Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegidoee00180/TAP_rel_final.pdf · Relatório Final da Disciplina de Projecto, Seminário ou Trabalho de Fim de Curso Nuno Edgar de Oliveira

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO

Licenciatura em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Ramo de Sistemas de Energia

Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido

Relatório Final da Disciplina de Projecto, Seminário ou Trabalho de Fim de Curso

Nuno Edgar de Oliveira Arieira

Porto, 8 de Julho de 2005

Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido Página 2 de 87

Estágio curricular desenvolvido nas instalações da EFACEC DT – Transformadores de

Distribuição de Energia, SA.

FEUP:

Aluno: Nuno Edgar de Oliveira Arieira (ee00180)

Orientador Supervisor: Prof. Dr. Artur Costa

Empresa:

Orientador: Eng.º Pedro Moura

A duração do estágio foi de 4 meses, 3 dos quais financiados pelo programa

PRODEPIII.


AGRADECIMENTOS O presente trabalho só foi possível graças à colaboração de várias pessoas.

Em primeiro lugar, agradeço ao Eng. Pedro Moura pela proposta de estágio,

apoio dado e conhecimentos transmitidos.

Ao Departamento de Engenharia da EFACEC DT pela disponibilidade e

paciência para comigo.

Agradeço também ao Prof. Dr. Artur Costa pelo interesse e disponibilidade em

aceder ao meu pedido para supervisionar o estágio.

Ao PRODEP III pelo apoio financeiro.


SUMÁRIO

O presente relatório final da disciplina de Projecto, Seminário ou Trabalho de

Fim de Curso, do 5º ano do Licenciatura em Engenharia Electrotécnica e de

Computadores, Ramo de Sistemas de Energia pretende descrever o trabalho realizado

no estágio curricular efectuado no departamento de R&D da EFACEC DT,

Transformadores de Distribuição de Energia, S.A.. O estágio consistiu no projecto de

um transformador de poste autoprotegido, entendendo-se como autoprotegido um

transformador que integra, na própria máquina, protecções contra sobrecargas, curto-

circuitos e defeitos à massa, dispensando desta forma as protecções na subestação a

montante.

Este documento está modelarmente dividido, apresentando-se inicialmente o

Grupo EFACEC e as motivações para o desenvolvimento de um produto com as

características apresentadas.

Segue-se a apresentação dos conceitos fundamentais para o cálculo de um

transformador de distribuição imerso em óleo, estudo relativo aos sistemas de protecção

a incluir na máquina e justificação da solução adoptada.

Por último será apresentada a forma de integração dos equipamentos de

protecção no transformador e suas implicações no cálculo da máquina.


ÍNDICE

Agradecimentos ......................................................................................................................3

Sumário...................................................................................................................................4

Índice ......................................................................................................................................5

Índice Figuras .........................................................................................................................9

Índice Tabelas.......................................................................................................................11

1. Introdução.......................................................................................................................12

2. Grupo EFACEC..............................................................................................................15

2.1. Apresentação .........................................................................................................15

2.2. Organização do Grupo EFACEC ..........................................................................16

2.3. EFACEC DT, Transformadores de Distribuição de Energia S.A. ........................16

3. Cálculo de um Transformador de Distribuição Imerso em Óleo....................................18

3.1. Considerações Iniciais ...........................................................................................18

3.2. Dados para o Cálculo do Transformador...............................................................19

3.3. Cálculo de Tensões................................................................................................20

3.4. Cálculo de Correntes .............................................................................................21

3.5. Selecção do Tipo de Enrolamento .........................................................................21

3.6. Definição da Altura Axial do Enrolamento e Diâmetro do Círculo

Circunscrito. ..........................................................................................................22

3.7. Distância Ferro – BT .............................................................................................23

3.8. Cálculo da Tensão por Espira................................................................................24

3.9. Cálculo da Indução Magnética da Culassa ............................................................24

3.10. Cálculo do Número de Espiras do Enrolamento BT e Correcção da Tensão por

Espira .....................................................................................................................24

3.11. Cálculo do Número de Espiras do Enrolamento AT .............................................25

3.12. Cálculo do Enrolamento BT..................................................................................25

3.12.1. Enrolamento BT em Camadas (Barra de Cobre)..........................................25

3.12.1.1. Selecção do Condutor..........................................................................25

3.12.1.2. Dimensões da Espira e Número de Camadas ......................................26

3.12.1.3. Densidade de Corrente.........................................................................26

3.12.1.4. Cálculo da Altura Axial do Enrolamento ............................................26

3.12.1.5. Isolamento entre Camadas...................................................................27

3.12.1.6. Altura Radial do Enrolamento.............................................................27


3.12.2. Enrolamento BT em Banda de Cobre...........................................................27


3.12.2.2. Dimensões da Espira, Número de Camadas e Altura Axial ................28




3.13. Cálculo do Enrolamento AT..................................................................................28

3.13.1. Enrolamento AT em Fio de Cobre ...............................................................29

3.13.1.1. Altura Axial do Enrolamento ..............................................................29

3.13.1.2. Valor Pretendido para a Densidade Média de Corrente ......................29


3.13.1.4. Dimensões da Espira ...........................................................................30


3.13.1.6. Número de Espiras por Camada, Número de Camadas e

Verificação da Altura Axial.................................................................30



3.14. Canais Internos dos Enrolamentos e do Espaço AT/BT........................................31

3.15. Calagens dos Enrolamentos AT e BT e Altura Geométrica dos Enrolamentos ....32

3.16. Distâncias de Extremidade Superior e Inferior......................................................33

3.17. Comprimento do Núcleo (Altura da Janela)..........................................................33

3.18. Altura Radial Total dos Enrolamentos ..................................................................33

3.19. Diâmetro e Comprimento das Espiras BT e AT....................................................34

3.20. Distância entre Colunas ou Fases ..........................................................................35

3.21. Dimensões Transversais do Circuito Magnético ...................................................35

3.22. Massas de Ferro .....................................................................................................36

3.23. Perdas no Ferro......................................................................................................36

3.24. Massas de Cobre nos Enrolamentos ......................................................................37

3.25. Perdas no Cobre.....................................................................................................38

3.25.1. Perdas Joule nos Enrolamentos ....................................................................38

3.25.2. Perdas Joule nas Ligações ............................................................................38

3.25.3. Perdas Suplementares nos Enrolamentos .....................................................39

3.25.4. Perdas no Cobre Totais.................................................................................39


3.26. Gradientes de Temperatura nos Enrolamentos......................................................39

3.27. Tensão de Curto-Circuito ......................................................................................41

3.28. Escolha da Cuba Rectangular ................................................................................42

3.29. Cálculo da Evacuação da Cuba .............................................................................42

3.30. Cálculo da Sobrepressão........................................................................................43

3.31. Cálculo do Nível de Ruído ....................................................................................44

3.32. Cálculo das Massas do Transformador..................................................................45

3.33. Outros Cálculos .....................................................................................................45

3.34. Resumo do Processo de Cálculo............................................................................46

4. Protecção de um Transformador.....................................................................................48

4.1. Solicitações Eléctricas e Modos de Avaria .............................................................48

4.1.1. Ligação e Re-Ligação...................................................................................48

4.1.2. Sobretensões de Origem Externa..................................................................48

4.1.3. Sobrecargas...................................................................................................49

4.1.4. Curto-circuitos na Rede BT..........................................................................51

4.1.5. Defeitos Internos ..........................................................................................52

4.1.5.1.Defeitos entre Espiras.............................................................................52

4.1.5.2.Defeitos entre Enrolamentos ..................................................................53

4.1.5.2.1. Enrolamentos de Média Tensão .................................................53

4.1.5.2.2. Enrolamentos de Baixa Tensão ..................................................53

4.1.5.2.3. Enrolamentos de Média e Baixa Tensão ....................................53

4.1.5.3.Defeitos à Massa.....................................................................................54

4.1.5.4.Defeitos Relacionados com o Tipo de Transformador...........................54

4.2. Sistemas de Protecção .............................................................................................55

4.2.1. Sobretensões .................................................................................................55

4.2.1.1.Hastes de Descarga.................................................................................55

4.2.1.2.Descarregadores de Sobretensões...........................................................55

4.2.2. Sobrecargas e Curto-Circuitos......................................................................56

4.3. Soluções Estudas para Proteger Transformadores de Distribuição de Poste

Imersos ....................................................................................................................57

4.3.1. Fusíveis SloFast............................................................................................57

4.3.2. Combinação de Fusíveis e Interruptor na Média Tensão .............................60

4.3.3. MagneX® Interrupter e Fusíveis ELSP.........................................................62


4.3.4. Comparação de Soluções..............................................................................64

5. Solução Seleccionada .....................................................................................................65

5.1. Verificação da Reacção Térmica do MagneX®.......................................................65

5.2. Coordenação de Protecções com o MagneX® .........................................................66

5.3. Selecção dos Elementos Sensores e dos Fusíveis ...................................................69

5.4. Outras Particularidades do MagneX® .....................................................................69

5.5. Protecção Contra Sobretensões ...............................................................................70

5.6. Inclusão dos Elementos da Protecção no Produto Final..........................................71

5.7. Implicações no Cálculo ...........................................................................................74

5.8. Comparação de Custos ............................................................................................75

5.9. Ensaios.....................................................................................................................76

5.9.1. Circuito de Ensaio ........................................................................................77

5.9.2. Preparação do Aparelho................................................................................77

5.9.3. Grandezas a Registar em todos os Ensaios...................................................77

5.9.4. Duração dos Ensaios e Resultados ...............................................................78

5.9.5. Ensaio da Protecção Integrada......................................................................78

5.9.5.1.Curto-Circuito entre Espiras BT.............................................................78

5.9.5.2.Aparelho com Fuga de Óleo...................................................................79

5.9.5.3.Sobrecarga Monofásica na BT ...............................................................79

5.9.5.4.Curto-Circuito Trifásico na Entrada dos Enrolamentos MT ..................80

6. Conclusões......................................................................................................................81

7. Referências Bibliográficas..............................................................................................83

Lista de Símbolos .................................................................................................................84


ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador sem

protecção integrada...............................................................................................................13

Figura 2 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador

com protecção integrada.......................................................................................................14

Figura 3 – EFACEC no mundo ............................................................................................15

Figura 4 – Círculo circunscrito ao circuito magnético .........................................................22

Figura 5 – Vista de uma das fases do transformador............................................................35

Figura 6 – Dilatação de uma alheta provocada pela expansão térmica do óleo (flecha)......43

Figura 7 – Fluxograma de uma possível sequência de cálculo de um transformador

imerso em óleo .....................................................................................................................47

Figura 8 – Capacidade de sobrecarga de um transformador de distribuição imerso em

óleo .......................................................................................................................................51

Figura 9 – Funcionamento de um transformador com um curto-circuito entre espiras no

primário ................................................................................................................................52

Figura 10 – Curva característica de um descarregador de sobretensões de óxido de zinco

(ZnO) numa rede com tensão nominal de 20kV, quando submetido a um impulso de

125kV ...................................................................................................................................56

Figura 11 – Solução de compromisso para protecção de um transformador com

elementos fusíveis ................................................................................................................58

Figura 12 – Elementos constituintes de um fusível do tipo SloFast.....................................59

Figura 13 – Protecção de um transformador com um fusível do tipo SloFast .....................59

Figura 14 – Modo de operação de um fusível limitador de corrente....................................61

Figura 15 – Curva de actuação de um fusível com percutor térmico ...................................62

Figura 16 – MagneX® Interrupter Trifásico .........................................................................64

Figura 17 – Temperatura vs. Perfil de Carga........................................................................65

Figura 18 – Esquema eléctrico do transformador autoprotegido .........................................68

Figura 19 – Curvas de actuação do MagneX® e dos fusíveis de Back-up............................68

Figura 20 – MagneX® Interrupter equipado para sobrecargas de emergência .....................70

Figura 21 – MagneX® Interrupter equipado com flutuadores ..............................................70

Figuras 22 e 23 – Descarregadores de sobretensões imersíveis em óleo e de montagem

no exterior.............................................................................................................................71

Figura 24 – Forma de fixação dos fusíveis de Back-up........................................................71


Figura 25 – Interruptor para utilização em banho de óleo....................................................72

Figura 26 – Distâncias de isolamento do MagneX® Interrupter ...........................................73

Figura 27 – Distâncias de isolamento do interruptor para utilização em banho de óleo......73

Figuras 28, 29 e 30 – Aspecto final do transformador autoprotegido ..................................74

Figura 31 – Gráfico de comparação do custo de um transformador sem protecção com

uma unidade autoprotegida...................................................................................................75 Figura 32 – Sobrecusto de uma unidade autoprotegida relativamente a uma unidade sem

protecção...............................................................................................................................76


ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1 – Organização do Grupo EFACEC........................................................................16

Tabela 2 – Tensões nas fases para as ligações triângulo e estrela........................................20

Tabela 3 – Correntes nas fases para as ligações triângulo e estrela .....................................21

Tabela 4 – Comparação entre os valores esperados e os obtidos em ensaio para as

temperaturas e tempos de disparo do MagneX®...................................................................66

Tabela 5 – Poder de corte do MagneX® Interrupter .............................................................67

Tabela 6 – Sensores do MagneX® e fusíveis de Back-up a instalar em cada unidade .........69

Tabela 7 – Características eléctricas do interruptor para utilização em banho de óleo........72


1. INTRODUÇÃO A energia eléctrica produzida em centrais termoeléctricas, hídricas, ou eólicas é

transportada através de condutores eléctricos até aos lugares mais adequados para o seu

aproveitamento, iluminando cidades e alimentando máquinas e motores.

Para o transporte da energia até aos pontos de utilização não bastam cabos,

linhas e postes. Toda a rede de transporte e distribuição depende inteiramente de

transformadores, que elevam e abaixam a tensão. Neste sobe e desce de tensões, eles

resolvem não só um problema económico, reduzindo custos de transmissão, e melhoram

a eficiência do processo, reduzindo quedas de tensão, mas podem também ser utilizados

como transformadores de medida, isolamento ou do número de fases.

Os geradores que produzem energia eléctrica alimentam as redes de transmissão

e distribuição com um valor de tensão adequado, tendo em vista a maximização do seu

rendimento, enquanto a tensão que alimenta os aparelhos consumidores, por razões de

construção e sobretudo de segurança, têm um valor baixo, em geral 190/110 V ou

400/231 V. Isso significa que a corrente, e principalmente a tensão fornecida, variam de

acordo com as exigências.

Nas linhas de transmissão a perda de potência por libertação de calor é

proporcional à resistência dos condutores e ao quadrado da intensidade de corrente que

os percorre. Para diminuir a resistência seria necessário utilizar condutores com secção

mais elevada, o que os tornaria mais pesados, sendo necessário apoios mais resistentes,

logo custos incomportáveis. A solução é o uso de um transformador que eleve a tensão

nas saídas das centrais produtoras, até atingir um valor suficientemente alto para que o

valor da corrente desça a níveis razoáveis. Assim, a potência transportada não se altera e

a perda de energia por aquecimento nos cabos de transmissão estará dentro dos limites

aceitáveis.

Quando a energia eléctrica chega aos locais de consumo, outros transformadores

abaixam a tensão até aos limites requeridos pelos utilizadores, de acordo com as suas

necessidades.

Graças às técnicas de fabrico, os transformadores modernos apresentam grande

eficiência, permitindo transferir para o secundário cerca de 98% da energia aplicada no

primário. As perdas – transformação da energia em calor – são devidas à histerese

magnética, correntes de Foucault e perdas no cobre.


Numa rede rural para distribuição de energia as potências veiculadas são

relativamente baixas e desenvolvem-se em extensões frequentemente consideráveis,

sendo a estrutura da rede a mais simples possível, ou seja, uma estrutura radial pura ou,

em muito poucas situações uma estrutura radial com possibilidade de passagem a anel.

Além disto, sendo as redes subterrâneas excessivamente caras e não existindo grandes

condicionamentos à implantação de postes, as redes rurais são exclusivamente

constituídas por linhas aéreas, salvo casos muito particulares. Em relação ao

fornecimento de energia é efectuado usualmente a tensões de 10, 15 ou 30 kV.

Assim, redes rurais de distribuição de energia eléctrica têm origem em

subestações AT/MT de que saem diversas linhas aéreas que vão alimentar os diversos

postos de transformação alimentados em derivação e repartidos pela área a alimentar. A

protecção da rede de média tensão é efectuada através da instalação de equipamento de

protecção em cada uma das saídas da subestação alimentadora, podendo ser instalados,

quando for economicamente viável, disjuntores de derivação, colocados directamente

sobre postes.

Os postos de transformação rurais são actualmente na sua maioria do tipo

exterior aéreo, de concepção moderna, tratando-se de postos de transformação do tipo A

ou AS, normalizados. Este posto de transformação é constituído por um transformador

instalado num poste de betão armado, ligado directamente à linha de média tensão (tipo

A), ou através de um seccionador (tipo AS), protegido contra sobrecargas por hastes de

descarga, sem corta-circuitos fusíveis do lado MT e com protecção contra sobrecargas e

curto-circuitos do lado BT por um disjuntor geral BT. O quadro BT é instalado a uma

altura conveniente para ser manobrado a partir do solo.

