que deve resolver.


71

4.4. CRITÉRIOS DE ES COLHA DOS TRANSFORMADORES 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

Número de Aparelhos Fator de Demanda [%]

1º e 2 º maior aparelho 100

3º aparelho 85

4º aparelho 70

soma dos demais aparelhos 60

solda à resistência

maior aparelho 100

soma dos demais aparelhos 60


72

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 N

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

0,005

0,34

0,18

0,11

0,073

0,051

0,039

0,030

0,024

0,019

0,016

0,013

0,011

0,010

0,009

0,007

0,007

0,006

0,005

0,005

0,01

0,52

0,32

0,20

0,14

0,10

0,076

0,059

0,047

0,037

0,031

0,026

0,023

0,019

0,017

0,015

0,013

0,012

0,011

0,009

0,02

0,71

0,51

0,36

0,26

0,19

0,14

,011

0,09

0,07

0,06

0,05

0,04

0,04

0,03

0,03

0,03

0,02

0,02

0,02

0,03

0,81

0,64

0,48

0,36

0,27

0,21

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

0,04

0,86

0,72

0,57

0,44

0,34

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

0,05

0,90

0,79

0,64

0,51

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

0,06

0,92

0,83

0,70

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

0,08

0,94

0,89

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

0,10

0,95

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

0,15

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

0,20

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

0,25

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

0,30

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

0,35

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

0,40

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

0,45

0,95

0,93

0,91

0,87

0,81

0,76

0,70

0,64

0,58

0,52

0,47

0,43

0,50

0,95

0,94

0,91

0,87

0,82

0,76

0,70

0,64

0,58

0,53

0,48

0,55

0,95

0,94

0,91

0,87

0,82

0,75

0,69

0,63

0,57

0,52

0,60

0,95

0,94

0,91

0,87

0,81

0,75

0,69

0,63

0,57

0,65

0,95

0,94

0,91

0,86

0,81

0,74

0,68

0,62

0,70

0,95

0,94

0,90

0,86

0,80

0,73

0,66

0,75

0,95

0,93

0,90

0,83

0,78

0,71

0,80

0,95

0,94

0,89

0,83

0,76

0,85

0,95

0,93

0,88

0,80

0,90

0,95

0,92

0,85

1,0

0,95


73

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 (residencial) 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


74

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


75

Tabela 5.7 – Fatores de Demanda de Iluminação e Tomadas DESCRIÇÃO FATOR DE DEMANDA [%]

Auditó rios, salões para exposiçõe s e

semelhantes. 100

Bancos, lojas e semelhantes. 100

Barbearias, salões de beleza e semelhantes. 100

Clubes e semelhantes. 100

Escolas e semelhantes. 100 para os primeiros kVA

50 para o que exceder de 12kVA.

Escritórios (edifícios de) 100 para os primeiros 20kVA

70 para o que exceder de 20kVA

Garagens comerciais e semelhantes. 100

Hospita is e semelha ntes. 40 para os primeiros 50kVA


Hotéis e sem elhantes. 100

Igrejas e semelhantes. 100

Edifícios de apartamentos residen ciais

100 para os primeiros 10kVA

35 para os seguintes 110kVA


Restaurantes e semelhantes. 100


76

Tabela 5.8 Fator de Demanda [%] Fator de Demanda [%]

Número de

Aparelhos Com

potencial de

até 35kW

Com potencial

superior a

35kW

Número de

Aparelhos Com potencial

de até 35kW

Com potencial

superior a

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

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

tratando 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:


77

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 idealizado 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.


78

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


79


80


81

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%.


82

4.6.2. Processo 2


83


84


85

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 vê-se: 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


86

(c) Transformador de distribuição

com núcleo enrolado

(c)Transformador de força

Figura 5.1


87

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.


88

(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


89

(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


90

(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.


91

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 aperto do núcleo, num ângulo que varia de 20o a 30 o, para evitar

depósitos de impurezas em sua superfície superior.


92

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


93

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


94

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.


95

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 próprio

acionamento (ou manual na manivela, não possibilitando qualquer outro tipo de acionamento).

Figura 59 Figura 5.10


96

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


97

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


98




99

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) MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA [V] POTÊNCIA NOMINAL

DO TRANSFORMADOR

[kVA] 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

Nota: A tensão nominal das buchas de baixa tensão será conforme estabelecido na NBR 5437 (1,3kV).


100

Tabela 5.2 – Corrente Nominal [A] das Buchas de Alta Tensão para Transformadores Trifásicos (Conforme NBR 5440)

MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA [V] POTÊNCIA NOMINAL DO

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.


101

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<P•225 2,65 2,65 3,00

150<P•300 3,00 3,00 4,75

NOTA: As espessuras estão sujeitas às tolerâncias da NBR 6650

Com referência aos tipos construtivos, os transformadores podem ser: selados e

com conservador de óleo

5.3.1. Selados

Transformadores cujo tanque assegura a separação total entre os ambientes interno

e externo. O tanque neste caso, mantêm-se parcialmente cheio de óleo, (Figura 5.18) sendo necessário o “colchão” de ar para expansão do óleo quando do seu

aquecimento.

Figura 5.18


102

5.3.2. Com Conservador de Óleo

Os transformadores que tem o tanque totalmente cheio de óleo, possuem o conservador a fim de permitir a expansão deste quando do seu aquecimento

(Figuras 5.19 e 5.20). Usa-se o conservador de óleo a partir de 750kVA.


