Transformadores weg

DT-11

CARACTERÍSTICAS E ESPECIFICAÇÕES DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO E FORÇA

Informações Técnicas DT -11

Forneciment o Cia. Mineradora Zaldivar – Chile Transformador 40/50/60 MVA – Classe 242 kV

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PREFÁCIO

O curso em questão refere-se a transformadores trifásicos, imersos em líquido isolante, previstos para instalação interna ou externa, com classes de tensão até 245kV, em freqüência de 60Hz ou 50Hz. Também são abordados aspectos específicos relacionados a transformadores a seco, encapsulados em resina epóxi, classe de tensão até 24,2kV.

Este trabalho destina-se a dar subsídios e esclarecimentos necessários para uma boa especificação de transformadores. Aliás, uma correta seleção implica diretamente na redução do custo do equipamento e nos prazos de recebimento e instalação.

Os transformadores WEG são projetados e construídos segundo normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), em suas últimas edições, assim como normas internacionais, sempre que especificado.

Recomendamos, para aqueles que desejarem se aprofundar no estudo de transformadores, que tenham a disposição as seguintes normas:

- NBR 5356 - Transformador de Potência: Especificação - NBR 5440 - Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição: Padronização - NBR 5380 - Transformador de Potência: Método de Ensaio - NBR 5416 - Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência: Procedimento - NBR 5458 - Transformador de Potência: Terminologia - NBR 10295 - Transformadores de Potência Secos - IEC 76 – Transformador de Puissance

É muito importante, também, que o interessado tenha em mãos as publicações específicas para transformadores, emitidas pela concessionária de energia da região onde será instalado o equipamento. WEG INDÚSTRIAS S.A. - Transformadores

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ÍNDICE

HISTÓRICO ..............................................................................................................13 1. NOÇÕES FUNDAMENTAIS ................................................................................15 1.1. TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES...............................................15 1.2. TIPOS DE TRANSFORMADORES ................................................................... 17 1.2.1. Divisão dos Transformadores quanto à Finalidade ........................................17 1.2.2. Divisão dos Transformadores quanto aos Enrolamentos ...............................17 1.2.3. Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos .......................17 1.3. COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR ......................................................18 1.4. SISTEMAS ELÉTRICOS ................................................................................... 21 1.4.1. Sistemas de Corrente Alternada Monofásica .................................................21 1.4.1.1. Generalidades..............................................................................................21 1.4.1.2. Tipos de ligação...........................................................................................21 1.4.2. Sistemas de Corrente Alternada Trifásica ......................................................22 1.4.2.1. Tipos de ligação...........................................................................................23 1.4.2.2. Autotransformador........................................................................................29 1.5.1. Potência Ativa ou Útil ..................................................................................... 30 1.5.2. Potência Reativa ............................................................................................ 31 1.5.3. Potência Aparente .......................................................................................... 31 2. DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃO...........................................35 2.1. POTÊNCIA NOMINAL.......................................................................................35 2.1.1. Transformadores Trifásicos ............................................................................35 2.1.2. Transformadores Monofásicos .......................................................................35 2.1.3. Potências Nominais Normalizadas .................................................................35 2.2. TENSÕES .........................................................................................................36 2.2.1. Definições.......................................................................................................36 2.2.2. Escolha da Tensão Nominal...........................................................................37 2.2.2.1. Transformadores de distribuição .................................................................37 2.2.2.2. Transformador de distribuição a ser instalado no domínio de uma concessionária............................................................................................ 39 2.2.2.3. Transformador para uso industrial...............................................................39

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2.3. DERIVAÇÕES ................................................................................................... 40 2.3.1. Definições.......................................................................................................41 2.4. CORRENTES .................................................................................................... 43 2.4.1. Corrente Nominal ........................................................................................... 43 2.4.2. Corrente de Excitação .................................................................................... 43 2.4.3. Corrente de Curto-Circuito .............................................................................44 2.4.3.1. Corrente de curto-circuito permanente.........................................................44 2.4.3.2. Corrente de curto-circuito de pico................................................................45 2.4.4. Corrente de Partida ou Inrush ........................................................................45 2.5. FREQÜÊNCIA NOMINAL..................................................................................46 2.6. NÍVEL DE ISOLAMENTO..................................................................................46 2.7. DESLOCAMENTO ANGULAR ..........................................................................47 2.8. IDENTIFICAÇÃO DOS TERMINAIS.................................................................. 51 3. CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO ...........................................................55 3.1. PERDAS............................................................................................................55 3.1.1. Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em Carga ou no Cobre)........55 3.1.2. Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas em Vazio) ............................ 55 3.2. RENDIMENTO .................................................................................................. 59 3.3. REGULAÇÃO .................................................................................................... 60 3.4. CAPACIDADE DE SOBRECARGA ................................................................... 61 4. CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO.............................................................68 4.1. OPERAÇÃO EM CONDIÇÕES NORMAIS E ESPECIAIS DE FUNCIONAMENTO. .........................................................................................68 4.2. CONDIÇÕES NORMAIS DE TRANSPORTE E INSTALAÇÃO.........................69 4.3. OPERAÇÃO EM PARALELO ............................................................................71 4.3.1. Diagramas Vetoriais com mesmo Deslocamento Angular..............................71 4.3.2. Relações de Transformação Idênticas inclusive Derivações.......................... 71 4.3.3. Impedância .....................................................................................................72 4.4. OPERAÇÃO EM PARALELO ............................................................................75 5. SELEÇÃO DOS TRANSFORMADORES ............................................................77 5.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR ............................ 77 5.2. FATOR DE DEMANDA (D) ...............................................................................77

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5.2.1. Determinação da Demanda Máxima de um Grupo de Motores ..................... 78 5.2.2. Determinação da Demanda Máxima da Instalação ........................................81 5.3. CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS........................................81 5.4. CRITÉRIOS DE ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES COM BASE NO VALOR OBTIDO NA DEMANDA ......................................................................82 5.4.1. Eventuais Aumentos da Potência Instalada ................................................... 88 5.4.2. Conveniência da Subdivisão em mais Unidades............................................88 5.4.3. Potência Nominal Normalizada ......................................................................89 5.5. DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DO TRANSFORMADOR ... 90 6. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ..............................................................91 6.1. PARTE ATIVA ................................................................................................... 91 6.1.1. Núcleo ............................................................................................................93 6.1.2. Enrolamento ................................................................................................... 94 6.1.3. Dispositivos de Prensagem, Calços e Isolamento..........................................97 6.1.4. Comutador de Derivações..............................................................................97 6.1.4.1. Tipo painel....................................................................................................97 6.1.4.2. Comutador acionado à vazio........................................................................98 6.1.4.3. Comutador sob carga..................................................................................100 6.2. BUCHAS .........................................................................................................102 6.3. TANQUE .........................................................................................................106 6.3.1. Selados ........................................................................................................107 6.3.2. Com Conservador de Óleo ...........................................................................108 6.3.3. Transformadores Flangeados ......................................................................108 6.4. RADIADORES.................................................................................................109 6.5. TRATAMENTO SUPERFICIAL E PINTURA ................................................... 110 6.6. LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO................................................110 6.7. PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO E DIAGRAMÁTICA ........................................114 6.8. ACESSÓRIOS.................................................................................................118 6.8.1. Indicador de Nível do Óleo ...........................................................................120 6.8.2. Termômetros ................................................................................................120 6.8.3. Termômetro do Enrolamento com Imagem Térmica .................................... 122 6.8.4. Controladores Microprocessados de Temperatura.......................................124

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6.8.5. Válvula de Alívio de Pressão (VAP) ............................................................. 125 6.8.6. Relê Detetor de Gás Tipo Buchholz ............................................................. 126 6.8.7. Secador de Ar de Sílica Gel .........................................................................127 6.8.8. Relê de Pressão Súbita ................................................................................129 6.8.9. Tubo de Explosão.........................................................................................130 6.8.10. Manômetro e Vacuômetro ..........................................................................130 6.8.11. Relê de Tensão .......................................................................................... 131 6.8.12. Paralelismo de Transformadores com Comutadores em Carga.................131 6.8.13. Sistema de Ventilação Forçada.................................................................. 131 6.8.14. Sistema de Óleo Forçado ...........................................................................132 6.8.14.1. Sistema OFWF ........................................................................................133 6.8.14.2. Sistema OFAF com trocador de calor óleo-ar (aerotermo)...................... 134 6.8.14.3. Sistema ONAN/OFAN/ONAF/OFAF........................................................134 7. TRANSFORMADORES A SECO.......................................................................136 7.1. HISTÓRIA DO TRANSFORMADOR ...............................................................136 7.1.1. Retrospecto .................................................................................................. 136 7.1.2. A Situação Hoje............................................................................................ 139 7.2. TRANSFORMADORES ENCAPSULADOS WEG...........................................139 7.3. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ..........................................................140 7.3.1. Núcleo e Ferragens ...................................................................................... 140 7.3.2. Bobinas de Baixa Tensão.............................................................................140 7.3.3. Bobinas de Alta Tensão ...............................................................................141 7.3.4. Acessórios.................................................................................................... 143 7.3.4.1. Comutador de tensão sem carga ..............................................................143 7.3.4.2. Sistema de monitoramento térmico ........................................................... 144 7.3.4.3. Sistema de ventilação forçada................................................................... 144 7.3.4.4. Cubículo de proteção ................................................................................145 7.4. GARANTIA DE QUALIDADE E TESTES ........................................................147 7.5. VANTAGENS ..................................................................................................149 7.5.1. Isentos de Manutenção ................................................................................149

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7.5.2. Fácil Instalação............................................................................................. 149 7.5.2.1 Ambiente de instalação ..............................................................................150 7.5.3. Baixíssimos Níveis de Descargas Parciais................................................... 153 7.5.4. Alta Suportabilidade a Sobretensões ........................................................... 154 7.5.5. Alta Capacidade de Sobrecarga................................................................... 154 7.5.6. Insensíveis ao Meio...................................................................................... 155 7.5.7. Alto Extinguível............................................................................................. 157 7.5.8. Resistente a Curto-Circuito ..........................................................................159 7.5.9. Baixo Nível de Ruído.................................................................................... 160 7.5.10. Assistência Técnica WEG ..........................................................................160 7.5.11. Compatíveis com o Meio Ambiente ............................................................ 161 7.6. APLICAÇÕES .................................................................................................161 7.7. ESPECIFICAÇÕES .........................................................................................162 7.7.1 Normas ..........................................................................................................163 7.7.2. Potências......................................................................................................163 7.7.3. Classes de Tensão.......................................................................................163 7.7.4. Tensão Nominais e Derivações.................................................................... 164 7.7.5. Freqüência e Ligações .................................................................................164 7.7.6. Temperaturas ...............................................................................................164 7.7.7. Perdas, Corrente de Excitação e Impedância ..............................................165 7.7.8. Dimensões ................................................................................................... 165 7.8. NORMA BRASILEIRA PARA ESPECIFICAÇÃO DE SECOS .........................166 8.

ENSAIOS ........................................................................................................175

8.1. ENSAIOS DE ROTINA .................................................................................... 175 8.1.1. Relação de Tensões..................................................................................... 176 8.1.2. Polaridade .................................................................................................... 177 8.1.3. Deslocamento Angular e Sequência de Fases .............................................177 8.1.4. Resistência do Isolamento ...........................................................................178 8.1.5. Resistência Elétrica dos Enrolamentos ........................................................181 8.1.6 Tensão aplicada ............................................................................................ 181 8.1.7. Tensão induzida ............................................................................................ 184

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8.1.8. Perdas em Vazio e Corrente de Excitação .................................................... 184 8.1.9 Perdas em Carga .......................................................................................... 185 8.2. ENSAIOS DE TIPO E ESPECIAIS .................................................................186 8.2.1 Descargas Parciais........................................................................................186 8.2.2 Ensaio de Fator de Potência do Isolamento..................................................187 8.2.3 Impulso Atmosférico ...................................................................................... 187 8.2.4 Elevação de Temperatura .............................................................................188 8.3

ENSAIO EM OLEO ISOLANTE ......................................................................189

8.3.1 Tipo de Oleo Mineral Isolante.........................................................................190 8.3.2 Características do Oleo ..................................................................................191 8.3.3 Ensaios Físico-Químicos realizados na WEG ................................................192 9. INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO .......................................................................194 9.1. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ..................................................194 9.1.1. Recebimento ................................................................................................194 9.1.2. Manuseio ......................................................................................................194 9.1.3. Armazenagem ..............................................................................................195 9.1.4. Instalação .....................................................................................................195 9.1.5. Manutenção.................................................................................................. 196 9.1.6. Inspeção Periódica .......................................................................................196 9.1.7. Revisão Completa ........................................................................................197 9.2. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (FORÇA)..........................................197 9.2.1. Recebimento ................................................................................................197 9.2.2. Descarregamento e Manuseio .....................................................................198 9.2.3. Verificações e Ensaios de Recebimento ...................................................... 198 9.2.4. Armazenamento ........................................................................................... 198 9.2.5. Instalação .....................................................................................................199 9.2.6. Montagem do Transformador .......................................................................199 9.2.7. Cuidados Recomendados durante e após a Montagem...............................200 9.3. ENSAIOS ........................................................................................................201 9.4. ENERGIZAÇÃO ..............................................................................................201 9.5. MANUTENÇÃO ...............................................................................................202 ANEXO I..................................................................................................................206

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FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO.............................206 ANEXO II.................................................................................................................209 FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE FORÇA ..........................................209 ANEXO III................................................................................................................213 FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADOR A SECO ..............................................213

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HISTÓRICO

A invenção do transformador de potência, que remonta o fim do século dezenove, tornou-se possível o desenvolvimento do moderno sistema de alimentação em corrente alternada, com subestações de potência freqüentemente localizadas a muitos quilômetros dos centros de consumo (carga). Antes disto, nos primórdios do suprimento de eletricidade pública, estes eram sistemas de corrente contínua, com a fonte de geração, por necessidade, localizados próximo do local de consumo.

Indústrias pioneiras no fornecimento de eletricidade foram rápidas em reconhecer os benefícios de uma ferramenta a qual poderia dispor alta corrente, normalmente obtida a baixa tensão de saída de um gerador elétrico, e transformá-lo para um determinado nível de tensão possível de transmiti-la em condutores de dimensões práticos a consumidores que, naquele tempo, poderiam estar afastados a um quilômetro ou mais e poderiam fazer isto com uma eficiência e que, para os padrões da época, era nada menos que fenomenal.

Atualmente, sistemas de transmissão e distribuição de energia são, é claro, vastamente mais extensos e totalmente dependentes de transformadores os quais, por si só, são muito mais eficientes que aqueles de um século atrás; dos enormes transformadores elevadores, transformando, por exemplo, 23,5kV (19.000A) em 400kV, assim reduzindo a corrente a valores práticos de transmissão de 1.200A, ou então, aos milhares de pequenos transformadores de distribuição, as quais operam quase continuamente, dia-a-dia, com menor ou maior grau de importância, provendo suprimento para consumidores industriais ou domésticos.

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1. NOÇÕES FUNDAMENTAIS

1.1. TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES

A energia elétrica, até chegar ao ponto de consumo, passa pelas seguintes etapas:

a) geração: onde a força hidráulica dos rios ou a força do vapor superaquecido é convertida em energia nos chamados geradores;

b) transmissão: os pontos de geração normalmente encontram-se longe dos centros de consumo; torna-se necessário elevar a tensão no ponto de geração, para que os condutores possam ser de seção reduzida, por fatores econômicos e mecânicos, e diminuir a tensão próxima do centro de consumo, por motivos de segurança; o transporte de energia é feito em linhas de transmissão, que atingem até centenas de milhares de volts e que percorrem milhares de quilômetros;

c) distribuição: como dissemos acima, a tensão é diminuída próximo ao ponto de consumo, por motivos de segurança; porém, o nível de tensão desta primeira transformação não é, ainda, o de utilização, uma vez que é mais econômico distribuí-la em média tensão; então, junto ao ponto de consumo, é realizada uma segunda transformação, a um nível compatível com o sistema final de consumo (baixa tensão).

A seguir, apresentamos, esquematicamente, um sistema de potência, incluindo geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

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FIGURA 1.1

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1.2. TIPOS DE TRANSFORMADORES

Sendo um equipamento que transfere energia de um circuito elétrico a outro, o transformador toma parte nos sistemas de potência para ajustar a tensão de saída de um estágio do sistema à tensão da entrada do seguinte. O transformador, nos sistemas elétricos e eletromecânicos, poderá assumir outras funções tais como isolar eletricamente os circuitos entre si, ajustar a impedância do estágio seguinte a do anterior, ou, simplesmente, todas estas finalidades citadas.

A transformação da tensão (e da corrente) é obtida graças a um fenômeno chamado “indução eletromagnética”, o qual será detalhado mais adiante.

1.2.1. Divisão dos Transformadores quanto à Finalidade

a) Transformadores de corrente b) Transformadores de potencial c) Transformadores de distribuição d) Transformadores de força

1.2.2. Divisão dos Transformadores quanto aos Enrolamentos

a) Transformadores de dois ou mais enrolamentos b) Autotransformadores

1.2.3. Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos

a) Quanto ao material do núcleo: - com núcleo ferromagnético; - com núcleo de ar.

b) Quanto a forma do núcleo: - Shell; - Core:

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Ø Enrolado: é o mais utilizado no mundo na fabricação de transformadores de pequeno porte (distribuição), alguns fabricantes chegam a fazer transformadores até de meia-força (10MVA): § Envolvido; § Envolvente. Ø Empilhado: § Envolvido; § Envolvente.

c) Quanto ao número de fases: - monofásico; - polifásico (principalmente o trifásico).

d) Quanto à maneira de dissipação de calor: - parte ativa imersa em líquido isolante (transformador imerso); - parte ativa envolta pelo ar ambiente (transformador a seco).

(a) Tipo Shell

(b) Tipo Core Envolvido

(c) Tipo Core: Cinco Colunas Envolvente

FIGURA 1.2 1.3. COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR

O fenômeno da transformação é baseada no efeito da indução mútua. Veja a Figura 1.3, onde temos um núcleo constituído de lâminas de aço prensadas e onde foram construídos dois enrolamentos.

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FIGURA 1.3

onde: U1 = tensão aplicada na entrada (primária) N1 = número de espiras do primário N2 = número de espiras do secundário U2 = tensão de saída (secundário) Se aplicarmos uma tensão U1 alternada ao primário, circulará por este enrolamento uma corrente I1 alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo magnético também alternado.

A maior parte deste fluxo ficará confinado ao núcleo, uma vez que é este o ca minho de menor relutância. Este fluxo originará uma força eletromotriz (f.e.m.) E1 no primário e E2 no secundário, proporcionais ao número de espiras dos respectivos enrolamentos, segundo a relação:

E1 N 1 = =a E2 N 2

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

As tensões de entrada e saída U 1 e U 2 diferem muito pouco das f.e.m. induzidas E1 e E2 e para fins práticos podemos considerar:

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U1 N1 = =a U2 N2

Podemos também provar que as correntes obedecem à seguinte relação: I1 ⋅N 1= I 2 ⋅ N 2 ou I 2 N1 = =a I1 N 2

onde: l1 = corrente no primário l2= corrente no secundário Quando a tensão do primário U1 é superior a do secundário U 2, temos um transformador abaixador (step down). Caso contrário, teremos um transformador elevador de tensão (step up).

Para o transformador abaixador, a > 1 e para o elevador de tensão, a < 1.

Cabe ainda fazer notar que sendo o fluxo magnético proveniente de corrente alternada, este também será alternado, tornando-se um fenômeno reversível, ou seja, podemos aplicar uma tensão em qualquer dos enrolamento que teremos a f.e.m. no outro.

Baseando-se neste princípio, qualquer dos enrolamentos poderá ser o primário ou secundário. Chama-se de primário o enrolamento que recebe a energia e secundário o enrolamento que alimenta a carga.

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1.4. SISTEMAS ELÉTRICOS

Faremos uma rápida revisão de conceitos e fórmulas de cálculo, envolvidos nos sistemas elétricos com o objetivo de reativar a memória e retirar da extensa teoria aquilo que realmente interessa para a compreensão do funcionamento e para o dimensionamento do transformador.

1.4.1. Sistemas de Corrente Alternada Monofásica

1.4.1.1. Generalidades

A corrente alternada se caracteriza pelo fato de que a tensão, em vez de permanecer fixa, como entre os pólos de uma bateria, varia senoidalmente com o tempo, mudando de sentido alternadamente, donde o seu nome. O número de vezes por segundo que a tensão muda de sentido e volta à condição inicial é a freqüência do sistema, expressa em “ciclos por segundo” ou “hertz”, simbolizada por “Hz”.

No sistema monofásico, uma tensão alternada U (Volt) é gerada e aplicada entre dois fios, aos quais se liga a carga, que absorve uma corrente I (Ampère), conforme Figura 1.4.

FIGURA 1.4 1.4.1.2. Tipos de ligação

Se ligarmos duas cargas iguais a um sistema monofásico, esta ligação poderá ser feita de dois modos:

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- ligação em série (Figura 1.5): na qual duas cargas são atravessadas pela corrente total ou de circuito; neste caso, a tensão em cada carga será a metade da tensão do circuito;

- ligação em paralelo (Figura 1.6): na qual é aplicada as duas cargas, a tensão do circuito; neste caso, a corrente em cada carga será a metade da corrente total do circuito.

FIGURA 1.5

FIGURA 1.6

1.4.2. Sistemas de Corrente Alternada Trifásica

O sistema trifásico é formado pela associação de três sistemas monofásicos de tensões, U1, U 2 e U 3 tais que a defasagem entre elas seja 120° e os “atrasos” de U2 e U 1 em relação a U3 sejam iguais a 120°, considerando um ciclo completo 360°. (Figura 1.4)

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Ligando entre si os três sistemas monofásicos e eliminando os fios desnecessários, teremos um sistema trifásico de tensões defasadas de 120° e aplicadas entre os três fios do sistema.

FIGURA 1.7 1.4.2.1. Tipos de ligação

a) Ligação triângulo

Chamamos “tensões e correntes de fase” as tensões e correntes de cada um dos três sistemas monofásicos considerados, indicados por Uf e If. Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indica a Figura 1.8, podemos eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.

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FIGURA 1.8

A tensão em qualquer destes três fios chama-se “tensão de linha”, UL, que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama-se “corrente de linha”, IL. Examinando o esquema da Figura 1.9, vê-se que: - a carga é aplicada a tensão de linha UL que é a própria tensão do sistema monofásico componente, ou seja, U L = U f; - a corrente em cada fio de linha, ou corrente de linha I L é a soma das correntes das duas fases ligadas a este fio, ou seja, I = If1 + If2.

FIGURA 1.9

Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá ser feita graficamente, como mostra a Figura 1.10. Pode-se verificar que: I L = I f × 3 = 1,732 × I f

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FIGURA 1.10

Exemplo: Em um sistema trifásico equilibrado de tensão nominal 220V, a corrente de linha medida é de 10A. Ligando a este sistema uma carga trifásica composta de três cargas iguais ligadas em triângulo, qual a tensão e a corrente ligada em cada uma das cargas?

Temos: U f = U L = 220V , em cada uma das fases

I L = 1,732 × I f ∴ I f = 0,577 × I L = 0,577 × 10 = 5,77 A , em cada uma das cargas

b) Ligação estrela

Ligando um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três restantes, forma-se um sistema trifásico em estrela (Figura 1.11). Às vezes o sistema trifásico em estrela é a “quatro fios” ou “com neutro”.

O quarto fio é ligado ao ponto comum às três fases. A tensão de linha, ou a tensão nominal do sistema trifásico, e a corrente de linha são definidas do mesmo modo que na ligação triângulo.

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U

V I1

W I2

I3

U f1

U f2

U f3

I f1

I f2

I f3

FIGURA 1.11

Examinando o esquema da Figura 1.12 vê-se que:

- a corrente em cada fio da linha, ou corrente da linha IL = I f; - a tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica (Figura 1.13) das tensões de duas fases as quais estão ligados os fios considerados, ou seja: U L = U f × 3 = 1,732 × U f .

FIGURA 1.12

FIGURA 1.13

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Exemplo: Em uma carga trifásica composta de três cargas iguais, cada carga é feita para ser ligada a uma tensão de 220V, absorvendo 5,77A. Qual a tensão nominal do sistema trifásico que alimenta esta carga em suas condições normais (220V e 5,77A) e qual a corrente de linha?

Temos: U f = 200V , em cada uma das cargas

U L = 1,732 × 220 = 380V I L = I f = 5,77 A

c) Ligação zig-zag

Este tipo de ligação é preferível onde existem desequilíbrios acentuados de carga.

Cada fase do secundário, compõe-se de duas bobinas dispostas cada uma sobre colunas diferentes, ligadas em série, assim a corrente de cada fase do secundário afeta sempre por igual as duas fases do primário.

Na Figura 1.14 temos um diagrama mostrando as ligações e os sentidos das correntes em cada enrolamento. Na Figura 1.15 temos o diagrama fasorial da ligação zig-zag.