Com base na topologia apresentada um defeito numa unidade transformadora

provocará a actuação das protecções instaladas na subestação alimentadora a montante.

Figura 1 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador sem

protecção integrada.


No caso atrás apresentado a avaria de um transformador provoca a interrupção

da alimentação a todos os consumidores ligados à saída que alimenta a máquina com o

defeito. Além do incómodo para os clientes a detecção da avaria é demorada, já que se

trata de uma rede extensa.

Sendo a qualidade de serviço uma exigência crescente, em resultado da

concorrência, abertura do mercado e penalidades em caso de não cumprimento, a

utilização de um unidade autoprotegida resultará no mesmo caso apenas na não

alimentação dos utilizadores “pendurados” no ramo do transformador avariado.

Figura 2 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador

com protecção integrada

Este tipo de funcionamento da rede resultará na redução do número de clientes

afectados, e na facilidade de detecção de avarias, pois sabe-se imediatamente qual a

unidade defeituosa, reduzindo-se tempos de interrupção e melhorando a qualidade de

serviço.

O plano de trabalhos definido inicialmente prevê as seguintes etapas:

1. Estudo do processo de cálculo de transformadores de distribuição

imersos, utilizando o know-how e software adequados;

2. Investigação das diferentes soluções relativas às protecções integradas e

selecção da solução final;

3. Cálculo da solução final dos transformadores (potências de 50, 100, 160

e 250 kVA, nas tensões de 10, 15 e 30 kV), atendendo à inclusão dos

equipamentos de protecção.


2. GRUPO EFACEC

2.1. APRESENTAÇÃO Constituído em 1948, o Grupo EFACEC é o maior grupo nacional de capitais

portugueses, nos domínios da electrónica e da electromecânica.

É formado por várias sociedades cujas actividades abrangem a concepção e

produção de equipamentos, o design de sistemas e a concepção das soluções nas áreas

de Energia, Transportes, Telecomunicações, Logística, Ambiente, Indústria, Edifícios e

Serviços.

A actividade do Grupo estende-se por todos os continentes, fazendo-se

representar por unidades fabris, filiais, joint-ventures com empresas locais e

representantes comerciais.

De entre os mais de 1800 colaboradores efectivos, dos quais 35% têm formação

superior, a EFACEC conta com técnicos altamente qualificados que asseguram

elevados padrões de qualidade e assistência aos seus clientes.

[www.efacec.pt]

Figura 3 – EFACEC no mundo

Sede Unidades fabris Sucursais e escritórios


2.2. ORGANIZAÇÃO DO GRUPO EFACEC A organização do Grupo EFACEC é apresentada de seguida.

Empresa Mãe Pólos Empresariais Empresas Participadas

EFACEC Engenharia, S.A. EFACEC Ambiente, S.A. EFACEC Serviços de Manutenção e Assistência, S.A.

Engenharia, Ambiente e Serviços

EFACEC Motores Eléctricos, S.A.

EFACEC Energia, S.A. EFACEC DT Transformadores de Distribuição de Energia, S.A.

Energia, Equipamento e Produção

EFACEC AMT Aparelhagem de Média Tensão, S.A.

EFACEC Sistemas de Electrónica, S.A. ENT Empresa Nacional de Telecomunicações, S.A.

Telecomunicações, Logística e Electrónica

Microprocessador, S.A. EFACEC

Investimentos e Concessões SGPS, S.A. Presenças Internacionais

Rep. Checa EUA Argentina Moçambique Zimbabwe Singapore Macau Brasil Tunísia Angola Etiópia Vietnam

EFACEC Capital SGPS, S.A.

China Malásia S. Salvador Tabela 1 – Organização do Grupo EFACEC

2.3. EFACEC DT, TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO DE

ENERGIA, S.A. Sendo dentro do Grupo EFACEC a responsável pela produção de

transformadores e soluções para transformação de energia na área da Distribuição, a

EFACEC DT utiliza as mais recentes tecnologias quer ao nível de equipamentos de

produção, quer ao nível de gestão do processo produtivo.

Esta actividade existe desde os primórdios da EFACEC, datando de 1949 o

primeiro transformador fabricado, e representa cerca de 8% da actividade do grupo,

quer em volume de facturação, quer em número de colaboradores.

A partir de uma gama inicial que apenas incluía transformadores imersos em

óleo mineral até 1000 kVA, foram surgindo novos produtos, que hoje incluem os

transformadores imersos em óleo de silicone e os transformadores capsulados em


resina, para potências até 6300kVA. Uma nova expansão da gama, actualmente em

desenvolvimento, permitirá apresentar novas soluções para transformadores até 25

MVA e 72,5 kV.

A fábrica combina uma elevado nível de automatização, pensado especialmente

para a fabricação de transformadores standard, com a flexibilidade necessária à

execução de máquinas especiais, do tipo make to order.

[www.efacec.pt]


3. CÁLCULO DE UM TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO IMERSO EM

ÓLEO O princípio básico de funcionamento de um Transformador consiste no

fenómeno de indução electromagnética: quando um circuito é submetido a um campo

magnético variável no tempo, surge nesse circuito uma corrente eléctrica cuja

intensidade é proporcional às variações do fluxo magnético.

Na sua forma mais simples um transformador consiste em dois enrolamentos

(primário e secundário) que envolvem o circuito magnético (núcleos). A circulação de

uma corrente alternada no primário produz um campo magnético proporcional à

intensidade dessa corrente e ao número de espiras do enrolamento. Existindo um fluxo

comum aos dois enrolamentos ocorrerá o fenómeno de indução electromagnética: no

secundário surge uma corrente eléctrica, que varia de acordo com a corrente do primário

e com a razão entre os números de espiras dos dois enrolamentos.

A parte activa da máquina (enrolamentos e núcleos de ferro são colocados no

interior de uma cuba metálica com faces alhetadas e enchida integralmente com óleo

mineral, silicone, ou outro óleo sintético. O óleo é utilizado simultaneamente como

isolante eléctrico e líquido de arrefecimento. Em relação ao enchimento integral é o

método que garante menor grau de degradação do óleo, ao garantir que nenhuma

superfície fique em contacto com o ar.

3.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS As noções de cálculo a apresentar referem-se a transformadores de distribuição

com as seguintes características:

1. Trifásicos;

2. Núcleo magnético de 3 colunas;

3. 2 enrolamentos (AT e BT) concêntricos;

4. Enrolamentos ligados em estrela ou em triângulo;

5. Imersos em dieléctrico líquido;

6. Arrefecimento natural (ONAN);

Na descrição que se efectua de seguida são utilizadas as designações

“enrolamento AT” e “enrolamento BT”, referente ao de mais alta e mais baixa tensão,

respectivamente, isto é, primário e secundário do transformador.


Em relação ao posicionamento dos enrolamentos considera-se apenas o caso

mais comum, que é do enrolamento BT interior, adjacente ao ferro.

O transformador calculado será dotado de tomadas de regulação no enrolamento

AT, considerando-se apenas a hipótese de regulação fora de tensão e a utilização desse

enrolamento com primário (Transformador abaixador), admitindo-se assim que não há

variação da indução.

É de referir que a apresentação do processo de cálculo será acompanhada da

indicação das nomenclaturas adoptadas, no entanto para evitar a repetição da descrição

dos símbolos utilizados em anexo pode ser consultada a lista com todas as variáveis

utilizadas.

3.2. DADOS PARA O CÁLCULO DO TRANSFORMADOR O projecto de um transformador de distribuição pressupõe o conhecimento das

seguintes grandezas a fornecer pelo cliente:

1. Potência aparente nominal do transformador;

2. Relação de transformação em vazio;

3. Grupo horário de ligação do transformador;

4. Frequência da rede;

5. Normas a aplicar;

6. Gama de regulações na AT;

7. Classe e níveis de isolamento dos enrolamentos (tensões de ensaio ao

choque e ensaio à frequência industrial);

8. Tensão de curto-circuito;

9. Valor das perdas em vazio e em curto-circuito (perdas no ferro e no

cobre);

10. Indicação dos aquecimentos máximos do cobre médio e óleo superior ou

referência a condições ambientais que permitam calculá-los pelas normas

aplicáveis;

11. Outras indicações, por exemplo regimes especiais de funcionamento e

atravancamentos máximos.

Na generalidade das situações os gabinetes de normalização das empresas

compradoras de um transformador preparam documentos com as especificações atrás

indicadas. Estes documentos têm em regra por base a norma IEC 60076.


A máquina projectada deve respeitar as imposições da norma de referência ou do

cliente, minimizando-se o custo final (custos de ferro, cobre, líquido dieléctrico e aço).

Será apresentado de seguida o cálculo das características eléctricas e

dimensionais de um transformador, indicando-se as decisões a tomar em caso de

violação de tolerâncias nas características impostas.

3.3. CÁLCULO DE TENSÕES Conhecidas a tensão nominal do enrolamento AT e os intervalos para a tomada

de regulação, a tensão composta da AT, para cada uma das posições é facilmente obtida

através de:

)(1000,, VR

iUU ATiAT ×+=

Onde:

UAT,i – tensão composta no enrolamento AT na posição de regulação i (V);

UAT,0 – tensão nominal composta no enrolamento AT (V);

i – posição de regulação (ex: um transformador com possibilidade de regulação

de U0 ± 2 x 2,5%, para U0 + 2,5 %, i será igual a 1);

R – escalão de regulação da tensão AT , em percentagem da tensão nominal.

Relativamente às tensões na fase nos dois enrolamentos, dependendo da forma

de ligação do transformador (triângulo ou estrela) são calculáveis através das relações

que a seguir se apresentam.

Ligação do enrolamento Tensão na fase (V) 3/,, iAT

FaseiAT UU =

Estrela 3/BT

FaseBT UU =

iATFase

iAT UU ,, = Triângulo

BTFaseBT UU =

Tabela 2 – Tensões nas fases para as ligações triângulo e estrela

Sendo que:

UFaseAT,i e UFase

BT – tensões nas fases na AT para a posição de regulação i (V) e

na BT;


UAT,i e UBT – tensão composta no enrolamento AT na posição de regulação i (V)

e no enrolamento BT;

i – posição de regulação.

3.4. CÁLCULO DE CORRENTES O cálculo das correntes nas linhas para o lado da AT e da BT resulta da

aplicação das seguintes expressões:

)(3

10

,

3

, AU

SI

iAT

linhaiAT ×

×= )(3

103

AU

SI

BT

linhaBT ×

×= ,

Onde S representa a potência aparente nominal do transformador em kVA;

IlinhaAT,i Ilinha

BT as corrente na linha na AT na posição de regulação i e na BT,

respectivamente em Ampere (A).

Com base nas ligações utilizadas segue-se o cálculo das correntes nas fases.

Ligação do enrolamento Corrente na fase (A) linha

iATiAT II ,, = Estrela

linhaBTBT II =

3/,,linha

iATiAT II = Triângulo

3/linhaBTBT II =

Tabela 3 – Correntes nas fases para as ligações triângulo e estrela

Depois de calculadas as grandezas eléctricas apresentadas, passámos então ao

projecto da máquina.

3.5. SELECÇÃO DO TIPO DE ENROLAMENTO O enrolamento BT de um transformador de distribuição pode ser executado em

camadas de barra de cobre, banda de cobre ou em camada longa, barra de cobre e, em

geral, esta escolha é efectuada com base nos valores de corrente e tensão na fase. No

caso particular do projecto em questão, tratando-se de transformadores do tipo poste,

isto é, unidades de potência não muito elevada, para os de 50 e 100kVA o enrolamento

BT será executado em camada de barra, enquanto as unidades de 160 e 250kVA serão

em banda de cobre.


A selecção apresentada resulta do facto de para as unidades de menor potência

termos correntes nas linhas baixas, a utilização de banda de cobre resultaria em

condutores de secção elevada, e densidades de corrente reduzidas, elevando o custo da

máquina, daqui a escolha de enrolamentos em barra de cobre.

É ainda de referir que sendo o enrolamento BT adjacente ao ferro não existe um

suporte para a respectiva bobinagem, assim o enrolamento BT terá de ser bobinado

sobre um tubo, ou sobre um tubo com rede de réguas, caso exista um canal de

ventilação entre o circuito magnético e o enrolamento BT, o que não acontece nas

unidades a projectar.

Relativamente ao enrolamento AT será em todas as unidades serão executadas

em camada longa de fio de cobre.

3.6. DEFINIÇÃO DA ALTURA AXIAL DO ENROLAMENTO E DIÂMETRO

DO CÍRCULO CIRCUNSCRITO O circuito magnético de um transformador de distribuição trifásico é executado

através do empilhamento de chapas finas de ferro, com vista à redução das perdas no

ferro em resultado das correntes de Foucault e do fenómeno de histerese magnética.

Uma vez que a forma dos enrolamentos é circular os elementos do circuito magnético,

núcleos e culassas; adoptarão também a forma circular.

Figura 4 – Círculo circunscrito ao circuito magnético

No cálculo manual a atribuição de um valor de partida para o diâmetro do

círculo circunscrito (�cc) e altura axial do enrolamento BT (LaxBT) é efectuada com

base no projecto anterior de uma máquina com indução e densidades médias de corrente

�cc


semelhantes e tensão de curto-circuito igual. Uma vez que o cálculo de um

transformador é um processo iterativo na busca da melhor solução, estas grandezas

poderão ser posteriormente ajustadas.

Partindo então do transformador semelhante e aplicando a lei de semelhança

para dimensões lineares são então obtidos os valores de partida.

)()(

75,0

baseBT

BT

basecc

cc

base LaxLax

SS =

ΦΦ

=��

��

�

O cálculo do número de degraus (tecnologia actual implica a utilização de sete

chapas por degrau) e largura das chapas a utilizar em cada degrau é efectuado

recorrendo a software adequado que optimiza o preenchimento do círculo definido e

calcula as secções eficazes do circuito magnético, núcleo e culassa (SN e SC,

respectivamente).

No caso de enrolamentos BT em banda de cobre pode ser necessário prever a

retirada de 1 a 3 degraus de um dos lados do circuito magnético para que seja possível

alojar a barra de ligação BT.

No cálculo automático (software para cálculo de transformadores imersos em

óleo) não é necessário utilizar a regra prática apresentada, uma vez que tratando-se de

um processo iterativo definindo-se um intervalo para o diâmetro do circuito magnético,

calculam-se todas as soluções e selecciona-se a que minimiza custos.

3.7. DISTÂNCIA FERRO - BT A distância Ferro – BT (�FE) é definida com base em critérios eléctricos e

mecânico, função do tipo de enrolamento BT e respectivo nível de isolamento (tensões

de ensaio à frequência industrial).

Uma vez que o espaço Ferro – BT é constituído por um canal de óleo e um tubo

em cartão onde é bobinado o enrolamento BT a distância será calculada limitando o

gradiente médio de tensão no canal de óleo e no tubo de cartão. A análise a efectuar não

é mais do que considerar um condensador plano (desprezando a curvatura dos

enrolamentos) com dois tipos de dieléctricos em vários estratos e supondo campos

eléctricos uniformes calcular as distâncias mínimas a adoptar.


3.8. CÁLCULO DA TENSÃO POR ESPIRA Da teoria do transformador a relação que permite o cálculo da tensão por espira

(VS) é a seguinte:

)(102

2 4 VfSBV NNS−⋅⋅⋅⋅= π

Onde:

BN – indução nominal do núcleo (T);

SN – secção do núcleo (mm2);

f – frequência da rede (Hz).

O valor a utilizar para a indução magnética nominal do núcleo deve ser tal que

garanta o funcionamento do transformador fora da zona de saturação da curva

histerética do material ferromagnético, para assim reduzir as perdas no ferro e garantir a

forma sinusoidal das tensões e correntes.

3.9. CÁLCULO DA INDUÇÃO MAGNÉTICA DA CULASSA As culassas do circuito magnético geralmente têm secção igual aos núcleos,

tendo assim igual indução magnética; no caso de apresentarem secções diferentes a

indução magnética nominal das culassas calcular-se-á através de:

)(TS

BSB

C

NNC

⋅=

A indução magnética da culassa será então proporcional à indução magnética

dos núcleos.

3.10. CÁLCULO DO NÚMERO DE ESPIRAS DO ENROLAMENTO BT E

CORRECÇÃO DA TENSÃO POR ESPIRA A partir do cálculo da tensão por espira segue-se a definição do número de

espiras do enrolamento de baixa tensão (NBT), dependente da tensão na fase (UBTFase) e

da tensão por espira (VS), obtido através de:

S

FaseBT

BT VU

N =

No entanto o número de espiras deve ser um valor inteiro, assim arredonda-se o

valor obtido ao número inteiro inferior, acertando-se o valor da tensão por espira

utilizando-se a expressão anterior e a utilizada para o cálculo da tensão por espira.