5.3.3. Transformadores Flangeados

Os transformadores selados e com conservador de óleo poderão ser providos de flanges nos terminais de alta e/ou baixa tensão caso se necessite de proteção ou

acoplamento a painéis, cubículos e outros transformadores etc.

Na Figura 5.21 vemos transformadores selado com flanges para acoplamento; e na

Figura 5.22 vemos transformadores com conservador de óleo com flanges para acoplamento.


103


5.4. RADIADORES

Todo o calor gerado na parte ativa se propaga através do óleo e é dissipado no tanque (tampa e sua lateral). As elevações de temperatura do óleo e do enrolamento

são normalizadas e devem ser limitadas para evitar a deterioração do isolamento de

papel e do óleo. Dependendo da potência do transformador, ou melhor, de suas perdas, a área da superfície externa poderá ser insuficiente para dissipar este calor

e é então necessário aumentar a área de dissipação. Para tal usam-se radiadores que poderão ser de elementos ou tubos. (Figura 5.23 e 5.24)

Figura 5.23


104

Figura 5.24

5.5. TRATAMENTO SUPERFICIAL E PINTURA

O tanque, inclusive radiadores, após a sua fabricação, são submetidos a um

tratamento de jato de granalha de aço até o metal quase branco em instalações automáticas e manuais.

Concluindo este tratamento, imediatamente após, as peças são pintadas com tinta

primer, recebendo em seguida duas demãos de esmalte sintético de acabamento, resistente ao tempo, em cor cinza claro.

5.6. LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO

Os transformadores de distribuição, com tensão acima de 1,2kV, são construídos de

maneira a trabalhar imersos em óleos isolantes.

Os óleos isolantes possuem dupla finalidade: garantir isolação entre os componentes do transformador e dissipar para o exterior o calor gerado nos enrolamentos e no

núcleo.

Para que o óleo possa cumprir satisfatoriamente as duas condições acima, deve ser perfeitamente livre de umidade e outras impurezas para garantir seu alto poder

dielétrico.


105

Os óleos mais utilizados em transformadores são os minerais, que são obtidos da refinação do petróleo. Sendo que o de base paranífica (tipo B) e o de base naftênica

(tipo A) sãos usados em equipamentos com tensão igual ou inferior a 145kV.

Existem também, fluídos isolantes à base de silicone, recomendados para áreas de alto grau de segurança. Ao contrário dos óleos minerais, este tipo de fluido possui

baixa inflamabilidade, reduzindo sensivelmente uma eventual programação de

incêndio. É usado também o óleo Rtemp que é um óleo mineral de alto ponto de fulgor com características semelhantes ao silicone.

A utilização do óleo vegetal envirotemp é recente no mercado. Tem por vantagem

além de ser biodegradável possuir alto ponto de fulgor.


106

Tabela 5.4 - Características do Óleo Mineral Isolante Tipo A Valores Garantidos

Características (A) Método de Ensaio Unidade Mínimo Máximo

Densidade, 20/4 oC (B) NBR 7148 - 0,861 0,900

a 20 oC 25,0

a 40 oC 11,0 Viscosidade cinemática (C)

a 100 oC

NBR 10441 Mm2/s -

3,0

Ponto de fulgor (B) NBR 11341 oC 140 -

Ponto de fluidez (B) NBR 11349 oC - -39

Índice de neutralização (B) ASTM D 974 MgKOH/g - 0,03

Tensão interfacial a 25oC (B) (G) NBR 6234 MN/m 40 -

Cor ASTM ASTM D 1500 - - 1,0

Teor de água (B) (D) NBR 5755 Mg/kg - 35

Cloretos e Sulfatos NBR 5779 - Ausentes

Enxofre corrosivo NBR 10505 - Ausente

Ponto de anilina (B) NBR 11343 oC 63 84

Índice de refração a 20 oC NBR 5778 - 1,485 1,500

Rigidez dielétric a (B) (D) NBR 6869 kV 30 -

a 100 oC ASTM D 924 0,50 Fator de perdas dielétricas (D)(E)(G) ou

Fator de dissipação a 90 oC IEC 247

%

- 0,40

Teor de inibidor de oxidação DBPC/DBP ASTM D 2 668 % massa - 0,08

Porcentagem de carbonos ASTM D 2140 % Anotar

Estabilidade à oxidação: (F)

. índice de neutralização

. borra

. fator de dissipação, a 90 oC(IEC247)

IEC 74

MgKOH/g

%massa

%

-

0,4

0,10

20

(A) Antes de se iniciar a inspeção, o fornecedor deve apresentar ao inspetor certificado com os valores de todas as características do produto

oferecido contidas nesta Tabela.

(B) Estes ensaios devem ser efetuados pelo fornecedor, na presença do inspetor, em amostra retirada dos tambores ou tanques bem como os

demais ensaios, se julgado necessário.

(C) O ensaio de viscosidade cinemática deve ser realizado em duas temperaturas entre as citadas.

(D) Os ensaios de teor de água e rigidez dielétrica não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões -tanques, ou estocados em

tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deve ser processado tratamento físico adequado para que se restabeleçam

os valores especificados no presente regulamento técnico.

(E) Esta especificação requer que o óleo isolante atenda ao limite de fator de potência a 100oC pelo método ASTM D 924, ou ao fator de

dissipação a 90 oC pelo método IEC 247. Esta especificação não exige que o óleo isolante atenda aos limites medidos por ambos os métodos.