FIGURA 1.14

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FIGURA 1.15 O transformador torna-se mais caro, principalmente pelo aumento de 15,5% no volume de cobre e pela complexidade de sua montagem. Além de atenuar a 3ª harmônica, oferece a possibilidade de 3 tensões: 220/127V, 380/220V e 440/254V.

Supondo tensões de linha para V1 = 220/127V. (Figura 1.16)

FIGURA 1.16 VZZ = V1 ∠60 o + V1 ∠0 o onde V2 = V1 ∠0 o VZZ = 127,017 ∠60 o + 127,017 V ZZ = 190,527 + j110 V ZZ = 220∠30 o (tensão de fase) VZZ ( L ) = 220 × 3 = 380V

28


Desta maneira com dois enrolamentos em ligação zig-zag, conseguimos 380/220V.

Para obtermos 220/127V ligamos em paralelo as duas bobinas de uma mesma coluna e para 440/254V ligamos as bobinas em série.

1.4.2.2. Autotransformador

Possui estrutura magnética semelhante aos transformadores normais, diferenciandose apenas na parte elétrica, isto é, os enrolamentos do primário e secundário possuem um certo número de espiras em comum, Figura 1.17.

FIGURA 1.17

I1 =

P V1

I2 =

P V2

I = I 2 − I1

A relação entre a tensão superior e a tensão inferior não deve ser superior a 3. É reversível, pode ser abaixador ou elevador. Não possui comutador. Quando tiver várias tensões, é dotado de painel de religação ou as diversas saídas podem ser conectadas diretamente nas buchas.

O autotransformador trifásico é realizado com agrupamento das fases em estrela.

29


Vantagens: - deslocamento angular entre AT e BT é sempre nulo; - possibilidade de ligação do centro à terra, a fim de eliminar o perigo de sobretensões com respeito à terra linha BT.

1.5. POTÊNCIAS

Em um sistema elétrico, temos três tipos de potências: potência aparente, ativa e reativa.

Estas potências estão intimamente ligadas de tal forma que constituem um triângulo, o chamado “triângulo das potências”. (Figura 1.18)

FIGURA 1.18

onde: S = potência aparente, expressa em VA (Volts-Ampère) P = potência ativa ou útil, expressa em W (Watt) Q = potência reativa, expressa em VAr (Volt Ampère reativa) Ø = ângulo que determina o fator de potência.

1.5.1. Potência Ativa ou Útil

É a componente da potência aparente (S) que realmente é utilizada em um equipamento na conversão da energia elétrica em outra forma de energia.

Em um sistema monofásico:

30


P = U ⋅ I ⋅ cos Ø

[W]

Em um sistema trifásico: P = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ cos Ø

[W]

ou P = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ cos Ø

[W]

1.5.2. Potência Reativa

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

Em um sistema monofásico: Q = U ⋅ I ⋅ sen Ø

[VAr]

Em um sistema trifásico: Q = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ sen Ø

[VAr]

ou Q = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ sen Ø

[VAr]

1.5.3. Potência Aparente

É a soma vetorial da potência útil e a reativa. É uma grandeza que, para ser definida, precisa de módulo e ângulo, características do vetor.

Módulo: S = P 2 + Q 2 Q Ângulo: Ø = arctg   P

31


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

P S

fp = cos Ø =

Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S) e por aí se nota a importância da manutenção de um fator de potência elevado numa instalação. O baixo fator de potência causa sérios problemas às instalações elétricas, entre as quais podem ser destacados: sobrecargas nos cabos e transformadores, crescimento da queda de tensão, redução do nível de iluminância, aumento das perdas no sistema de alimentação.

Além disto, as concessionárias de energia cobram pesadas multas sobre a tarifa de energia para aqueles que apresentarem fator de potência inferior a 0,92.

Em um sistema monofásico: S =U ⋅I

[VA]

Em um sistema trifásico: S = 3 ⋅U f ⋅ I f

[VA]

ou S = 3 ⋅ U L ⋅ I L [VA]

Outras relações importantes:

S=

P cos Ø

[VA]

S=

Q sen Ø

[VA]

32


A seguir, introduzimos uma tabela prática para determinação dos valores de tensão, corrente, potência e fator de potência de transformadores em função do tipo de ligação. (Tabela 1.1)

TABELA 1.1 Determinação Tensão de Linha Tensão no Enrolamento Corrente de Linha Corrente de Enrolamento

Estrela

Triângulo

Zig-Zag

UL

UL

UL

UL

UL

UL

3 IL

3

IL

IL

IL

IL

IL

3

Ligações dos Enrolamentos

Esquemas

Potência Aparente

kVA

S = 3 ⋅U f ⋅ I f = 3 ⋅U L ⋅ I L

Potência Ativa

kW

P = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ cos Ø = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ cos Ø

kVAr

Q = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ sen Ø = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ sen Ø

Potência Reativa Potência Absorvida da Rede Primária

SP =

KVA

kVA η

cos Ø1 = cos Ø 2 ⋅ (100 − eu ) − er (*)

Fator de Potência do Primário Fator de Potência do

Do projeto de instalação (cosØ 2)

Secundário (*) ey = Tensão de curto -circuito er = componente da tensão de curto -circuito

33


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

APARELHO 1

A PARELHO 2

P = 1000W

P = 1000W

cos Ø = 0,5

cos Ø = 0,92

cos Ø =

P S

cos Ø =

APARELHO 1 :

S=

1000 = 2000VA 0,5

APARELHO 2 :

S=

1000 = 1087VA 0,92

P S

CONCLUSÃO:

Verificamos que o equipamento 2 que possui o maior fator de potência requer apenas 1087 VA, enquanto que o equipamento 1 requer 2000 VA de potência aparente.

Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S), e por aí nota-se a importância da manutenção de um fator de potência elevado em uma instalação.

34


2. DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃO

2.1. POTÊNCIA NOMINAL

Entende-se por potência nominal de um transformador, o valor convencional de potência aparente. Serve de base ao projeto, aos ensaios e às garantias do fabricante e determina o valor da corrente nominal que circula, sob tensão nominal, nas condições especificadas na respectiva norma.

2.1.1. Transformadores Trifásicos

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

Potência nominal =

Un ⋅ In ⋅ 3 1000

[kVA]

2.1.2. Transformadores Monofásicos

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

Potência nominal =

Un ⋅ In 1000

[kVA]

2.1.3. Potências Nominais Normalizadas

As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR 5440), dos transformadores de distribuição para instalação em postes e plataformas, são as seguintes:

a) transformadores monofásicos para instalação em postes: 5, 10, 15, 25, 37.5, 50, 75 e 100 kVA;

35


b) transformadores trifásicos para instalação em postes 15, 30, 45, 75, 112.5 e 150kVA; c) transformadores trifásicos para instalação em plataformas: 225 e 300kVA.

As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR 12454 e NBR 9369), para transformadores de potência, são as seguintes: 225, 300, 500, 750,1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3750, 5000, 7500, 10000, 15000, 25000, 30000.

Quando de transformadores providos de um ou mais estágios de resfriamento forçado, entende-se como potência nominal o último estágio.

Recomenda-se a escolha de um destes valores, pois os fabricantes já possuem projetos prontos para os mesmos, o que reduz os custos e o tempo de entrega dos referidos transformadores.

Os transformadores com potências superiores a 40MVA não são normalizados, e dependem da solicitação do cliente.

2.2. TENSÕES

2.2.1. Definições

Tensão Nominal (Un): É a tensão para a qual o enrolamento foi projetado. Tensão a Vazio (U o): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador energizado, porém sem carga.

Tensão sob Carga: (Uc): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador, estando o mesmo sob carga, correspondente a sua corrente nominal. Esta tensão é influenciada pelo fator de potência (cosØ)

Regulação: É a variação entre a tensão a vazio e sob carga e sob determinado fator de potência.

36


Tensão Superior (TS): É a tensão correspondente à tensão mais alta em um transformador. Pode ser tanto referida ao primário ou secundário, conforme o transformador seja abaixador ou elevador. Tensão Inferior (TI): É a tensão correspondente à tensão mais baixa em um transformador. Pode ser também referida ao primário ou secundário, conforme o transformador seja elevador ou abaixador.

Tensão de Curto-circuito (Ucc): Comumente chamada de impedância, é a tensão expressa, usualmente, em porcentagem (referida a 75°C) em relação a uma determinada tensão, que deve ser ligada aos terminais de um enrolamento para obter a corrente nominal no outro enrolamento, cujos terminais estão curtocircuitados.

A tensão de curto-circuito medida deve manter-se dentro de ± 7,5% de tolerância, em relação ao valor declarado pelo fabricante.

Nas Tabelas 3.1, 3.2, 3.3 e 3.4 encontraremos os valores de impedância (coluna 5) para os transformadores que trata este manual. Impedância de Seqüência Zero (Z 0): É a impedância, por fase e sob freqüência nominal, entre os terminais de linha de um enrolamento polifásico em estrela ou zigzag, interligados e o terminal de neutro. Seu valor depende do tipo de ligação.

É necessário conhecer a impedância de seqüência zero para o estudo de circuitos polifásicos desequilibrados (curto-circuito) e é somente levada em consideração em transformadores delta-estrela

(zig-zag)

aterrado

duplamente aterrado.

2.2.2. Escolha da Tensão Nominal

2.2.2.1. Transformadores de distribuição

37

ou

estrela-estrela (zig-zag)


TABELA 2.1 - TRANSFORMADORES SEM DERIVAÇÕES Tensão [V]

Tensão máxima do

Primário

Secundário

equipamento

Trifásico e

Monofásico

kVeficaz

monofásico (FF)

(FN)

13800

7967

13200

7621

23100

13337

22000

12702

34500

19919

33000

19053

15

24,2

36,2

Trifásico

380/220 ou 220/127

Monofásico

Dois terminais: 220 ou 127

Três terminais: 440/220, 254/127, 240/120 ou 230/115

NOTA: FF = tensão entre fas es FN = tensão entre fase e neutro

TABELA 2.2 - DERIVAÇÕES E RELAÇÕES DE TENSÕES Tensão [V] Tensão máxima do equipamento

Primário Derivação n

kVeficaz

o

Trifásico e monofásico (FF)

1

15

24,2

Secundário

Monofásico (FN)

Trifásico

Monofásico

5

6

2

3

4

1

13800

7967

Dois

2

13200

7621

terminais: 220

3

12600

7275

ou 127

1

23100

13337

380/220

2

22000

12702

ou

3

20900

12067

220/127

1

34500

19919

2

33000

19043

3

31500

18187

Três terminais: 440/220,254/

36,2

NOTA: FF = tensão entre f ases FN = tensão entre f ase e neutro

38

127, 240/120 ou 230/115


2.2.2.2. Transformador de distribuição a ser instalado no domínio de uma concessionária.

A concessionária de energia elétrica possui norma própria. As tensões serão, portanto, definidas pela mesma.

Exemplo:

CERJ: AT: 13800 - 13200 - 12600 - 12000 - 11400 - 10800V BT: 380/220V ou 220/127V

CEEE: AT: 13800 - 13200 - 12600V ou 23100 - 22000 - 20900V BT: 380/220V ou 220/127V

2.2.2.3. Transformador para uso industrial.

Em uma indústria poderemos ter três ou até quatro níveis de tensão:

-

Subestações de entrada: • Primário - 72,5kV e 138kV ; • Secundário - 36,2kV - 24,2kV ou 13,8kV.

-

Subestações de distribuição: • Primário - 36,2kV - 24,2kV ou 13,8kV; • Secundário - 440/254V, 380/220V ou 220/127V.

Quando a potência dos transformadores for superior a 3MVA não se recomenda baixar a tensão diretamente para tensão de uso, pois os mesmos tornam-se muito caros devido as altas correntes. Recomenda-se baixar para uma média tensão, ou

39


seja, 6,9kV, 4,16kV ou 2,4kV e, próximo aos centros de carga rebaixar novamente para as tensões de uso.

Ainda um caso particular de nível de tensão primária deve ser comentado. Existem algumas regiões onde o nível de tensão de distribuição está sendo alterado. Neste caso, a concessionária avisa o interessado, que a tensão atual passará a outro nível dentro de um determinado período de tempo; logo, o transformador a ser instalado deverá ser capaz de operar em duas tensões primárias, para evitar a necessidade de aquisição de novo equipamento quando da alteração. Estes transformadores especiais são chamados de religáveis.

A escolha da tensão do secundário depende de vários fatores. Dentre eles destacamos:

a) econômicos, a tensão de 380/220V requer seções menores dos condutores para uma mesma potência; b) segurança, a tensão de 220/127V é mais segura com relação a contatos acidentais.

De uma forma geral, podemos dizer que para instalações onde equipamentos como motores, bombas, máquinas de solda e outras máquinas constituem a maioria da carga, deve-se usar 380/220V e para instalações de iluminação e força de residências deve-se adotar 220/127V. Na NBR 5440 da ABNT encontramos a padronização das tensões primárias e secundárias.

2.3. DERIVAÇÕES Para adequar a tensão primária do transformador à tensão de alimentação, o enrolamento primário, normalmente o de TS, é dotado de derivações (taps), que podem ser escolhidos mediante a utilização de um painel de ligações ou comutador, conforme projeto e tipo construtivo, instalados junto à parte ativa, dentro do tanque. Este aparato, na maioria dos transformadores de baixa potência, deve ser manobrado com o transformador desconectado da rede de alimentação.

40


Em geral o valor da tensão primária, indicada pela concessionária constitui o valor médio entre aqueles que efetivamente serão fornecidos durante o exercício.

2.3.1. Definições

Derivação principal: Derivação a qual é referida a característica nominal do enrolamento, salvo indicação diferente à derivação principal é:

a) no caso de número ímpar de derivações, a derivação central; b) no caso de número para de derivações, aquela das duas derivações centrais que se acha associada ao maior número de espiras efetivas do enrolamento; c) caso a derivação determinada segundo ”a” ou “b” não seja de plena potência, a mais próxima derivação de plena potência.

FIGURA 2.1

41


Derivação superior: Derivação cujo fator de derivação é maior do que 1.

Derivação inferior: Derivação cujo fator de derivação é menor do que 1.

Degrau de derivação: Diferença entre os fatores de derivação, expressos em percentagem, de duas derivações adjacentes.

Faixa de derivações: Faixa de derivação do fator de derivação, expresso em percentagem e referido ao valor 100. A faixa de derivações é expressa como segue:

a) se houver derivações superiores ou inferiores: + a %, - b % ou + a % (quando a = b); b) se houver somente derivações superiores: + a %; c) se houver somente derivações inferiores: - b %.

A Figura 2.1 é a representação esquemática de um enrolamento trifásico com três derivações e a forma de suas conexões.

TABELA 2.3 Posições do comutador

Comutador conecta os pontos

Tensão em cada derivação

1

2

3

10-7

7-13

13-4

11-8

8-14

14-5

12-9

9-15

15-6

UN + a%

UN

UN - b%

a

Percentual de variação por degrau

b

TABELA 2.4 Derivação

Derivação

Derivação

Degrau de

Superior

Principal

Inferior

Derivação

15

13800

13200

12600

+ 4,5

24,2

23100

22000

20900

+ 5%

36,2

34500

33000

31500

+ 4,5

Classe

42


2.4. CORRENTES 2.4.1. Corrente Nominal A corrente nominal (In) é a corrente para a qual o enrolamento foi dimensionado, e cujo valor é obtido dividindo-se, a potência nominal do enrolamento pela sua tensão nominal e pelo fator de fase aplicável (1 p ara transformadores monofásicos e

3

para transformadores trifásicos).

2.4.2. Corrente de Excitação A corrente de excitação ou a vazio (I o) é a corrente de linha que surge quando em um dos enrolamentos do transformador é ligada a sua tensão nominal e freqüência nominal, enquanto os terminais do outro enrolamento (secundário) sem carga, apresentam a tensão nominal.

A corrente de excitação é variável conforme o projeto e tamanho do transformador, atingindo valores percentuais mais altos quanto menor for a potência do mesmo.

A corrente de excitação, conforme Figura 2.2 apresenta as suas componentes ativa e reativa, que se determinam pelas seguintes expressões:

FIGURA 2.2 I p = I o ⋅ cos Ø 0 I q = I o ⋅ sen Ø 0

43


sendo: cos Ø =

Po V ⋅ Io

A componente reativa originada pela magnetização representa mais que 95% da corrente total, de forma que uma igualdade de Iq com l o leva somente a um pequeno erro.

Em transformadores trifásicos normais, I o não é idêntico nas três fases, em virtude do caminho mais longo no ferro, relativo às fases externas. Por isso Io referente a fase central é menor que das outras.

Devido ao fato acima, o valor de Io fornecido pelo fabricante, representa a média das três fases e é expresso em porcentagem da corrente nominal.

2.4.3. Corrente de Curto-Circuito Em um curto-circuito no transformador, é preciso distinguir a corrente permanente (valor efetivo) e a corrente de pico (valor de crista).

2.4.3.1. Corrente de curto-circuito permanente

Quando o transformador, alimentado no primário pela sua tensão e freqüência nominal e o secundário estiver curto-circuitado nas três fases, haverá uma corrente de curto-circuito permanente, que se calcula pela seguinte expressão:

I cc ( CA ) =

IN ⋅100 E Z (%)

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

44


A intensidade e a duração máxima da corrente de curto, que deve suportar o transformador, são normalizadas.

Se a Icc calculada for superior a 25 vezes a corrente nominal, o transformador deverá suportar 3 segundos 25 vezes In. Porém, se a Icc calculada for inferior, o equipamento deverá suportar durante 2 segundos a mesma corrente do caso anterior.

2.4.3.2. Corrente de curto-circuito de pico

Entende-se como corrente de curto-circuito de pico, o valor máximo instantâneo da onda de corrente, após a ocorrência do curto-circuito.

Esta corrente provoca esforços mecânicos elevados e é necessário que os enrolamentos estejam muito bem ancorados por cuidadosa disposição de cabos e amarrações para tornar o conjunto rígido.

Enquanto a corrente de pico afeta o transformador em sua estrutura mecânica, a corrente permanente afeta de forma térmica.

Os esforços mecânicos advindos da corrente de curto são mais acentuados em transformadores de ligação zig-zag, porque somente a metade de cada enrolamento de fase é percorrido pela corrente induzida de outra fase.

2.4.4. Corrente de Partida ou Inrush É o valor máximo da corrente de excitação (Io) no momento em que o transformador é conectado à linha (energizado) ela depende das características construtivas do mesmo.

A corrente de partida é maior quanto maior for a indução usada no núcleo e maior quanto menor for o transformador. O valor máximo varia em média de 4 a 20 vezes a corrente nominal.

45


O fabricante deverá ser consultado para se saber o seu valor. Costuma-se admitir seu tempo de duração em torno de 0,1s (após a qual a mesma já desapareceu).

2.5. FREQÜÊNCIA NOMINAL Freqüência nominal é a freqüência da rede elétrica de alimentação para a qual o transformador foi projetado.

No Brasil todas as redes apresentam a freqüência de 60Hz, de forma que os equipamentos elétricos são projetados para esta mesma freqüência. Existem muitos países onde a freqüência nominal padrão é 50HZ, como Argentina, Uruguai, Paraguai, etc.

2.6. NÍVEL DE ISOLAMENTO O nível de isolamento dos enrolamentos deve ser escolhido entre os valores indicados na Tabela 2.5 (NBR 5356).

A escolha entre as tensão suportáveis nominais, ligadas a dada tensão máxima do equipamento da tabela acima, depende da severidade das condições de sobretensão esperadas no sistema e da importância da instalação.

Na NBR 6939, os valores escolhidos devem ser claramente indicados na especificação ou solicitação de oferta.

46


TABELA 2.5 - NÍVEIS DE ISOLAMENTO PARA TENSÃO MÁXIMA IGUAIS OU INFERIOR A 242kV Tensão máxima do equipamento kV (eficaz) 1

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico Pleno kV (crista)

Cortado kV (crista)

2

3

4

0,6 1,2

4 10 40

44

60 95

66 105

110 125

121 138

150 150 170 200 350 380

165 165 187 220 385 418

450 450 550 650 750 850 950

495 495 605 715 825 935 1045

7,2

20

15

34

24,2

36,2 72,5

Tensão suportável nominal à freqüência industral, durante 1 min. e tensão induzida kV (eficaz)

50

70 140 150

92,4

145

242

185 185 230 275 325 360 395

2.7. DESLOCAMENTO ANGULAR Em transformadores trifásicos, os enrolamentos de cada fase são construídos trazendo intrinsecamente o conceito de polaridade, isto é, isolando-se eletricamente cada uma das fases, podemos realizar o teste de polaridade do mesmo modo que para os transformadores monofásicos. No entanto tal procedimento torna-se pouco prático, além do mais, não nos informa a maneira como estão interligados os enrolamentos.

47


Assim uma nova grandeza foi introduzida, o “deslocamento angular” que é o ângulo que define a posição recíproca entre o triângulo das tensões concatenadas primárias e o triângulo das tensões concatenadas secundárias e será medido entre fases.

De uma maneira prática: seja o transformador ligado na configuração mostrada na Figura 2.3.

FIGURA 2.3

Traçamos os diagramas vetoriais de tensão do transformador, Figura 2.4. Tomando o fasor de AT como origem, determinamos o deslocamento angular através dos ponteiros de um relógio cujo ponteiro grande (minutos) se acha parado em 12 coincide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário) e um terminal de linha do enrolamento de alta tensão e cujo ponteiro pequeno (horas) coincide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário e o terminal de linha correspondente do enrolamento considerado.

48


X1

H1

X2

H3

H2

X3

FIGURA 2.4

Para os transformadores de que tratamos nesta especificação, o mais comum é a utilização da ligação triângulo na alta tensão e estrela na baixa (designado por Dy). Quando ao deslocamento angular, o normal é de 30 o para mais ou menos (avanço ou atraso), cujas designações são Dy11 e Dy1.

As demais ligações e deslocamentos angulares não requerem nenhum cuidado especial e podem ser facilmente fornecidas.

A Tabela 2.6 mostra designação de ligações de transformadores trifásicos de uso generalizado, e o correspondente deslocamento angular.

Os diagramas de ligação pressupõem igual sentido de bobinagem para todos os enrolamentos.

A Figura 2.5 mostra o defasamento do exemplo, usando indicação horário de fasores, o deslocamento no caso é Dy11, ou seja, - 30 º.

49


TABELA 2.6 – DESLOCAMENTO ANGULAR

50


. FIGURA 2.5

2.8. IDENTIFICAÇÃO DOS TERMINAIS

Junto aos terminais (buchas) encontramos uma identificação, pintada, ou marcada em baixo relevo na chapa do tanque, constituída de uma letra e um algarismo. As letras poderão ser duas, H ou X. Os terminais marcados em H são os de alta tensão e os marcados com X são de baixa tensão. Os algarismos poderão ser 0, 1, 2 e 3 correspondendo, respectivamente, ao terminal de neutro e ao das fases, 1, 2 e 3. Portanto, as combinações possíveis são H0, H1, H2, H3 e X0, X1, X2 X3.

A disposição dos terminais no tanque é normalizada, de tal forma, que se olharmos o transformador pelo lado de baixa tensão, encontraremos mais a esquerda um terminal X acompanhado de menor algarismo daqueles que identificam este enrolamento (por exemplo: X0 ou X1). Consequentemente, ao olharmos o transformador pelo lado da alta tensão, encontraremos o terminal H1 mais a direita.

Para uma melhor compreensão, observe as Figuras 2.6 a 2.10. Nestas figuras encontramos também o esquema de ligação dos transformadores à rede de alimentação e à carga.

Na Figura 2.11 encontramos a título de ilustração, transformadores monofásicos ligados em banco, de modo a formar um equivalente trifásico. Este tipo de ligação apresenta a vantagem da manutenção e operação, quando danificar uma fase, basta

51


trocar um dos transformadores por um de reserva, com menor tempo de parada, caso existir o de reserva à disposição. Porém, a desvantagem está no capital inicial empregado em 3 ou 4 transformadores monofásicos ao invés de 2 transformadores trifásicos de potência equivalente a custo menor.

FIGURA 2.6 – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO FN (1 BUCHA DE AT E 2 BUCHAS DE BT)

FIGURA 2.7 – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO FN (1 BUCHA DE AT E 3 BUCHAS DE BT)

52


FIGURA 2.8 – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO FF (2 BUCHAS DE AT E 2 BUCHAS DE BT)

FIGURA 2.9 – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO FF (2 BUCHAS DE AT E 3 BUCHAS DE BT)

53


FIGURA 2.10 – TRANSFORMADOR TRIFÁSICO FF (3 BUCHAS DE AT E 4 BUCHAS DE BT)

FIGURA 2.11 – TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS LIGADOS EM BANCO TRIFÁSICO Dyn

54


3. CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO

3.1. PERDAS

Em condições normais de funcionamento e altitude de instalação até 1000m, é considerado que a temperatura ambiente não ultrapasse os 40 oC a média diária não seja superior aos 30 oC. Para estas condições, os limites de elevação de temperatura previstos em normas são: - média dos enrolamentos: 55oC; - do ponto mais quente dos enrolamentos: 65oC; - do óleo (próximo à superfície): 50oC (selados), 55 oC (com conservador).