3.11. CÁLCULO DO NÚMERO DE ESPIRAS DO ENROLAMENTO AT O valor para a tensão por espira é igual nos dois enrolamentos, logo o cálculo do

número de espiras no enrolamento AT na posição de regulação i (NAT,i), resultará de:

S

FaseiAT

iAT V

UN ,

, =

O valor obtido deve naturalmente ser arredondado ao inteiro. Deste

arredondamento, como não é possível efectuar nova correcção resultará um erro na

relação de transformação, esse erro deve ser avaliado, comparado com o limite imposto

pela norma aplicável e eventualmente corrigido através da alteração do número de

espiras, logo do valor da indução magnética.

3.12. CÁLCULO DO ENROLAMENTO BT Os cálculos relativos ao enrolamento BT dependem do tipo de enrolamento

adoptado, assim apresenta-se o processo de cálculo para o caso de enrolamentos em

camada de barra e em banda de cobre, pois serão as soluções a adoptar para as máquinas

a projectar.

3.12.1. ENROLAMENTO BT EM CAMADAS (BARRA DE COBRE) A selecção do condutor e a definição do número de camadas a utilizar é

efectuada de forma a obter uma solução de compromisso que conduza a densidades de

corrente e altura axial do enrolamento, respeitando os valores de partida, cuja regra foi

já apresentada. Numa fase posterior o cálculo das perdas e tensão de curto – circuito

poderá levar à alteração da estrutura do enrolamento. Apresenta-se em seguida o

método a utilizar para o cálculo deste enrolamento.

3.12.1.1. SELECÇÃO DO CONDUTOR

A selecção do condutor a utilizar é feita com base no valor desejado para a

densidade de corrente no enrolamento, tal densidade de corrente é limitada pelo valor

máximo de perdas no cobre a cumprir e também pela corrente máxima admissível nos

condutores. Assim a definição do condutor é efectuada através de uma tabela com

dimensões normalizadas, que apresenta também a secção do material. Pode

eventualmente utilizar-se o paralelo de condutores.


3.12.1.2. DIMENSÕES DA ESPIRA E NÚMERO DE CAMADAS

Definido o condutor a utilizar e conhecidas a sua altura axial sem isolamento

(aBT), a sua espessura também sem incluir o isolamento (bBT), a espessura do isolamento

(iBT) e a disposição de condutores calcula-se a dimensão axial (EaxBT) e radial (ErBT)

das espiras.

)()2( mmnaxiaEax BTBTBTBT ⋅⋅+=

)()2( mmnribEr BTBTBTBT ⋅⋅+=

Sendo os factores naxBT e nrBT o número de condutores por espira no caso de

disposição axial ou em paralelo.

Relativamente ao número de camadas (ncBT) em enrolamentos deste tipo são

limitadas entre 1 e 3.

3.12.1.3. DENSIDADE DE CORRENTE

Escolhida a barra a utilizar e conhecida a respectiva secção (�BT) a densidade de

corrente no enrolamento da baixa tensão (�BT) é calculada através de:

)/( 2mmAI

BT

BTBT σ

δ =

3.12.1.4. CÁLCULO DA ALTURA AXIAL DO ENROLAMENTO

Definido o número de camadas e a composição da espira verifica-se a altura

axial (LaxBT) do enrolamento e conclui-se acerca da necessidade de efectuar

enchimentos (�l) nas camadas, uma vez que a altura axial havia sido definida

anteriormente, podendo eventualmente alterar-se o número de camadas para reduzir

esses enchimentos.

)(1 mmfncN

EaxLax lempBT

BTBTBT α+⋅��

�

��

�+⋅=

Ao cálculo deve ser aplicado um factor de empacotamento (femp), pois ainda que

reduzidos é impossível eliminar os espaços entre espiras. É ainda de referir que a

dimensão dos enchimentos não pode ultrapassar uma percentagem da altura do

enrolamento e deve ser efectuado em todas as camadas.


3.12.1.5. ISOLAMENTO ENTRE CAMADAS

O isolamento entre camadas (ecBT) é executado em papel de diamante,

atendendo o dimensionamento da espessura a utilizar a critérios de isolamento eléctrico

e mecânico. Em relação às solicitações eléctricas o dimensionamento deve ser efectuado

em função das tensões de isolamento exigidas pelo cliente (tensão de ensaio ao choque e

à frequência industrial), limitando-se os gradientes de tensão a valores suportáveis pelo

material. Quanto ao critério mecânico existem valores definidos em função do tipo de

enrolamento utilizado.

3.12.1.6. ALTURA RADIAL DO ENROLAMENTO

Após definir e calcular as grandezas atrás apresentadas, em particular o

isolamento entre camadas (ecBT) e espessura das espiras (ErBT) e não considerando a

dimensão a utilizar para os canais de ventilação a incluir no enrolamento calcula-se a

sua altura radial (∆SBT) pelo seguinte:

)()( mmfncErecS empBTBTBTBT ⋅⋅+=∆

Utilizando-se o mesmo factor de empacotamento utilizado para o cálculo da

altura axial do enrolamento, pelas razões aí indicadas.

3.12.2. ENROLAMENTO BT EM BANDA DE COBRE O cálculo de um enrolamento deste tipo implica menos graus de liberdade que a

construção anterior, em relação ao número de camadas é fixado pelo número de espiras

e a escolha de uma determinada banda fixa o valor da altura axial do enrolamento. É

então necessário “jogar” com a escolha da composição da espira que conduza a valores

próximos dos pretendidos para a altura axial e densidade de corrente.


A selecção de condutor é neste caso idêntica ao apresentado para um

enrolamento em camadas de barra de cobre; uma vez definidos os valores para as

densidades de corrente e a altura axial a utilizar, já que fixamos a largura da banda de

cobre a escolher para termos a densidade de corrente pretendida variámos a espessura

do elemento condutor.


3.12.2.2. DIMENSÕES DA ESPIRA, NÚMERO DE CAMADAS E ALTURA

AXIAL

A altura axial da espira (EaxBT) é imposta pela largura da banda (aBT) a utilizar,

enquanto a altura (ErBT) será imposta pela espessura (bBT) e número de condutores a

colocar em paralelo em cada espira (nrBT).

BTBTBT LaxaEax ==

BTBTBT nrbEr ⋅=

Quanto ao número de camadas (ncBT) é igual ao número de espiras do

enrolamento (NBT).


Seleccionada a banda a utilizar e conhecida a respectiva secção (�BT) a

densidade de corrente no enrolamento da baixa tensão (�BT) é calculada através de:

)/( 2mmAI

BT

BTBT σ

δ =


O isolamento entre camadas neste tipo de enrolamento segue o princípio de

cálculo apresentado para o enrolamento em camadas de barra de cobre.


O cálculo da altura radial do enrolamento (∆SBT), excluindo a altura dos canais

de ventilação é efectuada através de:

)()( mmncErecfS BTBTBTempBT ⋅+⋅=∆

Aplicando novamente um factor de empacotamento.

3.13. CÁLCULO DO ENROLAMENTO AT Uma vez que os transformadores a projectar serão bobinados em fio de cobre é

este o processo de cálculo apresentado, sendo que outra opção deve seguir a mesma

metodologia.


As dimensões do enrolamento AT estão condicionadas pelas definições

adoptadas para o enrolamento BT, uma vez que a bobinagem AT será executada sobre a

bobinagem BT.

3.13.1. ENROLAMENTO AT EM FIO DE COBRE

3.13.1.1. ALTURA AXIAL DO ENROLAMENTO

O valor a calcular para altura axial do enrolamento AT (LaxAT) está

condicionado pela altura axial do enrolamento BT (LaxBT) já definido.

Preferencialmente a altura dos dois enrolamentos deve ser idêntica, no caso de tal não

ser possível admite-se que no mínimo o enrolamento AT pode ter uma altura igual a

98% da altura do enrolamento AT e no máximo altura idêntica ao de BT.

3.13.1.2. VALOR PRETENDIDO PARA A DENSIDADE MÉDIA DE CORRENTE

A densidade média de correntes dos enrolamentos (�M(i), para a posição de

regulação de ordem i) é definida por:

2)(

)(iATBT

iM

δδδ

+=

Assim para um determinado valor para a densidade média da corrente nos

enrolamentos para a posição de regulação na AT nominal (�M(0)), e uma vez fixada a

densidade de corrente na BT (�BT), então a densidade de corrente na AT na posição de

regulação nominal (�AT(0)), deverá aproximar-se o mais possível de:

BTM δδ −× 2)0(


A selecção do condutor para a bobinagem AT deve ser feita de modo que a

secção normalizada permita obter uma densidade de corrente próxima do valor definido

no ponto anterior. Podendo-se em algumas situações utilizar-se condutores em paralelo

para obter densidades de corrente mais próximas do definido ou por razões mecânicas,

em condutores de menor secção.


3.13.1.4. DIMENSÕES DA ESPIRA

Tratando-se de enrolamento em fio de cobre com diâmetro dnAT e diAT,

considerando ou não a espessura do isolamento, respectivamente, a altura axial (EaxAT)

e altura radial (ErAT) com naxAT condutores em paralelo por espira são calculadas

através de:

)(mmdinaxEax ATATAT ⋅=

)(mmdiEr ATAT =


Escolhida a barra a utilizar e conhecida a respectiva secção (�AT) a densidade de

corrente no enrolamento da alta tensão (�AT) é calculada através de:

)/( 2mmAI

AT

ATAT σ

δ =

3.13.1.6. NÚMERO DE ESPIRAS POR CAMADA, NÚMERO DE CAMADAS E

VERIFICAÇÃO DA ALTURA AXIAL

Fixada a altura axial do enrolamento AT igual à altura axial do enrolamento BT

o número de espiras por camada (NsAT) é calculado através de:

empAT

ATAT fEax

LaxNs

⋅=

Também neste cálculo deve ser aplicado um factor para o empacotamento das

espiras, arredondando-se o valor obtido ao inteiro inferior, para que a altura do

enrolamento AT não ultrapasse a do enrolamento BT.

A verificação da altura axial do enrolamento é efectuada através de:

empATATAT fNsEaxLax ⋅⋅=

No caso de a altura calculada não respeitar a imposição mínima para a altura do

enrolamento AT (98% da altura do enrolamento BT) pode ser necessário seleccionar

outra composição para a espira.

Segue-se o cálculo do número de camadas do enrolamento (ncAT), obtido a partir

do número de espiras na tomada de regulação com tensão mais elevada (NAT,i) e do

número de espiras por camada (NsAT):

AT

iATAT Ns

Nnc ,=


O número de camadas deve ser calculado para a posição de regulação com

tensão mais elevada, pois é a que conduz ao maior número de espiras e todas as espiras

devem ser consideradas para o cálculo das dimensões do enrolamento.


A definição do número de papéis a utilizar segue as indicações de cálculo

apontadas para o enrolamento de baixa tensão, no entanto a espessura (ecAT) adoptada

será naturalmente superior, uma vez que as tensões de ensaio ou choque e à ensaio à

frequência industrial são mais elevadas para este enrolamento. Enquanto no

enrolamento BT é o critério mecânico a ditar a espessura do isolamento entre camadas

aqui o critério eléctrico é extremamente importante na definição deste parâmetro.


A partir da altura da espira (ErAT), da espessura do isolamento entre camadas

(ecAT) e do número de camadas (ncAT), considerando um factor para o empacotamento

das camadas a altura radial (�SBT) do enrolamento sem consideração da espessura dos

canais de circulação internos é:

)()( mmfncErecS empATATATBT ⋅⋅+=∆

3.14. CANAIS INTERNOS DOS ENROLAMENTOS E DO ESPAÇO AT/BT Na construção dos enrolamentos BT e AT está prevista a inclusão de canais de

arrefecimento que facilitem a evacuação do calor resultante das perdas no cobre no

interior de cada enrolamento, assim como no espaço entre os dois. Estes canais são

realizados colocando redes de réguas de cartão bobinadas conjuntamente com o

enrolamento. É possível executar dois tipos de canais, completos quando desenvolvidos

em todo o perímetro do enrolamento, ou canais parciais (meias luas) que se estendem

por dois sectores de 90º diametralmente opostos. Nas unidades projectadas os canais são

do tipo completo.

A localização dos canais internos (no enrolamento BT e AT) deve ser efectuada

com o objectivo de uniformizar o mais possível os gradientes das várias partes do

enrolamento, estas localizações encontram-se totalmente definidas e dependem do

número de camadas do enrolamento e da bobinagem do enrolamento directamente sobre

um tubo ou da previsão de um canal no início do enrolamento.


Em relação ao espaço entre o enrolamento BT e o enrolamento AT (�AT/BT) é

realizado com um ou dois canais de arrefecimento e um tubo, sendo este tubo em cartão

e papel diamante.

O estudo das dimensões a utilizar para estes canais de ventilação está definido e

é como nos casos apresentados dependente do gradiente do campo eléctrico no óleo e no

cartão e estes gradientes dependentes das tensões de isolamento impostas.

É de referir que conforme as necessidades de arrefecimento e isolamento o canal

do lado AT pode ou não existir, sendo que do estudo do gradiente do campo eléctrico é

vantajoso que o canal do lado AT tenha espessura mínima e os ajustes sejam feitos do

lado da BT, pois o gradiente decresce com o aumento desta distância, atingindo um

mínimo para um determinado intervalo de variação.

3.15. CALAGENS DOS ENROLAMENTOS AT E BT E ALTURA

GEOMÉTRICA DOS ENROLAMENTOS A extremidade superior e inferior dos enrolamentos no caso de enrolamentos BT

em barra ou banda de cobre e AT em fio de cobre são realizadas em fitas de cartão de

espessura próxima do condutor utilizado, para conferir rigidez mecânica ao

enrolamento, evitando que as espiras próximas das extremidades percam a sua

organização e também com função de isolamento eléctrico.

O seu dimensionamento é como no caso da espessura de isolamento entre

camadas, dos canais internos para ventilação e do canal entre o enrolamento BT e o

enrolamento AT efectuado com base nas tensões de isolamento, atendendo a critérios de

contornamento à massa (ensaio à frequência industrial) e de contornamento entre

camadas (ensaio ao choque). São estudados os gradientes do campo eléctrico que

resultariam de um contornamento AT/BT, AT/núcleo e BT/núcleo, nestes casos

considerando a tensão de ensaio à frequência industrial. Em relação ao ensaio ao choque

é efectuada a análise relativa ou contornamento entre camadas no enrolamento AT e no

enrolamento BT. Limitando-se o gradiente do campo eléctrico a valores suportáveis

pelo cartão da análise das situações apresentadas é seleccionado o pior caso, aquele que

resultará em maiores dimensões para as distâncias de extremidade.

Além das funções apresentadas, no caso de a altura axial dos enrolamentos BT e

AT não ser a mesma as calagens do enrolamento têm como função o acerto da altura


geométrica dos enrolamentos, assim sendo dBT e dAT as dimensões para as calagens do

enrolamento BT e AT, respectivamente temos o seguinte:

)(2 mmdLaxLg BTBTBT ⋅+=

)(2 mmdLaxLg ATATAT ⋅+=

3.16. DISTÂNCIAS DE EXTREMIDADE SUPERIOR E INFERIOR No espaço entre a parte superior e inferior dos enrolamentos e as culassas do

circuito magnético são colocados cartões para protecção dos enrolamentos adoptados

para as unidades projectadas. Em unidades com enrolamentos AT e BT em barra de

cobre ambas as extremidades devem compreender uma calagem geral realizada com

calços e um aro de cartão, para a extremidade superior é ainda necessário um prato de

calagem em ferro ou madeira.

Nas unidades a projectar a distância da extremidade inferior (gi) será igual à

espessura do cartão de protecção, enquanto em relação à extremidade superior (gs) além

da espessura do cartão, por segurança para o processo de fabrico é aplicada uma folga

(Fl) dependente da altura axial do enrolamento.

O cálculo da espessura mínima do cartão de protecção da culassa é efectuado

com base no critério mecânico e no critério de isolamento à culassa, ou seja,

contornamento da calagem de enrolamento e perfuração do cartão de protecção da

culassa, no ensaio à frequência industrial aplicada à AT. Mais uma vez o cálculo é

efectuado limitando o gradiente máximo suportável do material.

3.17. COMPRIMENTO DO NÚCLEO (ALTURA DA JANELA) Calculados os enrolamentos, respectivas calagens e distâncias de extremidade

(gS e gi), fica automaticamente definido o comprimento do núcleo do circuito magnético

(Ln):

gigsLggigsLgLn ATBT ++=++=

3.18. ALTURA RADIAL TOTAL DOS ENROLAMENTOS Conhecendo-se a altura dos enrolamentos sem inclusão da espessura dos canais

de ventilação internos (CBT,j e CAT,j), sendo j a ordem do canal interno, o cálculo da

altura radial total dos dois enrolamentos (�RAT e �RBT) é efectuado através de:


)(1

, mmCSRn

jjBTBTBT �

=

+∆=∆

)(1

, mmCSRm

jjATATAT �

=

+∆=∆

Onde n e m representam o número de canais total no enrolamento BT e AT,

respectivamente. No caso dos transformadores a projectar, por serem unidades de baixa

potência, para os de 50 e 100 kVA não está prevista a colocação de qualquer canal nos

dois enrolamentos (n=m=0), para o de 160 kVA é incluído um canal na BT (n=0, m=1),

enquanto no de 250 kVA existirá em cada enrolamento um canal de ventilação

(n=m=1).