(F) O ensaio do fator de dissipação a 90 oC, do óleo oxidado pelo método IEC 74, é realizado conforme método IEC 247 e após a preparação

desse óleo feita de acordo com o item 10.4.1 do método de ensaio IEC 10A (Central Office) 56.

(G) Est es itens não são válidos para refinarias que, entretanto, devem entregar o produto em condições tais que, mediante tratamento

convencional de absorção com argila, por parte das distribuidoras, seja enquadrado nos valores especificados.

Nota : Os dados d esta Tabela estão de acordo com a Resolução CNP 06/85 e com o Regulamento Técnico correspondente, CNP 18/85.


107

Tabela 5.5 - Características do Óleo Mineral Isolante Tipo B (Pa ra Tensão Máxima do Equipamento Igual ou Inferior a 145 kV).

Valores garantidos Características (A)

Método de Ensaio

Unidade Mínimo Máximo

Densidade 20/4 oC (B) NBR 7148 - - 0,860

a 20 oC 25,0

a 40 oC 12,0 Viscosidade cinemática (C)

a 100 oC

NBR 10441 mm2/s -

3,0

Ponto de fulgor (B) NBR 11341 oC 140 -

Ponto de fluidez (B) NBR 11349 oC - -12

Índice de neutralização (B) ASTM D 974 mgKOH/g - 0,03

Tensão interfacial a 25oC NBR 6234 mN/m 40 -

Cor ASTM ASTM D 1500 - - 1,0

Teor de água (B) (D) NBR 5755 mg/kg - 35

Enxofre corrosivo NBR 10505 - Ausente

Enxofre total ASTM D 1552 % massa - 0,30

Ponto de anilina (B) NBR 11343 oC 85 91

NBR 6869 30 - Rigidez dielétric a (B) (D)

IEC 156 kV

42 -

Índice de refração a 20 oC NBR 5778 - 1,469 1,478

a 100 oC ASTM D 924 - 0,50

a 90 oC IEC 247 - 0,40

Fator de perdas dielétricas

(B) (E) (G) u

Fator de dissipação a 25 oC ASTM D 924

%

- 0,05

Teor de inibidor de oxidação DBPC/DBP AST D 2668 Não-detectável

Teor de carbonos aromáticos ASTM D 2140 % 7,0 -

Estabilidade à oxidação: (F)

. índice de neutralização

. borra

. fator de dissipação a 90 oC (IEC 247)

IEC 74

mgKOH/g

% massa

%

-

-

-

0,40

0,10

20

(A) Antes de se iniciar a inspeção, o fornecedor deve apre sentar ao inspetor certificado com os valores de todas as características do produto

oferecido contidas nesta Tabela.

(B) Esses ensaios devem ser efetuados pelo fornecedor, na presença do inspetor, em amostra retirada dos tanques, bem como os demais

ensaios, se julgado necessário.

(C) O ensaio de viscosidade cinemática deve ser realizado em duas temperaturas entre as citadas.

(D) O ensaio de teor de água e rigidez dielétrica não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões -tanques, ou est ocados em

tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deve ser processado tratamento físico adequado para que se restabeleçam os

valores especificados no presente regulamento técnico.

(E) Esta especificação requer que o óleo isolante a tenda ao limite de fator de potência a 100 oC pelo método ASTM D 294, ou ao fator de

dissipação a 90 oC pelo método IEC 247. Esta especificação não exige que o óleo isolante atenda aos limites medidos por ambos.

(F) O ensaio do fator de dissipação a 90oC, do óleo oxidado pelo método IEC 74, é realizado conforme método IEC 247 e após a preparação

desse óleo feita de acordo com o item 10.4.1 do método de ensaio IEC 10A (Central Office) 56.

(G) Estes itens não são válidos para refinarias que, entretanto, de vem entregar o produto em condições tais que, mediante tratamento

convencional de absorção com argila, por parte das distribuidoras, seja o produto enquadrado nos valores especificados .

Nota: Os dados desta Tabela estão de acordo com a Resolução CNP 09/8 8, com o Regulamento Técnico correspondente, CNP 06/79, e com sua

revisão número 2, de 01 de novembro de 1988.


108

5.7. PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO E DIAGRAMÁTICA

A placa de identificação é um componente importante, pois é ela quem dá as

principais características do equipamento.

No caso de manutenção, através do dados contidos nela, a Assistência Técnica

WEG será capaz de identificar exatamente o que contém a parte ativa, sem ter que abrir o tanque, e no caso de ampliação da carga, em que o outro transformador é

ligado em paralelo teremos condições de construir um equipamento apto a este tipo de operação.

O material da placa poderá ser alumínio ou aço inoxidável, a critério do cliente.

Na Figura 5.26 encontramos um exemplo de placa de identificação de um

transformador de distribuição (225kVA) e na Figura 5.25, de um transformador de

força (200MVA). As informações nela contidas são normalizadas (NBR 5356) e representam um resumo das características do equipamento.