3.1.1. Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em Carga ou Perdas no Cobre)

a) perdas na resistência ôhmica dos enrolamentos: são perdas que surgem pela passagem de uma corrente (I) por um condutor de determinada resistência (R); estas perdas são representadas pela expressão I2R e dependem da carga aplicada ao transformador;

b) perdas parasitas no condutor dos enrolamentos: são perdas produzidas pelas correntes parasitas induzidas, nos condutores das bobinas, pelo fluxo de dispersão; são perdas que dependem da corrente (carga), do carregamento elétrico e da geometria dos condutores das bobinas;

c) perdas parasitas nas ferragens da parte ativa e tanque.

3.1.2. Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas em Vazio)

a) perdas por histerese: são perdas provocadas pela propriedade das substâncias ferromagnéticas de apresentarem um atraso entre a indução magnética (B) e o campo magnético (H); o fenômeno da histerese é análogo ao da inércia mecânica;

55


b) perdas por correntes parasitas: assim como no caso das perdas parasitas no material condutor dos enrolamentos, o fluxo indutor variável induz no ferro forças eletromotrizes que por sua vez farão circular as correntes parasitas em circuitos elétricos fechados; estas são proporcionais ao quadrado da indução.

Como vimos, as perdas se apresentam principalmente no núcleo e nos enrolamentos, e são expressas em watts.

Existem perdas originárias de indução nas ferragens e no tanque; e outras de origens aleatórias nem sempre de perfeita definição, que porém comparadas as descritas nos itens 3.1.1 e 3.1.2 deste capítulo, podem ser desprezadas. Quando da realização de ensaio para determinação das perdas, estas aleatórias são detectadas juntamente com as principais.

Além da elevação de temperatura, a ABNT também estabelece as perdas máximas para transformadores de distribuição imersos em óleo, em função da potência, do número de fases e da tensão do primário.

Reproduzimos a seguir as tabelas da ABNT encontradas na NBR 5440, onde consta o valor das perdas acima descritas.

56


TABELA 3.1 - VALORES GARANTIDOS DE PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TENSÕES E CURTO-CIRCUITO EM TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS DE TENSÃO MÁXIMA DO EQUIPAMENTO DE 15kV Potência

Corrente de excitação

Perdas em vazio

Perdas totais

Tensão de curto -

[kVA]

máxima [%]

máxima [W]

máxima [ W]

circuito a 75 C [%]

1

2

3

4

5

15

4,8

100

440

30

4,1

170

740

45

3,7

220

1000

75

3,1

330

1470

112.5

2,8

440

1990

150

2,6

540

2450

225

2,3

765

3465

300

2,2

950

4310

o

3,5

4,5

TABELA 3.2 - VALORES GARANTIDOS DE PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TENSÕES DE CURTO-CIRCUITO EM TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS DE TENSÕES MÁXIMAS DO EQUIPAMENTO DE 24,2kV E 36,2kV Potência


Perdas em vazio

Perdas totais

Tensão de curto -

[kVA]

máxima [%]

máxima [W]

máxima [ W]

circuito a 75 C [%]

1

2

3

4

5

15

5,7

110

500

30

4,8

180

825

45

4,3

250

1120

75

3,6

360

1635

112,5

3,2

490

2215

150

3,0

610

2755

225

2,7

820

3730

300

2,5

1020

4620

57

o

4,0

5,0


TABELA 3.3 - VALORES GARANTIDOS DE PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TENSÕES DE CURTO-CIRCUITO EM TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS COM TENSÃO MÁXIMA DE 15kV Potência


Perdas em vazio

Perdas totais

Tensão curto-

[kVA]

máxima [%]

máxima [W]

máxima [ W]

circuito a 75 C [%]

1

2

3

4

5

3

4,9

40

115

5

4,0

50

160

10

3,3

60

260

15

3,0

85

355

25

2,7

120

520

37,5

2,4

160

700

50

2,2

190

830

75

2,0

230

1160

100

1,9

280

1500

o

2,5

TABELA 3.4 - VALORES GARANTIDOS DE PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TENSÕES DE CURTO-CIRCUITO EM TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS COM TENSÕES MÁXIMAS DE 24,2kV E 36,2kV Potência


(kVA)

máxima [%]

1

2

3

Perdas em

Perdas totais

Tensão curto-

máxima [ W]

circuito a 75 C [%]

3

4

5

5,7

40

115

5

4,8

50

170

10

4,0

70

285

2,5

15

3,6

90

395

(para 24,2kV)

25

3,1

130

580

37,5

2,9

170

775

3,0

50

2,7

220

975

(para 36,2kV)

75

2,1

250

1260

100

1,5

300

1550

vazio máxima [W]

58

o


3.2. RENDIMENTO “Relação, geralmente expressa em porcentagem, entre a potência ativa fornecida e a potência ativa recebida por um transformador.” Esta é a definição dada ao rendimento pela norma NBR 5356. É dada pela expressão

η=

P ⋅ 100 [%] P + Pt

onde: η = rendimento do transformador em % Pt = perdas totais, em kW P = potência fornecida pelo transformador em kW.

O rendimento de determinado transformador não é fixo ao longo do seu ciclo de operação, pois depende do fator de potência e da relação entre a potência fornecida e a potência nominal.

Esta última relação é conhecida como fator de carga. Usa-se então, para o cálculo do rendimento:   Po + b 2 ⋅ Pc   ⋅ 100 [%] η = 1 − 2  b ⋅ S n ⋅ cos Ø + Po + b ⋅ Pc 

onde: b = fator de carga =

P Pn

Sn = potência nominal em kVA. Po = perdas no ferro do núcleo magnético em kW. Pc = perdas no material dos enrolamentos em kW (perdas de carga) cos Ø = fator de potência da carga

O rendimento máximo de um transformador ocorre quando as perdas no material

59


dos enrolamentos e as perdas no ferro forem iguais.

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

b=

Po Pc

e S = b ⋅ Sn TABELA 3.5 Transformadores trifásicos – Rendimentos 30 45 75 112.5 150

Potência [kVA]

15

225

300

500

15kV

97,02

97,49

97,74

98,00

98,19

98,32

98,42

98,52

98,32

24,2kV

96,64

97,21

97,48

97,78

97,99

98,12

98,30

98,42

97,80

36,2kV

96,64

97,21

97,48

97,78

97,99

98,12

98,30

98,42

97,30

Transformadores monofásicos – Rendimentos Potência [kVA]

5

10

15

25

37.5

50

75

100

15kV

96,15

97,37

97,59

97,88

98,09

98,30

98.42

98,47

24,2kV

96,52

97,08

97,33

97,65

97,88

98,01

98,29

98,42

36,2kV

96,52

97,08

97,33

97,65

97,88

98,01

98,29

98.42

3.3. REGULAÇÃO Na linguagem prática a queda de tensão industrial ∆V, referida à corrente de plena carga, é chamada de regulação, sendo expressa em porcentagem da tensão secundária nominal e é dada pela expressão: 2   E ⋅ cos Ø − E R ⋅ sen Ø   R% = a ⋅  E R ⋅ cos Ø + E x ⋅ sen Ø +  X   200    

sendo: a = fator de carga ER = componente resistiva da impedância em % Ex= componente reativa da impedância em %

60


cos Ø = fator de potência da carga do transformador sen Ø = 1 − cos 2 Ø

Exemplo: Cálculo de rendimento e regulação, com os seguintes dados: Potência nominal = 300kVA; Perda a vazio = 1120W; Perda total = 4480; Impedância = 4,5%

TABELA 3.6 CosØ

Carga %

Rend %

Regul %

0,8

25

97,83

0,8876

0,8

50

98,39

1,775

0,8

75

98,35

2,662

0,8

100

98,16

3,550

0,9

25

98,06

0,7416

0,9

50

98,56

1,483

0,9

75

98,53

2,225

0,9

100

98,36

2,966

1,0

25

98,25

0,3037

1,0

50

98,71

0,6074

1,0

75

98,67

0,9112

1,0

100

98,52

1,214

3.4. CAPACIDADE DE SOBRECARGA

Como dissemos anteriormente, é a elevação de temperatura que limita a potência a ser fornecida por um transformador. O aquecimento em excesso, contribui para o envelhecimento precoce do isolamento, diminuindo a vida útil do transformador que teoricamente é de 65.000 horas de operação contínua com o ponto mais quente do enrolamento a 105 oC.

A temperatura ambiente é um fator importante na determinação da capacidade de carga dos transformadores, uma vez que a elevação de temperatura para qualquer carga, deve ser acrescida a temperatura ambiente para se determinar a temperatura de operação.

61


Os transformadores normalmente operam num ciclo de carga que se repete a cada 24 horas. Este ciclo de carga, pode ser constante, ou pode ter um ou mais picos durante o período.

Para se usar as recomendações de carregamento da NBR 5416/97, mostradas nas tabelas 3.7, 3.8, 3.9 e 3.10, o ciclo de carga real precisa ser convertido para um ciclo de carga retangular simples, mas termicamente equivalente. A carga permissível, obtida das tabelas acima citadas, são funções da carga inicial, da ponta de carga e da sua duração. Cada combinação de cargas nas tabelas deve ser considerada como um ciclo retangular de carga, constituído de uma carga inicial, essencialmente constante de 50, 70, 90 ou 100% da capacidade nominal, seguida de uma ponta de carga retangular de grandeza e duração dadas.

Não há um critério único para a avaliação do fim da vida do transformador. Entretanto é possível fazer-se um avaliação da velocidade do envelhecimento adicional a que está sendo submetido o equipamento, comparando a perda de vida com uma taxa de perda de vida média de referência. Calcula-se a perda de vida, ao longo de um período de tempo ∆t (horas), em que a temperatura do ponto mais quente do enrolamento (θ e) permanece constante, pela equação:

PV % = 10

  B −  + A   273 +θ e 

× 100 ⋅ ∆t

onde: A é igual a –14,133 (transformador de 55 oC) A é igual a –13,391 (transformador de 65 oC) B é igual a 6972,15 PV é a perda de vida ∆t é o intervalo de tempo genérico θe é a de temperatura do ponto mais quente do enrolamento

62


Normalmente, os transformadores devem operar, segundo ciclos de carga que não propiciem perdas de vida adicionais, mas nos casos extremos de operação, onde esta perda de vida se torna necessária, deve-se impor um valor máximo de perda de vida adicional.

A Tabela 3.8 mostra a carga admissível, após um carregamento contínuo de 70%, com temperatura ambiente a 30 oC, é de 133% durante uma hora, sem que sejam ultrapassados os valores-limite de temperatura prescritos na norma NBR 5416.

Deve-se evitar operar o transformador com temperaturas do ponto mais quente do enrolamento superiores a 140 oC, devido a provável formação de gases na isolação sólida e no óleo, que poderiam representar um risco para a integridade da rigidez dielétrica do equipamento.

Nesta norma, também são admitidas cargas programadas de até 1,5 vezes a corrente nominal, para as quais, segundo a NBR 5416, não devem existir quaisquer outras limitações além das capacidades térmicas dos enrolamentos e do sistema de refrigeração.

63


TABELA 3.7 - CARREGAMENTO DE TRANSFORMADORES DE 55OC – ONAN CARGA INICIAL = 50% DP (h)

0,5

1,0

2,0

4,0

8,0

24,0

o

o

o

Ta ( C)

CP(%)

TO( C)

TE( C)

10

150

36

84

15

150

41

89

20

150

46

94

25

150

51

99

30

144

56

104

35

150

61

105

40

135

65

105

10

150

44

92

15

150

49

97

20

150

54

102

25

148

58

105

30

141

62

105

35

133

65

105

40

126

69

105

10

150

56

104

15

146

59

105

20

140

62

105

25

134

65

105

30

128

68

105

35

121

71

105

40

115

74

105

10

139

63

105

15

133

65

105

20

128

68

105

25

123

70

105

30

118

73

105

35

112

75

105

40

106

78

105

10

131

66

105

15

127

69

105

20

122

71

105

25

117

73

105

30

112

75

105

35

107

77

105

40

101

79

105

10

129

67

104

X

15

125

69

105

X

20

120

71

105

X

25

115

73

105

X

30

110

76

105

X

35

105

78

105

X

40

100

80

105

X

NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do pont o mais quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.

64

OBS.


TABELA 3.8 - CARREGAMENTO DE TRANSFORMADORES DE 55OC - ONAN CARGA INICIAL = 70% DP (h)

0,5

1,0

2,0

4,0

8,0

24,0

o

o

o

Ta ( C)

CP(%)

TO( C)

TE( C)

10

150

43

90

15

150

48

95

20

150

53

100

25

150

58

105

30

142

62

105

35

133

66

105

40

124

70

105

10

150

49

97

15

150

54

102

20

148

59

105

25

140

62

105

30

133

66

105

35

125

69

105

40

117

73

105

10

148

59

105

15

142

61

105

20

136

64

105

25

130

67

105

30

123

70

105

35

117

73

105

40

110

76

105

10

137

64

105

15

132

66

105

20

127

69

105

25

121

71

105

30

116

74

105

35

110

76

105

40

104

78

105

10

131

66

105

15

126

68

105

20

121

71

104

25

117

73

105

30

111

75

105

35

106

77

105

40

101

80

105

10

129

67

104

X

15

125

69

105

X

20

120

71

105

X

25

115

73

105

X

30

110

76

105

X

35

105

78

105

X

40

100

80

105

X


65

OBS.



0,5

1,0

2,0

4,0

8,0

24,0

o

o

o

Ta ( C)

CP(%)

TO( C)

TE( C)

10

150

50

98

15

150

55

103

20

145

60

105

25

137

64

105

30

128

68

105

35

119

72

105

40

109

76

105

10

150

56

103

15

145

59

105

20

138

63

105

25

131

67

105

30

123

70

105

35

115

74

105

40

107

78

105

10

143

61

105

15

137

64

105

20

130

67

105

25

124

70

105

30

118

73

105

35

111

76

105

40

104

79

105

10

135

65

105

15

130

67

105

20

124

69

105

25

119

72

105

30

113

74

105

35

108

77

105

X

40

102

80

105

X

10

131

67

105

15

126

69

105

20

121

71

105

25

116

73

105

30

111

75

105

X

35

106

78

105

X

40

100

80

105

X

10

129

67

104

X

15

125

69

105

X

20

120

71

105

X

25

115

73

105

X

30

110

76

105

X

35

105

78

105

X

40

100

80

105

X

NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatur a ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do pont o mais quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.

66

OBS.

X

X

X



0,5

1,0

2,0

4,0

8,0

24,0

o

o

o

Ta ( C)

CP(%)

TO( C)

TE( C)

10

150

55

102

15

146

59

105

20

138

63

105

25

129

68

105

30

120

72

105

X

35

111

76

105

X

40

101

80

105

X

10

147

59

105

15

140

62

105

20

133

66

105

25

125

69

105

30

117

73

105

X

35

109

76

105

X

40

100

80

105

X

10

140

63

105

15

134

66

105

20

127

68

105

25

121

71

105

30

114

74

105

X

35

107

77

105

X

40

100

80

105

X

10

134

66

105

15

128

68

105

20

123

70

105

25

118

73

105

30

112

75

105

X

35

106

78

105

X

40

100

80

105

X

10

130

67

105

15

126

69

105

20

121

71

105

X

25

116

74

105

X

30

111

76

105

X

35

105

78

105

X

40

100

80

105

X

10

129

67

105

X

15

125

69

104

X

20

120

71

105

X

25

115

73

105

X

30

110

76

105

X

35

105

78

105

X

40

100

80

105

X


67

OBS.


4. CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO

4.1.

OPERAÇÃO

EM

CONDIÇÕES

NORMAIS

E

ESPECIAIS

DE

FUNCIONAMENTO.

As condições normais de posicionamento, nos quais o transformador deve satisfazer as prescrições da norma NBR 5356, são as seguintes:

a) para transformadores resfriados a ar, temperatura do ar de resfriamento (temperatura ambiente) não superior a 40 oC e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 30 oC;

b) para transformadores resfriados a água, temperatura da água de resfriamento (temperatura ambiente para transformadores) não superior a 30oC e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 25 oC;

c) altitude não superior a 1000m;

d) tensão de alimentação aproximadamente senoidal e tensão de fase, que alimentam um transformador polifásico, aproximadamente iguais em módulo e defasagem;

e) corrente de carga aproximadamente senoidal e fator harmônico não superior a 0,05pu;

f) fluxo de Potência, os transformadores identificados como transformadores (ou autotransformadores) interligados de sistemas devem ser projetados para funcionamento como abaixadores, ou elevadores (usinas), conforme for especificado pelo comprador.

68


4.2. Condições Normais de Transporte e Instalação. O transporte e a instalação devem estar de acordo com NBR 7036 ou a NBR 7037, a que for aplicável.

São consideradas condições especiais de funcionamento, transporte e instalação, os que podem exigir construção especial e/ou revisão de alguns valores normais e ou cuidados especiais no transporte, instalação e funcionamento do transformador, e que devem ser levadas ao conhecimento do fabricante.

Constituem exemplos de condições especiais:

a) instalação em altitudes superiores a 1000m;

b) instalações em locais em que as temperaturas do meio de resfriamento estejam fora dos limites estabelecidos em 4.1.1;

c) exposição a umidade excessiva, atmosfera salina, gases ou fumaças prejudiciais;

d) exposição a pós prejudiciais.;

e) exposição a materiais explosivos na forma de gases ou pós;

f) sujeição a vibrações anormais, choque ou condições sísmicas;

g) sujeição

a

condições

precárias

armazenagem;

h) limitações de espaço na sua instalação;

i) dificuldades de manutenção;

69

de

transporte,

instalação

ou


j) funcionamento em regime ou freqüência não usuais ou com tensões apreciavelmente diferentes das senoidais ou assimétricas;

k) cargas que estabelecem harmônicas de corrente anormais, tais como os que resultam de apreciáveis correntes de carga controladas por dispositivos em estado sólido ou similares;

l) condições de carregamento especificados (potências e fatores de potência) associadas a transformadores ou autotransformadores de mais de dois enrolamentos;

m) exigência de níveis de ruído e ou radiointerferência, diferentes das especificadas na norma NBR 5356;

n) exigência de isolamento diferente das especificadas na norma NBR 5356;

o) condições de tensão anormais, incluindo sobretensões transitórias, ressonância, sobretensões de manobra, etc., que possam requerer considerações especiais no projeto da isolação;

p) campos magnéticos anormalmente fortes;

q) transformadores de grande porte com barramentos blindados de fases isoladas de altas correntes que possam requerer condições especiais do projeto;

r) necessidade de proteção especiais contra contatos acidentais de pessoas com partes vivas do transformador;

s) operação em paralelo com transformadores de outro fornecimento.

70


4.3. OPERAÇÃO EM PARALELO

A operação em paralelo de transformadores se faz necessária em duas situações principais:

a) quando é necessário aumentar a carga de determinada instalação sem modificação profunda no lay-out da mesma;

b) quando, ao prevermos pane em um dos transformadores, quisermos continuar operando o sistema, mesmo à carga reduzida.

Dois transformadores operam em paralelo, quando estão ligados ao mesmo sistema de rede, tanto no primário quanto no secundário (paralelismo de rede e barramento, respectivamente).

Mas não é possível ligarmos dois transformadores em paralelo, para operação satisfatória, se não forem satisfeitas as condições dos itens 4.2.1, 4.2.2 e 4.2.3.

4.3.1. Diagramas Vetoriais com mesmo Deslocamento Angular

Se as demais condições forem estabelecidas, basta ligarmos entre si os terminais da mesma designação.

4.3.2. Relações de Transformação Idênticas inclusive Derivações

Surgirá uma corrente circular entre os dois transformadores caso tenham tensões secundárias diferentes.

Esta corrente se soma à corrente de carga (geometricamente) e no caso de carga indutiva haverá um aumento de corrente total no transformador com maior tensão secundária enquanto que a corrente total do transformador com menor tensão secundária diminui. Isto significa que a potência que pode ser fornecida pelos dois

71


transformadores é menor do que a soma das potências individuais, o que representa desperdício.

A corrente circulante existe também se os transformadores estiverem em vazio, sendo independente da carga e sua distribuição.

4.3.3. Impedância

A impedância é referida a potência do transformador.

Transformadores da mesma potência deverão ter impedâncias iguais, no entanto a norma NBR 5356 admite uma variação de até ±7,5%.

Transformadores de diferentes potências: aplicando a fórmula abaixo, saberemos qual a impedância do novo transformador a ser instalado.

Z2 =

P1 × Z '1 P2

(4.1)

sendo: P = potência total da instalação (P1 + P2) P1 = potência do transformador velho P2 = potência do transformador novo Z1 = impedância do transformador velho Z2 = impedância do transformador novo Z’1 = impedância do transformador velho referido a base do novo. Devemos inferir as impedâncias a uma mesma base de potência, que pode ser a de qualquer um deles, da seguinte maneira:

Z '2 =

Z 2 × P1 P2

(4.2)

72


Z '1 =

Z 1 × P2 P1

(4.3)

onde: Z’1 e Z’2 são as impedâncias dos transformadores na base nova de potência. A divisão de potência entre transformadores em paralelo é calculada como segue abaixo:

P1 Z1

P2 Z2 FIGURA 4.1

P1 =

P × Z2 Z1 + Z 2

P2 =

(4.4)

P × Z1 Z1 + Z 2

(4.5)

P = P1 + P2

(4.6)

Para os transformadores que irão operar em paralelo, as impedâncias ou tensões de curto-circuito não poderão divergir mais do que ±7,5% da média das impedâncias individuais, como já foi mencionado anteriormente, caso contrário o transformador de impedância menor receberá uma carga relativa maior do que o de impedância maior.

Quando o transformador de menor potência tiver a maior impedância, então são economicamente aceitáveis diferenças de 10 a 20% na impedância.

Caso

contrário,

condições

de

serviço

antieconômicas

já

ocorrerão

transformadores ligados em paralelo, cuja relação de potências for 1:3.

73

em


Exemplo: Qual a impedância de um novo transformador cuja potência é 1500kVA, o qual será ligado em paralelo com outro já existente com as seguintes características:

-

Potência: 1000kVA

-

Tensões Primárias: 13,8 - 13,22 - 12,6kV

-

Tensões Secundárias: 380/220V

-

Impedância: 5%

-

Deslocamento Angular: Dyn 1

A impedância de 5% está referida na base de 1000kVA. Deveremos referi-la para a base do transformador novo.

Usando a equação 4.3:

Z '1 =

Z 1 × P2 5 × 1500 = P1 1000

Z '1 = 7,5%

Este valor é a impedância do 1000kVA na base do novo transformador de 1500kVA. Calcularemos a impedância que deverá ter, o novo transformador de 1500kVA.

Da equação 4.1:

Z2 =

P1 × Z '1 1000 × 7,5 = P2 1500

Z 2 = 5%

Esta impedância já está na base do novo transformador (1500kVA).

O novo transformador deverá ter as seguintes características:

74


-

Tensão Primária: 13,8 - 13,2 - 12,6kV

-

Tensão Secundária: 380/220V

-

Impedância: 5%

-

Deslocamento angular: Dyn1

4.4. OPERAÇÃO EM PARALELO

Divisão de carga entre transformadores

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

PF 1...n =

EM =

PN 1...n EM × × Pc ∑ PN 1...n E1...n

(4.7)

∑ PN ...n ∑ PN ...n E1...n

(4.8)

onde: PF1...n = potência fornecida à carga pelo transformador [kVA] PN1...n = potência nominal do transformador [kVA] EM = tensão média de curto-circuito [%] E1...n = tensão de curto-circuito do transformador 1 ...n [%] Pc = potência solicitada pela carga [kVA]

Exemplo: Calcular as potências fornecidas individualmente, pelos transformadores, PN1 = 300kVA, PN2 = 500kVA e PN3 = 750kVA, cujas tensões de curto-circuito são as seguintes: E1 = 4,5%, E2 = 4,9%, E3 = 5,1%, e a potência solicitada pela carga é de 1550kVA.

EM =

300 + 500 + 750 = 4,908% 300 500 750 + + 4,5 4,9 5,1

75


PF 1 =

300 4,908 × × 1550 = 327,2kVA 300 + 500 + 750 4,5

PF 2 =

500 4,908 × × 1550 = 500,8kVA 300 + 500 + 750 4,9

PF 3 =

750 4,908 × × 1550 = 721,8kVA 300 + 500 + 750 5,1

Observa-se que o transformador de 300kVA por ter a menor impedância, está sobrecarregado, enquanto que o transformador de 750kVA, que possui a maior impedância, está operando abaixo de sua potência nominal.

76


5. SELEÇÃO DOS TRANSFORMADORES

5.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR

No projeto de uma instalação elétrica, os critérios de dimensionamento dos equipamentos e condutores assumem uma importância vital, uma vez que envolvem os dois principais fatores que estão na base do projeto, ou seja, a funcionalidade e o custo.

É evidente que um projeto superdimensionado pode também ser funcional, uma vez que não venha superar certos limites, além dos quais podem sobrevir efeitos negativos, porém o custo resultante não pode ser justificado.