3.19. DIÂMETRO E COMPRIMENTO DAS ESPIRAS BT E AT Com base no cálculo do diâmetro do círculo circunscrito e na distância Ferro -

BT a dimensão do diâmetro interno do enrolamento BT (�i_BT) resultará de:

)(2_ mmFEccBTi ∆⋅+Φ=Φ

Relativamente ao diâmetro externo (�e_BT) do mesmo enrolamento resulta da

adição do dobro da altura total do enrolamento ao valor obtido para o diâmetro interno

do enrolamento:

)(2__ mmRBTBTiBTe ∆⋅+Φ=Φ

O diâmetro médio (�m_BT) resulta da média dos dois valores calculados atrás:

)(2

___ mmBTeBTi

BTm

Φ+Φ=Φ

Sendo o enrolamento AT bobinado sob o enrolamento BT, prevendo-se a

existência de um canal de ventilação entre os dois o seu diâmetro interno (�i_AT) é:

)(2 /__ mmBTATBTeATi ∆⋅+Φ=Φ

Os diâmetros externo e médio (�e_AT e �m_AT) seguindo a lógica anterior serão:

)(2__ mmRATATiATe ∆⋅+Φ=Φ

Conhecidos os diâmetros das espiras dos enrolamentos os seus comprimentos

resultam do cálculo do perímetro de um círculo, pois tratam-se de enrolamentos

concêntricos. Na figura seguinte é apresentada a organização de uma das fases do

transformador.


Figura 5 – Vista de uma das fases do transformador

3.20. DISTÂNCIA ENTRE COLUNAS OU FASES A determinação da distância entre fases (�C) em termos de isolamento eléctrico

consideram-se as situações de ensaio de choque e de ensaio por tensão induzida,

escolhendo a mais desfavorável. A abordagem do problema é idêntica à adoptada para o

espaço Ferro – BT e AT/BT, considerando-se a aproximação dos condensadores planos.

3.21. DIMENSÕES TRANSVERSAIS DO CIRCUITO MAGNÉTICO Uma vez calculados os enrolamentos AT e BT, afastamento entre eles e

distância entre fases, ficam imediatamente definidas todas as dimensões do circuito

magnético.

A distância entre eixos de colunas (dee) do circuito magnético será duas vezes o

raio externo do enrolamento AT (diâmetro externo) adicionado da distância entre fases:

)(_ mmCdee ATe ∆+Φ=

A largura da janela será obtida subtraindo à distância entre fases a largura da

chapa mais larga do núcleo:

)(mmLdeel NUCJ −=

�cc �FE �RBT �AT/BT �RAT

�i_BT �e_BT

�i_AT �e_AT


E o comprimento da culassa (LCUL) será duas vezes a distância entre fases (3

colunas) adicionado da largura da chapa mais larga do núcleo.

)(2 mmLdeeL NUCCUL +×=

3.22. MASSAS DE FERRO A massa de ferro do circuito magnético (�CM) resulta da adição das massas das 3

colunas (�N) e das 2 culassas (�C), conhecendo-se os seus comprimentos (Ln e LCUL,

comprimentos do núcleo e culassa, respectivamente), secções (SN e SC) e a massa

volúmica do ferro (�Fe) o cálculo faz-se com o seguinte:

Massa dos núcleos: )(3 kgSLn NFeN ×××= µπ

Massa das culassas: )(2 kgSL CCULFeC ×××= µπ

Massa total do circuito magnético: )(kgCNCM πππ +=

3.23. PERDAS NO FERRO O valor das perdas no ferro é dependente dos valores da indução, massa total do

circuito magnético, qualidade da chapa, influência das zonas em que há sobreposição de

chapa e frequência da rede.

Nas zonas em que há sobreposição de chapa (ligações entre núcleos e culassas)

verifica-se a existência de descontinuidades do circuito magnético, que resultam na

alteração da direcção geral do fluxo magnético, elevação local da indução e

correspondente aumento das perdas no ferro. A consideração destes efeitos é efectuada

imaginando o aumento da massa do circuito magnético e considerando um factor de

ponderação dependente do tamanho relativo da culassa face ao núcleo.

O cálculo das perdas no ferro pressupõe o conhecimento dos comprimentos,

induções, secções e massas dos núcleos e culassas do circuito magnético. Começa-se

por obter o comprimento perturbado das chapas do núcleo e culassa, LPN e LPC,

respectivamente. Esta correcção é feita em função das chapas mais largas do núcleo e

culassa, recorrendo a valores tabelados. A massa da chapa corrigida para núcleos (�FN) e

culassas (�FC), será calculada através de:

Massa fictícia dos núcleos: )(kgKSL CNNPNFeNFN ×××+= µππ

Massa fictícia das culassas: )(kgKSL CNCPCFeCFC ×××+= µππ


Sendo KCN o factor dependente da relação entre núcleos e culassas definido para

todas as situações.

O cálculo das perdas no ferro (PO) depende da indução nos núcleos e culassas,

BN e BC, e das massas dos dois elementos. O cálculo é efectuado a partir de medidas

efectuadas em transformadores de fabricação corrente, existindo valores definidos para

as perdas por quilograma em função da indução nominal.

)(WWWP KGCFCKGNFNO ×+×= ππ

WKGN e WKGC representam as perdas específicas no núcleo e culassa, em caso de

igualdade de secções WKGN = WKGC.

A chapa a utilizar para a construção dos transformadores é não recozida, sendo

necessário aplicar um factor correctivo dependente da largura da chapa magnética ao

valor calculado. Esta correcção é efectuada apenas para os transformadores com

dimensões mais reduzidas, pois a influência do não recozimento da chapa diminui

aumentando a sua largura.

O valor obtido para as perdas no ferro deve respeitar a solicitação do cliente ou a

tolerância prevista na norma de construção, se tal não ocorrer será necessário alterar os

valores da tensão por espira ou o diâmetro do círculo circunscrito, alterando os valores

da indução magnética e como consequência das perdas no ferro. A redução do valor da

indução resulta na redução de perdas no ferro.

3.24. MASSAS DE COBRE NOS ENROLAMENTOS O cálculo das massas de cobre dos enrolamentos é efectuado para uma

temperatura de funcionamento de 75ºC conhecendo-se as secções dos condutores, o

comprimento médio das espiras (Lm_AT e Lm_BT), número de espiras nos dois

enrolamentos e da massa específica do cobre (�Cu). O cálculo para o enrolamento AT

deve ser efectuado considerando a posição máxima de regulação.

A massa das três fases do enrolamento BT (�BT) é obtida de:

)(3 _ kgNL BTBTmBTCuBT ××××= σµπ

Para o enrolamento AT, aplicando o mesmo temos:

)(3 ,_, kgNL iATATmATCujAT ××××= σµπ

A massa total dos enrolamentos (�enr) resultará da adição das duas anteriores.


3.25. PERDAS NO COBRE As perdas no cobre do transformador resultam de perdas Joule nos enrolamentos

e nas ligações e de perdas suplementares. Apresenta-se de seguida o processo a seguir

para o cálculo de cada uma.

3.25.1. PERDAS JOULE NOS ENROLAMENTOS As perdas Joule no cobre são calculadas através da multiplicação do quadrado da

corrente veiculada pela resistência eléctrica do condutor. Utilizando as grandezas

calculadas atrás (comprimento da espira média (Lm), secção (�), número de espiras (N),

densidade de corrente (�) e massa de cobre (�)) e conhecida a resistividade eléctrica

(�Cu) e massa específica (�Cu) do cobre o cálculo das perdas para os três enrolamentos

pode ser efectuado através de:

( ) )(33 22 WNL

IRP mCuJ σδ

σρ ×××××=××=

Por simplificação desta expressão temos o seguinte:

)(2 WPCu

CuJ δπ

µρ

××=

Para cada um dos enrolamentos teremos:

Enrolamento BT: )(2_ WP BTBT

Cu

CuBTJ δπ

µρ

××=

Enrolamento AT: )(2,,,_ WP iATiAT

Cu

CujATJ δπ

µρ

××=

No caso do enrolamento de mais alta tensão a posição de regulação deve ser a

nominal, logo a massa a utilizar será a das espiras utilizadas na tomada nominal.

3.25.2. PERDAS JOULE NAS LIGAÇÕES Para transformadores com potências baixas calculam-se as perdas Joule nas

ligações no caso de enrolamentos BT em banda, enquanto nos restantes casos esta

componente de perdas é desprezada. O cálculo é obtido pela aplicação da seguinte

expressão:

)()63( 2_ WIkLLPP

Cu

CuBTCNBTliglig µ

ρ××××+×=≅


Sendo CN LL ×+× 63 as dimensões das barras de ligação e k uma característica

relacionada com as dimensões da barra.

3.25.3. PERDAS SUPLEMENTARES NOS ENROLAMENTOS O valor das perdas suplementares (PSUP) nos transformadores calculados é

obtido com base numa curva de cálculo (em percentagem das perdas Joule totais dos

enrolamentos e respectivas ligações) e em função do valor da intensidade de corrente na

fase do enrolamento BT. A curva em questão resultou da análise estatística efectuada

sobre resultados de ensaios de uma determinada população de transformadores de

distribuição.

3.25.4. PERDAS NO COBRE TOTAIS As perdas totais no cobre resultam da adição de todas as perdas no cobre

calculadas:

)(,__ WPPPPP SUPligiATJBTJcc +++=

Avaliado este valor, no caso de necessidade de alteração, em virtude do

desrespeito da tolerância aplicável, tal pode ser conseguido alterando a composição da

espira de um ou dos dois enrolamentos. Como em qualquer sistema eléctrico a redução

das perdas Joule faz-se aumentando as secções dos condutores, ou seja, diminuindo a

resistência. Efectuadas a alterações o processo de cálculo é retomado a partir desse

ponto.

3.26. GRADIENTES DE TEMPERATURA NOS ENROLAMENTOS O cálculo da diferença de temperatura necessária para evacuar as perdas geradas

nos enrolamentos pressupõe o conhecimento dessas perdas, das superfícies de cobre e

da organização dos materiais isolantes. Para o cálculo são efectuadas as seguintes

aproximações: a temperatura no cobre é considerada constante; as bobinas supõe-se

com superfícies planas como limites tendo-se assim distribuições simétricas da

temperatura em relação às superfícies médias e a transmissão de calor é conseguida

através de processos de condução e convecção.

O cálculo da transmissão de calor por convecção é obtido através de:

αθ

×=∆

SW


Onde: W – perdas a evacuar (W);

S – superfície de evacuação (cm2);

� – Coeficiente de transmissão de calor (W/ cm2/ºC).

No processo de condução temos:

ekSW

××=∆θ

Sendo: W – perdas a evacuar (W);

S – superfície de evacuação (cm2);

k – inverso do coeficiente de condutividade térmica (ºC.mm/W);

e – espessura do papel de isolamento (mm).

Ocorrendo os dois processos em conjunto, a sua agregação resultará no seguinte:

VSW

αθ

×=∆

�V será um coeficiente calculado com base na espessura do papel de isolamento,

número de camadas, coeficiente de condutividade térmica do papel impregnado em óleo

e coeficiente de transmissão de calor do óleo mineral e é resultado da agregação dos

dois processos de transmissão de calor.

O processo de cálculo é efectuado para cada um dos enrolamentos (AT e BT),

sendo seguinte:

� Divisão do enrolamento com base no número de canais de ventilação internos,

por exemplo com um canal terá duas secções;

� Calcular a área das superfícies de evacuação, com base nos diâmetros internos,

externos e altura do enrolamento. Para a secção interna do enrolamento BT é

considerada apenas a superfície externa, já que as unidades a calcular não têm

evacuação para o interior.

� Cálculo das massas de cada secção do enrolamento;

� Com base nas perdas no cobre totais no enrolamento e na massa total, com uma

relação de proporcionalidade determinar as perdas no cobre por secção;

� Cálculo do coeficiente �V;

� Obter o gradiente para a secção s: )(º_

CS

WGr

SVS

SS α×

= .

� O gradiente do enrolamento será o mais elevado das duas secções.


Os gradientes devem ser limitados a temperaturas de 20ºC, para aumentar o

tempo de vida dos materiais, se estes valores forem ultrapassados é necessário rever por

exemplo a espessura e número dos canais de ventilação, ou diminuir as perdas no cobre,

baixando as densidades de corrente.

3.27. TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO O cálculo da tensão de curto circuito (Ucc) é efectuado para a posição nominal de

regulação AT, implicando o cálculo das componentes reactiva (eX) e resistiva (eR).

Da teoria do transformador é conhecida a expressão para o cálculo da reactância

por fase entre os enrolamentos AT e BT, em valor percentual, sendo o enrolamento x

(AT ou BT) de referência:

(%)10

504 522

exXF

MXX

X KV

LINf

e +

��

��

�

∆××

×××××≅

−

α

Onde f, NX, IX, VX e LM representam a frequência da rede, número de espiras,

corrente, tensão por espira do enrolamento de referência e valor médio do comprimento

das espiras AT e BT, respectivamente.

Em relação a � e �F são factores dependentes da altura radial do enrolamento, da

espessura do canal AT/BT, da espessura e número de canais internos e da altura axial do

enrolamento utilizado como referência. Kex representa um factor correctivo de base

experimental.

Para o cálculo da componente resistiva da teoria do transformador, para a

temperatura de referência (cálculo de Pcc) a expressão a utilizar é:

(%)10 S

Pe cc

R ×=

Dos valores anteriores obtém-se a tensão de curto-circuito (Ucc):

22RXcc eeU +=

A tensão de curto-circuito é um dos parâmetros definidos pelo cliente, em caso

de necessidade de ajuste, tratando-se de grandes correcções é realizado através da

alteração da corrente nos enrolamentos ou do número de espiras. Para ajustes mais

reduzidos é alterada a espessura do canal AT/BT, recalculando-se o transformador a

partir desse ponto.


3.28. ESCOLHA DA CUBA RECTANGULAR As cubas utilizadas nestes transformadores são rectangulares herméticas de

enchimento integral, a cuba que encerra o líquido refrigerante, chamada cuba elástica, é

constituída na sua totalidade por chapa de aço. As paredes laterais da cuba são formadas

por alhetas em forma de acordeão que permitem dissipar adequadamente o calor

produzido pelas perdas, devido ao bom factor de dissipação térmico obtido.

A selecção da cuba é efectuada com base em valores mínimos para o

comprimento, altura e largura dependentes do tamanho da parte activa do transformador

e distâncias de isolamento.

O valor mínimo para o comprimento determina-se através de dois critérios, um

de isolamento eléctrico do enrolamento AT, o outro mecânico de afastamento entre o

extremo da travessa superior do circuito magnético e o topo da cuba, estando por sua

vez relacionado com o apoio do tirante de aperto em relação à bobinagem, determinado

por imposições de isolamento eléctrico.

Em relação à largura e altura mínima da cuba obedece ao mesmo critério

eléctrico utilizado para dimensionamento do comprimento.

Partindo destas dimensões mínimas, é seleccionada a cuba com base na

existência de painéis normalizados com um número de alhetas também definido. A

profundidade da alheta é realizada em função das necessidades de evacuação.

3.29. CÁLCULO DA EVACUAÇÃO DA CUBA O cálculo das perdas a evacuar (Pev) para esta gama de transformadores é

efectuada para a tomada de regulação nominal e resulta da adição das perdas totais no

cobre e no ferro.

jCCOjev PPP ,, +=

A potência que a cuba evacua (Pcuba) é determinada com base nas dimensões dos

painéis, a sua forma e colocação face ao meio ambiente. Os cálculos são então

efectuados avaliando as superfícies e adoptando coeficientes de evacuação.

É no entanto necessário conhecer também os aquecimentos do cobre médio e do

óleo superior e garantir que não ultrapassam os máximos admissíveis (65ºC para o

aquecimento do cobre médio e 60ºC para o aquecimento do óleo superior).

O cálculo do aquecimento do óleo superior (�h) obtém-se a partir de:


hccuba

evh P

P θθ ∆×�

��

=∆

8.0

�hc não é mais que o aquecimento do óleo superior correspondente ao

aquecimento do cobre médio máximo (�cmax) e é obtido em função do gradiente (Gr)

através de:

)(º85,0

max

CGrc

hc

−∆=∆

θθ

O aquecimento do cobre médio (�c) calcula-se do seguinte:

)(º85,0max CGrhC +×∆=∆ θθ

No caso de não se obterem valores para os aquecimentos do cobre médio e do

óleo superior inferiores aos máximos é necessário redefinir a profundidade das alhetas

dos painéis de alhetas.

3.30. CÁLCULO DA SOBREPRESSÃO Com o transformador em funcionamento a temperatura do líquido isolante

aumenta, e em consequência aumenta o seu volume, sendo precisamente as alhetas da

cuba as que se deformam adoptando um volume igual ao produzido pela dilatação do

óleo, sendo capaz de suportar os efeitos duma variação de temperatura sem que se

produzam deformações permanentes na mesma. Igualmente, ao colocar o transformador

fora de serviço ou ao diminuir a carga produz-se uma diminuição da temperatura e as

alhetas recuperam um volume proporcional ao produzido anteriormente pela dilatação.