109

Figura 5.25


110

Figura 5.26

A placa de identificação para transformadores acima de 300kVA deve conter, no

mínimo, as seguintes informações:

- as palavras “Transformador” ou “Autotransformador” ou “Transformador de Reforço” ou “Transformador Regulador”;

- nome e demais dados do fabricante; - número de série de fabricação;

- ano de fabricação; - norma utilizada para fabricação;

- tipo (segundo a classificação do fabricante);

- número de fases; - potência nominal ou potências nominais e potências de derivaç ão

diferentes das nominais, em kVA; - designação do método de resfriamento (no caso de mais de um estágio

de resfriamento, as respectivas potências devem ser indicadas); - diagrama de ligações, contendo todas as tensões nominais e de

derivações (com identificação das derivações), além de respectivas correntes;


111

- freqüência nominal; - limite de elevação de temperatura dos enrolamentos;

- polaridade (para transformadores monofásicos) ou diagrama fasorial (para transformadores polifásicos);

- impedância de curto-circuito, em porcentagem; - tipo de óleo isolante e volume necessário, em litros;

- tensões nominais do primário e do secundário;

- massa total aproximada, em quilos; - níveis de isolamento;

- número do manual de instruções, fornecido pelo fabricante, junto com o transformador;

- vazão, para transformadores com resfriamento à água; - corrente de curto-circuito máximas admissíveis, simétrica e assimétrica; e

duração máxima admissível da corrente, em segundos; - número da placa de identificação;

- tipo para identificação.

Em transformadores maiores que 500kVA, ou quando o cliente exigir, a placa de

identificação deverá conter outros dados como:

- informações sobre transformadores de corrente se os tiver; - dados de perdas e corrente de excitação;

- pressão que o tanque suporta; - qualquer out ra informação que o cliente exigir.

A placa diagramática (Figura 5.27) indica o esquema de ligações dos componentes auxiliares do transformador. É adotado usualmente, em transformadores de força.


112

Figura 5.27

5.8. ACESSÓRIOS

Outros componentes são necessários para o perfeito funcionamento do transformador. Na Tabela 6.6 encontramos estes componentes chamados


113

acessórios, em função da potência. São os acessórios que informam através de seus contatos, as condições de operação do transformador.

TABELA 5.6 – ACESSÓRIOS PARA TRANSFORMADORES Um •36,2kV Um•72,5kV

Potências Nominais [kVA]

Acessórios

Trafo. dist. aérea

P•300

P•1000 P>300

P<5000 P>1000

P•5000 P<2500 P•2500 P<5000

P•5000

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 * * * * *

Relê detetor de gás tipo Buchholz z * * *

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 suspensão da parte ativa do transformador

completamente montado, das tampas, do conservador de óleo

e dos radiadores.

* * * * * * *

Meios para locomo ção * * * * * *

Apoios para macacos z * * * * *

Abertura de visita o o

Abertura de inspeção + + * * * * *

Comutador de derivações sem tensão z z ò ò ò ò ò

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. *

òDispensado 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.


114

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 meia-

força, e o termômetro com capilar (Figura 5.30), usado em transformadores de força.


115

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


116

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.


117

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


118

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


119

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 deformação ou ruptura do tanque em casos de defeitos internos com aparecimento de pressão elevada. A válvula é extremamente


120

sensível e rápida (opera em menos de dois milésimos de segundo), fecha-se automaticamente após a operação impedindo assim a entrada de qualquer 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


121

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.


122

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


123

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


124

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).


125

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 preferenciais 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 situa-

se em torno de 25%.

Figura 5.40


126

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.



127

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 ventiladores (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.


128

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.


129

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


130

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.


131

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 envernizadas,

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 níveis de impulso mais altos e, em alguns


132

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 (SF6), 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 SF6 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


133

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 ENCAPSULADOS 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 transformador 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.


134

A tecnologia é baseada no encapsulamento das bobinas sob vácuo, utilizando resina epóxi de última geração. O equipamento utilizado no processo de impregnação

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, buscam eliminar

descargas parciais e dar uma excelente performance ao longo de sua vida útil, independente das variações de carga e temperatura.

6.3. CARACTERÍSTICAS 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


135

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 curto-circuito 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 (180oC) 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 curto-circuito.

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.


136

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 (180oC), e permite a entrada nos mais exigentes mercados. Caso a classe de temperatura do transformador seja F (155oC), 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.


137

6.3.4. Acessórios

Gama de acessórios dos transformadores secos encapsulados WEG:

Nº Itens Acessórios

Normais Acessórios Opcionais

1 Barramentos terminais para conexões dos enrolamentos de baixa e alta tensão

∆

2 Painel de derivação sem carga ∆ 3 Conector de aterramento ∆ 4 Placa de identificação e avisos de advertência ∆ 5 Meios de suspensão da parte ativa e invólucro, quando

aplicável ∆

6 Rodas bidi recionais ∆ 7 Sistema de proteção (monitoramento) térmico dos

enrolamentos ∆

8 Sistema de ventilação forçada ∆ 9 Cubículo de proteção ∆

10 Blindagem eletrostática ∆ 11 Buchas desconectáveis ∆

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


138

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 reduzidos.

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


139

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 para 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 cubículo deve ser definido de acordo com a tabela seguinte, originária da NBR 6146.


140

2º numeral característico: Grau de proteção com respeito ao ingresso prejudicial de água

0 1 2 3 4 5 8

1º numeral característico:

Grau de proteção com respeito a

pessoas e objetos sólidos

Não protegido

Protegido contra quedas

verticais de gotas d’água

Protegido contra quedas

verticais de gotas d’água

para uma inclinação máx. de

15 º

Protegido contra água

aspergida

Protegido contra

projeções d’água

Protegido contra jat os

d’água

Protegido contra

submersão

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 IP 23


141

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 esforços 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.


142

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 Itens Ensaios de

Rotina Ensaios de

Tipo Ensaios

Especiais

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 curto-circuito ∆

8 Testes dielétricos de Tensão aplicada e Tensão induzida

∆

9 Funcionamento dos acessórios ∆ 10 Descarga s parcia is á ∆ 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 ∆

á A WEG entende que o ensaio de descargas parciais deve ser obrigatório. Contudo a norma ABNT o relaciona como ensaio especial.