Portanto, é necessário chegar a estabelecer um ponto de interseção entre funcionalidade e custo, de tal modo que satisfaça a parte técnica e a econômica, tendo presente que um bom técnico, é aquele que consegue projetar ou construir uma instalação completamente funcional de maneira econômica.

No que diz respeito aos transformadores, onde se quer chegar a um valor de potência, de um ou mais deles, a serem instalados, se faz necessário que o projetista tenha em mente claramente o conceito de fator de demanda, de modo que, partindo dos valores de potência dos equipamentos alimentados pelo transformador, possa chegar a estabelecer, com conhecimento de causa, o valor de demanda máxima (ou da potência de alimentação) absorvível pela planta, e, portanto, definir de modo econômico, o dimensionamento dos transformadores.

5.2. FATOR DE DEMANDA (d)

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

77


d=

DMT PT

(5.1)

Podemos determinar qual a potência do transformador através de Dmt , sendo conhecida a potência instalada.

5.2.1. Determinação da Demanda Máxima de um Grupo de Motores Dado um grupo de n motores (com n maior ou igual a 10) de diversas potências. Procedemos da seguinte maneira:

1. Determina-se a potência nominal de cada motor em kVA

Pnom =

3 ⋅ I ⋅V 1000

[kVA]

(5.2)

sendo: Pnom = potência nominal de cada motor I = corrente absorvida pelo motor em A (retirada pelo catálogo do fabricante) V = tensão de alimentação dos motores

2. Determina-se a potência instalada: a potência instalada (Pinst ) será o somatório das potências nominais de cada motor.

3. Determina-se o número de motores n’ cujas potências nominais, calculadas pelo item 1 sejam maiores ou iguais que a metade da potência nominal do maior motor.

4. Calculam-se as relações:

N=

n' n

(5.3)

78


P ' inst Pinst

P=

(5.4)

sendo: n’ = somatória dos motores n = número total de motores Pinst = potência instalada dos n’ motores 5. Com N e P iremos a Tabela 5.4 obtendo o fator de demanda (G) para a instalação.

6. Calcula-se a demanda máxima por: DM = G ⋅ Pinst

(5.5)

Obs.: Este critério apresentado é empírico, pois dependendo da instalação todos os motores operarão juntos, o que nos dará um G = 1.

Considera-se sempre como 100% a demanda do maior motor, ou dependendo dos maiores motores.

Exemplo: Determinar a demanda máxima do grupo de motores indicados na Tabela 5.1:

TABELA 5.1 I

II

III

No.

cv

kVA

Pinst [kVA]

2

75

72,40

144,8

5

30

28,58

142,9

8

15

16,39

131,1

20

5

5,72

114,4

30

1,5

2,13

64,0

65

597,2

79


Na tabela obtemos:

n = 65 Pinst = 597,2 Consideramos o maior motor com demanda de 100% (kVA), sendo o valor dividido por dois. Para determinar n’ o número de motores cujas as potências, sejam maiores ou iguais que a metade da potência nominal do maior motor.

72,40 = 36,2kVA 2 Será: n’ = 8+5 = 13

Aos quais corresponde uma potência instalada:

P’inst = 142,9 + 131,1 = 274 kVA Calculamos as relações:

N=

n ' 13 = = 0,2 n 65

P=

P ' inst 274 = 0,458 Pinst 597,2

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

G = 0,64

A demanda máxima será:

80


DM = [0,64 × (597,2 − 144,8)] + 144,8 DM = 434,3kVA

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

5.2.2. Determinação da Demanda Máxima da Instalação

Com o auxílio das tabelas 5.2, 5.3, 5.4, 5.8 e da fórmula a seguir, pode-se calcular a demanda máxima da instalação, que por sua vez definirá a potência do transformador:

Dmt = A + B + C + D + E sendo: A = demanda da potência para iluminação e tomadas, conforme Tabela 5.7. B = demanda

de todos os aparelhos de aquecimento (chuveiros,

aquecedores, fornos, fogões, etc.) calculada conforme Tabela 5.8 onde deve-se diversificar a demanda por tipo de aparelho. C = demanda de aparelhos de ar condicionado calculado conforme Tabela 5.2. D = demanda dos motores elétricos conforme item 5.2.1. E = demanda individual das máquinas de solda a transformador, calculada conforme Tabela 5.3.

Em todos os casos, no cálculo da demanda, o fator de potência e o rendimento devem ser considerados. 5.3. CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS

Os valores encontrados nas tabelas devem ser compreendidos como referidos aos casos mais freqüentes e devem ser usados quando na falta de algum dado informativo.

81


É natural que o técnico, antes de recorrer às tabelas, se informe sobre os ciclos usuais de funcionamento e faça quanto mais possível, com que se aproximem os valores dos fatores com a realidade do caso que deve resolver.

5.4.

CRITÉRIOS DE ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES COM BASE NO

VALOR OBTIDO NA DEMANDA Uma vez descoberto o valor da demanda absorvida pela instalação, devemos escolher o transformador ou os transformadores a serem instalados. Os principais critérios de escolha são:

a) eventuais aumentos de potência instalada; b) conveniência da subdivisão em mais unidades; c) potência nominal normalizada.

TABELA 5.2 - FATORES DE DEMANDA DE CONDICIONADORES DE AR Número de Aparelhos

Fator de Demanda [%]

1 a 10

100

11 a 20

86

21 a 30

80

31 a 40

78

41 a 50

75

51 a 75

70

76 a 100

65

Acima de 100

60

82


TABELA 5.3 - DEMANDA INDIVIDUAL DAS MÁQUINAS DE SOLDA A TRANSFORMADOR Solda a Arco


Número de Aparelhos 1º e 2 º maior aparelho

100

º

85

º

4 aparelho

70

soma dos demais aparelhos

60

3 aparelho

solda à resistência maior aparelho

100

soma dos demais aparelhos

60

TABELA DE MOTORES IP54, IP(W) 55 E QUÍMICO - Divisão II

* Vide Catálogo de Motores Trifásicos.

83


TABELA 5.4 – FATORES DE DEMANDA DE GRUPOS DE MOTORES P N

0,10

0,15

0,20

0,25

0,005

0,34

0,18

0,11

0,073 0,051 0,039 0,030 0,024

0,019 0,016 0,013 0,011 0,010 0,009 0,007 0,007 0,006 0,005 0,005

0,01

0,52

0,32

0,20

0,14

0,10

0,076 0,059 0,047

0,037 0,031 0,026 0,023 0,019 0,017 0,015 0,013 0,012 0,011 0,009

0,02

0,71

0,51

0,36

0,26

0,19

0,14

,011

0,09

0,07

0,06

0,05

0,04

0,04

0,03

0,03

0,03

0,02

0,02

0,02

0,03

0,81

0,64

0,48

0,36

0,27

0,21

0,16

0,13

0,11

0,09

0,08

0,07

0,06

0,05

0,04

0,04

0,04

0,03

0,03

0,04

0,86

0,72

0,57

0,44

0,34

0,27

0,22

0,18

0,15

0,12

0,10

0,09

0,08

0,07

0,06

0,05

0,05

0,04

0,04

0,05

0,90

0,79

0,64

0,51

0,41

0,33

0,26

0,22

0,18

0,15

0,13

0,11

0,10

0,08

0,07

0,07

0,06

0,05

0,05

0,06

0,92

0,83

0,70

0,58

,047

,038

,031

0,26

0,21

0,18

0,15

0,13

0,12

0,10

0,09

0,08

0,07

0,06

0,06

0,08

0,94

0,89

0,79

0,68

0,57

0,48

0,40

0,33

0,28

0,24

0,20

0,17

0,15

0,13

0,12

0,11

0,09

0,08

0,08

0,10

0,95

0,92

0,85

0,76

0,66

0,56

0,47

0,40

0,34

0,29

0,25

0,22

0,19

0,17

0,15

0,13

0,12

0,10

0,09

0,95

0,93

0,88

0,86

0,72

0,67

0,56

0,48

0,42

0,37

0,32

0,28

0,25

0,23

0,20

0,17

0,16

0,14

0,95

0,93

0,89

0,83

0,76

0,69

0,64

0,54

0,47

0,42

0,37

0,33

0,29

0,26

0,23

0,21

0,19

0,95

0,93

0,90

0,85

0,78

0,71

0,64

0,57

0,51

0,45

0,41

0,36

0,32

0,29

0,26

0,24

0,95

0,94

0,90

0,86

0,80

0,73

0,66

0,60

0,53

0,48

0,43

0,39

0,35

0,32

0,29

0,95

0,94

0,91

0,86

0,81

0,74

0,68

0,62

0,56

0,50

0,45

0,41

0,37

0,33

0,95

0,93

0,91

0,86

0,81

0,75

0,69

0,63

0,57

0,52

0,47

0,42

0,38

0,95

0,93

0,91

0,87

0,81

0,76

0,70

0,64

0,58

0,52

0,47

0,43

0,95

0,94

0,91

0,87

0,82

0,76

0,70

0,64

0,58

0,53

0,48

0,95

0,94

0,91

0,87

0,82

0,75

0,69

0,63

0,57

0,52

0,95

0,94

0,91

0,87

0,81

0,75

0,69

0,63

0,57

0,95

0,94

0,91

0,86

0,81

0,74

0,68

0,62

0,95

0,94

0,90

0,86

0,80

0,73

0,66

0,95

0,93

0,90

0,83

0,78

0,71

0,95

0,94

0,89

0,83

0,76

0,95

0,93

0,88

0,80

0,95

0,92

0,85

0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 1,0

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

0,95

84


TABELA 5.5 – VALORES NOMINAIS TÍPICOS DE APARELHOS ELÉTRICOS (TENSÃO NOMINAL 220V) APARELHO

POTÊNCIAS NORMAIS TÍPICAS

Aquecedor de água central (Boiler) - de 50 a 100 litros

1000W

- de 150 a 200 litros

1250W

- 250 litros

1500W

- de 300 a 350 litros

2000W

- 400 litros

2500W

Aquecedor de água local

4000 a 8000W

Aquecedor portátil de ambiente

700 a 1300W

Aspirador de pó

250 a 800W

Barbeador

8 a 12 W

Batedeira

70 a 250W

Cafeteira

1000W

Chuveiro

3000 a 5300W

Cobertor

150 a 200W

Condicionador de ar - 3/4cv

1200VA

- 1 1/2cv

2400VA

- central (residencial)

5000VA

Congelador (freezer)

350 a 500VA

Copiadora (tip o xerox)

1500 a 6500VA

Exaustor de ar (para cozinha)

300 a 500VA

Ferro de passar roupa

400 a 1650W

Fogão residencial

4000 a 12000W

Forno residencial

4500W

Forno de microondas (residencial)

1200W

Geladeira (residencial)

150 a 400VA

85


Lavadora de pratos (residencial)

1200 a 2800VA

Lavadora de roupas (residencial)

750 a 1200VA

Liqüidificador

100 a 250W

Máquina de costura (doméstica)

60 a 100W

Máquina de escrever

150W

Moedor de lixo

300 a 600VA

Secador de roupa

4000 a 6000W

Secador de cabelos

500 a 1200W

Televisor - portátil

75 a 100W

- tipo Console

150 a 350W

Torradeira

500 a 1200W

Torneira

2500 a 3200W

Ventilador - portátil

60 a 90W

- de pé

250VA

TABELA 5.6 – POTÊNCIAS NOMINAIS DOS PRINCIPAIS TIPOS DE LÂMPADAS TIPO DE LÂMPADA

POTÊNCIAS NORMAIS TÍPICAS [W]

Incandescente

15 - 25 - 40 - 60 - 75 - 100 - 150 - 200 - 300 - 500 - 1000 - 1500

Fluorescente

15 - 20 - 30 - 40 - 65 - 100 - 110 - 125 - 135

Vapor de mercúrio

80 - 125 - 250 - 400 - 700 - 1000 - 2000

Vapor Metálico

375 - 1000 – 2000

Sódio Baixa Pressão

35 - 90 - 135 - 180

Sódio Alt a Pressão

250 - 400 - 1000

Halógenas

500 - 1000 - 1500 - 2000

Mistas

160 - 250 - 500

86


TABELA 5.7 – FATORES DE DEMANDA DE ILUMINAÇÃO E TOMADAS DESCRIÇÃO

FATOR DE DEMANDA [%]

Auditórios, salões para exposições e

100

semelhantes. Bancos, lojas e semelhantes.

100

Barbearias, salões de beleza e semelhantes.

100

Clubes e semelhantes.

100 100 para os primeiros kVA

Escolas e semelhantes.

50 para o que exceder de 12kVA. 100 para os primeiros 20kVA

Escritórios (edifícios de)

70 para o que exceder de 20kVA

Garagens comerci ais e semelhantes.

100 40 para os primeiros 50kVA

Hospitais e semelhantes.

20 para o que exceder de 50kVA

Hotéis e semelhantes.

100

Igrejas e semelhantes.

100 100 para os primeiros 10kVA

Edifícios de apartamentos residenciais

35 para os seguintes 110kV A 25 para o que exceder de 120kVA

Restaurantes e semelhantes.

100

87


TABELA 5.8 Fator de Demanda [%] Número de


Com

Com potencial

Número de

potencial de

superior a

Aparelhos

até 35kW

35kW

1

80

80

16

39

26

2

75

65

17

38

28

3

70

55

18

37

28

4

66

0

19

36

28

5

67

45

20

35

28

6

59

43

21

34

26

7

56

40

22

33

26

8

53

36

23

32

26

9

51

35

24

31

26

10

49

34

25

30

26

11

47

32

26 a 30

30

24

12

45

32

31 a 40

30

22

13

43

32

41 a 50

30

20

14

41

32

51 a 60

30

18

15

40

32

61 ou mais

30

16

Aparelhos

Com potencial de até 35kW

Com potencial superior a 35kW

NOTA: Os fatores devem ser aplicados para cada tipo de aparelho separadamente.

5.4.1. Eventuais Aumentos da Potência Instalada

É provável que nos primeiros anos de funcionamento de uma instalação, se verifiquem aumentos na carga instalada, por mais bem projetada que seja a instalação na partida. Em geral este aspecto se verifica em 90% dos casos.

Portanto, será interessante que o projetista conheça a fundo o caso de que está tratando e deverá prever um aumento de 5% a 15%.

5.4.2. Conveniência da Subdivisão em mais Unidades

Este aspecto foi comentado anteriormente no capítulo relativo à operação em paralelo. São dois os aspectos a serem levados em consideração neste momento:

88


operação em paralelo (econômico) e eventuais danos no transformadores ou manutenção.

O primeiro traz benefícios, diminuindo as perdas totais, e o segundo alerta ao fato de que poder operar à carga reduzida, mesmo com a parada de uma unidade.

No caso do dano, ter aplicado o critério econômico que aconselha a aquisição de uma única máquina de potência adequada, pode ser a causa de um problema de grandeza diretamente proporcional ao valor da produção, uma vez que, vindo a faltar a fonte de energia, se impõe um período mais ou menos longo de completa parada de uma instalação.

Não obstante o custo inicial de aquisição ser maior, quando a potência necessária ultrapassa os 150kVA, a subdivisão em maior número de máquinas oferece a possibilidade de criar uma instalação articulada e flexível, apta a adequar-se a cada situação e permitir o máximo e racional aproveitamento dos transformadores, com o mínimo dano.

5.4.3. Potência Nominal Normalizada

Voltamos a tocar no assunto porque é de vital importância no dimensionamento da instalação. Todos sabemos quanto demora a aquisição de um equipamento.

Se o transformador idealizado não tiver um valor de potência normalizado, o tempo necessário para a confecção da oferta, projeto e execução será maior, consequentemente o prazo para entrada em funcionamento da planta se estenderá, mantendo mais longe o início do retorno de capital. A mesma dificuldade será sentida em caso de se necessitar reposição de uma unidade.

89


5.5. DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR

a) Potência b) Tensões Primárias e derivações c) Tensão Secundária d) Freqüência e) Normas aplicáveis f) Acessórios g) Valores de impedância, corrente de excitação e perdas h) Qualquer outra característica importante: dimensões especiais por exemplo.

90


6. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Veremos agora as características construtivas do transformador a óleo, pois no item relativo ao funcionamento do transformador não nos preocupamos em detalhar a forma construtiva, uma vez que lá o objetivo era de esclarecer o fenômeno elétrico envolvido na transformação.

Face às características particulares, abordaremos um capítulo específico para transformadores a seco (capítulo 7), onde serão abordados detalhes, tais como: história, características construtivas, vantagens, aplicações, etc.

6.1. PARTE ATIVA

Chamamos de parte ativa do transformador, ao conjunto formado pelos enrolamentos, primário e secundário, e pelo núcleo, com seus dispositivos de prensagem e calços. A parte ativa deve constituir um conjunto mecanicamente rígido, capaz de suportar condições adversas de funcionamento. Na Figura 6.1 vêse: a parte ativa de um transformador de distribuição com núcleo empilhado e um com núcleo enrolado; e a parte ativa de um transformador de força.

(a) Transformador de distribuição com núcleo empilhado

91


(b) Transformador de distribuição com núcleo enrolado

(c)Transformador de força

FIGURA 6.1

92


6.1.1. Núcleo

O núcleo é constituído por um material ferromagnético, que contém em sua composição

o

silício,

que

lhe

proporciona

características

excelentes

de

magnetização e perdas.

Porém, este material é condutor e estando sob a ação de um fluxo magnético alternado, dá condições de surgimento de correntes parasitas. Para minimizar este problema, o núcleo, ao invés de ser uma estrutura maciça, é construído pelo empilhamento de chapas finas, isoladas com Carlite.

Presta-se especial atenção para que as peças metálicas da prensagem sejam isoladas do núcleo e entre si para evitar as correntes parasitas, que aumentariam sensivelmente as perdas em vazio.

Estas chapas de aço durante a sua fabricação na usina, recebem um tratamento especial com a finalidade de orientar seus grãos. É este processo que torna o material adequado à utilização em transformadores, devido a diminuição de perdas específicas.

É também com a finalidade de diminuir as perdas, que nestas chapas são feitos cortes a 45 o nas junções entre as culatras e os pilares (Figura 6.2 (a)).

Os tipos de chapas de aço silício mais utilizadas são: M4 da Acesita; M0H e equivalentes; 023ZDKH-90 e equivalentes.

93


(a) Núcleo empilhado

(b) Núcleo enrolado

FIGURA 6.2

6.1.2. Enrolamento

Os enrolamentos, primários e secundários, são constituídos de fios de cobre ou alumínio isolados com esmalte ou papel, de seção retangular (Figura 6.4 (c)) ou circular.

O secundário, ou, dependendo do caso, BT, geralmente constitui um conjunto único para cada fase (Figura 6.3), ao passo que o primário pode ser uma bobina única

94


(Figura 6.4) ou fracionada em bobinas menores, que chamamos de panquecas (para transformadores de distribuição apenas).

(a) Transformador de distribuição

(b) Transformador de força

FIGURA 6.3 – BOBINAS DE BAIXA TENSÃO

(a) Transformador de distribuição

(b) Transformador de força

95


(c) Transformador de distribuição com núcleo enrolado (BT+AT)

FIGURA 6.4 – BOBINAS DE ALTA TENSÃO

Os enrolamentos são dispostos concentricamente, com o secundário ocupando a parte interna e consequentemente o primário a parte externa, por motivo de isolamento e econômicos, uma vez que é mais fácil de “puxar” as derivações do enrolamento externo. Chamamos de derivação, aos pontos, localizados no enrolamento primário, conectados ao comutador (vide item 6.1.4).

Tipos de bobinas:

-

Barril, qualquer potência;

-

Camada, qualquer potência;

-

Panqueca, até 1,5MVA;

-

Disco, acima de 1MVA;

-

Hélice, acima de 1MVA;

-

Hobbart, acima de 1MVA;

-

Hélice múltipla, enrolamentos de regulação.

96


6.1.3. Dispositivos de Prensagem, Calços e Isolamento

Para que o núcleo se torne um conjunto rígido, é necessário que se utilize dispositivos de prensagem das chapas. São vigas dispostas horizontalmente, fixadas por tirantes horizontais e verticais.

Devem ainda estar projetadas para suportar o comutador, os pés de apoio da parte ativa, suporte das derivações e ainda o dispositivo de fixação da parte ativa do tanque. Os calços são usados em vários pontos da parte ativa e tem várias finalidades. Servem para constituir as vias de circulação de óleo, para impedir que os enrolamentos se movam, como apoio da parte ativa (neste caso chamado pé), e outras. Os materiais dos calços são vários e dentre eles podemos destacar o papelão (Presspan), o fenolite, a madeira e a madeira laminada.

O isolamento se faz necessário nos pontos da parte ativa onde a diferença de potencial seja expressiva, nos condutores, entre camadas dos enrolamentos, entre primário e secundário, entre fases e entre enrolamentos e massa.

Os materiais são diversos e devem atender às exigências de rigidez dielétrica e temperatura de operação (classe A-105 oC). No caso dos condutores, estes podem estar isolados em papel kraft neutro ou esmalte; este último, na WEG, é de classe H (180oC).

6.1.4. Comutador de Derivações

Sua finalidade foi exposta no item relativo às tensões normalizadas.

6.1.4.1. Tipo painel

O painel é instalado imerso em óleo isolante e localizado acima das ferragens superiores de aperto do núcleo, num ângulo que varia de 20o a 30 o, para evitar depósitos de impurezas em sua superfície superior.

97


A Figura 6.5 mostra um comutador tipo painel de posições. Consta de chapa de fenolite a qual recebe dentro de determinada disposição, os terminais dos enrolamentos.

Os parafusos que recebem estes terminais estão isolados desta chapa do painel por meio de buchas de porcelana ou epóxi para garantir boa isolação entre eles.

A conexão entre os parafusos é feita por pontes de ligação de formato adequado a fácil troca de posição e perfeito contato com o aperto das porcas.

Só se usa comutador tipo painel para casos em que se tenha 8 ou mais derivações ou no caso de religáveis.

FIGURA 6.5 6.1.4.2. Comutador acionado à vazio

Este tipo de comutador tem como principal vantagem a facilidade de operação, sendo sua manobra feita internamente por meio de uma manopla situada acima do nível do óleo, ou feita externamente. O acionamento externo é usado obrigatoriamente quando o transformador possui conservador de óleo, ou ainda quando o mesmo possui potência maior que 300kVA.

Os tipos de comutadores acionados à vazio utilizados são:

a) comutado linear 30A: com número de posições inferior ou igual a 7; há

98


tanto com acionamentos externo quanto interno, simples ou duplo; usado até 500kVA (Figura 6.6); b) comutador linear 75A: com as mesmas características do anterior, sendo que este é usado de 750kVA até 2500kVA (Figura 6.7);

c) comutador linear 300A: número de posições até 13; acionamento externo; usado para potências superiores a 3MVA; este comutador possui grande flexibilidade; admite até 3 colunas, com até 4 grupos de contato por colunas;

d) comutador rotativo: até 7 posições, com acionamento externo para tensões até classe 145kW e corrente até 1200A, normalmente 200, 300, 400, 800 e 1200A (Figura 6.8); e) comutadores lineares especiais: construídos com até 13 posições, e para qualquer classe de tensão e corrente até 2500A; podem vir com contatos para bloqueio de operação intervinda.

Todos os comutadores mencionados são para acionamento sem tensão e se m carga.

FIGURA 6.6

99


FIGURA 6.7

FIGURA 6.8

6.1.4.3. Comutador sob carga

Os fabricantes nacionais de comutadores sob carga são: MR do Brasil (Figura 6.9) e ABB (Figura 6.10).

O comutador sob carga é composto de alguns sistemas de proteção próprios. Possui pontos básicos de funcionamento para conexão externa: alimentação do motor de rotação, pontos de conexão para comando elevar-baixar (ligados as bobinas dos contatores das chave de partida reversora), ponto de retenção e ponto de conexão para comando externo.

100


O motor ligado ao eixo do comutador é acionado por chave reversora. Os pontos de retenção da tensão de alimentação também dever ser alimentados, fase-fase ou fase-neutro conforme especificado pelo cliente. Os pontos elevar-baixar são acionados por comando externo e dão partida à chave reversora. Com este mecanismo fazemos o giro do eixo do comutador e consequentemente do cilindro interno do comutador.

Muitas vezes, os sistemas dos clientes exigem controle remoto da posição em que se encontra o comutador. Existem três tipos de disco potenciométrico que normalmente são utilizados para fazer o paralelismo entre transformadores e medição de posição: o denominado par-ímpar, o de posição e o potenciométrico. Todos possuem diferentes representações diagramáticas, devem ser especificados no pedido do comutador para compra e sua utilização deve ser definida por quem especifica o comutador.

O acionamento motorizado do comutador pode fazer comutações independente de circuitos externos, para isto basta alimentá-lo corretamente. Neste caso, a comutação elétrica é feita apenas manualmente nos botões de comando do próprio acionamento (ou manual na manivela, não possibilitando qualquer outro tipo de acionamento).

FIGURA 6.9

FI GURA 6.10

101


6.2. BUCHAS

São os dispositivos que permitem a passagem dos condutores dos enrolamentos ao meio externo. São constituídos basicamente por:

- corpo isolante: de porcelana vitrificada; - condutor passante: de cobre eletrolítico ou latão; - terminal: de latão ou bronze; - vedação: de borracha e papelão hidráulico.