O cálculo da sobrepressão é efectuado conhecendo-se o aumento de volume do

óleo em resultado do aquecimento e a flecha provocada nas alhetas.

Figura 6 – Dilatação de uma alheta provocada pela expansão térmica do óleo (flecha)

Os transformadores deste tipo são fechados e ajustados de modo a que a

sobrepressão do líquido de arrefecimento em relação à pressão atmosférica seja nula à

temperatura de 20 ºC.

Sendo: V – volume do líquido a 20 ºC;

f


Ta – temperatura ambiente máxima (normalmente 40 ºC);

�T – aquecimento médio do líquido em regime nominal (85% do aquecimento

nominal);

– coeficiente de dilatação do líquido (L/ºC).

A variação do volume do líquido (�V) é a seguinte:

)()20( LTTaVV −∆+⋅⋅=∆ β

Tal variação é integralmente compensada pela dilatação das alhetas, calculando-

se a sobrepressão (p) a partir de:

)/()(

260 25

cmkgVjjiN

IEp ∆⋅

⋅−⋅⋅⋅=

Sendo: E – módulo de elasticidade do aço da chapa (kg/mm2);

I – momento de inércia por unidade de altura (mm3);

N – número de alhetas da cuba;

i – altura da alheta;

j – profundidade da alheta.

O cálculo da flecha é efectuado considerando cada face da alheta como uma viga

encastrada, recorrendo à equação da deformação obtem-se o seguinte:

IEjp⋅⋅

⋅⋅=499217

f4

Os valores para a sobrepressão e flecha devem ser limitados para que não

resultem deformações permanentes do material ou em casos extremos à sua fragilização,

tal é conseguido modificando a profundidade das alhetas.

3.31. CÁLCULO DO NÍVEL DE RUÍDO O cálculo do nível médio de pressão acústica a 50 Hz e a uma distância de 0,3 m

do transformador, para unidades com potência nominal inferior a 500 kVA é obtido,

conforme indicação da CEI 551, através de:

)(63)log(2038 dBAdeeBL CpA −×+×=

Sendo Bc a indução na culassa e dee a distância entre eixos do transformador.

A partir deste valor calcula-se o nível de potência acústica através de:

)(log10 dBASS

LLO

pAwA ��

��

�×+=


Sendo: SO – área de referência (1m2)

S – área da superfície de medida envolvente ao transformador.

O valor de S obtém-se a partir de:

mlhS ⋅⋅= 25,1

Onde: h – altura do solo à tampa do transformador;

Lm – perímetro do contorno envolvente (da CEI 551 é imposta uma distância de

0,3 m entre o contorno de medida e a superfície principal de radiação – transformador).

Os valores calculados devem ser comparados com o limite imposto pela norma

aplicável, ou com o valor exigido pelo cliente, se for necessária uma redução a solução

estará em reduzir o valor da indução magnética da culassa e refazer todo o processo a

partir desse ponto.

3.32. CÁLCULO DAS MASSAS DO TRANSFORMADOR O conhecimento da massa total do transformador projectado é de extrema

importância, ainda mais em transformadores para postos de transformação aéreos.

Além do cálculo das massas de ferro do circuito magnético e do cobre nos

enrolamentos é necessário calcular a massa de cobre nas ligações, travessas do circuito

magnético e cuba. Relativamente à massa de óleo implica o cálculo do volume da cuba,

de todo o volume da parte activa e subtracção dos dois. Uma vez que não foi efectuado

o cálculo manual de todas as massas e a sua descrição resultaria num longo processo

não será aqui apresentado.

3.33. OUTROS CÁLCULOS Conhecidas as características dimensionais do transformador, composição dos

enrolamentos perdas e massas podem ser calculadas a corrente de ligação, queda de

tensão do transformador, rendimentos, resistência dos enrolamentos, impedância

homopolar e esforços em curto-circuito, em casos especiais, ou quando solicitados pelo

cliente e em que haja necessidade de comparação com os valores a medir nos ensaios

próprios. No presente trabalho estas grandezas não foram objecto de estudo e como tal

não serão aqui incluídas.


3.34. RESUMO DO PROCESSO DE CÁLCULO No seguimento da exposição feita até aqui apresenta-se em seguida um

fluxograma de uma possível sequência de cálculo para um transformador imerso em

óleo.

A legenda de caminhos a seguir (decisões de cálculo) é a seguinte:

A – Variação do número de espiras AT para corrigir o erro da relação de

transformação.

B – Variação do número de espiras BT para corrigir o erro da relação de

transformação, alterar tensão de curto-circuito, alterar tensão por espira para corrigir

valores de ruído e perdas no ferro.

C – Variação dos canais de arrefecimento internos da AT por exigência de

gradiente de temperatura.

D – Variação do espaço AT/BT para acertar as tensões de curto-circuito ou

exigência de gradiente de temperatura no enrolamento AT.

E – Variação dos canais de arrefecimento internos da BT por exigência de

gradiente de temperatura.

F – Variação da bobinagem AT (composição da espira ou n.º de camadas, não

variando o n.º de espiras) para alteração das densidades de corrente para efeitos de

perdas no cobre, alteração da altura radial ou da altura geométrica para ajustar a tensão

de curto-circuito.

G – Variação da bobinagem BT (composição da espira ou n.º de camadas, não

variando o n.º de espiras) para alteração das densidades de corrente para efeitos de

perdas no cobre, gradientes, alteração da altura radial ou da altura geométrica para

ajustar a tensão de curto-circuito.

H – Variação do diâmetro do circuito magnético para alteração do valor de

indução para efeitos de ruído ou perdas no ferro, alterando-se também o valor da tensão

por espira e o n.º de espiras BT.

I – Alteração das características da cuba para reduzir o aquecimento ou a

sobrepressão.


Figura 7 – Fluxograma de uma possível sequência de cálculo de um transformador imerso em óleo

INÍCIO

Recolha de dados (consulta ou encomenda cliente)

Cálculo de tensões e correntes

Definição do tipo de enrolamento

Atribuição de valores iniciais

Avaliação erro relação transformação

Cálculo da bobinagem BT: composição da espira, secção do cobre e densidade de corrente, nº de camadas, altura axial, isolamento entre camadas e altura radial (sem canais)

Cálculo da bobinagem AT: idêntico ao bloco anterior

Cálculo da calagem dos enrolamentos e altura geométrica

Distâncias de extremidade, Altura da janela

Altura radial BT incluindo canais de arrefecimento, diâmetro e comprimento das espiras BT

Cálculo espaço AT/BT

Altura radial AT incluindo canais de arrefecimento, diâmetro e comprimento das espiras AT

Média das espiras médias, distância entre fases, dimensões transversais do circuito magnético

Ruído, massas e perdas (ferro e cobre), gradientes, tensão curto-circuito

Cuba, evacuação, sobrepressão

Massas, corrente ligação, queda de tensão, resistência dos enrolamentos, rendimento, impedância homopolar; esforços em curto-circuito

Correcções?

FIM

S N

I B, H G F E D C

Diâmetros e secções do circuito magnético, cálculo da distância Ferro/BT, tensão por espira, induções no núcleo e culassa e nº de espiras AT e BT

Correcções?

N

S

A B


4. PROTECÇÃO DE UM TRANSFORMADOR Os transformadores são máquinas eléctricas sujeitas a várias solicitações

eléctricas tanto do lado da alta tensão como na baixa tensão. Uma falha poderá resultar

eventualmente na perda da unidade transformadora, ou em interrupções do

fornecimento do serviço demoradas. Assim, por um lado um transformador deve ser

protegido contra defeitos externos, por exemplo sobrecargas, sobretensões, curto-

circuitos na rede BT ou temperaturas elevadas, e isolado da rede no caso de um defeito

interno, fuga de óleo, curto-circuito nos enrolamentos, sobrepressões internas acima do

normal.

As medidas adoptadas para proteger um transformador são função de critérios

como a continuidade e qualidade de serviço, o custo do investimento e da operação, da

segurança de equipamentos e pessoas e de um nível aceitável de risco. As várias

escolhas são sempre resultado da atribuição de níveis de importância a considerações

técnicas, económicas e políticas. Nos pontos seguintes apresentam-se as condições a

que os transformadores são submetidos e os vários mecanismos de protecção.

4.1. SOLICITAÇÕES ELÉCTRICAS E MODOS DE AVARIA

4.1.1. LIGAÇÃO E RE-LIGAÇÃO Na distribuição pública as operações de ligação e re-ligação são excepcionais e

não correspondem realmente ao uso operacional de um transformador. Não obstante, os

transformadores utilizados em redes de distribuição do tipo aéreo são submetidos a estas

operações em ciclos de ligação e re-ligação, na tentativa de eliminar defeitos do tipo

transitório, por exemplo a queda do ramo de uma árvore que provoque um curto-circuito

fugitivo sobre a rede MT. O fecho rápido de um disjuntor pode resultar em fluxos

residuais elevados e correntes de grande magnitude, neste caso a protecção do

transformador deve estar prevista para não actuar sempre que tal ocorra, a menos que a

corrente represente perigo para a unidade.

4.1.2. SOBRETENSÕES DE ORIGEM EXTERNA Os transformadores de distribuição estão sujeitos a sobretensões transitórias

resultantes das redes a que estão ligados. Estas sobretensões são o resultado de

descargas atmosféricas directas sobre o transformador ou induzidas nas redes de média

ou baixa tensão. Podem também ser resultado da abertura e fecho de disjuntores e


interruptores na rede a montante. As sobretensões daqui resultantes conduzem a um

stress dieléctrico no transformador. Este stress causa o envelhecimento prematuro, ou

mesmo uma falha de isolamento entre espiras ou à massa. As circunstâncias mais

críticas são obtidas durante a desenergização do transformador sem carga, ou

comutando os mecanismos de corte no vácuo.

Os critérios que determinam a severidade da sobretensão para os

transformadores são a tensão de crista, assim como os gradientes de crescimento e

extinção, que conduzem à distribuição desigual das solicitações sobre espiras e a

tensões entre espiras superiores aos limites admissíveis, mesmo que o valor de crista

não exceda valores aceitáveis.

Os riscos de exposição a sobretensões dependem do tipo de rede em que o

transformador é instalado, no caso de uma rede do tipo aéreo a protecção adequada

contra este tipo de defeitos é de extrema importância, fazendo-se através de hastes de

descarga ou descarregadores de sobretensões. A selecção de equipamento deste tipo é

efectuada com base no tipo de ligação entre a rede e o transformador, tipo de ligação à

terra na subestação MT alimentadora a montante, da rede BT e o possível acoplamento

entre os dois sistemas de terra.

O cálculo do transformador é como vimos atrás efectuado com base em tensões

de isolamento definidas em normas próprias, no caso de estas tensões de isolamento

serem ultrapassadas as falhas no isolamento interno resultarão em:

� Curto-circuitos entre espiras do mesmo enrolamento (caso mais frequente);

� Curto-circuitos entre enrolamentos;

� Curto-circuito entre a espira de um enrolamento e uma peça vizinha, por

exemplo as paredes da cuba ou o circuito magnético;

Em relação a falhas externas (curto-circuito entre terminais) ocorrem com menos

frequência e apenas em ambientes poluídos, onde a rigidez dieléctrica do ar é baixa.

4.1.3. SOBRECARGAS O valor da potência nominal permite a partir das tensões nominais determinar as

correntes nominais, funcionando neste caso o transformador em carga nominal. Se o

transformador funcionar permanentemente neste regime os seus aquecimentos não

ultrapassarão os limites impostos pelas normas. Se a temperatura ambiente for “normal”

(20ºC), o seu funcionamento e esperança de vida são considerados “normais”.


Na realidade estas condições não se verificam, nem a carga se manterá constante

durante o período de funcionamento, nem a temperatura ambiente terá variações que

possam, do ponto de vista térmico, ser sempre equivalentes a um regime permanente a

20ºC. A aplicação duma carga superior à nominal e/ou funcionamento a temperaturas

ambiente mais elevadas (regimes de sobrecarga) traduzir-se-ão num aumento da

temperatura de funcionamento do transformador.

As consequências das sobrecargas são diversas, uma vez que os seus efeitos

estão associados aos aumentos de corrente e temperatura que originam, podem

constituir riscos imediatos ou ter consequências a mais longo prazo.

O risco imediato resulta da redução da rigidez dieléctrica devido à presença de

bolhas gasosas nos isolantes, estas bolhas desenvolvem-se no papel isolante a

temperaturas da ordem dos 140 ºC a 160 ºC para teores normais de humidade.

A longo prazo o principal risco resulta da deterioração “térmica” das

propriedades dos isolantes, juntas, etc., tratando-se de um processo cumulativo.

O aumento da temperatura de funcionamento do transformador pode ainda ter

como consequências a redução das propriedades mecânicas essenciais para a capacidade

de resistir aos curto-circuitos, aumentos de volume e pressões. Este aumento de

temperatura resultará então no acelerar do processo de envelhecimento.

Uma sobrecarga durante o Inverno, com temperaturas baixas, não tem as

mesmas consequências que uma sobrecarga com temperaturas ambiente elevadas. No

entanto sob circunstâncias de operação anormais ou excepcionais é aceitável exceder as

capacidades nominais do transformador, tal é preferível a uma interrupção em resultado

de um pico de curta duração, pois tratam-se na maior parte dos casos de fenómenos

transitórios.


Figura 8 – Capacidade de sobrecarga de um transformador de distribuição imerso em

óleo

Na distribuição pública uma sobrecarga não deve na generalidade dos casos

resultar na interrupção da alimentação, em prol da qualidade de serviço. Além disso os

condutores da rede de baixa tensão são sobredimensionados e a sobrecarga de um

transformador não corresponde à sobrecarga de um condutor. Assim em casos em que a

sobrecarga não represente risco para a unidade transformadora a protecção não deverá

actuar intempestivamente, desligando o transformador da rede.

4.1.4. CURTO-CIRCUITOS NA REDE BT Os únicos curto-circuitos sobre a rede de baixa tensão a provocar consequências

nefastas sobre o transformador são aquelas situadas na sua proximidade. Estes defeitos

são eliminados pela protecção instalada na rede de baixa tensão (fusíveis ou

disjuntores), pela protecção da rede de média tensão a montante do transformador ou,

no caso de um transformador autoprotegido, pela protecção MT do transformador.

Um curto-circuito próximo dos terminais da baixa tensão num transformador,

dependendo da intensidade de corrente e duração, resulta no aquecimento do líquido

dieléctrico e dos enrolamentos, mas também em esforços electrodinâmicos sobre os

enrolamentos.

Os transformadores são projectados para suportar um curto-circuito nos seus

terminais, geralmente uma situação mais severa do que as que se verificam em

condições normais de funcionamento. No entanto as falhas repetidas podem ter um


efeito cumulativo, por exemplo deslocamento da bobina e contribuição para o

envelhecimento prematuro do equipamento. Em todo o caso, a duração da falha deve ser

limitada por um dispositivo de protecção, pois de outra maneira existe o risco de

destruição por efeitos térmicos.

4.1.5. DEFEITOS INTERNOS

4.1.5.1. DEFEITOS ENTRE ESPIRAS Os curto-circuitos entre espiras do enrolamento de média tensão são o modo de

avaria mais frequente e o mais difícil de detectar. Estes defeitos resultam da

deterioração localizada da isolação do condutor em resultado do stress térmico e

dieléctrico. O efeito inicial limita-se a um ligeiro aumento da corrente no primário, por

um lado em resultado da modificação da razão de transformação e por outro da corrente

de curto-circuito no enrolamento afectado. A espira defeituosa comporta-se como um

enrolamento secundário e é percorrida por uma corrente limitada unicamente pela

própria impedância e pela resistência de defeito.

Figura 9 – Funcionamento de um transformador com um curto-circuito entre espiras no

primário

De acordo com a corrente de defeito a sua progressão será mais ou menos

rápida. Tratando-se de uma corrente elevada a subida de temperatura provocará a

deterioração do isolamento das espiras vizinhas e a propagação da falha será rápida. Se

da falha resultar arco eléctrico teremos libertação de gases. Tal libertação pode conduzir

a um aumento grande na pressão e em último caso à ruptura da estrutura do tanque.


Se a falha causar uma corrente inicial baixa, os fenómenos podem ser lentos e

difíceis de detectar apenas com a monitorização das correntes. A monitorização das

emissões gasosas ou pressão podem ser usadas de forma complementar aos dispositivos

baseados na medida de intensidade de corrente. No entanto tais medidas são apenas

adoptadas em transformadores com potências mais elevadas e raramente numa unidade

tipo poste.

4.1.5.2. DEFEITOS ENTRE ENROLAMENTOS 4.1.5.2.1. ENROLAMENTOS DE MÉDIA TENSÃO

As falhas entre enrolamentos de média tensão são raras mas podem causar

correntes de defeito elevadas, mesmo superiores à corrente provocada por um defeito

nos terminais dos enrolamentos, com efeitos nefastos para a máquina.