143

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.


144

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 manutenção.

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 equipamento

[kVeficaz]

Tensão de impulso atmosférico [kV]

Espaçamento mínimo Fase-terra [mm]

Espaçamento mínimo Fase-fase [mm]

0,6 ---- 25 25 1,2 ---- 25 25

40 45 60 7,2

60 65 90 95 130 160

15 110 150 200 125 170 220

24,2 150 200 280 150 200 280 170 240 320

36,2

200 300 380


145

Lembremos também o que versa sobre temperatura ambiente a norma NBR 10295/1988: "Temperatura de ar de resfriamento não superior a 40oC e temperatura

média em qualquer período de 24 horas não superior a 30oC." Quando a temperatura ambiente for superior a estes valores até o limite de 10oC, 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.


146

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:

t

t

PVHP

S

.5

.3,0

=

=

onde: Pt = perdas totais dissipadas a 115oC [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 [m3/min]


147

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

22,135,12.27.3,0 mS ==

Pela área encontrada, sabemos que será necessário a instalação de ventilação

forçada na sala. A vazão mínima dos motoventiladores será:

min/2702.27.5 3mV ==

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 +

1,1Um (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.


148

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 .


149

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

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

SOBRECARGA

TEM

PO(M

INU

TO)

PRÉ-CARGAS: 50%

:60%:70%

:80%:90%

6.5.6. Insensíveis ao Meio

O encapsulamento a vácuo 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;


150

- 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 -25oC no transporte ou estoque;

- Classe climática C2: operação, transporte e estoque a -25oC; - 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 50oC. 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 -25ºC, então 4h a -5oC e depois a 25oC. 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 -25oC 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, SO2, 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 750oC para radiação


151

durante 60 minutos onde gases e temperaturas de entrada/saída são monitorados. A elevação do gás não pode ultrapassar 420 oC na

combustão, 140oC após 45 minutos de teste e 80oC 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


152

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 ocorrência 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


153

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


154

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 que, 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.


155

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 são 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.


156

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) Embarcações marítimas

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


157

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:


158

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 30oC) Classe térmica dos materiais isolantes: F (155oC)

Elevação média do enrolamento acima do ambiente: 105 oC Elevação do ponto mais quente do enrolamento acima do ambiente: 115oC

Temperatura de referência para garantia de perdas e impedância: 115oC


159

6.7.7. Perdas, Corrente de Excitação e Impedância

Transformadores Secos Encapsula dos a Vácuo WEG Classe 15kV – 60Hz

Potência Perdas a Vazio Perdas Totais Corrente a Vazio Impedância kVA W W (115oC) % % (115°C) 300 1100 5200 1,2 6,0 500 1500 7200 1,2 6,0 750 2000 10200 1,2 6,0

1000 2500 11700 1,2 6,0 1500 3300 17000 1,2 6,0 2000 4000 20500 0,6 6,5 2500 4500 23500 0,6 6,5 3000 5000 27000 0,6 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 comprador 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


160

Transformadores Secos Encapsulados a Vácuo WEG

Classe 15kV - 60Hz

Dimensões Aproximadas e Peso Total Sem Cubículo - IP00 Potência

kVA Comprimento [mm] A

Largura [mm] B

Altura [mm] C Dist. Rodas

[mm] D Peso Total

[kg] 300 1500 700 1300 520 1200 500 1550 700 1450 520 1550 750 1600 800 1700 670 1900

1000 1650 950 1750 820 2400 1500 1800 950 1950 820 3250 2000 1900 950 2200 820 4150 2500 2050 950 2400 820 5100 3000 2150 1200 2500 820 6000

Dimensões Aproximadas e Peso Total Com Cubículo – IP20 Potência kVA Comprimento

[mm] A Largura [mm]

B Altura [mm] C

Dist. Rodas [mm] D

Peso Total (kg)

300 1800 1100 1600 520 1500 500 1800 1200 1700 520 1900 750 1800 1200 1900 670 2300

1000 1900 1300 2000 820 2900 1500 2100 1300 2300 820 3800 2000 2200 1300 2500 820 4700 2500 2350 1400 2700 820 5800 3000 2400 1400 2800 820 6800

6.8. NORMA BRASILEIRA PARA ESPECIFICAÇÃO 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.


161

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.


162

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 valores 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;


163

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 transformadores que interfiram

com requisitos de paralelismo.

Tabela 2 – Níveis de isolamento para transformadores de potência secos

Tensão suportáve l nominal de impulso atmosférico Tensão máxima do

equipamento kV (eficaz) 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

1,2

7,2

15

24,2

36,2

---

---

40

60

95

110

125

150

170

200

---

---

44

66

105

121

138

165

187

220

4

10

20

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.


164

Tabela 6 – Símbolos l iterais

Natureza do meios de resfriam ento Símbolo 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

1ª letra 2ª letra 3ª letra 4ª letra

Indicativa do meios de resfriamento em contato

com os enrolamentos

Indicativa do meio de resfriamento em contato

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 normais, 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

Parte [oC]

Ponto mais quente [oC]

Método da variação da resistência

Classe de temperatura mínima do

material

Temperatura de referência

1 2 3 4 5

Enr

olam

ento

s 65 80 90

115 140 180

55 70 80

105 130 150

A E B F H C

75 75

115 115 115 115


165

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 10oC, 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) 10oC, se o excesso de temperatura for superior a 5oC, e igual ou inferior

a 10oC. Quando o excesso de temperatura do ar ambiente, em relação aos valores indicados

em 4.1, for superior a 10oC, 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 ( oC) Y A E B F H C

90 105 120 130 155 180 220


166

5.10.2 Invólucro 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.


167

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.