As formas e dimensões variam com a tensão e a corrente de operação, e para os transformadores desta especificação subdividem-se em:

a) Buchas ABNT: conforme NBR 5034

Buchas de alta tensão, classe 15, 24.2 e 36,2kV e todas com capacidade de 160A (Figura 6.14).

Buchas de baixa tensão com tensão nominal 1,3kV e correntes nominais de 160, 400, 800, 2000, 3150 e 5000A (Figuras 6.11 e 6.12).

b) Buchas DIN

Para a alta tensão nas classes de 15, 24.2 e 36,2kV e correntes nominais de 250, 630, 1000, 2000 e 3150A (Figuras 6.13 e 6.15).

c) Buchas condensivas

São usadas apenas em transformadores com potência superior a 2500kVA e tensões maiores que 36,2kV, sendo encontradas apenas nas correntes de 800 a 1250A. Para correntes maiores, só existem importadas. No Brasil se fabrica buchas até a classe 245kV, para tensões maiores, somente importadas. Estas

102


buchas são muito mais caras que as de cerâmica, tanto DIN quanto ABNT. (Figura 6.16)

d) Buchas especiais Existem buchas para correntes até 24000A na classe 36,2kV, mas só importadas.

e) Buchas poliméricas

A porcelana é substituída por um isolante polimérico. A vantagem desse tipo de bucha é que elas são mais resistentes a quebras ou vandalismos.

FIGURA 6.11

FIGURA 6.12

103


FIGURA 6.13

FIGURA 6.14

FIGURA 6.15

FIGURA 6.16

104


FIGURA 6.17- BUCHAS ABNT E DIN

As tabelas mostram as buchas usadas em transformadores de distribuição.

TABELA 6.1 – CORRENTE NOMINAL [A] DAS BUCHAS DE BAIXA TENSÃO PARA TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS (CONFORME NBR 5440) POTÊNCIA NOMINAL DO TRANSFORMADOR

MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA [V] 127

220 ou 230

240

254

440

3 a 15

160

160

160

160

160

25

400

160

160

160

160

37,5

400

400

400

400

160

50

800

400

400

400

160

75

800

800

400

400

400

100

800

800

800

800

400

[kVA]

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

105


TABELA 6.2 – CORRENTE NOMINAL [A] DAS BUCHAS DE ALTA TENSÃO PARA TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS (CONFORME NBR 5440) POTÊNCIA NOMINAL DO

MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA [V]

TRANSFORMADOR [kVA]

220

380

15 a 45

160

160

75

400

160

112,5

400

400

150

800

400

225

800

800

300

800

800

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

6.3. TANQUE

Destinado a servir de invólucro da parte ativa e de recipiente do líquido isolante, subdivide-se em três partes: lateral, fundo e tampa.

Neste invólucro encontramos os suportes para poste (até 225kVA), suportes de roda (normalmente para potências maiores que 300kVA), olhais de suspensão, sistema de fechamento da tampa, janela de inspeção, dispositivos de drenagem e amostragem do líquido isolante, conector de aterramento, furos de passagem das buchas, radiadores, visor de nível de óleo e placa de identificação.

O tanque e a respectiva tampa devem ser de chapas de aço, laminadas a quente, conforme NBR 6650 e NBR 6663.

As espessuras das chapas para transformadores de distribuição estão na Tabela 6.3. Para transformadores maiores não há normalização, cada fabricante escolhe as chapas conforme a especificação do projeto mecânico.

106


TABELA 6.3 - ESPESSURA MÍNIMA DA CHAPA DE AÇO (CONFORME NBR 5440) ESPESSURA [mm]

POTÊNCIA DO TRANSFORMAD OR [kVA]

Tampa

Corpo

Fundo

P•10

1,90

1,90

1,90

10
2,65

2,65

3,00

150
3,00

3,00

4,75

NOTA: As espessuras estão sujeitas às tolerâncias da NBR 6650

Com referência aos tipos construtivos, os transformadores podem ser: selados e com conservador de óleo

6.3.1. Selados

Transformadores cujo tanque assegura a separação total entre os ambientes interno e externo. O tanque neste caso, mantêm-se parcialmente cheio de óleo. (Figura 6.18)

FIGURA 6.18

107


6.3.2. Com Conservador de Óleo

Os transformadores que tem o tanque totalmente cheio de óleo, possuem o conservador a fim de permitir a expansão deste quando do seu aquecimento (Figuras 6.19 e 6.20). Usa-se o conservador de óleo a partir de 750kVA.

FIGURA 6.19

FIGURA 6.20

6.3.3. Transformadores Flangeados

Os transformadores selados e com conservador de óleo poderão ser providos de flanges nos terminais de alta e/ou baixa tensão caso se necessite de proteção ou acoplamento a painéis, cubículos e outros transformadores etc.

Na Figura 6.21 vemos transformadores selado com flanges para acoplamento; e na Figura 6.22 vemos transformadores com conservador de óleo com flanges para acoplamento.

108


FIGURA 6.21

FIGURA 6.22

6.4. RADIADORES

Todo o calor gerado na parte ativa se propaga através do óleo e é dissipado no tanque (tampa e sua lateral). As elevações de temperatura do óleo e do enrolamento são normalizadas e devem ser limitadas para evitar a deterioração do isolamento de papel e do óleo. Dependendo da potência do transformador, ou melhor, de suas perdas, a área da superfície externa poderá ser insuficiente para dissipar este calor e é então necessário aumentar a área de dissipação. Para tal usam-se radiadores que poderão ser de elementos ou tubos. (Figura 6.23 e 6.24)

FIGURA 6.23

109


FIGURA 6.24

6.5. TRATAMENTO SUPERFICIAL E PINTURA

O tanque, inclusive radiadores, após a sua fabricação, são submetidos a um tratamento de jato de granalha de aço até o metal quase branco em instalações automáticas e manuais.

Concluindo este tratamento, imediatamente após, as peças são pintadas com tinta primer, recebendo em seguida duas demãos de esmalte sintético de acabamento, resistente ao tempo, em cor cinza claro. 6.6. LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO

Os transformadores de distribuição, com tensão acima de 1,2kV, são construídos de maneira a trabalhar imersos em óleos isolantes.

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

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

110


Os óleos mais utilizados em transformadores são os minerais, que são obtidos da refinação do petróleo. Sendo que o de base paranífica (tipo B) e o de base naftênica (tipo A) sãos usados em equipamentos com tensão igual ou inferior a 14 5kV.

Existem também, fluídos isolantes à base de silicone, recomendados para áreas de alto grau de segurança. Ao contrário dos óleos minerais, este tipo de fluido possui baixa inflamabilidade, reduzindo sensivelmente uma eventual programação de incêndio. É usado também o óleo Rtemp que é um óleo mineral de alto ponto de fulgor com características semelhantes ao silicone.

111


TABELA 6.4 - CARACTERÍSTICAS DO ÓLEO MINERAL ISOLANTE TIPO A (PARA TENSÃO MÁXIMA DO EQUIPAMENTO SUPERIOR A 145kV) Características o

Densidade, 20/4 C

(A)

Método de Ensaio

(B)

Unidade

NBR 7148

-

NBR 10441

Mm /s

Valores Garantidos Mínimo

Máximo

0,861

0,900

o

a 20 C Viscosidade cinemática

(C)

25,0

o

a 40 C

2

-

11,0

a 100 oC Ponto de fulgor

3,0

(B)

NBR 11341

o

C

140

o

-

Ponto de fluidez

(B)

NBR 11349

C

-

-39

Índice de neutralização

(B)

ASTM D 974

MgKOH/g

-

0,03

Tensão interfacial a 25 oC

(B) (G)

Cor ASTM Teor de água

NBR 6234

MN/ m

40

-

ASTM D 1500

-

-

1,0

NBR 5755

Mg/kg

-

NBR 5779

-

(B) (D)

Cloretos e Sulfatos Enxofre corrosivo

NBR 10505

Ponto de anilina

(B)

NBR 11343

o

Índice de refração a 20 C Rigidez dielétrica

(B) (D) o

Fator de perdas dielétricas (D)(E)(G) ou

a 100 C

o

63

84

NBR 5778

-

1,485

1,500

NBR 6869

kV

30

-

ASTM D 924

o

a 90 C

0,50

IEC 247

Teor de inibidor de oxidação DBPC/DBP

ASTM D 2668

% massa

Porcentagem de carbonos

ASTM D 2140

%

Estabilidade à oxidação:

Ausente

C

%

Fator de dissipação

35 Ausentes

(F)

-

IEC 74

. borra

%massa %

o

. fator de dissipação, a 90 C(IEC247)

0,08 Anotar

MgKOH/g

. índice de neutralização

0,40

0,4 -

0,10 20

(A) Antes de se iniciar a inspeção, o fornecedor deve apresentar ao inspetor certifica do com os valores de todas as características do produto oferecido contidas nesta Tabela.

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

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

(D) Os ensaios de teor de água e rigidez dielétrica não se aplicam a produtos tr ansportados em navios ou c aminhões-tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deve ser processado tratamento físico adequado para que se restabeleçam os valores especificados no presente regulamento técnico. (E) Esta especificação requer que o óleo isolante atenda ao limi te de fator de potência a 100 oC pelo método ASTM D 924, ou ao fator de dissipação a 90 oC pelo método IEC 247. Esta especificação não exige que o óleo isolante atenda aos limites medidos por ambos os métodos. (F) O ensaio do fator de dissipação a 90 o C, do óleo oxidado pelo método IEC 74, é realizado conforme método IEC 247 e após a preparação desse óleo feita de acordo com o item 10.4.1 do método de ensaio IEC 10A (Central Office) 56.

(G) Estes itens não são válidos para refinarias que, entretanto, dev em entr egar o produto em condições tais que, mediante tratamento convencional de absorção com argila, por parte das distribuidoras, seja enquadrado nos valores especificados.

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

112


TABELA 6.5 - CARACTERÍSTICAS DO ÓLEO MINERAL ISOLANTE TIPO B (PARA TENSÃO MÁXIMA DO EQUIPAMENTO IGUAL OU INFERIOR A 145 kV). Método

Características (A) o

Densidade 20/4 C

de Ensaio

(B)

Valores garantidos

Unidade

NBR 7148

-

NBR 10441

mm /s

Mínimo

Máximo

-

0,860

o

a 20 C Viscosidade cinemática

o

(C)

a 40 C

25,0 2

-

12,0

a 100 oC Ponto de fulgor

(B)

3,0 NBR 11341

o

C

140

o

-

Ponto de fluidez

(B)

NBR 11349

C

-

-12

Índice de neutralização

(B)

ASTM D 974

mgKOH/g

-

0,03

Tensão interfacial a 25 oC Cor ASTM Teor de água

(B) (D)

Enxofre corrosivo Enxofre total Ponto de ani lina

(B)

Rigidez dielétrica

NBR 6234

mN/m

40

-

ASTM D 1500

-

-

1,0

-

NBR 5755

mg/kg

NBR 10505

-

ASTM D 1552

% massa

NBR 11343 NBR 6869

(B) (D)

o

C

kV

IEC 156 o

Índice de refração a 20 C

NBR 5778

Fator de perdas dielétr icas

a 100 oC

(B) (E) (G) u

a 90 C

Fator de dissipação

a 25 C

IEC 247

o

ASTM D 924

Teor de inibidor de oxidação DBPC/DBP Teor de carbonos aromáticos

ASTM D 2140

IEC 74

. borra

%

-

0,30

85

91

30

-

42

-

1,469

1,478

-

0,50

-

0,40

-

AST D 2668

Estabilidade à oxidação: (F) . índice de neutralização

-

ASTM D 924

o

o

. fator de dissipação a 90 C (IEC 247)

35 Ausente

0,05 Não-detect ável

%

7,0

-

mgKOH/g

-

0,40

% massa

-

0,10

%

-

20

(A) Antes de se iniciar a inspeção, o fornecedor deve apresentar ao inspetor certificado com os valores de todas as car acterísticas do produto oferecido contidas nesta Tabela.

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

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

(D) O ensaio de teor de água e rigidez dielétrica não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões-tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. N este caso, deve ser processado tratamento físico adequado para que se rest abeleçam os valores especificados no presente regulamento técnico. o

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

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

(F) O ensaio do fator de dissipação a 90 C, do óleo oxidado pelo método IEC 74, é realizado conforme método IEC 247 e após a preparação desse óleo feita de acordo com o item 10.4.1 do método de ensaio IEC 10A (Central Office) 56.

(G) Estes itens não são válidos para refinarias que, entretanto, devem entregar o produto em condições tais que, mediante tratame nto convencional de absorção com argila, por parte das distribuidoras, seja o produto enquadrado nos valores especificados.

Nota: Os dados desta Tabela estão de acordo com a Resolução CNP 09/88, com o Regulamento Técnico correspondente, CNP 06/79, e com revisão número 2, de 01 de novembro de 1988.

113

sua


6.7. PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO E DIAGRAMÁTICA

A placa de identificação é um componente importante, pois é ela quem dá as principais características do equipamento.

No caso de manutenção, através do dados contidos nela, a Assistência Técnica WEG será capaz de identificar exatamente o que contém a parte ativa, sem ter que abrir o tanque, e no caso de ampliação da carga, em que o outro transformador é ligado em paralelo teremos condições de construir um equipamento apto a este tipo de operação.

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

Na Figura 6.26 encontramos um exemplo de placa de identificação de um transformador de distribuição (225kVA) e na Figura 6.25, de u m transformador de força (200MVA). As informações nela contidas são normalizadas (NBR 5356) e representam um resumo das características do equipamento.

114


FIGURA 6.25

115


FIGURA 6.26 A placa de identificação deve conter, no mínimo, as seguintes informações:

-

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

-

nome e demais dados do fabricante;

-

número de série de fabricação;

-

ano de fabricação;

-

norma utilizada para fabricação;

-

tipo (segundo a classificação do fabricante);

-

número de fases;

-

potência nominal ou potências nominais e potências de derivação diferentes das nominais, em kVA;

-

designação do método de resfriamento (no caso de mais de um estágio de resfriamento, as respectivas potências devem ser indicadas);

-

diagrama de ligações, contendo todas as tensões nominais e de derivações (com identificação das derivações), além de respectivas correntes;

-

freqüência nominal;

116


-

limite de elevação de temperatura dos enrolamentos;

-

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

-

impedância de curto-circuito, em porcentagem;

-

tipo de óleo isolante e volume necessário, em litros;

-

tensões nominais do primário e do secundário;

-

massa total aproximada, em quilos;

-

níveis de isolamento;

-

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

-

vazão, para transformadores com resfriamento à água;

-

corrente de curto-circuito máximas admissíveis, simétrica e assimétrica; e duração máxima admissível da corrente, em segundos;

-

número da placa de identificação;

-

tipo para identificação.

Em transformadores maiores que 500kVA, ou quando o cliente exigir, a placa de identificação deverá conter outros dados como:

-

informações sobre transformadores de corrente se os tiver;

-

dados de perdas e corrente de excitação;

-

pressão que o tanque suporta;

-

qualquer outra informação que o cliente exigir.

A placa diagramática (Figura 6.27) indica o esquema de ligações dos componentes auxiliares do transformador. É adotado usualmente, em transformadores de força.

117


FIGURA 6.27

6.8. ACESSÓRIOS

Outros

componentes

são

necessários

para

o

perfeito

funcionamento

do

transformador. Na Tabela 6.6 encontramos estes componentes chamados acessórios, em função da potência.

118


TABELA 6.6 – ACESSÓRIOS PARA TRANSFORMADORES Um •36,2kV Potências Nomin ais [kVA] Trafo. dist. aérea Acessórios

P•300

Indicador externo de nível de óleo

Um •72,5kV

P•1000

P<5000

P>300

P>1000

*

*

Indicador de temperatura do enrolamento

P•5000

P<2500

P•2500

P•5000

P<5000 *

*

*

*

* *

Indicador de temperatura do óleo

z

z

*

*

*

*

Provisão para instalação de termômetro para óleo

*

*

*

*

*

*

Dispositivo para alívio de pressão

z

*

*

*

*

*

z

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

∆

∆

∆

∆

∆

Relê detetor de gás tipo Buchholz Caixa com blocos de terminais para ligação dos cabos de controle Válvula de drenagem de óleo

*

Meios de ligação para filtro Dispositivo para retirada de amostra de óleo

*

Conservador de óleo (em transformadores não selados) Válvula para retenção do óleo do s radiadores ou trocadores de calor Meios de aterramento do tanque

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

Meios para locomo ção

*

*

*

*

*

*

Apoios para macacos

z

*

*

*

*

Meios para suspensão da parte ativa do transformador completamente montado, das tampas, do conservador de óleo e dos radiadores.

Abertura de visita

o

* o

Abertura de inspeção

+

+

*

*

*

*

*

Comutador de derivações sem tensão

z

z

˜

˜

˜

˜

˜

*

*

*

*

*

Respirador com secador de ar (quando houver conservador) Provisão para coloc ação do relê detetor de gás tipo Buchholz

*

*

ou equivalente (em transformadores não selados) Dispositivo de alarme quando houver interrupção na circulação *

de água de resfriamento de vazão de água (quando for o

*

caso). Indicadores de circula ção do óleo (no caso de circulação

*

forçada deste ) Suporte para fixação dos dispositivos de suspensão de transformadores para montagem em postes.

*

˜Dispensado quando for especificado comutador de derivações em carga. * Obrigatório + Somente quando houver comutador de derivações z Somente quando o comprador especificar o Somente para transformadores com potência acima de 20000kVA ou para transformadores com comutação em carga ∆ Somente quando houver radiadores destac áveis para transporte

NOTA: Todas as aberturas na tampa inclusive as das buchas, devem ser providas de ressaltos construídos de maneira a evitar a acumulação e/ou a penetração de água.

119


6.8.1. Indicador de Nível do Óleo

O óleo isolante do transformador se dilata ou se contrai conforme a variação da temperatura ambiente e variação da carga alimentada pelo transformador, em função disso, haverá elevação ou abaixamento do nível do óleo. Sendo assim, a finalidade do indicador de nível do óleo (Figura 6.28) é mostrar com perfeição o nível de óleo no visor e ainda servir como aparelho de proteção ao transformador.

O ponteiro do indicador de nível de óleo é movimentado por meio de dois magnéticos (imãs) permanentes, que são acoplados a um flutuador (bóia). O movimento é efetuado pela bóia, de acordo com o nível de óleo, que transmite indicações precisas ao ponteiro, devido a grande sensibilidade dos magnéticos.

Os tipos de indicadores de nível de óleo (INO) utilizados nos transformadores WEG são: INO Ø100 e INO Ø140, ambos da Indubrás.

FIGURA 6.28

6.8.2. Termômetros

O termômetro é utilizado para indicação da temperatura do óleo. Existem dois tipos: o termômetro com haste rígida (Figura 6.29), usado em transformadores de meiaforça, e o termômetro com capilar (Figura 6.30), usado em transformadores de força.

120


São constituídos de um bulbo, um capilar e um mostrador. O bulbo é colocado na parte mais quente do óleo, logo abaixo da tampa. O mostrador é constituído de uma caixa, um visor com indicador, um microrruptor, dois ponteiros de limite, que se movimentam apenas por ação externa, e um ponteiro de indicação de temperatura máxima. Este ponteiro é impulsionado pela agulha de temperatura, apenas quando em ascensão desta, pois na redução fica imóvel, possibilitando assim, a verificação da temperatura máxima atingida em um dado período.

Conforme a variação da temperatura do bulbo, o líquido (mercúrio) em seu interior sofre dilatação ou contração, transmitindo a variação de temperatura até mecanismo interno do mostrador do termômetro, no mesmo instante o ponteiro indicador é acionado e, dependendo do valor da temperatura atingida, o sistema de proteção acionará o alarme, desligando e fazendo o controle automático do dispositivo de resfriamento do transformador imerso em óleo.

Os tipos de indicadores de temperatura do óleo (ITO) utilizados nos transformadores WEG são: ITO Ø110 com haste rígida, ITO cabeça de ET com haste rígida, ITO Ø170 com capilar, ITO com capilar. O fabricante dos indicadores de temperatura para os transformadores com potência abaixo de 20MVA é a Record e para os acima de 20MVA é a AKM.

FIGURA 6.29

121


FIGURA 6. 30

6.8.3. Termômetro do Enrolamento com Imagem Térmica

A imagem térmica é a técnica utilizada para medir a temperatura no enrolamento do transformador. Ela é denominada imagem térmica por reproduzir indiretamente a temperatura do enrolamento.

A temperatura do enrolamento, que é a parte mais quente do transformador, é a temperatura do óleo acrescida da sobreelevação da temperatura do enrolamento (∆t) em relação ao óleo.

O termômetro do enrolamento com imagem térmica (Figura 6.31) é composto de uma resistência de aquecimento e um sensor de temperatura simples ou duplo, ambos encapsulados e montados em um poço protetor, imerso em uma câmara de óleo. O conjunto é instalado na tampa do transformador, equalizando-se com a temperatura do topo do óleo, indicando assim a temperatura no ponto mais quente do enrolamento. A resistência de aquecimento é alimentada por um transformador de corrente associado ao enrolamento secundário do transformador principal.

Portanto, a elevação da temperatura da resistência de aquecimento é proporcional a elevação da temperatura do enrolamento além da temperatura máxima do óleo.

122


A constante do tempo do sistema é da mesma ordem de grandeza do enrolamento, logo o sistema reproduz uma verdadeira imagem térmica da temperatura do enrolamento. Possui três contatos: Alarme, Ventilação Forçada e desligamento. A temperatura de acionamento é:

Temperaturas em ºC •t Cobre

55

65

Ventilação Forçada

75

85

Alarme

85

95

Desligamento

95

105

Onde: •t Cobre: Elevação de temperatura média do cobre; Ventilação Forçada: Temperatura de acionamento da ventilação forçada; Alarme: Temperatura de alarme; Desligamento: Temperatura de desligamento.

O indicador de temperatura do enrolamento (ITE) utilizado nos transformadores WEG é: ITE Ø170 com capilar, O fabricante dos indicadores de temperatura para os transformadores com potência abaixo de 20MVA é a Record e para os acima de 20MVA é a AKM.

FIGURA 6.31

123


6.8.4. Controladores Microprocessados de Temperatura

Os controladores microprocessados de temperatura foram desenvolvidos para substituir, com vantagens da tecnologia microprocessada, os termômetros de óleo e enrolamento tradicionais utilizados em transformadores e reatores de potência.

Este equipamento recebe

o valor da resistência de um sensor e o transforma

(através de um transdutor incorporado, Figura 6.32) em temperatura equivalente, a qual é vista em painel frontal digital.

Desempenha diversas funções de controle e acionamento de contatos, sendo que através de teclado frontal podemos configurar os parâmetros de sua atuação e ler os valores medidos e setados.

Temos a nossa disposição, de fácil aquisição, os modelos abaixo descritos:

a)

MT1, fabricado pela Tree Tech (Figura 6.33), controlador normalmente chamado de monitor de temperatura; possui entrada para sensor de temperatura do óleo do transformador e para um transformador de corrente (TC); normalmente este sensor é um PT100 (Figura 6.34) mas pode ser feito em Cu10 ou outro material e o TC é utilizado para compensação da temperatura do enrolamento, ou seja, entre outras funções nos fornece a temperatura do óleo e do enrolamento;

b) MT2 serve para indicar apenas a temperatura de dois enrolamentos e não possui entrada para sensor da temperatura do óleo, portanto deve ser usado em conjunto com o MT1 quando necessário indicação de temperatura dos demais enrolamentos;

c) Trafo-guard (fabricação AKM), é um controlador microprocessado um pouco mais completo, porém, bem mais caro; através de teclado digital frontal pode-se selecionar qual a grandeza que se quer verificar e setar o valores de acionamento dos relês; este controlador, possui entrada para

124


sensor de temperatura tipo PT100 colocado no topo do óleo e outro no fundo do transformador, de maneira a obter a temperatura média.; possui entrada para três TC’s, de maneira a indicar três temperaturas do enrolamento e entrada para um indicador de nível de óleo; como saída, possui quatro relês para indicação da temperatura do óleo, quatro para a temperatura de cada enrolamento e dois para indicação do nível do óleo, todos com temporizador de acionamento; possui também saídas analógicas para indicação de quatro temperaturas e interface serial de comunicação RS 232 que permite impressão dos dados ou conexão a um PC. Os controladores microprocessados são necessários quando o cliente solicita indicação digital de temperatura no transformador, pois os termômetros usuais são analógicos.

FIGURA 6.32

FIGURA 6.33

FIGURA 6.34

6.8.5. Válvula de Alívio de Pressão (VAP)

A válvula de alívio de pressão (Figuras 6.35 e 6.36), de fechamento automático, instalada em transformadores imersos em líquido isolante, tem a finalidade de protegê-los contra uma possível deformação ou ruptura do tanque em casos de defeitos internos com aparecimento de pressão elevada. A válvula é extremamente sensível e rápida (opera

em menos de dois milésimos de segundo), fecha-se

125


automaticamente após a operação impedindo assim a entrada de qualquer agente externo no interior do transformador.