Curto-circuitos em determinadas posições, por exemplo em pontos de dois

enrolamentos vizinhos do ponto neutro numa ligação em estrela, são semelhantes a

curto-circuitos entre espiras do mesmo enrolamento, desde que não exista diferença de

tensão elevada entre pontos de contacto.

4.1.5.2.2. ENROLAMENTOS DE BAIXA TENSÃO

As falhas entre enrolamentos de baixa tensão são excepcionais desde que estes

enrolamentos sejam colocados depois do núcleo magnético e envolvidos pelos

enrolamentos de média tensão. No caso de enrolamentos múltiplos de baixa tensão na

mesma coluna do núcleo magnético (por exemplo acoplamento em zig-zag), a

possibilidade de uma falha existe. Em todo o caso, a corrente de defeito é menor do que

aquela que resulta de um curto-circuito através dos terminais secundários, no entanto a

progressão pode ser rápida, devido à presença de um arco eléctrico de intensidade

significativa.

4.1.5.2.3. ENROLAMENTOS DE MÉDIA E BAIXA TENSÃO

Um defeito entre enrolamentos de baixa e média tensão pode também resultar no

contacto entre primário e secundário, resultando no aparecimento de potenciais

perigosos na rede de baixa tensão; dependendo o risco, para pessoas e equipamento, do

tipo de ligação dos neutros das duas redes.


4.1.5.3. DEFEITOS À MASSA Defeitos entre o enrolamento de média tensão e a massa são frequentemente

originados pela ruptura de isolamento em resultado de uma sobrecarga. No entanto

podem resultar também de um defeito eléctrico (sobretensões). As características de um

defeito à massa, assim como a forma de detecção dependem do tipo de ligação do

neutro à terra e da localização do defeito no transformador.

No caso de uma rede de distribuição com o neutro ligado à terra através de uma

impedância limitadora, um defeito à massa provoca uma corrente variável com

impedância de neutro e a localização do defeito. Se a corrente de defeito for muito baixa

existe o risco de aumento da pressão semelhante ao que ocorre num defeito entre

espiras. A monitorização fina da corrente de defeito à terra seria um meio eficaz de

protecção, no entanto nem sempre é técnica e/ou economicamente viável.

No caso de uma rede com o neutro ligado à terra através de uma bobina de

Peterson um defeito no isolamento de um transformador imerso em óleo será auto-

extinguível. O valor reduzido da corrente de defeito permite a sua extinção espontânea

no óleo e o reaparecimento progressivo do defeito, conduzindo a uma outra avaria

milisegundos mais tarde. A frequência dos fenómenos aumentará se houver uma

deterioração progressiva em resultado das avarias sucessivas, originando outro tipo de

defeito, detectado pelo equipamento de protecção.

4.1.5.4. DEFEITOS RELACIONADOS COM O TIPO DE

TRANSFORMADOR Os defeitos internos são geralmente consequência de acções externas

(sobretensões e sobrecargas), no entanto esses defeitos podem ocorrer também

dependendo do tipo de transformador. Num transformador imerso em óleo uma fuga de

óleo causada pela corrosão ou por um impacto provocará a perda do isolamento da parte

activa e consequente defeito. A degradação do dieléctrico, como resultado da presença

de partículas do tanque, núcleo ou dos papéis de isolamento, ou pela penetração de água

podem levar a uma situação de ruptura do isolamento.


4.2. SISTEMAS DE PROTECÇÃO

4.2.1. SOBRETENSÕES Um transformador alimentado por um único condutor representa uma

impedância muito elevada, quando comparada da linha, do cabo ou da fonte. Assim

durante os fenómenos de propagação da onda o transformador representa um ponto de

reflexão quase total estando sujeito a uma tensão aproximadamente igual duas vezes a

tensão de incidência. É essencial colocar dispositivos limitadores na vizinhança

imediata do transformador.

São utilizados dois tipos de protecção: hastes de descarga, mais simples e com

preços mais baixos, utilizadas exclusivamente em redes aéreas. E descarregadores de

sobretensões com melhor performance, mas custos mais elevados.

4.2.1.1. HASTES DE DESCARGA As hastes de descarga são mecanismos simples que compreendem dois

eléctrodos no ar. Uma sobretensão dependendo da intensidade e distância entre os

eléctrodos resultará na formação de um arco eléctrico entre os dois eléctrodos.

Este tipo de protecção implica algumas desvantagens:

− Tensão a que se desencadeia o arco eléctrico dependente das condições

ambientais (humidade, poluição, etc);

− O nível de protecção depende do gradiente da sobretensão (velocidade de

crescimento), pois uma sobretensão com grande gradiente não conduz a um arco

eléctrico imediato, mas só num valor de pico demasiado elevado para o nível de

protecção.

− Corrente de defeito à terra depois da actuação da protecção, cuja intensidade

depende do tipo de ligação do neutro, em geral não auto-extinguível e necessitando da

actuação de uma protecção a montante e posterior re-ligação.

4.2.1.2. DESCARREGADORES DE SOBRETENSÕES Os descarregadores de sobretensões não são mais que resistências não lineares,

cujo valor é extremamente reduzido acima de um determinado valor de tensão como é

possível ver na figura seguinte:


Figura 10 – Curva característica de um descarregador de sobretensões de óxido de zinco

(ZnO) numa rede com tensão nominal de 20kV, quando submetido a um impulso de

125kV

Os modelos mais recentes deste tipo de equipamento têm não linearidades

bastante acentuadas, apresentando correntes de fugas em operação normal inferiores a

10mA, assim é possível mantê-los sob tensão. A sua extrema não linearidade melhora

ainda a eficiência de protecção na presença de correntes de intensidade elevadas.

4.2.2. SOBRECARGAS E CURTO-CIRCUITOS A protecção contra sobrecargas deve actuar para valores da corrente nominal

entre 110 e 150% e deve preferencialmente reagir de forma dependente do tempo,

podendo ser instalado do lado de média ou de baixa tensão.

No caso da protecção do lado da baixa tensão, afim de proteger o transformador

o calibre da protecção não é ajustado com base nos efeitos térmicos sobre os condutores

BT, mas em função da corrente nominal do transformador, que é geralmente inferior à

corrente máxima admissível dos condutores.

Na rede de distribuição pública é prática comum a utilização de fusíveis na baixa

tensão, quando a corrente de defeito é suficientemente elevada. Estes fusíveis são

dimensionados somente para actuar em caso de curto-circuito e não devem actuar em

caso de sobrecarga. No caso da rede de distribuição pública aérea a rede de baixa tensão

é extensa, logo com impedância elevada, se a falha ocorrer longe do transformador as

correntes de curto-circuito serão baixas, a persistência de um defeito deste tipo resulta


em riscos para o transformador, bem como para os utilizadores da rede. Tais falhas não

são detectadas pelos dispositivos usuais de protecção contra curto-circuitos, os fusíveis,

justificando a adopção de um disjuntor que responda nesta situação e a trate como uma

sobrecarga.

Estes disjuntores podem ter uma imagem térmica da corrente que tolere

sobrecargas monofásicas, se as outras fases apresentarem carga abaixo da nominal e a

temperatura do transformador se mantenha dentro de valores aceitáveis, esta

modalidade é válida apenas para transformadores do tipo imerso, onde o dieléctrico

líquido favorece a troca de calor entre os vários componentes. Esta solução é de

particular interesse numa rede de distribuição pública onde a ligação das cargas ao

transformador e previsão do seu crescimento são de difícil optimização.

Num transformador do tipo imerso a imagem térmica da corrente pode ser

conseguida através da instalação de um termóstato interno capaz de fornecer informação

para a abertura de um contacto e consequente interrupção do serviço.

4.3. SOLUÇÕES ESTUDADAS PARA PROTEGER TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUIÇÃO DE POSTE IMERSOS Conhecidos os tipos de defeitos que podem colocar em risco um transformador e

as formas de protecção desses defeitos nesta secção são apresentadas as soluções

estudadas para implementar essa protecção, bem como as razões para a escolha de uma

das soluções e o abandono das outras.

As soluções apresentadas serão então as seguintes:

− Fusíveis SloFast;

− Combinação de fusíveis e interruptor na Média Tensão;

− MagneX® Interrupter e fusíveis ELSP.

4.3.1. FUSÍVEIS SLOFAST Esta solução para a protecção do transformador é baseada na forma mais simples

de protecção, utilizando elementos fusíveis. Como vimos atrás os problemas primários

para protecção do transformador são de proteger a máquina garantindo que a sua

capacidade de sobrecarga não é afectada.

Sendo os fusíveis geralmente utilizados para a protecção contra curto-circuitos a

utilização de um fusível com estas características resultaria na protecção eficiente do


transformador contra curto-circuitos não utilizando a sua capacidade de sobrecarga, ou

utilizando esta capacidade não existiria uma protecção eficaz contra curto-circuitos. É

no entanto de bom senso utilizar uma solução de compromisso que proteja o

transformador de curto-circuitos, mas que permita utilizar parte da sua capacidade de

sobrecarga.

Esta situação é ilustrada na figura seguinte, a verde temos a curva de

funcionamento seguro do transformador e a negro a curva de actuação do fusível. Do

lado esquerdo da intersecção das duas curvas é permitida a utilização da capacidade de

sobrecarga do transformador, enquanto do lado direito a ruptura do elemento fusível

impede a utilização de uma capacidade considerável de sobrecarga.

Figura 11 – Solução de compromisso para protecção de um transformador com

elementos fusíveis

Ainda que o custo de um funcionamento deste tipo por máquina pareça

insignificante considerando um parque alargado de máquinas representará um custo

elevado, é aqui que surgem os elementos fusíveis do tipo SloFast.

Estes fusíveis são projectados especificamente para a protecção de

transformadores, com um elemento duplo que utiliza uma junta soldada e um elemento

de cobre ou uma liga metálica em série.


Figura 12 – Elementos constituintes de um fusível do tipo SloFast.

A junta soldada apresenta uma curva de actuação relativamente plana, enquanto

o elemento fusível standard tem uma curva empinada e rápida, por esta razão este

fusível é chamado de SloFast (lento – rápido)

Na figura seguinte é comparada a curva de funcionamento seguro de um

transformador com a curva de actuação de um fusível SloFast, vendo-se que a curva de

actuação do fusível segue a curva do transformador em toda a sua extensão. Tal permite

a máxima utilização da capacidade do transformador durante períodos curtos, por outro

lado a curva inferior permite a saída de serviço imediata do transformador em caso de

curto-circuito.

Figura 13 – Protecção de um transformador com um fusível do tipo SloFast


A selecção de um fusível deste tipo é efectuada unicamente com base na

corrente nominal do transformador, assim um fusível de 3,5 A será o utilizado tanto por

um transformador de 25kVA e 7620V como por um de 50 kVA e 13200V.

Apesar de aparentemente se tratar de uma protecção eficiente e com custo não

muito elevado, em caso de um defeito fase – terra ou mesmo fase – fase que não resulte

na fusão dos três fusíveis e isolamento do sistema não é tolerável, uma vez que o

distribuidor público geralmente não aceita este tipo de funcionamento.

A associação destes fusíveis a um interruptor também não é viável, pois não

dispõem de um elemento mecânico que permita a interrupção das três fase. Também a

utilização de um interruptor baseado no efeito térmico da corrente não é solução, uma

vez que teríamos a duplicação da protecção contra sobrecargas.

4.3.2. COMBINAÇÃO DE FUSÍVEIS E INTERRUPTOR NA MÉDIA

TENSÃO Nesta forma de protecção a interrupção monofásica é evitada, através da

utilização de fusíveis equipados com um percutor. Em caso de fusão do elemento

fusível a actuação do percutor activará o interruptor, provocando a abertura das três

fases. Este é o princípio de funcionamento adoptado em muitas celas compactas para

corte e seccionamento. A abertura automática é efectuada depois da actuação de algum

sinal, como um percutor, bobine ou relé.

Os fusíveis são caracterizados pela sua corrente nominal, valor mais elevado

para a corrente veiculada em regime permanente, e pela característica de actuação

tempo/corrente. A deterioração do fusível acontece a um valor superior ao da corrente

nominal, normalmente igual a 3 a 5 vezes esta corrente, dependendo o início do ponto

de fusão do crescimento da temperatura.

Os fusíveis a utilizar para proteger o transformador seriam do tipo limitador de

corrente, usando-se para este estudo os fusíveis Fusarc CF da Merlin Gerin, sendo o

modo de operação ilustrado na figura seguinte:


Figura 14 – Modo de operação de um fusível limitador de corrente

Normalmente os fusíveis limitadores, funcionam em condições de serviço

abaixo da corrente nominal, sem consequências anormais de aquecimento, contudo

existem situações que originam aquecimentos provocados pelas características

particulares da aplicação (longas e/ou frequentes sobrecargas), características do

equipamento de corte, erros humanos ou a selecção errada ou pouco adequada dos

calibres dos fusíveis. A forma para evitar estas situações perigosas seria usar a

combinação de fusíveis com relés de protecção, ou incorporar um mecanismo térmico

que actua a temperaturas inferiores às consideradas perigosas para o fusível.

O percutor térmico é um elemento mecânico incorporado no fusível capaz de

sinalizar e disparar em caso de curto-circuito (funcionamento habitual), mas também a

sobre intensidades prolongadas que produzam incrementos de temperatura.

O percutor é controlado através de um fio de alta resistência que após a fusão o

liberte. É de extrema importância que o percutor não actue inadvertidamente e que não

“atrapalhe” a interrupção do circuito.

Un – tensão composta mais elevada da rede onde o fusível é instalado. In – corrente nominal (corrente máxima veiculada pelo fusível em regime permanente) I3 – mínimo valor da corrente capaz de provocar a fusão e corte de alimentação (3 a 5 vezes a corrente nominal). Para valores inferiores a I3 o processo de fusão inicia-se sem no entanto interromper o circuito. I2 – corrente crítica (correntes de curto-circuito próximas da corrente máxima) I1 – poder de corte (máxima corrente de curto-circuito que o fusível interrompe)


Figura 15 – Curva de actuação de um fusível com percutor térmico

A implementação no transformador deste equipamento seria a efectuada com a

colocação dos fusíveis no interior de tubos isolantes colocados no interior da cuba do

transformador directamente ligados às travessias de média tensão.

Seleccionados os elementos fusíveis a utilizar faltava um interruptor que

proporcione o funcionamento idealizado. A procura de um interruptor no mercado

revelou-se infrutífera, uma vez que se trata de equipamento utilizado em celas de corte e

seccionamento em média tensão, logo de equipamentos desenvolvido por cada

fabricante para uso exclusivo dos seus equipamentos, não se encontrando disponíveis no

mercado. Assim também esta solução foi posta de lado.

4.3.3. MAGNEX® INTERRUPTER E FUSÍVEIS ELSP O MagneX® Interrupter é um interruptor construído pela Cooper Power Systems,

instalado do lado da média tensão, no interior da cuba, para protecção do transformador.


Este interruptor inclui um sensor, construído com um elemento do tipo ”curie” que

transita de um estado ferro-magnético para um estado para-magnético com a elevação

de temperatura. Assim a elevação de temperatura resultante de uma corrente superior a

nominal combinada com a elevação da temperatura do dieléctrico resultará na perda das

características magnéticas. Quando a força de atracção magnética for inferior à força

exercida pelo mecanismo de abertura com molas devidamente calibradas dá-se a

interrupção trifásica da alimentação do transformador.

No caso de um curto-circuito, com grandes correntes de defeito, a elevação de

temperatura é resultado da circulação de corrente (I2R), sendo o funcionamento do

MagneX® Interrupter idêntico ao de um elemento fusível.

O funcionamento em períodos longos/frequentes de sobrecarga a temperatura

dos enrolamentos eleva-se, bem como a temperatura do líquido dieléctrico, dando-se a

reacção do elemento sensor e a abertura do interruptor antes que sejam atingidas

temperaturas que danifiquem o transformador.

Este equipamento pode também ser utilizado como um interruptor, desligando-

se o transformador em carga, aquando da necessidade de operações de manutenção.

A protecção com este elemento baseia-se, como nos fusíveis, na corrente que

fluí através dele mas também na temperatura do óleo, dependendo esta das condições

ambientais e das condições de carga, tornando a protecção do transformador mais eficaz

e flexível.

No entanto o poder de corte deste equipamento é limitado e no caso de correntes

de curto-circuito mais severas, resultado de um defeito interno, ainda que se verifique a

abertura do interruptor não existe capacidade de extinção do arco eléctrico, associando-

se ao interruptor fusíveis imersíveis (ELSP) em óleo que anulem essas correntes de

curto-circuito, também fabricados pela Cooper Power Systems.


Figura 16 – MagneX® Interrupter Trifásico

4.3.4. COMPARAÇÃO DE SOLUÇÕES Da exposição anterior, a solução a adoptar será a última apresentada (MagneX®

Interrupter e fusíveis ELSP), pois é a única técnica e económicamente viável, uma vez

que é aquela em que existem equipamentos no mercado que viabilizem a sua

construção. Embora se trate de uma solução bastante flexível, é menos compacta que a

segunda solução estudada, em que se combinava um interruptor com fusíveis com

percutor.