168

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]

Potência nominal do transformador equivalente

com dois enrolamentos (B) [kVA]

Nível médio de ruído [dB]

Potência nominal do transformador

equivalente com dois enrolamentos

[kVA] Tipo de resfriamento

AN ANAN AF (A) e NA/AF 58 60 62 64 65 66 68 70 71 72 73

57 59 61 63 64 65 66 69 69 70 71

0 – 300 301 – 500 501 – 700

701 – 1000 1001 – 1500 1501 – 2000 2001 – 3000 3001 – 4000 4001 – 5000 5001 – 6000 6001 - 7500

67 67 67 67 68 69 71 73 74 75 76

3 – 300 301 – 500 501 – 833

834 – 1167 1168 – 1667 1668 – 2000 2001 – 3333 3334 – 5000 5001 – 6667 6668 – 8333

8334 – 10000 (A) Não se aplica a transformadores do tipo selado.

(B) A potência nominal do transformador equivalente com dois enrolamentos é a metade da soma

das potências nominais de todos os enrolamentos do transformador.

...”


169

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).


170

7.1.1 Relação de Tensões: O objetivo deste ensaio é medir a relação de tensões entre tensão primária e tensão secundária de um transformador; 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:

2V1V onde V1 = Tensão do Primário

V2 = Tensão do Secundário Exemplo: Transformador

AT = 13800 V

B1 = 220/127 V 65,108

3/220800.13

Nominal Re ==lação

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.


171

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

Seqüência de Fases: FASE1 = H1 - H3 FASE2 = H2 - H1 FASE3 = H3 - H2 X1 - X0 X2 - X0 X3 - 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.

X1

X0 X1 X2 X3

H1 H1 H2 H3

H3 H2

X2

X3

X1

X2

X0


172

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 isolamento 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.


173

Cliente: Nº Série: Item: Data:

Potência: Tensão Prim.: Tensão Sec.:

Umidade relativa do ar (%): Temperatura Ambiente (ºC):

Temperatura no topo do óleo (ºC): Tensão de Ensaio(V):

30 seg.

1 min.

2 min.

3 min.

4 min.

5 min.

6 min.

7 min.

8 min.

9 min.

10 min.

Medida

Terminal

Medida

Resistência de Isolamento ( M Ω)

MASSA

MASSA

Medida

BAIXA

Ensaio realizado por:

Observações:

IP = R 10' / R 1'

Índice de

AbsorçãoIA = R 1' / R 1/2'

Índice de

Polarização

Tem

po d

e E

nsai

o ( M

in )

ALTAALTA

BAIXA

"EARTH"

Terminal

"GUARD"

BAIXATerminal

MASSA

ALTA

Ensaio de Resistência de IsolamentoDois enrolamentos

"LINE"

Fator de Correção:

Conexões


174

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.


175

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 tanque 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.


176

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 isolamento 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.


177

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: 45 kVA Tensão AT: 13800 V Tensão BT: 220/127 V Corrente Nominal BT: 118,09 A Corrente de excitação medida em Amperes 3,55A

Cálculo da Corrente Nominal:

3BT/ TensãoPotência

IN = 3220

45000÷=IN A09,118IN =

Cálculo da Corrente de Excitação em Percentagem:

( )100

Nominal CorrentemedidaI0

%0 ×=I 10009,118

55,3%0I ×= %0,3%0I =

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


178

(Vcc) e perdas em carga (Pcc); Cálculo da Corrente nominal (IN): Exemplo:

Potência: 45kVA Tensão AT: 13800V Tensão BT: 220/127V

31380045000

IN ÷= A88,1IN =

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.


179

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.


180

Cliente: Nº Série: Item: Data:Potência: Tipo de ligação: Tensão Prim.: Tensão Sec.: 13,8 KV Fator de correção: 1,12

Temp. Úmidade

mVA mA µA mW W Calculado Corrigido Temp. do óleo Relativa

a 20º C Medido Calculado Amb. [ºC] no topo do ar

[ º C ] [ % ]

Alta Baixa

+ Massa

2 Alta Massa Baixa 88,1 100 8810 14,4 2 28,8 0,327 0,292 3850 3744 25 25 70

3 Alta + Baixa Massa 61,8 200 12360,0 7,5 2 15,0 0,121 0,108 5430 5253 25 25 70

Alta

+ Massa

5 Baixa Massa Alta 19,6 1000 19600 3,1 20 62,0 0,316 0,282 8600 8330 25 25 70

6 Baixa + Alta

Massa 62,3 200 12460 7,3 2 14,6 0,117 0,105 5430 5296 25 25 70

51,9

Mod.991/wt - Rev.12/99

136431000 0,249321004 32,1Baixa

Ensaio nº

Leitu rasAterrado

1

Valores obtidos a :2,5 kV

Leituras

21100 2,8

DUKE

Aterrado

20

Mulipl.

Conexões

Energ.

14521115 MVA

Produto 1

YND1

[ pF ]

4,0

8968

20 0,223

Produto 2

56,0

20/08/013005.3095

25

25

Fator de potência (%) Capacitância

7093000,2370,265

" TRANSFORMANDO ENERGIA EM SOLUÇÕES "

7014000 2580,0

JAIRO

Ensaio Realizado por:

Multipl.