As válvulas de alívio de pressão utilizadas nos transformadores WEG são das marcas IMG e COMEM.

FIGURA 6.35 – VAP IMG

FIGURA 6.36 – VAP COMEM

6.8.6. Relê Detetor de Gás Tipo Buchholz

O relê de gás (Figura 6.37) tem por finalidade proteger equipamentos imersos em líquido isolante, através da supervisão do fluxo anormal do óleo ou ausência, e a formação anormal de gases pelo equipamento. Normalmente são utilizados em transformadores que possuem tanque para expansão de líquido isolante. Este tipo de relê detecta de forma precisa, por exemplo, os seguintes problemas: vazamento

126


de líquido isolante, curto-circuito interno do equipamento ocasionando grande deslocamento de líquido isolante, formação de gases internos devido a falhas intermitentes ou contínuas que estejam ocorrendo no interior do equipamento.

O relê detetor de gás é normalmente instalado entre o tanque principal e o tanque de expansão do óleo dos transformadores. A carcaça do relê é de ferro fundido, possuindo duas aberturas flangeadas e ainda dois visores nos quais está indicada uma escala graduada de volume de gás. Internamente encontram-se duas bóias de gás no relê, a bóia superior é forçada a descer (isto acontece também caso haja vazamento de óleo). Se por sua vez um produção excessiva de gás provoca uma circulação de óleo no relê, é a bóia inferior que reage, antes mesmo que os gases formados atinjam o relê. Em ambos os casos, as bóias ao sofrerem o deslocamento, acionam contatos.

Os modelos de relês buchholz (RB) utilizados nos transformadores WEG são: RB TC-1, RB TC-2 E RB TC-3, todos da Indubrás.

FIGURA 6.37

6.8.7. Secador de Ar de Sílica Gel

O secador de ar de sílica gel (Figura 6.38) é usado nos transformadores providos de conservador de óleo, funcionando como um desumidificador de ar do transformador.

127


Para evitar a deterioração do óleo do equipamento ou bolsa de borracha pelas impurezas e umidade no ar respirado, coloca-se um copo com óleo e sílica gel na passagem por onde o ar é suspirado. Quando o nível do óleo no conservador baixar, haverá o respiro de ar atmosférico, este ar passará primeiramente pelo copo de óleo, onde ficarão eliminadas as impurezas sólidas e em seguida o ar atravessa os cristais de sílica gel, que retiram a umidade do ar, em seguida, já totalmente limpo e sem umidade, o ar penetra no conservador.

O ar ao passar pela sílica gel deixará na mesma a umidade, fazendo que a sílica gel troque de coloração, até a sua saturação conforme indicado abaixo:

-

coloração laranja: sílica gel seca;

-

coloração amarela: sílica gel com aproximadamente 20% da umidade absorvida;

-

coloração amarelo-claro: sílica gel com 100% de umidade absorvida (saturada); para regeneração da sílica gel recomenda-se colocar em estufa com temperatura máxima de 120 oC de 2 a 4 horas.

Os secadores de ar utilizados nos transformadores WEG são da Indubrás.

FIGURA 6.38

128


6.8.8. Relê de Pressão Súbita

O relê de pressão súbita (Figura 6.39) é um equipamento de proteção para transformadores do tipo selado. Normalmente o relê de pressão súbita é instalado acima do nível máximo do líquido isolante, no espaço compreendido entre o líquido isolante e a tampa do transformador. Entretanto é aceitável também a montagem horizontal, sobre a tampa do transformador.

O relê é projetado para atuar quando ocorrem defeitos no transformador que produzem pressão interna anormal, sendo sua operação ocasionada somente pelas mudanças rápidas da pressão interna independente da pressão de operação do transformador.

Por outro lado, o relê não opera devido a mudanças lentas de pressão, próprias do funcionamento normal do transformador, bem como durante perturbações do sistema (raios, sobretensão de manobra ou curto-circuito), a menos que tais perturbações produzam danos no transformador.

O relê de pressão súbita (Indubrás) utilizado nos transformadores WEG é o mesmo para todas as potências dos transformadores selados.

FIGURA 6.39

129


6.8.9. Tubo de Explosão

O tubo de explosão (Figura 6.40) é utilizado para proteção, normalmente em transformadores de meia-força, no caso da pressão interna do transformador exceder o limite.

O tubo de explosão é um tubo de metal onde na extremidade existe uma membrana de fenolite. Quando a pressão do tanque sobe, a membrana se rompe, permitindo a saída do gás.

FIGURA 6.40

6.8.10. Manômetro e Manovacuômetro

O manômetro (Figura 6.41(a)) é um instrumento utilizado para medir a pressão interna do tanque de óleo. E o manovacuômetro (Figura 6.41 (b)), mede pressão e vácuo.

FIGURA 6.41 (a)

FIGURA 6.41 (b)

130


6.8.11. Relê de Tensão

Tem com finalidade acionar os comutadores em carga. Possuem contatos de elevar/baixar tensões e

também proteção contra sobrecorrente, subtensão e

sobretensão.

Os tipos usados são: P500 da Licht, Tapcom com ou sem paralelismo da MR e RT1 da Tree Tech. Os três últimos possuem saídas digitais do tipo RS232 ou RS485.

6.8.12. Paralelismo de Transformadores com Comutadores em Carga O controle pode ser feito por um sistema analógico (lógica com contatos) ou com sistema microprocessado (581da Tree Tech ou SKB30 da MR).

Existem dois métodos para o paralelismo de transformadores com CDC: corrente circulante (SKB30 e VC100-BU02) e mestre-comutado (padrão da NBR 9368).

6.8.13. Sistema de Ventilação Forçada

O regime ONAF é constituído de radiadores mais um conjunto de ventiladores. Esses ventiladores podem ser acionados manualmente ou automaticamente por um termômetro de imagem térmica. Em transformadores pequenos (menor que 5MVA) pode ser usado o termômetro de óleo.

Utilizamos dois tipos preferenciais de ventiladores: D600 da Marangoni (Figura 6.42) e C500 da Otam (Figura 6.43).

Os ventiladores podem ser montados na lateral ou na parte inferior dos radiadores.

Normalmente o acréscimo de potência com um sistema de ventilação forçada situase em torno de 25%.

131


FIGURA 6.42

FIGURA 6.43 6.8.14. Sistema de Óleo Forçado

Pode ser o ODAF, OFAF, ONAN/OFAN/ONAF/OFAF. Consegue-se um acréscimo de potência com a adição de bombas. Essas bombas podem ser helicoidais (Figura 6.44) ou centrífugas (Figura 6.45). Normalmente se dá preferência às bombas helicoidais pois elas sempre permitem a passagem de óleo, mesmo que estejam paradas. As bombas são acionadas tanto manualmente quanto automaticamente pela imagem térmica.

132


FIGURA 6.44

FIGURA 6.45

6.8.14.1. Sistema OFWF

A dissipação das perdas é feita por intermédio de um trocador de calor casco-tubo (Figura 6.46), do tipo óleo-água. Normalmente esse sistema é usado em UHE (Usina Hidro Elétrica) e em transformadores de forno.

Nesse sistema o óleo é forçado a passar no trocador por uma bomba e a água vêm de uma torre de resfriamento ou água corrente proveniente de um rio.

Normalmente um trocador desses dissipa até 500kW

FIGURA 6.46

133


6.8.14.2. Sistema OFAF com trocador de calor óleo-ar (aerotermo)

Nesse sistema o óleo é forçado a passar por um radiador através de uma bomba e esse radiador é resfriado por ventiladores (aerotermo, Figura 6.47). Possui a vantagem de que torna o transformador menor em termos de dimensão, largura e comprimento. Requerido para transformadores de grande porte, acima de 100MVA.

Um trocador desses consegue dissipar em torno de no máximo 250kW. Esse sistema tem como desvantagem a necessidade de desligar o transformador caso o sistema de refrigeração falhe. Isso porque em grandes transformadores a área lateral não é suficiente para dissipar as perdas a vazio.

FIGURA 6.47

6.8.14.3. Sistema ONAN/OFAN/ONAF/OFAF

Constituído de radiadores de chapas convencionais que satisfazem um regime ONAN. Consegue-se um acréscimo de potência acrescentando-se ventiladores, e a potência final com a entrada das bombas de óleo. Tem como vantagem não ser necessário desligar o transformador caso os ventiladores e bombas parem de

134


funcionar, pois o regime ONAN dissipa tranqüilamente as perdas a vazio com também permite a transferência de potência do regime ONAN.

A Figura 6.48 ilustra um sistema deste tipo aplicado a um transformador de 200MVA (vide placa de identificação, Figura 6.25).

FIGURA 6.48

135


7. TRANSFORMADORES A SECO 7.1. HISTÓRIA DO TRANSFORMADOR

7.1.1. Retrospecto A história do eletromagnetismo até a invenção do transformador, poderia ser cronologicamente assim resumida:

-

Em 1791 – Primeiro experimento com eletricidade conhecido, feito pelo italiano LUIGI GALVANI, que consistia na colocação de 2 metais diferentes na perna do sapo que contraia. Posteriormente o físico italiano ALESANDRO VOLTA afirmou: “O nervo da perna do sapo agia como detetor sensitivo de um fenômeno elétrico”;

-

Em 1800 – ALESANDRO VOLTA inventou a pilha elétrica;

-

Em 1819 – HANS CHRISTIAN OERSTED (Dinamarca) usando uma pilha descobriu que o ponteiro da bússola sofria uma pequena deflexão para o norte (o experimento relacionava eletricidade e magnetismo).

-

Em 1820 – DOMINIQUE ARAGO (França) descobriu que o fio enrolado em um bastão de ferrite intensificava o efeito magnético;

-

Em 1825 – WILLIAM STURGEON (Inglaterra) faz o primeiro eletroimã;

-

Em 1831 – MICHAEL FARADAY (Inglaterra) descobriu que a variação do fluxo magnético gera uma força eletromotriz induzida;

-

Em 1882 - Surgiu o “Gerador Secundário” com o francês Lucien Gaulard e seu sócio inglês John D. Gibbs;

-

Em 1884 - Surgiu pela primeira vez o termo “Transformador” com os húngaros Miksa (Max) Deri e Otto Bláthy e o suíço Károly (Karl) Zipernowsky.

Apesar das primeiras versões serem fabricadas “a seco”, os transformadores se difundiram com maior velocidade depois da utilização do dueto papel x óleo como sistema isolante.

136


Por um longo tempo o transformador a óleo mineral foi a versão principal usada para distribuição de energia. Este era e ainda é um componente relativamente simples, duradouro e seguro para este propósito.

No decorrer do tempo, regulamentos mais rigorosos surgiram colocando muitas restrições ao local de instalação dos transformadores a óleo. As principais razões estavam no risco de fogo no caso de uma falha e na poluição ambiental devido aos vazamentos de óleo. Usuários estavam procurando um substituto e os PCB’s (Bifenilas Policloradas), com um ponto de inflamação mais alto que o do óleo mineral, passaram a ser largamente usados como isolante e agente de refrigeração nos transformadores. É um fato que PCB’s são tóxicos e praticamente não biodegradáveis. No caso de fogo, produtos muito tóxicos da combustão são liberados e depois de alguns acidentes com este tipo de transformador, muitos países proibiram seu uso e as unidades ainda em operação estão sujeitos a substituição.

O avanço da tecnologia trouxe o transformador encapsulado em resina como uma alternativa viável para tipos isolados com líquido, uma vez disponíveis materiais, equipamentos e processos adequados. Suas características elétricas são pelo menos iguais àqueles tipos concorrentes e, mecanicamente, os encapsulados exibem algumas vantagens consideráveis. Quando os custos de instalação e manutenção são adicionados ao custo inicial, prova-se que transformador encapsulado em resina é também financeiramente competitivo.

Por algum tempo, um designe convencional de seco foi usado para eliminar o risco de fogo. Porém tais transformadores, onde as bobinas são somente envernizadas, não tem as características elétricas dos transformadores com líquido isolante. Níveis de tensões aplicadas e de impulso foram reduzidos. Seu uso era geralmente limitado a sistemas de distribuição sem exposição a descarga atmosférica e, devido a este ponto, acabaram não sendo largamente usados na Europa.

Nos EUA, o desenvolvimento do tipo convencional de transformador seco teve um avanço maior e ainda tem sido usado em certos nichos de mercado. A provisão de

137


pára-ráios pode proteger as bobinas de níveis de impulso mais altos e, em alguns casos, as normas permitem níveis de tensão menores que os padronizados para transformadores a óleo. Nos anos 60 transformadores encapsulados em resina eram usados somente em pequenos números e só atingiram um razoável nível de popularidade na metade dos anos 70.

Basicamente, havia 3 caminhos para substituição dos transformadores com PCB (Ascarel®):

a) Transformadores com outro líquido substituto; b) Transformadores com isolação a gás; c) Transformadores encapsulados em resina.

O óleo silicone é um líquido substituto do PCB. No entanto, seu ponto de inflamação é somente cerca de 150ºC mais alto que o do óleo mineral. Além disto, em caso da ruptura do tanque devido a falhas, o líquido isolante ardente poderia contaminar o meio ambiente e medidas teriam que ser tomadas para reduzir tal risco. A poluição devido ao vazamento do líquido isolante é sempre um problema.

Transformadores com isolação a gás (SF 6), ao invés de líquidos também são usados, mas tais unidades não estão livres de manutenção. Eles requerem maiores cuidados de engenharia e produção; um vazamento do gás implicará na perda do transformador e quebra na continuidade do fornecimento de energia. Além disto, estudos mostram que o SF 6 se torna mais tóxico que o próprio PCB após deteriorado por descargas elétricas.

Existem é claro, uma vantagem nas primeiras soluções; em geral são processos de fabricação simples (como os usados nos transformadores a óleo e secos convencionais), onde a necessidade de novos e sofisticados equipamentos é normalmente limitada.

Na Europa, transformadores encapsulados em resina para distribuição foram desenvolvidos no final da década de 50 e início de 60, quando poucas companhias

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os comercializavam. Eles estavam sendo razoavelmente bem recebidos e o número de equipamentos instalados crescia ano após ano. Aqui o transformador encapsulado em resina tornava-se o substituto direto do PCB.

7.1.2. A Situação Hoje Os transformadores encapsulados em resina são construídos até a potência de 30MVA ou mais. Classes de tensão de 36kV com nível de impulso de 200kV são usadas e padronizadas por normas ANSI, British Standard, etc. Tensões maiores já se apresentaram viáveis e protótipos com NBI de 250kV foram construídos e aprovados. Porém, tensões maiores podem ser economicamente proibitivas para tal designe e, na prática, sua exigência é ainda restrita. Aplicações especiais podem impor novos limites em um futuro não muito distante.

O número dos vários tipos de transformadores encapsulados em resina instalados em todo o mundo está em torno de 500.000 unidades (dados estimados). Isso indica claramente que o produto tem alcançado um alto nível de confiabilidade e que sua reduzida manutenção é uma vantagem que tem sido traduzida em retorno financeiro.

7.2. TRANSFORMADORES ENCAPSULADOS WEG Buscando atender a necessidade de seus clientes que buscavam características especiais relacionadas a segurança, espaço, custos de manutenção e instalação, alimentação de cargas móveis ou plantas em crescimento, a WEG em 1998 agregou o transformador seco encapsulado a vácuo a sua linha de produtos.

Os transformadores secos WEG foram desenvolvidos com assessoria das empresas HEDRICH, um dos maiores fabricantes mundiais de equipamentos de tecnologia de vácuo, com sede na Alemanha e da austríaca ENCO, originária da empresa alemã May & Christe Gmbh, com mais de 30 anos de experiência acumulada na fabricação de transformadores de potência encapsulados.

Um sólido embasamento de projeto aliado a aplicação de materiais isolantes de alta qualidade, utilizando um reconhecido processo produtivo, contribuíram para o

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desenvolvimento do transformador seco WEG.

A tecnologia é baseada no encapsulamento das bobinas sob vácuo, utilizando resina epóxi de última geração. O equipamento utilizado no processo de impregnação utiliza a mais nova tecnologia de encapsulamento à vácuo, conferindo ao transformador características elétricas e mecânicas que atendem as mais exigentes especificações internacionais.

O projeto e o processo de fabricação destes transformadores, buscam eliminar descargas parciais e dar uma excelente performance ao longo de sua vida útil, independente das variações de carga e temperatura.

7.3. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 7.3.1. Núcleo e Ferragens O núcleo do tipo envolvido é construído com chapas de silício de grão orientado, laminadas a frio, de baixas perdas e isoladas com material inorgânico.

São usados aços de qualidade no mínimo igual a do tipo E004 de fabricação Acesita (equivalente ao padrão AISI M-4), o qual é hoje o melhor aço silício de grão orientado fabricado na América Latina.

As colunas e culatras são prensadas por meio de perfis de aço e cintas de material isolantes. Após esta operação, o núcleo montado é pintado com tinta dielétrica (60kV/mm) de classe F (155 oC), formulada a partir de resina alquídica. Além das proteções dielétrica e contra corrosão, o tratamento contribui reduzindo ainda mais os baixos níveis de ruído acústico dos transformadores WEG.

7.3.2. Bobinas de Baixa Tensão Os enrolamento de baixa tensão podem ser construídos em fio ou chapa, assim como em cobre ou alumínio.

140


Para enrolamentos em fio, a suportabilidade a curto-circuito requerida, exige que estes sejam encapsulados. Neste caso, o processo utilizado é similar ao do enrolamento de alta tensão. Uma vez encapsuladas, as bobinas tem excelente resistência a esforços térmicos e dinâmicos de curto-circuito, bem como completa imunidade ao ambiente atmosférico.

Para enrolamentos em chapa, os condutores têm a altura da bobina e são isolados por um filme impregnado com resina epóxi em estágio B de polimerização (précurado). Após enrolada, a bobina é submetida a tratamento térmico, obtendo-se a completa polimerização do isolamento que une as camadas do enrolamento, tornando-o um bloco compacto. Devido a forma do condutor, esforços de curtocircuito nas bobinas fabricadas em chapa são mínimos, garantindo ao transformador, incomparável performance neste quesito. Visando maior resistência a umidade, as cabeceiras da bobina são ainda preenchidas com resina epóxi.

A isolação utilizada é sempre de classe térmica no mínimo igual a do enrolamento: F(155oC). Transformadores classe H (180 oC) podem ser especificados.

Deve-se atentar para o material dos barramentos na conexão do transformador. O contato entre cobre e alumínio deve ser evitado, devido a corrosão galvânica inerente, podendo implicar mais tarde em problemas nas conexões. Para acoplamento cobre-alumínio deve-se usar chapas cladeadas, estanhagem dos barramentos ou, como paliativo, pastas anti-corrosivas próprias para conexões elétricas. Barras de cobre prateadas agravam o problema.

7.3.3. Bobinas de Alta Tensão

Os enrolamentos de alta tensão podem ser construídos em fio ou fita, assim como em cobre ou alumínio.

A isolação utilizada é sempre de classe térmica no mínimo igual a do enrolamento: F(155oC). Transformadores classe H (180 oC) podem ser especificados. São adicionados, interna e externamente a bobina, reforços mecânicos que tratam-

141


se de isolantes pré-curados, os quais, após submetidos a tratamento térmico, conferem a bobina a ser encapsulada, grande resistência a esforços de curtocircuito.

Após cura dos isolamentos, são montados moldes de impregnação sobre as bobinas que, postas sob vácuo e temperatura na autoclave, passam por um processo de secagem e retirada da umidade.

Antes da impregnação, os componentes da resina são misturados e c ompletamente desgaseificados em equipamentos de última geração.

As resinas utilizadas, antes Araldite® F e atualmente Araldite® CW229, são de fabricação Vantico (antiga Ciba). A Vantico, fornecedor único Weg, é líder mundial do mercado de resinas epóxi.

O CW229 é a última palavra em tecnologia de resina epóxi, sendo o único sistema a possuir classificação anti-chama e certificado UL para 200 oC, além de incomparáveis características elétricas e mecânicas. A flexibilidade deste sistema torna-o imune a trincas em temperaturas até -100 oC.

Para a WEG, a utilização do sistema CW229 possibilita a fabricação de transformadores classe H (180 oC), o que permite a entrada nos mais exigentes mercados. Caso a classe de temperatura do transformador seja F (155oC), utilizar este sistema implica em aumento da vida útil do equipamento que estará operando em temperaturas bem abaixo do limite do material. Após secagem das bobinas e desgaseificação da resina, os moldes são preenchidos e permanecem na autoclave, para a pré-cura. Todo este processo é executado com níveis de vácuo que só podem ser garantidos por um sistema de alta tecnologia, como a planta de impregnação Hedrich.

Após pré curadas, as bobinas são transferidas para um estufa onde a cura será concluída em uma seqüência de temperaturas controladas por CLP para garantir a eliminação dos esforços internos no enrolamento. Terminada esta etapa, as bobinas

142


são finalmente desmoldadas, testadas uma a uma, e então liberadas para montagem.

Todos os cuidados no projeto e processo de fabricação das bobinas conferem ao transformador seco Weg uma excepcional resistência a curto-circuito e isenção de descargas parciais, traduzidas para o cliente em excelente performance ao longo de sua vida útil, independente das variações de carga e temperatura.

7.3.4. Acessórios Gama de acessórios dos transformadores secos encapsulados WEG:

Nº

Itens

1

Barramentos terminais para conex ões dos enrolamentos de baixa e alta tensão Painel de derivação sem carga Conector de aterramento Placa de identificação e avisos de advertência Meios de suspensão da parte ativa e invólucro, quando aplicável Rodas bidireciona is

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Acessórios Normais ∆

Acessórios Opcionais

∆ ∆ ∆ ∆ ∆

Sistema de proteção (monitoramento) térmico dos enrolamentos Sistema de ventilação forçada Cubículo de proteção Blindagem eletrostática Buchas desconectáveis

∆ ∆ ∆ ∆ ∆

7.3.4.1. Comutador de tensão sem carga

Os transformadores secos são geralmente providos de painel de comutação, o qual é fundido na parte frontal de cada fase do enrolamento de alta tensão. Este sistema propicia uma fácil mudança de tensões com o equipamento desenergizado.

143


7.3.4.2. Sistema de monitoramento térmico

Este dispositivo é utilizado para proteger os enrolamentos do transformador detectando temperaturas acima do limite imposto pela classe térmica dos materiais e elevações anormais da temperatura ambiente.

O sistema é composto por um monitor digital de temperatura com contatos para alarme, desligamento, controle do sistema de ventilação forçada (quando aplicável) e contato adicional ligado a verificação dos sensores (somente PT100).

O monitor pode ser instalado junto ao equipamento ou em painel e, dependendo do modelo escolhido pelo cliente, permite leitura constante da temperatura em até 4 canais e programação das temperaturas de atuação. A alimentação é universal: 24240 Vcc-ca. Os sensores de temperatura, instalados em contato com o enrolamento de baixa tensão, são em número de três (1 por fase), se tipo PT-100 ou seis (2 por fase), se tipo PTC, dependendo do tipo de monitor.

Por ser basicamente o único acessório de proteção fornecido com o transformador seco, a instalação de um sistema de monitoramento térmico é normalmente recomendada. No mercado europeu a utilização deste acessório foi bastante difundida, uma vez que sua instalação implica em prazos de garantia prolongados e custos de seguro reduzidos.

7.3.4.3. Sistema de ventilação forçada

A instalação de um sistema de ventilação forçada pode aumentar consideravelmente a capacidade de fornecimento de potência do transformador seco. Este sistema é especialmente vantajoso para equipamentos onde o ciclo de carga é variável. A capacidade poderá ser acrescida até 50% em transformadores não enclausurados (sem cubículo de proteção) e até 40% quando enclausurados, dependendo da potência.

144


Ventiladores axiais são montados em ambos os lados da base do transformador ou exaustores são posicionados no teto do cubículo de proteção, quando aplicável. O acionamento dos motoventiladores é bastante simples, sendo comandado digitalmente pelo monitor de temperatura que sinaliza ao controle dos motores, também digital (alimentação 220Vca).

A manutenção exigida pelos motoventiladores tem sido a restrição ainda encontrada para que sistemas de VF sejam usados em larga escala, uma vez que a ausência de manutenção é um dos principais pontos para a escolha dos secos.

A instalação de VF em transformadores já em operação, é quase sempre possível com adaptações relativamente simples. Transformadores novos podem ser fornecidos com previsão para ventilação forçada, quando especificado.

O nível de ruído médio dos transformadores operando com VF é de 80db. Caso seja importante que o transformador não ultrapasse o nível de ruído normalizado, mesmo com a VF ligada, poderão ser fornecidos motoventiladores especiais com baixo nível de ruído.

7.3.4.4. Cubículo de proteção É importante frisar que transformadores secos, independente da existência de cubículo de proteção, são para instalação interna.