A adopção da segunda solução apresentada poderia passar pelo desenvolvimento

de um interruptor capaz de desempenhar as funções pretendidas ou alteração de um

equipamento existente, no entanto essa não é essa a linha de orientação deste projecto e

não foi o caminho seguido.


5. SOLUÇÃO SELECCIONADA Nos pontos seguintes é efectuada uma análise mais profunda da solução

adoptada e a selecção dos calibres do equipamento para as unidades a projectar.

Apresenta-se ainda a forma como os equipamentos serão incluídos no

transformador, avaliação do impacto no seu cálculo e a comparação de custos entre uma

unidade autoprotegida e um transformador sem protecções.

Sendo os transformadores submetidos a ensaios eléctricos a inclusão de

equipamento de protecção neste produto resultará na necessidade de alterar a forma de

execução dos ensaios, bem como ensaiar a protecção. Assim inclui-se também um

ponto relativo a estas questões.

5.1. VERIFICAÇÃO DA REACÇÃO TÉRMICA DO MAGNEX® Para comprovar as aptidões do MagneX® e a reacção a temperaturas elevadas é

necessário realizar uma série de ensaios de sobrecarga. As simulações foram orientadas

para comprovar a sensibilidade do MagneX® a incrementos da temperatura do óleo.

Na figura 17 é apresentada a evolução da temperatura do óleo superior do

transformador em condições de sobrecarga e registada a temperatura do transformador

durante a carga.

Figura 17 – Temperatura vs. Perfil de Carga


Na tabela seguinte são apresentados os resultados da comparação entre os

valores esperados para actuação do MagneX® e um ensaio efectuado sobre um

transformador.

Tª ambiente Corrente Nominal

Corrente em Sobrecarga

Tª óleo aquando do disparo do MagneX®

Tempo de disparo do MagneX®

Simulação 25 ºC 6,25 A 11,8 A 115,1 ºC 3,00 horas

Ensaio 28 ºC 6,25 A 11,8 A 120,1 ºC 2,71 horas

Desvio (%) 4,16 % 10,7 %

Tabela 4 – Comparação entre os valores esperados e os obtidos em ensaio para as

temperaturas e tempos de disparo do MagneX®

Como se pode observar na tabela anterior o sensor seleccionado para efectuar a

protecção do transformador reage a uma sobrecarga contínua do transformador

provocando a interrupção do serviço a uma temperatura aproximadamente igual a

120ºC. Este valor encontra-se ligeiramente abaixo da temperatura que pode afectar a

sobrevivência do transformador.

Assim a selecção adequada do sensor permite a máxima capacidade de

sobrecarga, optimizando a vida do transformador.

O MagneX® Interrupter a instalar tem as mesmas dimensões em todas as

unidades, diferindo apenas na dimensão do sensor, que deve ser dimensionado com base

na corrente do transformador, seguindo as recomendações do fabricante.

Outra das vantagens de uma montagem com um interruptor MagneX® verifica-

se em sobrecargas monofásicas, frequentes em redes eléctricas rurais, enquanto um

elemento fusível tradicional actuaria em caso de sobrecarga, o equipamento

seleccionado funcionando com base na temperatura do dieléctrico aceita este tipo de

funcionamento não interrompendo o serviço.

5.2. COORDENAÇÃO DE PROTECÇÕES COM O MAGNEX® A gama de interruptores do tipo MagneX® produzidos pela Cooper Power

Systems são capazes de abrir um circuito e extinguir o arco eléctrico para as

intensidades de corrente apresentadas na tabela 5.


Tensão Nominal da Rede (kV)

Intensidade Máxima de Corrente Simétrica (A)

Intensidade Máxima de Corrente Assimétrica (A)

10 2800 4200

15 1500 2250

30 500 750

Tabela 5 – Poder de corte do MagneX® Interrupter

Analisando a tabela anterior verifica-se que em caso de defeito interno as

correntes de curto-circuito serão superiores aos máximo poder de corte do MagneX®

Interrupter, havendo a necessidade de instalar fusíveis que protejam o transformador de

defeitos mais violentos. Estes fusíveis serão do tipo imersível em óleo, instalados no

interior da cuba do transformador e com poder de corte de 50kA.

A coordenação conveniente do MagneX® Interrupter com os fusíveis ELSP

assegura a protecção completa e eficaz do transformador.

A imagem da corrente de curto-circuito do lado da média tensão de um defeito

na rede de baixa tensão é limitada pela impedância dos enrolamentos do transformador.

A selecção adequada dos fusíveis de média tensão, limitando-se a sua actuação a

correntes de curto-circuito que resultem de defeitos internos na média tensão; operando

o MagneX® Interrupter em caso de curto-circuitos na rede de baixa tensão e

sobrecargas. Com esta forma de operação torna-se dispensável o disjuntor instalado na

baixa tensão à saída do transformador.

No caso de um curto-circuito interno na média tensão, provocando a ruptura do

elemento fusível, a instalação dos dois sistemas em série (figura 18), leva a que o

MagneX® “veja” a corrente de defeito, reagindo abrindo o circuito. Se o seu poder de

corte não for suficiente a interrupção da alimentação é conseguida pelo elemento

fusível. No entanto em qualquer situação consegue-se a interrupção trifásica do

transformador sem a necessidade de utilização de fusíveis com percutor, sendo esta uma

das grandes vantagens desta solução.


Figura 18 – Esquema eléctrico do transformador autoprotegido

Em caso de sobrecarga, após o abaixamento da temperatura do transformador ou

eliminação do defeito na rede de baixa tensão o transformador pode ser re-ligado

através do rearme do MagneX® Interrupter, este dispõe de um punho de manobra

colocado na parte exterior do transformador, manobrado com o auxílio de uma vara a

partir do solo.

Uma vez que os fusíveis são instalados no interior da cuba, imersos no óleo, a

sua fusão resulta na necessidade de recolha do transformador e substituição do elemento

danificado na fábrica. No entanto a actuação de um fusível significa a existência de um

defeito interno, o que requer necessariamente a deslocação à fábrica para reparação e

substituição por outra unidade.

Um exemplo da conveniente selecção e coordenação das duas protecções é

apresentado na figura 19, para um transformador com a potência de 250 kVA e tensão

nominal igual a 15 kV.

Figura 19 – Curvas de actuação do MagneX® e dos fusíveis de Back-up

1 2 3

1 – Fusíveis de Back-up 2 – MagneX® Interrupter 3 - Transformador


5.3. SELECÇÃO DOS ELEMENTOS SENSORES E DOS FUSÍVEIS O tipo de ligação dos enrolamentos de um transformador de distribuição é em

triângulo no primário e em estrela no secundário. Sendo o interruptor MagneX®

instalado do lado da média tensão é suficiente a utilização de sensores magneto-

térmicos em duas fases, pois com este tipo de ligação a corrente de defeito que flui

numa fase, flui também na fase adjacente, reagindo o equipamento à corrente de defeito

e provocando a desconexão trifásica.

A selecção adequada dos fusíveis de Back-up e do MagneX® para cada uma das

unidades (10, 15 e 30 kV, potências de 50, 100,160 e 250 kVA) foi efectuada com base

nas recomendações do fabricante.

A selecção do MagneX® Interrupter foi efectuada antes da escolha dos fusíveis

ELSP. Pois enquanto a escolha do MagneX® não depende do fusível seleccionado, a

selecção dos fusíveis é dependente do MagneX®. As configurações adoptadas em cada

montagem são as apresentadas na tabela 6.

U (kV) 10 15 30

MagneX Sensor: E03 MagneX Sensor: E03 MagneX Sensor: E01 50 ELSP: 3543030M61M

(30A; 10kV) ELSP: 3544030M61M (30A; 15kV)

ELSP: 3545030M61M (30A; 30kV)


(80A; 10kV) ELSP: 3544050M61M (50A; 15kV)

ELSP: 3545030M61M (30A; 30kV)


(80A; 10kV) ELSP: 3544065M61M (65A; 15kV)

ELSP: 3545050M61M (50A; 30kV)

MagneX Sensor: E18 MagneX Sensor: E18 MagneX Sensor: E10

S (k

VA

)

250 ELSP: 3543125M71M (125A; 10kV)

ELSP: 3544100M71M (100A; 15kV)

ELSP: 3545050M61M (50A; 30kV)

Tabela 6 – Sensores do MagneX® e fusíveis de Back-up a instalar em cada unidade.

5.4. OUTRAS PARTICULARIDADES DO MAGNEX® Além das potencialidades atrás apresentadas o interruptor MagneX® pode ser

equipado com um sistema que permita não desligar o transformador no caso de uma

sobrecarga de emergência. Este modo de funcionamento pode ser conseguido através da

instalação de um elemento resistivo em paralelo com o elemento sensor, para que uma

porção da corrente faça um bypass ao elemento sensor, impedindo a sua abertura. Este


modo de funcionamento pode ser seleccionado através da actuação de uma pequena

alavanca situado no punho de manobra.

Figura 20 – MagneX® Interrupter equipado para sobrecargas de emergência

Outro dos acessórios disponíveis para este equipamento é a inclusão de

flutuadores que impeçam o fecho do interruptor no caso de o nível de óleo estar

abaixado do necessário para o correcto funcionamento do transformador e dos sistemas

de protecção.

Figura 21 – MagneX® Interrupter equipado com flutuadores

5.5. PROTECÇÃO CONTRA SOBRETENSÕES Relativamente à protecção contra sobretensões o equipamento a utilizar serão os

clássicos descarregadores de sobretensões colocados sobre o tanque do transformador.

A alternativa seria colocar os descarregadores no interior da cuba, utilizando

descarregadores de sobretensões imersos. Tal montagem permitiria um arrefecimento

mais eficaz em resultado da circulação de óleo, além de tempos de vida maiores, pois o

equipamento não estaria sujeito à poluição ambiental, acções externas de animais ou


vandalismo. Contudo o tamanho da cuba aumentaria, elevando-se o volume de óleo

necessário, optando-se pela montagem tradicional dos descarregadores no exterior.

Figuras 22 e 23 – Descarregadores de sobretensões imersíveis em óleo e de montagem

no exterior

5.6. INCLUSÃO DOS ELEMENTOS DA PROTECÇÃO NO PRODUTO FINAL Os equipamentos previstos a incluir no transformador serão imersíveis no óleo,

ou seja, têm de ser instalados no interior da cuba do transformador. Além disso o

processo de fabrico prevê a fixação da parte activa do transformador (circuito magnético

e bobinas) por meio de tirantes à tampa da cuba, sendo o conjunto colocado no seu

interior e realizado o enchimento integral com óleo mineral. Afim de manter o mesmo

processo construtivo está prevista a construção de uma nova tampa, com a forma de um

paralelepípedo onde será fixado o MagneX® Interrupter, em relação aos fusíveis serão

instalados numa plataforma fixada à travessa superior do circuito magnético.

Figura 24 – Forma de fixação dos fusíveis de Back-up


O MagneX® não cumpre as distâncias de isolamento / seccionamento exigidas

pela norma. Assim, é necessário prever um interruptor, colocando-se-nos duas

alternativas:

1 – Instalar um interruptor / seccionador externo equivalente ao PT AS.

2 – Instalar um interruptor / seccionador interno.

Para a segunda solução o interruptor a instalar será da Cooper Power Systems,

desenhado especialmente para funcionar em banho de óleo, incluindo um dispositivo de

mola pré-carregada que torna a velocidade de abertura e fecho independentes da

velocidade de operação. A operação faz-se com uma vara a partir do solo. A instalação

deste equipamento será na tampa especial para este transformador ao lado do

equipamento para protecção de sobrecargas (MagneX®).

O fabricante do MagneX® Interrupter encontra-se actualmente a testar a

resistência do equipamento para as condições exigidas, quando este estiver disponível

elimina-se a necessidade de utilizar outro interruptor.

Figura 25 – Interruptor para utilização em banho de óleo

As características eléctricas deste equipamento são as apresentadas a seguir.

Tensão nominal (kV) 15 30 Corrente em regime contínuo (A) 400 300 Poder de fecho (kA) 12 12 Tensão de ensaio de choque (kV) 200 200 Tensão à frequência industrial (kV) 70 70 Número de operações (mínimo) 2000 2000

Tabela 7 – Características eléctricas do interruptor para utilização em banho de óleo

Da análise das recomendações do fabricante para as distâncias de isolamento do

MagneX® Interrupter e do interruptor e a aproximação às dimensões normalizadas da


cuba, uma vez que agora as dimensões da cuba são impostas pela tampa, resultaram as

dimensões internas mínimas para a tampa de 750 x 430 x 450 mm (comprimento x

largura x altura).

Figura 26 – Distâncias de isolamento do MagneX® Interrupter

Figura 27 – Distâncias de isolamento do interruptor para utilização em banho de óleo


O aspecto final do transformador autoprotegido será o apresentado nas imagens

seguintes.

Figuras 28, 29 e 30 – Aspecto final do transformador autoprotegido

5.7. IMPLICAÇÕES NO CÁLCULO A única alteração ao cálculo está nas dimensões da cuba do transformador

autoprotegido, que serão definidas pelas dimensões da tampa onde serão instalados os

elementos do sistema de protecção. Sobretudo nas unidades de menor potência haverá

um aumento das dimensões da cuba, bem como do volume de óleo utilizado.

Em resultado desta construção a potência evacuável pela cuba será muito

superior à necessária. O problema está na sobrepressão, pois com o aumento do volume

do líquido dieléctrico, a elevação da temperatura do transformador em funcionamento,

resultará numa variação de volume superior à de um transformador sem protecção. Este

aumento de volume deve ser suportado pela deformação das alhetas, adoptando um

volume igual ao produzido pela dilatação do óleo, sendo capaz de suportar os efeitos

duma variação de temperatura sem que se produzam deformações permanentes na

mesma. Com a diminuição de temperatura as alhetas devem recuperar o volume inicial.

Uma vez que a altura da cuba não sofre alterações para conseguirmos manter a

sobrepressão em valores inferiores aos máximos será necessário aumentar a

profundidade das alhetas. Dos cálculos efectuados para as unidades projectadas


concluiu-se que seria possível a construção da cuba com três faces alhetadas, facilitando

o processo de elevação e instalação num poste.

Em relação à forma de suspensão nas unidades de menor potência poderá ser

necessário abandonar a amarração do transformador ao poste através de um gancho.

5.8. COMPARAÇÃO DE CUSTOS O aumento do custo de produção do transformador autoprotegido resultará do

custo fixo referente ao equipamento de protecção e de custos variáveis resultantes do

crescimento da cuba, sendo necessário maior quantidade de aço e de óleo mineral. Nas

unidades de baixa potência o incremento no custo em resultado do crescimento da cuba

é bastante significativo, enquanto para as unidades de 160 e 250 kVA a subida de custo

é resultado do equipamento de protecção e do aço e líquido dieléctrico necessário para a

nova tampa, pois não se regista um crescimento significativo da cuba.

Nos gráficos seguintes apresentada-se uma comparação relativa dos custos de

um transformador de poste sem protecções com as unidades autoprotegidas.

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

€

50 kV

A_10kV

100k

VA_10kV

160k

VA_10kV

250k

VA_10kV

50 kV

A_15kV

100k

VA_15kV

160k

VA_15kV

250k

VA_15kV

50 kV

A_30kV

100k

VA_30kV

160k

VA_30kV

250k

VA_30kV

Transf. S/protec. vs TAP

Transf. s/protec. TAP

Figura 31 – Gráfico de comparação do custo de um transformador sem protecção com

uma unidade autoprotegida


0102030405060708090

100110120130140

(%)50

kVA

_10k

V10

0kVA

_10k

V16

0kVA

_10k

V25

0kVA

_10k

V50

kVA

_15k

V10

0kVA

_15k

V16

0kVA

_15k

V25

0kVA

_15k

V50

kVA

_30k

V10

0kVA

_30k

V16

0kVA

_30k

V25

0kVA

_30k

V

Sobrecusto do Transformador Autoprotegido

Figura 32 – Sobrecusto de uma unidade autoprotegida relativamente a uma unidade sem

protecção

5.9. ENSAIOS A fim de garantir que os transformadores tenham qualidade compatível com as

condições de exploração a que irão ser submetidos, os mesmos devem ser sujeitos a

ensaios. Os ensaios a efectuar recebem a seguinte classificação:

� Ensaios de tipo;

� Ensaios especiais;

� Ensaios de série.

Entre os ensaios de tipo temos por exemplo ensaio de aquecimento e à onda de

choque atmosférico.

No que toca aos ensaios especiais temos a medida da resistência de curto-

circuito, impedância homopolar, potência sonora e da tensão de curto-circuito, entre

outros.

No campo dos ensaios de série é efectuado por exemplo a medição da resistência

dos enrolamentos, medição da impedância de curto-circuito e ensaios por tensão

aplicada ou induzida.

A inclusão de elementos que protejam o transformador resulta na necessidade de

alteração da forma como são efectuados alguns ensaios e na definição de ensaios do

equipamento de protecção. A EDF é a única a dispor de normalização na área dos


transformadores autoprotegidos (HN 52-S-24), como tal será esta a referência utilizada

para definir tais ensaios.