264,5 KV

100021,1

ENSAIO DE FATOR DE POTÊNCIA DE ISOLAMENTO

25

X X

Observações: APOS TODOS ENSAIOS ELETRICOS.


181

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 registradas as formas de onda da tensão e da corrente desenvolvidas no terminal do enrolamento sob teste, conforme seqüência abaixo:

1. Um impulso pleno normalizado com o valor reduzido (NBI x 0,6); 2. Um impulso pleno normalizado com valor especificado (NBI); 3. Um impulso cortado com valor reduzido (NBI x 1,1 x 0, 6); 4. Dois impulsos cortados com o valor especificado (NBI x 1,1); 5. 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.


182

• 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:

( ) 05,2345,234 TTFRFRQ

−−+×

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


183

7.3 ENSAIOS EM ÓLEO ISOLANTE Os ensaios de óleo são realizados em 4 etapas:

1. Tanque do caminhão antes do descarregamento. 2. Tanques internos a cada tratamento de óleo que é realizado. 3. Amostragem nos transformadores de distribuição e meia-força. 4. 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 após descargas parciais.

Folha 01

Ver. Nº 00 Mai-00 ROTEIRO DE AVALIAÇÃO DO TRANSFORMADO R / ÓLEO A PARTIR

DA ANÁLISE DE GASES DISSOLVIDOS NO ÓLEO MINERAL ISOLANTE 1º Edição: 05/00

Origem: Seção Ensaios - WT

Parâmetros de Referência Providências a serem tomadas em caso de não -conformidade

Gases Antes ensaios elétricos

Após ensaios elétricos

transformador novo

COMENTÁRIO S Possíveis Causas No óleo No transformador

Hidrogênio (H 2) <5 <10

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).

Corona, eletrólise de água o u ferrugem.

Oxigênio (O 2) 10.000 15.000 Não é um gás combustível e isoladamente em grandes quantidades indica sobretudo a coleta incorreta da amostra.

Operação normal do transformador.

Nitrogênio (N2) 30.000 40.000 Relacionado com sobrecargas severas. Pode indicar também a falta de hermeticidade do equipamento quando da operação em regime contínuo.

Operação normal do transformador.

Metano (CH4) 0 0 Centelhamentos de baixa energia provocam o aparecimento simultâneo de hidrogênio e metano, e, neste caso, deve haver investigação das causas.

Descarga elétrica de baixa energia.

Monóxido de Carbono (CO)

<5 <10

Dióxido de Carbono (CO 2)

<100 <150

Ocorrências relacionadas ao aquecimento 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.

Superaquecimento, havendo decomposição da celulose.

Etileno (C 2H4) 0 0

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.

Superaquecimento, havendo decomposição do óleo.

Etano (C 2H6) 0 0

Óleos de má qualidade ou óleos degradados em função do uso podem ser a causa do aparecimento dos hidrocarbonetos saturados etano e metano. A qualidade do óleo deve ser averiguada.

Superaquecimento, havendo decomposição do óleo.

Acetileno (C 2H2) 0 0

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 progressivas indicam falha iminente do equipamento.

Arco de elevada energia.

Desgaseificação 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.


184

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 esse 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 refere-se 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;


185

• 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 obtenção 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


186

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 Rigidez Dielétrica (kV)

Fator de Potência (%)

Tensão Interfacial (dinas/cm)

Teor de Água (ppm)

Densidade (g/cm 3)

Acidez (mgkoh/g)

Ponto de Fulgor ( 0C)

Normas NBR – 6869 NBR – 12133 NBR – 6234 NBR – 10710 NBR - 7148 MB – 101 NBR – 11341 Conces. Mín. 30 Máx. 0,9 Mín. 40 Máx. 25 0,03 Mín. 140 Óleo Novo Interno Mín. 50 Máx. 0,5 Mín. 40 Máx. 15 0,03 Mín. 140 Valores

Especificados Óleo Usado Mín. 30 Máx. 15 Mín. 20 Máx. 35

A > 0,861 B ≤ 0,860 0,25 Mín. 140

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:


187

a) para transformadores resfriados a ar, temperatura do ar de resfriamento (temperatura ambiente) não superior a 40oC e temperatura média, em

qualquer período de 24 horas, não superior a 30oC;

b) para transformadores resfriados a água, temperatura da água de resfriamento (temperatura ambiente para transformadores) não superior a

30oC e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não

superior a 25oC;

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:


188

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;


189

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 PARALELO

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).


190

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 pode 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.


191

2

1'

12 P

ZPZ

×= Equação (8.1)

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:

2

122

'

PPZ

Z×

= Equação (8.2)

1

211

'

PPZ

Z×

= 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:

P1Z1

P2Z2


192

Figura 8.1

21

21 ZZ

ZPP

+×

= Equação (8.4)

21

12 ZZ

ZPP

+×

= Equação (8.5)

21 PPP += 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.


193

Usando a equação 8.3:

%5,7

100015005

1'

1

211

'

=

×=

×=

Z

PPZ

Z

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:

%5

15005,71000

2

2

1'

12

=

×=

×=

Z

PZP

Z

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 PARALELO Divisão de carga entre transformadores

Pode-se calcular a potência fornecida individualmente, pelos transformadores de um grupo em paralelo, através da seguinte fórmula:


194

PcnE

EMnPN

nPNnPF ××

∑=

...1...1...1

...1 Equação (8.7)

nEnPNnPN

EM

...1......