O transformador é normalmente fornecido sem caixa de proteção: IP00. Caso o contato de pessoal não treinado e/ou a presença de água seja(m) objeto(s) de preocupação, pode-se especificar cubículos de proteção para o equipamento. É de extrema importância que o grau de proteção seja corretamente especificado. A troca de calor do transformador com o ambiente é comprometida com a instalação do cubículo. Logo, com o aumento do grau de proteção, a quantidade de material ativo necessário para fornecer a mesma potência aumenta significativamente e, logicamente, o aumento de custo é intrínseco. Recomenda-se graus de proteção menores ou iguais a IP23. Sob consulta poderão ser fornecidos transformadores

145


equipados com cubículos de grau de proteção até IP44.

Outro motivo que tem levado a especificação de cubículos de proteção é a presença de pequenos animais nas instalações e os possíveis danos causados. Para este fim, cubículos com grau de proteção IP20 são recomendados.

O grau de proteção do cubículo deve ser definido de acordo com a tabela seguinte, originária da NBR 6146. 2º numeral característico: Grau de prot eção com respeito ao ingresso prejudicial de água 0 1 2 3 4 5 8

0

IP 00

IP 01

Protegido contra quedas verticais de gotas d’água para uma inclinação máx. de º 15 IP 02

1

IP 10

IP 11

2

IP 20

3

1º numeral característico: Grau de proteção com respeito a pessoas e objetos sólidos

Não protegido Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 50mm Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 12mm Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 2,5mm Protegido contra objetos sólidos com Ø maior que 1mm Protegido contra a poeira Totalmente protegido

Não protegido

Protegido contra quedas verticais de gotas d’água

Protegido contra água aspergida

Protegido contra projeções d’água

Protegido contra jatos d’água

Protegido contra submersão

---

---

---

---

IP 12

IP 13

---

---

---

IP 21

IP 22

IP 23

---

---

---

IP 30

IP 31

IP 32

IP 33

IP 34

---

---

4

IP 40

IP 41

IP 42

IP 43

IP 44

IP 45

---

5

---

---

---

---

IP 54

IP 55

---

6

---

---

---

---

---

IP 65

IP 68

146


7.4. GARANTIA DE QUALIDADE E TESTES

A Política da Qualidade WEG a seguir especificada, é compreendida, implementada e mantida em todos os níveis da empresa:

“FORNECER PRODUTOS E SERVIÇOS COM QUALIDADE AUTÊNTICA, OU SEJA, SATISFAZER AS NECESSIDADES DOS NOSSOS CLIENTES”

A WEG mantém esforços sempre comprometidos com a qualidade autêntica, desenvolvendo suas atividades baseada nos Princípios da Qualidade, a saber:

1. Atender bem nossos clientes, oferecendo produtos e serviços que satisfaçam suas necessidades. 2. Dar respostas rápidas e profundas a consultas e reclamações dos nossos clientes e cumprir os prazos prometidos. 3. Treinar e motivar os nossos colaboradores para melhor desempenhar suas funções e dar oportunidade a todos para progredirem na Empresa. 4. Adotar métodos de trabalho simples, eficientes e procurar aperfeiçoá-los continuadamente. 5. Fazer certo desde a primeira vez, eliminando o desperdício de tempo e material, contribuindo para a redução dos custos e aumento da rentabilidade. 6. Adotar postura preventiva, buscando sempre eliminar as causas dos problemas. 7. Tratar os nossos fornecedores como parceiros, contribuindo inclusive no desenvolvimento de seus padrões de qualidade. 8. Melhorar a qualidade de vida, mantendo um ambiente de trabalho limpo, ordenado e seguro, preservando o meio ambiente e os recursos naturais.

A qualidade do produto, garantida pelo certificado ISO 9001 mantido pela WEG Transformadores desde 1995, inicia com um rígido controle nos materiais e nos vários pontos do processo produtivo. A complementação deste processo é dada pelos testes finais, que conferem ao produto a garantia de um bom desempenho.

147


Os transformadores a seco WEG são testados em conformidade com normas nacionais e internacionais. Mesmo normalizado como ensaio de tipo, o ensaio de descargas parciais é realizado como rotina na WEG, certificando a integridade do sistema de encapsulamento.

Os testes de performance estão descriminados na tabela a seguir. Acompanham o transformador, relatórios de todos os ensaios de rotina realizados. Caso o cliente não pretenda custear ensaios de tipo ou especiais, relatórios de testes realizados em peças similares podem ser solicitados.

Nº

Ensaios de Rotina

Itens

Ensaios de Tipo

Ensaios Especiais

1

Resistência elétrica dos enrolamentos

∆

2

Relação de tensões

∆

3

Resistência de Isolamento

∆

4

Polaridade

∆

5

Deslocamento angular e Seqüência de fa ses

∆

6

Perdas em vazio e Corrente de excitação

∆ ∆

9

Perdas em carga e Impedância de curto circuito Testes dielétricos de Tensão aplicada e Tensão induzida Funcionamento dos acessórios

10

Descargas parciais

∆

11

Fator de potência do i solamento

∆

12

Elevação de temperatura

∆

13

Impulso atmosférico

∆

14

Nível de ruído

∆

15

Tensão de radiointerferência

∆

16

Curto-circuito

∆

17

Potência absorvida pelos ventiladores

∆

18

Impedância de seqüência zero

∆

19

Harmônicos na corrente de excitação

∆

7 8

148

∆ ∆


7.5. VANTAGENS Ressaltaremos neste tópico, algumas características dos transformadores secos encapsulados a vácuo WEG.

7.5.1. Isentos de Manutenção A simplicidade construtiva destes transformadores tornam sua manutenção igualmente simples principalmente por não serem aplicáveis válvulas de drenagem, indicadores de nível, termômetros, relês de gás, válvulas de alívio de pressão, relês de pressão súbita e outros acessórios comuns a transformadores com líquido isolante.

Os cuidados recomendados restringem-se a inspeções nas temperaturas do equipamento e instalação, inspeções visuais e limpezas periódicas.

Consultar manual antes da instalação e manutenção.

7.5.2. Fácil Instalação Transformadores secos apresentam 3 grandes vantagens em sua instalação:

a) Dispensam paredes a prova de explosão, paredes corta-fogo e poços para recolhimento do líquido isolante. Sua localização ainda pode ser modificada com facilidade, sem necessidade de demolição e reconstrução de obra civis;

b) Podem ser instalados junto a carga, reduzindo drasticamente os custos com cabeamento de baixa tensão;

c) Tem dimensões reduzidas e se adaptam com facilidade a diferentes locais.

149


Sem líquido isolante a tratar e acessórios a verificar, a instalação dos transformadores secos é de extrema simplicidade. O aperto das conexões elétricas e mecânicas constitui o item básico de verificação para energização. Consultar manual antes da instalação e manutenção.

7.5.2.1 Ambiente de instalação É importante abrir aqui um parêntese sobre o ambiente de instalação de transformadores, que é também aplicável a tipos imersos em líquido isolante.

A instalação deve ser feita sobre fundações adequadamente niveladas e resistentes para suportar seu peso, com espaçamento mínimo de 0,5m entre transformadores e entre estes e paredes ou muros, proporcionando facilidade de acesso para inspeção e ventilação.

Os transformadores devem ser instalados e seus cabos ligados, observando-se as distâncias elétricas necessários, previstas por norma para cada classe de tensão. Devem estar afastados de paredes, cubículos, grades, eletrodutos, cabos e outros dispositivos conforme a tabela da NBR 10295 abaixo reproduzida.

Espaçamentos Externos Mínimos para Transformadores Secos Classe de tensão d o Tensão de impulso Espaçamento mínimo Espaçamento mínimo equipamento atmosférico [kV] Fase-terra [mm] Fase-fase [mm] [kVeficaz] 0,6 ---25 25 1,2 ---25 25 40 45 60 7,2 60 65 90 95 130 160 15 110 150 200 125 170 220 24,2 150 200 280 150 200 280 170 240 320 36,2 200 300 380

150


Lembremos também o que versa sobre temperatura ambiente a norma NBR 10295/1988: "Temperatura de ar de resfriamento não superior a 40 oC e temperatura média em qualquer período de 24 horas não superior a 30 oC." Quando a temperatura ambiente for superior a estes valores até o limite de 10 oC, no projeto deverá ser previsto a redução do limite de elevação de temperatura proporcional.

Portanto, o recinto no qual será colocado o transformador deve ser bem v entilado, uma vez que isto é fundamental ao seu correto funcionamento.

Ao projetar a ventilação na sala do transformador deve-se levar em conta as perdas totais do mesmo. Estas perdas se manifestam em forma de calor modificando a temperatura ambiente da sala. O local de instalação deve ser espaçoso o suficiente para permitir uma distribuição de ar uniforme e saída do ar aquecido. A solução mais simples é prever uma ventilação natural da sala permitindo a entrada de ar frio na parte inferior e uma saída na parte superior oposta, conforme Figura 7.1.

FIGURA 7.1

Se a ventilação natural não for suficiente, pode-se instalar ventiladores a fim de aumentar o fluxo de ar na sala conforme Figura 7.2.

151


FIGURA 7.2

Neste caso o fluxo de ar não deverá exceder a velocidade de 4,0m/s ou devem ser usados filtros para evitar a sucção de pó para dentro do ambiente.

Para calcular o tamanho das aberturas ou o fluxo de ar necessário na sala pode-se utilizar as expressões abaixo, tomando como diferença de 15oC de temperatura entre o ar que entra e o ar que sai:

S = 0,3.

Pt H

V = 5.Pt onde: Pt = perdas totais dissipadas a 115oC [kW] S = superfície das aberturas superior e inferior [m2] H = distância medida entre a metade da altura do transformador e a metade da saída de ar superior [m] V = volume do ar de refrigeração [m3/min]

152


Exemplo: Instalação de 2 transformadores de 2.000kVA Perda total Pt típica para transformador seco de 2MVA a 115 ºC = 27kW Distancia H entre a metade da altura do transformador e a metade da saída de ar superior: 1,5m

S = 0,3.

27.2 1,5

= 13,2m 2

Pela área encontrada, sabemos que será necessário a instalação de ventilação forçada na sala. A vazão mínima dos motoventiladores será:

V = 5.27.2 = 270m 3 / min Este exemplo desconsidera a existência de cubículo de proteção, o que seria questionável no caso de uma sala própria para instalação do transformador.

7.5.3. Baixíssimos Níveis de Descargas Parciais Transformadores WEG encapsulados a vácuo apresentam os mais baixos níveis de descargas parciais do mercado. As propagandas sobre este tema são variadas, contudo devem ser tomadas precauções com leituras de dp que indiquem 0pC (“isento”). Equipamentos e circuitos de medição sem precisão e/ou sensibilidade adequada podem indicar erroneamente estes valores.

Cada transformador WEG é testado (ensaio de rotina) dentro do estabelecido pelas normas. A norma IEC 726 estabelece tensão / período de ensaio: 1,5 U m por 30s + 1,1Um (tensão máxima) por 3 minutos, quando é feita a medição. A NBR 10295 é cópia fiel da IEC neste ponto. A IEC 270 estabelece os métodos de ensaio, assim como a NBR 5380. Finalmente, a norma Cenelec HD 464 S1 estabelece como limite para o ensaio de descargas parciais o valor de 20pC. Por ser uma norma de harmonização, a norma Cenelec abre exceção para alguns países europeus onde se admite 50pC.

153


O limite máximo de 20pC é adotado pela WEG. A confiabilidade transmitida pelo processo de encapsulamento e incomparável qualidade do sistema de resina epóxi CW 229 garantem a manutenção dos baixos níveis de descargas parciais ao longo da vida do transformador.

7.5.4. Alta Suportabilidade a Sobretensões Os transformadores a seco WEG permitem a especificação dos mesmos níveis de impulso

atmosférico

e

tensões

suportáveis

a

freqüência

industrial

dos

transformadores imersos em óleo. A forma construtiva das bobinas e a qualidade do processo de encapsulamento a vácuo propicia grande resistência a tensões de impulso atmosférico ou sobretensões .

7.5.5. Alta Capacidade de Sobrecarga Transformadores encapsulados a vácuo WEG podem suportar sobrecargas de curta duração, com desempenho igual ou superior ao dos transformadores imersos em óleo. As características do sistema epóxi CW229 permitem variações bruscas de temperatura em curtos períodos de tempo.

CURVAS DE SOBRECARGA 180

160

140

TEMPO(MINUTO)

120 PRÉ-CARGAS: 50% 100

:60% :70% :80%

80

:90% 60

40

20

0 10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

SOBRECARGA

154

80%

90%

100%


7.5.6. Insensíveis ao Meio

O encapsulamento a vácuo com o sistema CW 229, isento de trincas, torna os enrolamentos imunes a penetração de umidade e influências agressivas do meio ambiente.

Os transformadores padrões WEG são fornecidos para aplicação em ambientes E1 C1 F1. Para ambientes especiais podem ser fornecidos com classe ambiental E2 ou C2. Vejamos o que isto significa, resumindo as classificações da norma Cenelec HD 464 S1:

-

Classe ambiental E0: instalação em ambiente seco e limpo sem condensação ou poluição

-

Classe ambiental E1: condensação ocasional e pouca poluição

-

Classe ambiental E2: severa condensação e poluição pesada

-

Classe climática C1: -5oC mas pode estar sujeito a -25oC no transporte ou estoque

-

Classe climática C2: operação, transporte e estoque a -25oC

-

Comportamento ao fogo F0: sem risco especial de incêndio e não há previsão de mistura para limitar a flamabilidade

-

Comportamento ao fogo F1: risco de incêndio e é especificada restrição a flamabilidade

-

Comportamento ao fogo F2: transformador deve operar sob fogo externo por certo tempo.

Classificado o ambiente de instalação do transformador, é interessante que conheçamos um pouco dos métodos de ensaio:

-

E0: sem testes

-

E1: 6h em câmara com 93% de umidade e temperatura que induz condensação. Condutividade da água: 0,1~0,3s/m. É iniciado nos 5 minutos finais ensaio de tensão induzida com 1,1Vn por 15 minutos.

-

E2: 144h humidade 90% a 50 oC. Água: 0,5~1,5s/m. Ensaios de induzida

155


e aplicada a 75% dos valores nominais são feitos após 3 horas em atmosfera normal. -

C1: 12h a -25ºC, então 4h a -5oC e depois a 25oC. Ensaios de aplicada e induzida a 75%. Volta a -5oC e permanece por 12h. Neste estágio o choque térmico é feito circulando 2 vezes a corrente nominal pelo transformador até que atinja o limite do material (155 oC se classe F). Novamente são feitos dielétricos a 75%. Não são permitidas fissuras nas bobinas.

-

C2: 12h a -25oC e choque térmico 2 x I n até limite do material. Dielétricos a 75%.

-

F0: sem testes

-

F1: série de testes feita para verificar a presença de substâncias corrosivas:

HCl,

HCN,

HBr,

HF,

SO2,

HCOH.

Uma

coluna

(núcleo/bobinas BT/AT) é submetida a 2 fontes de calor: uma bandeja com álcool sob a coluna e um painel vertical a 750oC para radiação durante 60 minutos onde gases e temperaturas de entrada/saída são monitorados. A elevação do gás não pode ultrapassar 420oC na combustão, 140 oC após 45 minutos de teste e 80 oC após 60 minutos. A média do fator óptico ≥ 20% entre 20 e 60 minutos. -

F2: série de testes feita para verificar a presença de substâncias corrosivas, onde gases e temperaturas de são monitorados. Valores negociados entre cliente e fornecedor.

Pelo disposto acima, a especificação E1 C1 F1 é bastante razoável. Entretanto, nenhuma empresa nacional submeteu seu equipamento aos ensaios acima. Somente os laboratórios do Chesi na Itália e Kema na Holanda estão capacitados. Para garantir uma excelente performance, a Weg além dos cuidados com as características de projeto, trabalha com o que há de melhor em materiais para fabricação de secos.

156


7.5.7. Alto Extinguível

A principal questão é se transformadores encapsulados em resina epóxi queimam ou sustentam combustão e se a combustão dos produtos não é tóxica.

Testes abrangentes tem sido feitos por vários fabricantes com diferentes combinações de formulações epóxi. Há basicamente dois tipos de teste que são executados: um teste numa amostra de resina, como por exemplo o especificado pela ASTM D634-68, e um teste executado diretamente na bobina do transformador, simulando os efeitos de faltas internas ou chamas externas.

Tais testes tem mostrado que chamas devido a faltas internas são seguramente extintas uma vez que o transformador tenha sido desenergizado pela proteção no período de tempo usual. Caso um fogo externo ocorre atingindo as bobinas, estas auto extinguem-se, se extintas as chamas externas. Um grande fogo do lado externo o qual ponha toda instalação e construção em chamas provavelmente também queimaria a resina epóxi mas em tal caso esta não aumentaria a intensidade do fogo. Em tempo, a resina epóxi é um termofixo e portanto, independente das proporções do incêndio, não derrete.

A WEG desenvolveu testes práticos simulando os dois "casos de causa de fogo" que podem acontecer a todo transformador instalado:

1. Conseqüências de fogos secundários ao transformador e 2. Queima de transformadores causadas por problemas e defeitos que originam do próprio transformador.

Causa de fogo no Caso 1:

É concebível que, por razões quaisquer, o fogo começará dentro de uma planta de painel de comando, na origem da qual o transformador não participa, o qual, porém, também atingirá com o passar do tempo.

157


Para imitar um fogo incidente de fora em um transformador, bobinas são aquecidas por maçaricos de solda (~2500 oC) direcionados para sua superfície. Durante vários testes com pontos distintos de ignição pode ser averiguado que a ignição da bobina só é possível com muita dificuldade à ordem de sucessões de testes, e que as chamas são extintas pouco tempo depois da energia ter sido removida. Em nenhum caso, retirado o aquecimento da bobina, esta continuava queimando sozinha nem a chama se alastrada pela superfície da bobina.

Causa de fogo Caso 2:

Queima do transformador devido a problemas e defeitos, particularmente arcos elétricos de curto-circuito, que originam do transformador.

A ocorrência de um defeito na bobina, seja por causas internas ou externas ao transformador, com formação de um arco elétrico entre dois ou mais condutores em diferentes potenciais é a questão aqui. Em exemplos extremos podem ser formadas correntes de curto-circuito de alta densidade de energia pontual, afetando uma pequena área com arcos elétricos de temperaturas até 10.000°C levando a fundição dos materiais condutores e precipitação de gases.

Tal caso é reproduzido perfurando a superfície da bobina até o cobre e acendendo um arco elétrico de solda de intensidade mais alta possível, entre o condutor de cobre e um eletrodo de solda.

É importante lembrar que se tais arcos elétricos aparecerem no transformador, este é desconectado do circuito através de equipamentos de proteção, em um período muito curto (milisegundos até no máximo 4 segundos).

Nos ensaios realizados pela WEG as seqüências de teste foram aumentadas até a queima ininterrupta de um eletrodo (2,5mm) completo, com duração superior a um minuto. Foi averiguada uma pequena inflamação de material isolante em todos os testes e as chamas foram extinguidas depois de poucos segundos.

158


Nem com as tochas de solda (fogo caso 1) nem com soldas a arco elétrico (fogo caso 2) a bobina encapsulada pode ser induzida durante os testes executados a continuação autônoma da inflamação.

Transformadores secos encapsulados em resina epóxi não explodem, não são facilmente inflamáveis e não sustentam combustão. Os transformadores WEG tem ainda características especiais de auto-extinção graças a resina utilizada; o sistema Vântico CW229 é a última palavra em sistemas epóxi, sendo o único sistema a possuir classificação anti-chama e certificado UL para 200 oC (yellow card): classificação H-B para espessura de 4mm e V-1 para espessura de 12mm.

7.5.8. Resistente a Curto-Circuito Encapsulados em resina epóxi WEG são mais resistentes a curto-circuito que qualquer

outro

tipo

de

transformador.

Sua

excepcional

resistência

está

fundamentada em dois pontos básicos:

1. Projeto: os enrolamentos de baixa tensão são fabricados, preferencialmente, em chapa na largura da bobina e quando em fios (classe de tensão ≥ 7,2kV) são encapsulados no mesmo processo dos enrolamentos de alta tensão. Devido a forma do condutor, esforços de curto-circuito nas bobinas fabricadas em chapa são mínimos, garantindo ao transformador, incomparável performance neste quesito. A estrutura da parte ativa tem construção robusta e travamento dos calços que posicionam as bobinas.

Os enrolamentos, independente do material condutor, são projetados para operar abaixo do limite térmico de curto-circuito em qualquer derivação que se encontre o transformador.

2. Materiais: no enrolamento de baixa tensão é usado isolamento entre camadas com resina epóxi em estágio B de polimerização que, após curado, une as camadas do enrolamento tornando-o um bloco compacto. As cabeceiras da bobina de baixa tensão são ainda preenchidas com resina epóxi. Aos enrolamentos de alta tensão

159


são também adicionados, interna e externamente, reforços mecânicos pré-curados. Todos estes isolamentos são de classe térmica igual a dos enrolamentos e têm qualidade comprovada nos laboratórios da WEG.

A resina utilizada é fabricada pelo líder mundial de tecnologia de resinas epóxi: Vantico (antiga Ciba). O sistema CW229 adotado tem as melhores características de flexibilidade, resistência a formação de trincas, variação de temperatura, torção, tração e impacto, menor perda de massa e maior vida útil dentre os disponíveis no mercado mundial. Além disto, o CW229 tem coeficiente de expansão térmica mais próximo ao dos condutores que outros sistemas epóxi.

7.5.9. Baixo Nível de Ruído

O projeto e o tratamento do núcleo dos transformadores secos WEG garantem baixos níveis de ruído acústico, permitindo sua instalação em prédios residenciais ou outros ambientes onde esta característica seja desejável.

O sistema de calços e amortecimento das bobinas as tornam independ entes do núcleo no que se refere a transmissão de suas oscilações. O verniz isolante de alta penetração aplicado ao circuito magnético também colabora para atenuação do ruído produzido.

7.5.10. Assistência Técnica WEG Ao contrário do que acontece na manutenção de transformadores a óleo, somente o fabricante do transformador encapsulado a vácuo pode reparar/substituir suas bobinas. Por esta razão, é extremamente importante que o comprador se preocupe com a qualidade da assistência técnica do seu fornecedor.

A WEG conta com mais de 300 assistentes técnicos autorizados e 1.300 oficinas registradas em todo o Brasil. Quando acionados, os AT têm competência para indicar e gerenciar as medidas cabíveis.

160


Em pesquisa feita por órgão independente de reconhecida idoneidade, a WEG foi conceituada por seus clientes, dentre outros importantes quesitos, como a melhor assistência técnica entre as empresas fornecedoras de transformadores no mercado brasileiro.

7.5.11. Compatíveis com o Meio Ambiente

Os transformadores encapsulados WEG não contaminam o ambiente com óleos ou gases tóxicos. Por serem ecologicamente corretos são recomendados para a substituição de equipamentos instalados em locais críticos que na sua es pecificação original foram construídos com líquidos especiais como o Ascarel®, Rtemp® ou Silicone.

No projeto com isolação sólida nada pode contaminar o solo ou o ambiente e medidas adicionais contra poluição são dispensadas, o que implica em redução nos custos de instalação.

Em empresas onde a questão ambiental é preocupação constante, o uso de transformadores secos tornou-se obrigatório, estando algumas vezes atrelado as normas internas que permitiram a certificação ISO 14.000.

7.6. APLICAÇÕES Quando aplicar transformadores encapsulados?

-

Quando riscos de explosão, propagação de incêndio ou vazamento de óleo devem ser eliminados;

-

Quando se deseja instalar o transformador junto a carga, reduzindo perdas e custo dos condutores de baixa tensão;

-

Quando se deseja mudar a posição do transformador com facilidade, como plantas em crescimento;

-

Quando há trânsito de pessoas e segurança é a palavra-chave;

-

Quando se tem espaço reduzido;

161


-

Quando se quer minimizar a manutenção.

Os transformadores encapsulados WEG, podem substituir com vantagens os transformadores a óleo. Abaixo indicamos algumas utilizações típicas para este tipo de equipamento:

a) Subestações internas ou externas b) Plantas industriais c) Plantas químicas e petroquímicas d) Plataformas off-shore e) Prédios comerciais e residenciais f) Hospitais g) Embarcações marítimas h) Shopping centers i) Unidades de tratamento de água j) Sistemas de controle de tráfego aéreo e terrestre k) Indústrias alimentícias l) Em pedestais ou mezaninos m) Portos marítimos n) Centros de entretenimento o) Trens de passageiros e carga p) Telecomunicações q) Bancos r) Centro de convenções s) Navios t) Minas u) Subestações ou cargas móveis

7.7. ESPECIFICAÇÕES

As principais características a serem especificadas na compra e os padrões da linha de transformadores encapsulados WEG são descritos a seguir:

162


7.7.1 Normas

A norma brasileira para Especificação de Transformadores de Potência Secos é a NBR 10295, de 1988. O texto desta norma é similar ao da IEC 726/1982 – Dry-type Power Transformers, adotada internacionalmente. Alguns itens da NBR 10295, adotada na linha padrão WEG, são destacados mais adiante neste trabalho. As normas ANSI/IEEE C57.12.50, C57.12.51, C57.12.52, C57.12.55, C57.12.56, C57.12.57, C57.12.58, C57.12.59 e C57.12.60 discursam sobre diferentes temas relacionados a transformadores secos. A Cenelec HD 464 S1 (documento do Comitê Europeu que tem como origem a norma DIN) é outra importante norma a relacionar.