Em relação aos ensaios ao transformador no caso de um ensaio de

comportamento ao curto-circuito não deve resultar na actuação da protecção, propondo-

se a substituição dos fusíveis por falsos fusíveis com dimensão semelhante aos

originais.

No caso de ensaios de aquecimento em situação de sobrecarga ou de ligação e

re-ligação a protecção não deve actuar, tal será conseguido através da correcta selecção

dos calibres do equipamento de protecção.

5.9.1. CIRCUITO DE ENSAIO Segundo recomendações da norma o circuito de ensaio deve ter as seguintes

características, com vista a criação das condições normais de funcionamento:

� Alimentação à tensão nominal ±7%;

� Potência CC vista dos terminais MT: 210 MVA ± 5%;

� Factor de potência da fonte (e da rede a montante): entre 0,07 e 0,15 em atraso;

� Ligação do neutro da rede MT à terra através de uma impedância limitadora da

corrente de defeito homopolar a 1000A ± 5%.

Quanto à regulação das protecções do circuito de ensaio deve ser idêntica à

regulação das protecções da rede MT.

5.9.2. PREPARAÇÃO DO APARELHO O transformador a ensaiar deve estar nas seguintes condições:

� Regulador de tomadas na posição nominal.

� Neutro BT e terminal de ligação à terra ligados directamente à terra.

� Aparelho colocado sob uma superfície isolada, para que se possa medir a

corrente cuba – terra.

5.9.3. GRANDEZAS A REGISTAR EM TODOS OS ENSAIOS As grandezas a registar em todos os ensaios são:

� 3 Correntes MT;

� 3 Tensões fase – terra MT;

� Corrente no neutro MT;


� Corrente cuba – terra;

� Correntes BT;

� Tensões fase – neutro BT;

� Pressão interna (para os testes onde se prevê elevação da pressão).

5.9.4. DURAÇÃO DOS ENSAIOS E RESULTADOS A tensão deve ser aplicada enquanto circule corrente nas fases MT e pelo menos

durante 15 minutos depois do corte das correntes nas fases MT.

Relativamente aos resultados a obter devem ser os seguintes:

� 3 Correntes nas fases MT não devem exceder 4 kA (valor de crista) e devem ser

interrompidas pelo dispositivo de protecção.

� Funcionamento da protecção não deve gerar sobretensões nas redes MT e BT

que ultrapassem os valores máximos de isolamento.

� Durante a realização do ensaio (incluindo os 15 minutos seguintes à actuação da

protecção e corte das correntes MT) não deve resultar incêndio, projecção de

matéria, fuga de líquido dieléctrico ou gás, propagação de arco eléctrico do

interior para o exterior da cuba.

� Verificar que o dispositivo de protecção reage correctamente segundo o

princípio descrito no seu dossier de identificação.

5.9.5. ENSAIO DA PROTECÇÃO INTEGRADA Os ensaios da protecção integrada serão os seguintes:

� Curto-circuito entre espiras da baixa tensão;

� Aparelho com fuga de óleo;

� Sobrecarga monofásica na baixa tensão;

� Curto-circuito trifásico na entrada dos enrolamentos de média tensão.

Apresentam-se nos próximos pontos o objectivo de cada um destes ensaios, bem

como a forma de realização.

5.9.5.1. CURTO-CIRCUITO ENTRE ESPIRAS BT Objectivo: o objectivo do ensaio é de criar uma elevação de pressão rápida, com uma

corrente MT inicial reduzida.


Preparação: Um aparelho com 2 a 4 espiras curto circuitadas num dos enrolamentos. A

secção para passagem da corrente de curto-circuito entre duas espiras consecutivas deve

ser suficiente para evitar a sua fusão e isolamento do CC durante o ensaio.

Prescrições particulares: Durante o ensaio o aparelho deve alimentar uma carga

trifásica indutiva correspondente à sua potência nominal.

5.9.5.2. APARELHO COM FUGA DE ÓLEO Objectivo: verificar que em caso de fuga de óleo, alimentando o aparelho uma carga

correspondente à potência nominal, não é provocado um defeito que resulte em

explosão ou incêndio.

Como não se prevê que seja incorporado no produto um detector de fugas de

óleo a condução do ensaio é a seguinte.

Preparação: Antes do ensaio retirar do aparelho óleo (bombagem) até descobrir 50%

da altura dos enrolamentos. Fechar o orifício de enchimento.

Prescrições particulares: Durante o ensaio o aparelho deve alimentar uma carga

trifásica indutiva correspondente à sua potência nominal.

5.9.5.3. SOBRECARGA MONOFÁSICA NA BT Objectivo: criar uma elevação de temperatura que provoque o aquecimento dos

enrolamentos, com as correntes iniciais insuficientes para fazer funcionar

imediatamente o dispositivo de protecção.

Prescrições particulares:

� Uma carga indutiva é ligada entre uma fase e neutro na baixa tensão.

� A corrente de circulação inicial na BT é igual a 3 vezes a corrente nominal BT

do transformador.

� Durante o ensaio devem ser registadas as três tensões simples BT.


5.9.5.4. CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO NA ENTRADA DOS

ENROLAMENTOS MT Objectivo:

� Verificar o bom comportamento mecânico e térmico das ligações entre as

travessias MT e o dispositivo de protecção.

� Verificar a capacidade de corte em caso de circulação de corrente de defeito

máxima.

Prescrições particulares:

� Este ensaio pode ser efectuado sobre uma maqueta, desde que seja a reprodução

parcial do aparelho: travessias MT, entrada dos enrolamentos MT e massas

vizinhas.

� O local do curto-circuito trifásico franco será entre o equipamento de protecção

e a entrada dos enrolamentos MT.

� Se o equipamento não dispõe de detector de fuga de óleo o seu nível deve ser

reduzido até à parte superior dos enrolamentos (operação realizada com

bombagem através do orifício de enchimento) imediatamente antes do ensaio.


6. CONCLUSÕES Nas redes de distribuição radiais, em particular nas redes rurais equipadas com

postos de transformação aéreos (tipo PT AS e PT AI), a protecção dos transformadores

é comum aos vários ramos e está localizada na subestação a montante do conjunto de

PT’s, esta configuração da rede resulta numa reduzida qualidade de serviço: em situação

de defeito num dos ramos, a protecção a montante dispara, desligando todos os ramos

que estão pendurados na mesma protecção.

Nesta situação, o procedimento passa por localizar o defeito (tarefa visual nem

sempre fácil), seccionar e isolar o PT em causa, e repor o serviço (aos restantes

consumidores) na subestação a montante.

A alternativa está na implementação de transformadores autoprotegidos que se

desliguem localmente da rede em situação de defeito, sem afectar a qualidade de serviço

nos ramos vizinhos. Tal funcionamento resultará na redução de tempos de detecção de

avaria, número de clientes afectados, bem como dos tempos de reposição de serviço,

aumentando a qualidade de serviço.

A principal dificuldade do projecto em questão residiu no pouco equipamento

disponível para proteger um transformador do tipo poste, pois regra geral um fabricante

desenvolve o seu próprio mecanismo de protecção, não disponibilizando os

componentes utilizados.

No entanto o equipamento a empregar cumpre a função de protecção, permitindo

uma utilização da máquina até ao limite das suas capacidades. A protecção contra

sobrecargas instalada funciona não só com base na corrente mas também na temperatura

do líquido dieléctrico, permitindo maiores sobrecargas com temperatura ambiente mais

baixa, situação em que o consumo aumenta, em resultado da utilização de sistemas de

aquecimento.

Certas sobrecargas monofásicas temporárias não resultam na interrupção do

serviço, pois a elevação de temperatura não resulta da actuação imediata da protecção

ao contrário de um elemento fusível, cujo funcionamento é baseado na intensidade de

corrente.

O MagneX® Interrupter tendo o seu funcionamento baseado num sensor

magneto-térmico não necessita de ajustes após a instalação do equipamento, além de

que sendo colocado no interior da cuba no banho de óleo não é afectado pela poluição

ambiental.


Em caso de interrupção de serviço a recuperação do mesmo é exequível através

do seu rearme, sem necessidade de substituição de elementos fusíveis.

A inclusão do equipamento de protecção em nada altera as características

eléctricas da unidade transformadora, sendo a substituição de transformador sem

protecção por um com protecção efectuada facilmente.

Numa primeira fase será necessário utilizar um interruptor auxiliar em resultado

das exigências das tensões de isolamento do distribuidor público, no entanto a breve

prazo poderá ser retirado, em resultado dos testes a que o equipamento está a ser

submetido pelo fabricante.

Pese embora a necessidade de se compararem os custos globais de instalação

(investimento inicial), a redução do custo global de exploração parece ser um dado

adquirido. Esta configuração permite:

� eliminar o disjuntor BT (actualmente em desuso);

� eliminar fusíveis MT externos (quando existem localmente) e respectivas

ligações;

� proteger o transformador contra sobrecargas e curto-circuitos na baixa

tensão;

� programar a protecção de acordo com a sobrecarga admissível do

transformador;

� proteger o transformador contra defeitos internos;

� reduzir o tempo de reposição de serviço em caso de actuação da protecção;

� reduzir custos com falha de serviço.

Por tudo o que foi exposto neste relatório, conclui-se que os objectivos

inicialmente propostos foram alcançados.


7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] – Manual de Cálculo de Transformadores de Distribuição Imersos em Óleo

da EFACEC DT;

[2] – Distribuição de Energia I / A. Almeida do Vale; António Machado e

Moura / FEUP – DEEC 1986;

[3] – Protection of MV/LV substation transformers / Didier Fulchiron / Cahier

Technique Schneider 1998;

[4] – Transformer & System Protection With Chance SloFast Fuse Links /

Hubbell Power Systems, Inc.;

[5] – Merlin Gerin Medium Voltage Fuses from 3,6 up to 36 kV / Schneider

Electric;

[6] – Three Phase MagneX®: An Alternative to Convencional Distribution

Transformer Protection / Eugene Knabe; Antonio M. Vázquez Villot; Nick

Vassiliou / CIRED – 17th Conference on Electricity Distribution – 2003;

[7] – Basic MagneX® Interrupter Operation / Cooper Power Systems;

[8] – Two and Three Phase MagneX® Interrupter / Cooper Power Systems;

[9] – Two and Three Phase MagneX® Interrupter Installation Instructions /

Cooper Power Systems;

[10] – ELSP Current – Limiting Back-up Fuse / Cooper Power Systems;

[11] – VariSTAR® Type AZU Heavy-duty Distribution Class Under-oil MOV

Arrester / Cooper Power Systems;

[12] – Two Position Sidewall (Horizontal) Mounted Loadbreak Switches /

Cooper Power Systems.


LISTA DE SÍMBOLOS

UAT,i – tensão composta no enrolamento AT na posição de regulação i (V)

UAT,0 – tensão nominal composta no enrolamento AT (V)

i – posição de regulação

R – escalão de regulação da tensão AT , em percentagem da tensão nominal

UFaseAT,i– tensão na fase na AT para a posição de regulação i (V)

UFaseBT – tensão na fase para a BT (V)

S – potência aparente nominal do transformador (kVA)

IlinhaAT,i – corrente na linha na AT na posição de regulação i (A)

IlinhaBT – corrente na linha na BT

IAT,i – corrente nas fases AT na posição de regulação i (A)

IBT,i – corrente nas fases BT (A)

�cc – diâmetro circulo circunscrito (mm)

LaxBT – altura axial do enrolamento BT (mm)

LaxAT – altura axial do enrolamento AT (mm)

SN – secção do núcleo (mm2)

SC – secção da culassa (mm2)

�FE – distância Ferro – BT (mm)

VS – tensão por espira (mm)

BN – indução nominal do núcleo (T)

BC – indução nominal da culassa (T)

NBT – número de espiras do enrolamento BT

NAT – número de espiras do enrolamento AT

aBT – altura axial do condutor do enrolamento BT sem isolamento (mm)

bBT – espessura do condutor do enrolamento BT sem isolamento (mm)

iBT – espessura do isolamento do condutor BT (mm)

�l – enchimentos a realizar em enrolamentos BT em barra de cobre (mm)

ncBT – número de camadas no enrolamento BT

ncAT – número de camadas no enrolamento AT

NsBT – número de espiras por camada no enrolamento BT

NsAT – número de espiras por camada no enrolamento AT

EaxBT – altura axial da espira do enrolamento BT (mm)

ErBT – altura radial da espira do enrolamento BT (mm)


EaxAT – altura axial da espira do enrolamento AT (mm)

ErAT – altura radial da espira do enrolamento AT (mm)

�BT – secção do condutor do enrolamento BT (mm2)

�BT – secção do condutor do enrolamento AT (mm2)

�BT – densidade de corrente no enrolamento BT (A/mm2)

�AT – densidade de corrente no enrolamento AT (A/mm2)

ecBT – isolamento entre camadas na BT (mm)

�M(i) – densidade média de correntes dos enrolamentos (A/mm2)

dnAT – diâmetro da alma condutora do fio de cobre (mm)

diAT – diâmetro da alma condutora mais isolamento do fio de cobre (mm)

�SBT – altura radial do enrolamento BT sem canais de ventilação (mm)

�SAT – altura radial do enrolamento AT sem canais de ventilação (mm)

cBT,j – espessura do canal de ventilação de ordem j do enrolamento BT (mm)

cAT,j – espessura do canal de ventilação de ordem j do enrolamento AT (mm)

�AT/BT – espaço entre o enrolamento AT e o enrolamento BT (mm)

�RBT – altura radial total do enrolamento BT (mm)

�RAT – altura radial total do enrolamento AT (mm)

LgBT – altura geométrica do enrolamento BT (mm)

LgAT – altura geométrica do enrolamento AT (mm)

dBT – calagem do enrolamento BT (mm)

dAT – calagem do enrolamento BT (mm)

gi – distância de extremidade inferior (mm)

gs – distância de extremidade superior (mm)

Fl – folga (mm)

Ln – comprimento do núcleo do circuito magnético (mm)

�i_BT – diâmetro interno do enrolamento BT (mm)

�e_BT – diâmetro externo do enrolamento BT (mm)

�m_BT – diâmetro médio do enrolamento BT (mm)

�i_BT – diâmetro interno do enrolamento AT (mm)

�e_BT – diâmetro externo do enrolamento AT (mm)

�m_BT – diâmetro médio do enrolamento AT (mm)

Li_BT – comprimento da espira interna do enrolamento BT (mm)

Le_BT – comprimento da espira externa do enrolamento BT (mm)


Lm_BT – comprimento da espira média do enrolamento BT (mm)

Li_AT – comprimento da espira interna do enrolamento AT (mm)

Le_AT – comprimento da espira externa do enrolamento AT (mm)

Lm_AT – comprimento da espira média do enrolamento AT (mm)

�C – distância entre fases (mm)

dee – distância entre eixos de colunas (mm)

lJ – largura da janela (mm)

LNUC – largura da chapa mais larga do núcleo (mm)

LC – largura da chapa mais larga da culassa (mm)

LCUL – comprimento da culassa (mm)

�N – massa de ferro dos núcleos (kg)

�C – massa de ferro das culassas (kg)

�CM – massa de ferro do circuito magnético (kg)

�Fe – massa volúmica do ferro (kg/mm3)

LPN – comprimento perturbado do núcleo (mm)

LPC – comprimento perturbado da culassa (mm)

WKGN – perdas específicas no núcleo (W/kg)

WKGC – perdas específicas na culassa (W/kg)

�BT – massa total de cobre no enrolamento BT (kg)

�AT – massa total de cobre no enrolamento AT (kg)

�enr – massa total de cobre nos enrolamentos (kg)

Gr – gradiente de temperatura no enrolamento (ºC)

PJ_BT – perdas Joule no enrolamento BT (W)

PJ_AT,i – perdas Joule no enrolamento AT na tomada de ordem i (W)

PLig – perdas Joule nas ligações (W)

PSUP – perdas suplementares nos enrolamentos (W)

Ucc – tensão de curto-circuito (%)

eX – componente reactiva da tensão de curto-circuito (%)

eR – componente resistiva da tensão de curto-circuito (%)

Pev – perdas a evacuar pela cuba (W)

Pcuba – potência evacuável pela cuba (W)

�h – aquecimento do óleo superior (ºC)

�c – aquecimento do cobre médio (ºC)


�V – variação do volume do líquido (l)

V – volume do líquido a 20 ºC (l)

Ta – temperatura ambiente máxima (ºC)

�T – aquecimento médio do líquido em regime nominal (ºC)

– coeficiente de dilatação do líquido (l/ºC)

p – sobrepressão (kg/cm2)

E – módulo de elasticidade do aço da chapa (kg/mm2)

I – momento de inércia por unidade de altura (mm3)

N – número de alhetas da cuba;

i – altura da alheta (mm)

j – profundidade da alheta (mm)

LpA – nível médio de pressão acústica (dBA)

LwA – nível médio de pressão acústica emitida pelo transformador (dBA)

Documents

Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegidoee00180/TAP_rel_final.pdf · Relatório Final da Disciplina de Projecto, Seminário ou Trabalho de Fim de Curso Nuno Edgar de Oliveira