∑∑

= 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.

%908,4

1,5750

9,4500

5,4300

750500300=

++

++=EM

kVAPF 2,32715505,4

908,4750500300

3001 =××

++=

kVAPF 8,50015509,4

908,4750500300

5002 =××

++=

kVAPF 8,72115501,5

908,4750500300

7503 =××

++=


195

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.


196

9.1.2. Manuseio

Se o transformador não puder ser conduzido por um guindaste ou carro hidráulico, pode então ser deslocado 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;


197

- 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, curto-circuito 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.


198

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:


199

- 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.


200

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.


201

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 procedimentos 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.


202

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;


203

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 possível, 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;


204

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 radiadores:

- 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)


205

- 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)


206

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)


207

ANEXO I FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO

Cliente:

Referência: -

Especificação/Norma: NBR -5440/83

1 IDENTIFICAÇÃO

Item: 01

Quantidade:

Tag: -

Código do produto: 2001.2002

Tipo: Distribu ição

2 CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE

Instalação: Ao tempo

Altitude máxima de instalação [m]: 1000

Atmosfera: Não Agressiva

Temperatura máxima do ambiente [ºC]: 40

3 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


208

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]: 55

4 CARACTERÍSTICAS 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: ABNT 15kV/160A

Conector de fase: 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]: 1.700 X 1.000 X 1.130

5 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


209

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: Sim (10 a 70mm2)

6 ENSAIOS (ABNT/NBR-5356/96)

Rotina: Sim

Tipo

Especiais :


210

ANEXO II

FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE FORÇA

Cliente:

Referência:

Especificação/Norma: NBR-5356/99

1 IDENTIFICAÇÃO

Item : 01

Quantidade: 01


Tipo: FORÇA


Instalação: Ao tempo





Freqüência [Hz]: 60 Número de fases: 3 Grupo de ligação: Dyn1

Potência [MVA]

Enrolamento: ONAN ONAF1 ONAF2

Tensão [kV] Ligação Comutação

Alta tensão: 5 - - 11 ± 2 X 2.5% D CST

Baixa tensão: 5 - - 4.16 yn -

Terciário: - - - - - -

Média 55 Elevação de t emperatura do enrolamento [°C]

Ponto mais quente 65

Elevação de temperatura no topo do óleo [°C] 55

Classe do material isolante A


211

Alta tensão Baixa tensão Terciário

Fase Neutro Fase Neutro Fase

15 - 7,2 7,2 - Nível de isola mento [KV]

Tensão de impulso [kV] 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 - -

Tensão induzida de longa duração [kV] NA - NA NA -

90% 100% 110%

Perda a vazio[kW] - 6 -

Corrente de excitação [%] (Base de 5 MVA) - 0,7 -

Base

Posição [kV] Potência [MVA]

Impedância

@ 75°C [%]

Perda em Carga

@ 75°C [kW]

- - - -

11/4.16 5 6 34 Alta tensão/Baixa tensão

- - - -

- - - -

- - - - Alta tensão/Terciário

- - - -

- - - -

- - - - Baixa tensão/Terciário

- - - -

ONAN ONAF1 ONAF2

Nível de ruído [dB] - - -

Nível de tensão de rádio -interferência [µV] 2.500

Descarga s parcia is [pC] 300

Regulação [%]

Cos ø = 0 ,8 Cos ø = 0,9 Cos ø = 1

ONAN 4,22 3,34 0,86

ONAF1 - - -

ONAF2 - - -


212

Rendimento [%]

Cos ø = 0,8 Cos ø = 0,9 Cos ø = 1

Fator de

Carga

[%] 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)

Dimensão [mm] Massa

[kg] 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


213

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 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: Não 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


214

ANEXO III FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADOR A SECO

Cliente:

Referência:

Especificação/Norma: NBR-10295/98

1 IDENTIFICAÇÃO

Item:

Quantidade: 01

Tag:


Tipo: Seco, não enclausurado


Instalação: Interior





Potência [kVA]: 1000

Número de fases: 3

Freqüência [Hz]: 60

Grupo de ligação: Dyn1

Refrigeração: AN

Enrolamento de alta tensão

Tensão nomin al [kV]: 13,8

Derivações [kV]: 13,8/13,2/12,6/12,0/11,4

Classe de tensão [kV]: 15


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 de impulso atmosférico [kVcr]: -

Classe do material isolant e: F

Valores garantidos [1000kVA/13,8kV e 115ºC]


215

Corrente de excitação [%]: 2,00

Impedância [%]: 4,5

Perdas a vazio [W]: 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

4 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: Bandeira

Encapsulamento do Enrola mento AT A vácuo, em resina epóxi sistema V ântico CW 229

Massa total [kg]: 2500

Dimensões (C x L x A) [mm]: 1530 x 830 x 1760

5 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


Rodas: Sim (bidi recionais)

Base: Sim (apoio)

Conector de aterramento: Sim

6 ENSAIOS (ABNT/NBR -10295/98)

Rotina: Sim

Tipo:

Especiai s:


216

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


217

WEG INDÚSTRIAS S.A. - Transformadores

RUA Dr. Pedro Zimmerman n, 6751 Tel. (0xx47) 337-1000

89068-001 – Blumenau - SC Fax (0xx47) 337 -1090

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04077-023 - São Paulo - SP Fax (0xx11) 5052-4212

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Características e Especificações de Trafos de Disribuição de Força