7.7.2. Potências Os transformadores encapsulados Weg são fabricados nas potências:

300 – 500 – 750 – 1.000 – 1.500 – 2.000 – 2.500 e 3.000kVA

Potências fora desta faixa poderão ser consultadas.

7.7.3. Classes de Tensão Os enrolamentos primário e secundários dos transformadores Weg podem ser fornecidos nas seguintes classes de tensão:

0,6 – 1,2 – 7,2 – 15 – 24,2 e 36,2 kV

Padrão para enrolamentos de baixa tensão: 0,6kV

Padrão para enrolamentos de alta tensão: classe 15kV com NBI 95kV e tensão aplicada de 34kV e classe 25kV com NBI 125kV e aplicada 50kV.

163


7.7.4. Tensão Nominais e Derivações Quaisquer tensões dentro das classes acima podem ser especificadas.

As tensões padronizadas para o enrolamento de baixa tensão são: 440*/254V, 380*/220V e 220*/127V, esta última até a potência de 1.000kVA

Tensões nominais e derivações padronizadas para alta tensão:

Classe 15kV: 13,8* / 13,2 / 12,6 / 12,0 / 11,4kV Classe 24,2kV: 24,2* / 23,1 / 22,0 / 20,9 / 19,8kV * tensões nominais

7.7.5. Freqüência e Ligações Freqüência padrão: 60Hz Freqüência de 50Hz e diferentes ligações podem ser fornecidas. Ligação padrão: Dyn1

7.7.6. Temperaturas Temperatura ambiente máxima: 40ºC (média diária máxima de 30oC) Classe térmica dos materiais isolantes: F (155oC) Elevação média do enrolamento acima do ambiente: 105oC Elevação do ponto mais quente do enrolamento acima do ambiente: 115oC Temperatura de referência para garantia de perdas e impedância: 115oC

164


7.7.7. Perdas, Corrente de Excitação e Impedância

Potência kVA 300 500 750 1000 1500 2000 2500 3000

Transformadores Seco s Encapsulados a Vácuo WEG Classe 15kV – 60Hz Perdas a Vazio Perdas Totais Corrente a Vazio o W W (115 C) % 1100 5200 1,2 1400 7200 1,2 1900 10200 1,2 2400 11700 1,2 3300 16700 1,2 4000 20500 0,6 4500 23500 0,6 5000 27000 0,6

Impedância % (115°C) 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,5 6,5

As perdas acima devem ser tomados como valores para referência. Valores de perdas podem e devem ser considerados ao adquirir um transformador, seja este a óleo ou seco. Contudo o comprador deve salientar esta preocupação (baixas perdas) ao solicitar a cotação do equipamento para que seu valor seja analisado como custo do produto + capitalização de perdas (normalmente segundo a fórmula da concessionária local).

7.7.8. Dimensões

IP00

IP20

165


Transformadores Secos Encapsulados a Vácu o WEG Classe 15kV - 60Hz Potência kVA

Dimensões Aproximadas e Peso Total Sem Cubículo - IP00 Comprimento [mm] A

300 500 750 1000 1500 2000 2500 3000

1500 1550 1600 1650 1800 1900 2050 2150

Potência

Largura [mm] B

Altura [mm] C

Dist. Rodas [mm] D

Peso Total [kg]

700 1300 520 700 1450 520 800 1700 670 950 1750 820 950 1950 820 950 2200 820 950 2400 820 1200 2500 1070 Dimensões Aproximadas e Peso Total Com Cubículo – IP20

1200 1550 1900 2400 3250 4150 5100 6000

kVA

Comprimento [mm] A

Largura [mm] B

Altura [mm] C

Dist. Rodas [mm] D

Peso Total (kg)

300 500 750 1000 1500 2000 2500 3000

1800 1800 1800 1900 2100 2200 2350 2400

1100 1200 1200 1300 1300 1300 1400 1400

1500 1700 1900 2000 2300 2500 2700 2800

520 520 670 820 820 820 820 1070

1500 1900 2300 2900 3800 4700 5800 6800

7.8. NORMA BRASILEIRA PARA ESPECIFICAÇÃO DE SECOS

Destacamos aqui, alguns itens que merecem ser lembrados da norma NBR 10295/1988 TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA SECOS. Este texto tem caráter didático e não pode ser considerado como reprodução parcial da norma. A leitura do texto completo da norma é ponto de partida para a correta especificação dos transformadores. “... 1.1 Esta norma fixa as condições exigíveis aplicadas a transformadores de potência secos, com tensão máxima do equipamento igual ou inferior a 36,2kV.

1.2 Esta norma não se aplica a:

166


a) transformadores monofásicos de potência nominal inferior a 1kVA e polifásicos de potência nominal inferior a 5kVA; b) transformadores para instrumentos; c) transformadores para conversores estáticos; d) transformadores para partida de motores; e) transformadores para ensaios; f) transformadores para tração elétrica; g) transformadores à prova de fogo e transformadores para minas; h) transformadores para solda elétrica; i) transformadores reguladores de tensão; j) transformadores de potência de pequeno porte, nos quais a segurança é um requisito especial; k) transformadores para aparelhos de medições; l) transformadores para fornos a arco; m) transformadores para aterramento.

NOTA: Enquanto não vigorarem normas brasileiras aplicáveis especificamente aos transformadores acima ou a outros transformadores especiais, esta Norma deve ser aplicada no que couber.

4.1.1 Temperatura do ar de resfriamento Temperatura do ar de resfriamento (temperatura ambiente) não superior a 40ºC e temperatura média em qualquer período de 24 horas não superior a 30ºC.

4.1.5.2

Exceto

quando

especificado

diferentemente

pelo

comprador,

transformadores secos enclausurados devem ser adequados para funcionamento somente como transformadores para interior.

4.1.6 Fluxo de potência

Os transformadores secos devem ser projetados para funcionamento com abaixadores, exceto se especificado diferentemente pelo comprador.

167


4.2 Condições especiais

São consideradas condições especiais de funcionamento, transporte e instalação, as que podem exigir construção especial, e/ou revisão de alguns valores nominais, e/ou cuidados especiais no transporte, instalação ou funcionamento do transformador e que devem ser levados ao conhecimento do fabricante.

Nota: Constituem exemplos de condições especiais:

a) instalação em altitudes superiores a 1000m; b) instalação em que as temperaturas do meio de resfriamento sejam superiores às especificadas em 4.1.1; c) exposição a umidade excessiva, atmosfera salina, gases ou fumaças prejudiciais; d) exposição a pós prejudiciais; e) exposição a materiais explosivos na forma de gases ou pós; f) sujeição a vibrações anormais, choques ou condições sísmicas; g) sujeição

a

condições

precárias

de

transporte,

instalação

ou

armazenagem; h) limitação de espaço na sua instalação; i) dificuldades de manutenção; j) funcionamento em regime ou freqüência não usuais ou com tensões apreciáveis diferentes das senoidais ou assimétricas; k) cargas que estabelecem harmônicas de correntes anormais, tais como as que resultam de apreciáveis correntes de carga controladas por dispositivos em estado sólido ou similares; l) condições de carregamento especificadas (potência e fatores de potência) associadas a transformadores de mais de dois enrolamentos; m) exigências de isolamento diferentes das especificadas nesta Norma; n) condições de tensões normais, incluindo sobretensões transitórias, ressonância, perturbações relacionadas a manobra, etc., que possam requerer considerações especiais no projeto da isolação; o) campos magnéticos anormalmente fortes;

168


p) necessidade de proteção especial de pessoas contra contatos acidentais com partes vivas do transformador; q) operação em paralelo.

Nota: Apesar de a operação em paralelo não ser uma condição anormal, é desejável que o comprador informe ao fabricante a previsão de paralelismo com outros transformadores, bem como as características destes transformadores que interfiram com requisitos de paralelismo.

Tabela 2 – Níveis de isolamento para transformadores de potência secos Tensão máxima do equipamento kV (eficaz)

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico Pleno kV (crista)

Cortado kV (crista)

Tensão suportável nominal à freqüência industrial durante 1 minuto e tensão induzida kV (eficaz)

1

2

3

4

0,6

---

---

4

1,2

---

---

10

7,2

40

44

20

60

66

95

105

110

121

125

138

150

165

170

187

200

220

15

24,2

36,2

34

50

70

5.7.1 Os transformadores devem ser designados de acordo com o método de resfriamento empregado. Os símbolos literais correspondentes a cada método de resfriamento são indicados na Tabela 6.

169


Tabela 6 – Símbolos literais Natureza do meios de

Símbolo

resfriamento Gás Água Ar

G W A

Símbolo

Natureza de circulação Natural Forçada

N F

5.7.2.2 A ordem na qual os símbolos devem ser utilizados é indicada na Tabela 7. Os grupos de símbolos correspondentes a diferentes métodos de resfriamento, devem ser separados por meio de traço inclinado

Tabela 7 – Ordem dos símbolos ª

ª

1 letra

ª

2 letra

ª

3 letra

4 letra

Indicativa do meios de resfriamento em contato Indicativa do me io de resfriamento em contato com os enrolamentos

com o sistema de resfriamento externo

Natureza do meio de resfriamento

Natureza da circulação

Natureza do meio de resfriamento

Natureza da circulação

5.8.1 As elevações de temperatura dos enrolamentos, núcleo e partes metálicas dos transformadores projetados para funcionamento nas condições normais, previstas em 4.1, não devem exceder os limites especificados na Tabela 8, quando ensaiados de acordo com esta Norma.

Tabela 8 – Limites de elevação de temperatura Ponto mais o quente [ C]

Método da variação da resistência

1

2 65 80 90 115 140 180

3 55 70 80 105 130 150

Enrolamentos

Parte o [ C]

170

Classe de temperatura mínima do material 4 A E B F H C

Temperatura de referência 5 75 75 115 115 115 115


5.8.5 Os limites de elevação de temperatura dos enrolamentos de transformadores projetados para funcionamento em local onde a temperatura do ar ambiente exceder qualquer dos valores indicados em 4.1 em não mais que 10 oC, devem ser reduzidos como a seguir descritos.

Quando a potência nominal for igual ou superior a 10MVA, a redução deve corresponder ao excesso de temperatura. Para potências nominais inferiores a 10MVA, as reduções devem ser as seguintes: a) 5oC, se o excesso de temperatura for igual ou inferior a 5 oC; b) 10 oC, se o excesso de temperatura for superior a 5 oC, e igual ou inferior a 10 oC. Quando o excesso de temperatura do ar ambiente, em relação aos valores indicados em 4.1, for superior a 10oC, os limites de elevação de temperatura estão sujeitos a acordo entre fabricante e comprador.

Quaisquer condições do local de instalação que possam causar restrições ao ar de resfriamento ou produzir temperaturas ambientes elevadas, devem ser especificadas pelo comprador.

5.10.1 Classificação térmica dos materiais isolantes

Os materiais isolantes elétricos são classificados em classes de temperatura, definidas pela temperatura limite atribuída a cada uma, conforme Tabela11, e de acordo com a NBR 7034.

Tabela 11 – Classes de temperaturas de materiais isolantes Classe

o

Temperatura limite atr ibuída ( C)

Y A E B F H C

90 105 120 130 155 180 220

171


5.10.2 Invólucro do transformador

O invólucro protetor, quando empregado, deve ser especificado mediante acordo entre fabricante e comprador, tendo seu grau de proteção definido pela NBR 6146. O invólucro não deve apresentar imperfeições superficiais e suas superfícies internas e externas devem ser protegidas contra corrosão.

O transformador deve ser dimensionado para funcionar em potência nominal, com invólucro, em qualquer derivação, sem ultrapassar os limites de elevação de temperatura especificada em 5.8.

6.1 Ensaios de rotina

6.1.1 Os ensaios de rotina são feitos pelo fabricante em sua fábrica, cabendo ao comprador o direito de designar um inspetor para assisti-los.

6.1.2 Os ensaios de rotina, executados em todas as unidades de produção são os seguintes:

a) resistência elétrica dos enrolamentos; b) relação de tensões; c) resistência do isolamento; d) polaridade; e) deslocamento angular e seqüência de fases; f) perdas (em vazio e em carga); g) corrente de excitação; h) impedância de curto-circuito; i) ensaios dielétricos; tensão suportável nominal à freqüência industrial (tensão aplicada); tensão induzida; j) verificação do funcionamento dos acessórios.

172


6.1.3 O funcionamento dos seguintes acessórios deve ser verificado:

a) comutador de derivações sem tensão; b) sistema de proteção térmica; c) ventilador; d) manômetro.

6.2 Ensaios de tipo

6.2.1 O comprador deve especificar na ordem de compra, os ensaios desejados e o número de unidades da encomenda sobre as quais devem ser executados. Neste caso, cabe-lhe o direito de designar um inspetor para assisti-los. No caso de existirem resultados de ensaios anteriormente executados sobre os transformadores do mesmo projeto, o comprador pode dispensar a execução desse ensaios.

6.2.2 Os ensaios de tipo são os seguintes:

a)

os ensaios especificados em 6.1:

b)

fator de potência do isolamento;

c)

elevação de temperatura;

d)

tensão suportável nominal de impulso atmosférico;

e)

nível de ruído

f)

nível de tensão de radiointerferência.

6.3 Ensaios especiais

Os ensaios especiais são os seguintes:

a) tensão induzida com medição de descargas parciais; b) ensaio de curto-circuito; c) medição da potência absorvida pelos motores de ventiladores; d) medição da impedância zero nos transformadores trifásicos; e) medição dos harmônicos na corrente de excitação.

173


Se forem exigidos ensaios especiais além dos acima mencionados, o método de ensaio deve constituir objeto de acordo entre fabricante e comprador.

6.6.4 Ensaios de nível de ruído

Os níveis de ruído produzidos por transformadores não devem exceder os limites especificados na Tabela 13.

O ensaios deve ser executado conforme a NBR 7277. Quando o transformador é destinado dentro de um invólucro fornecido pelo comprador, devem ser realizadas medições no nível de ruído do núcleo e bobinas do transformador, nas instalações do fabricante, sem o invólucro.

A distância de medição é 0,3m exceto quando, por razões de segurança, for escolhido 1m.

Tabela 13 – Níveis de ruído para transformadores seco

Nível médio de ruído [dB]

Potência nominal do transformador equivalente com dois enrolamentos (B) [kVA]

AN ANAN 58 57 0 – 300 60 59 301 – 500 62 61 501 – 700 64 63 701 – 1000 65 64 1001 – 1500 66 65 1501 – 2000 68 66 2001 – 3000 70 69 3001 – 4000 71 69 4001 – 5000 72 70 5001 – 6000 73 71 6001 - 7500 (A) Não se aplica a transformadores do tipo selado.

Potência nominal do transformador Nível médio de ruído equivalente com [dB] dois enrolamentos [kVA] Tipo de resfriamento (A) AF e NA/AF 67 3 – 300 67 301 – 500 67 501 – 833 67 834 – 1167 68 1168 – 1667 69 1668 – 2000 71 2001 – 3333 73 3334 – 5000 74 5001 – 6667 75 6668 – 8333 76 8334 – 10000

(B) A potência nominal do transformador equivalente com dois enrolamentos é a metade da soma das potências nominais de todos os enrolamentos do transformador.

...”

174


8.0 ENSAIOS Os ensaios baseiam-se nas seguintes normas: •

NBR 5356 – Especificação

•

NBR 5380 - Método de ensaio

Os ensaios realizados em transformadores são classificados, segundo a ABNT. (Associação Brasileira de Normas Técnicas) em: •

Ensaio de Rotina ( Executado em todas as unidades de produção) ;

•

Ensaios de Tipo e Especiais ( Quando o cliente compra ou quando solicitado pela seção de projetos).

8.1 ENSAIOS DE ROTINA Os ensaios de rotina são os seguintes: • • • • • • • • • • •

Relação de Tensões; Polaridade; Deslocamento Angular e Sequência de fases; Resistência do Isolamento; Resistência Elétrica dos Enrolamentos; Perdas em Vazio e em Carga; Corrente de Excitação; Tensão Aplicada; Tensão Induzida; Verificação do funcionamento dos acessórios; Ensaios no óleo isolante.

NOTA: Relação de tensões, polaridade, deslocamento angular e sequência de fases, são possíveis de realizar com um único aparelho que é o TTR ou MRT (Medidor de Relação de Transformação).

175


8.1.1 Relação de Tensões: O objetivo deste ensaio é medir a relação de tensões entre tensão primária e tensão secundária de um transformador; Com a medição é possível verificar o desvio entre a relação de tensão teórica (nominal) e a medida, este valor não deve ser superior ao especificado pela norma (geralmente 0,5%); Calculo da Relação de Transformação: V1 V2

onde

V1 = Tensão do Primário V2 = Tensão do Secundário

Exemplo: Transformador AT = 13800 V Re lação Nominal =

B1 = 220/127 V

13.800 220 3

= 108,65

Calculo de Variação: V% = (Relação Medida - Relação Nominal)

X

100

Relação Nominal

Exemplo: relação medida: 108,58 V% = (108,58 - 108,65)

X

100

V% = - 0,064

108,65

NOTA: A Relação de Transformação deve ser medido em todas as ligações e em todas as posições do comutador.

176


8.1.2 Polaridade: Este ensaio visa determinar a polaridade do transformador, que pode ser aditiva ou subtrativa. Em transformadores trifásicos, o ensaio de polaridade é dispensado, a vista do levantamento do Diagrama Fasorial. 8.1.3 Deslocamento Angular e Sequencia de Fases: Para determinarmos o deslocamento angular e a sequência de fases é necessário levantarmos o diagrama fasorial das tensões. Vejamos um exemplo mais comum: DESLOCAMENTO ANGULAR 30° Grupo de Ligação DYN1 X1

X1

X3

X0

X1

X2

X0

X3

X2 X2 H1

H1

H2

H3

H3

H2

Seqüência de Fases:

FASE1 = H1 - H3 X1 - X0

FASE2 =

H2 - H1 X2 - X0

FASE3 =

H3 X3

-

H2 X0

Define-se Deslocamento Angular como sendo o angulo existente entre as tensões concatenadas primárias e tensões concatenadas secundárias considerando-se o enrolamento de baixa tensão (EBT) para o enrolamento de alta tensão (EAT) no sentido anti-horário.

177


8.1.4 Resistência do Isolamento Medir a resistência do isolamento com um megaohmímetro de 1000V, no mínimo, para enrolamentos de tensão máxima do equipamento igual ou inferior a 72,5KV e de 2000V para tensões superiores. Curto-circuitar os terminais de cada enrolamento do transformador sob ensaio, fazer as medições conforme indicadas no formulário 1 ou formulário 2. Ligar o megaohmímetro mantendo-se a tensão constante durante no mínimo, 1 minuto, e fazer a leitura.A Resistência do isolamento deve ser medida antes dos ensaios dielétricos(tensão aplicada e tensão induzida). Este ensaio não constitui critério para aprovação ou rejeição do transformador, conforme NBR 5356. A resistência determinada, embora sujeita á grandes variações devidas á temperatura, umidade e a qualidade do óleo isolante empregado, é um valor que dá idéia do estado do isolamento antes de submeter o transformador aos ensaios dielétricos. Além disso, as medições permitem um acompanhamento do processo de secagem do transformador. Por ser uma simples medição sem valor de referência, geralmente verificamos a existência de falhas grosseiras (curto entre enrolamentos ou entre enrolamento e massa) no isolamento. Os critérios e a interpretação dos valores encontrados, variam de acordo com a prática e a experiência do fabricante e do usuário.

178


Ensaio de Resistência de Isolamento Dois enrolamentos Cliente:

Nº Série:

Potência:

Tensão Prim.:

Um idade relativa do ar (%):

Tempe ratura Ambiente (ºC):

Tem peratura no topo do óleo (ºC):

Tensão de Ensaio(V):

Conexões Terminal "LINE" Terminal "EARTH" Terminal "GUARD"

Data: Fator de Correção:

Resistência de Isolamento ( MΩ) ALTA

ALTA

BAIXA

MASSA

BAIXA

MASSA

BAIXA

MASSA

ALTA

Medida

Medida

Medida

30 seg. 1 min.

Tempo de Ensaio ( Min )

Item: Tensão Sec.:

2 min. 3 min. 4 min. 5 min. 6 min. 7 min. 8 min. 9 min. 10 min.

Índice de Absorção I A = R 1' / R 1/2' Índice de Polarização IP = R 10' / R 1' Observações:

Ensaio realizado por:

179


ENSAIO DE RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTOS Três Enrolamentos Cliente:

Nº Série:

Item:

Potência:

Tensão Prim.:

Tensão Sec. :

Temperatura Ambiente ( ºC ):

Temperatura no Topo do Óleo ( ºC ):

Terminais

Umidade (%):

Medições ( M ohm )

LINE

Alta

Alta

Alta

Terciário

Baixa

Baixa

Alta+Baixa+Terciário

EARTH

Massa

Terciário

Baixa

Massa

Massa

Terciário

Massa

GUARD

Baixa + Terciário Baixa + Massa Terciário + Massa

Alta + Baixa Alta + Terciário Alta + Massa

30 seg. 1 min.

Tempo de Ensaio

TOC-NF

2 min. 3 min. 4 min. 5 min. 6 min. 7 min. 8 min. 9 min. 10 min. Observações

Ensaio realizado / aprovado por:

180

-


8.1.5 Resistência Elétrica dos Enrolamentos A medição deve ser efetuada com corrente contínua por um método de ponte ou pelo método de queda de tensão. A corrente utilizada no ensaio não deve ser superior á 15% da corrente nominal do enrolamento considerado. Este ensaio visa verificar a resistência dos contatos, apertos, conexão, contatos do comutador, etc... ,e principalmente determinar a resistência elétrica de cada enrolamento que multiplicado pela corrente de fase ao quadrado (I²) resultará nas perdas ôhmicas que entra no calculo das perdas totais. Em transformadores com comutador interno o ensaio é realizado na derivação de maior tensão ou naquele especificado pelo cliente em transformadores com comutador externo o ensaio e realizados em todas as derivações; Medir a temperatura ambiente; Os valores de resistência medidos na temperatura do meio circundante são convertidos para a temperatura de referência aplicável a respectiva tabela na NBR 5356, ou para outra temperatura. •2+K R2 = R1 ---------------•1+K Onde: R1 : resistência medida na temperatura •1; R2 : resistência calculada na temperatura •2; K: 234,5 para o cobre e 225,0 para o alumínio; •2: temperatura do meio circundante, em °C;•1: temperatura de referência, em °C. O transformador deve estar em equilibrio térmico com o meio ambiente. 8.1.6 Tensão Aplicada O transformador deve suportar os ensaios de tensão suportável nominal á frequência industrial, durante 1 minuto, deve ser aplicada, entre os terminais do enrolamento e a terra, a tensão de ensaio correspondente ao nível de isolamento especificado de acordo com a tabela 2 da NBR 5356, sem que se produzam descargas disruptivas e sem que haja evidência de falha. Este ensaio visa verificar a isolação e distâncias elétricas de alta e baixa tensão contra a massa (·tanque, viga, tirantes, etc...) Todos os terminais externos do enrolamento sob ensaio devem ser ligados ao terminal da fonte de ensaio. Todos terminais externos dos demais enrolamentos e partes metálicas( inclusive tanque e núcleo) devem ser ligados a terra.

181


Para transformadores de potência nominal igual ou inferior é 500KVA ensaiados com tensão de valor especificado não superior á 50KV permite-se medir tensão aplicada mediante leitura da tensão no primário do transformador de ensaio multiplicada pela relação de tensões deste.

182


183


8.1.7 Tensão Induzida Transformadores de tensão máxima do equipamento igual ou inferior á 242KV devem ser capazes de suportar o ensaio de tensão induzida de curta duração sem que produzam descargas disruptivas e sem que haja evidência de falha. A duração do ensaio deve ser de 7200 ciclos com frequência de ensaio não inferior á 120HZ e não superior á 480HZ. Aplica-se uma tensão igual ao dobro da tensão de derivação utilizada no ensaio com o circuito em vazio, porém, este valor não pode ultrapassar ao valor correspondente ao nível de isolamento especificado na tabela 2 da NBR 5356. Como se verificam os ensaios com os megohmetros e a tensão aplicada tem por finalidade a verificação do isolamento entre os enrolamentos de AT e BT, e entre ambos e a massa. Entretanto, o fato conhecido é que pode ocorrer defeito de isolamentos entre as próprias espiras de um mesmo enrolamento.

8.1.8 Perdas em Vazio e Corrente de Excitação As perdas em vazio e a corrente de excitação devem ser referidas a tensão senoidal pura com fator de forma de 1,11. Aplica-se tensão e frequência nominal do transformador em circuito aberto. Estas perdas consistem, principalmente, nas perdas por histeresse e por correntes de foucault ( parasitas) e são função do valor, frequência e forma de onda da tensão de alimentação. A potência total é a adição algébrica das três potências em cada fase, a tensão e a corrente é a média entre as três fases. Neste ensaio verifica-se a qualidade da chapa utilizada e a montagem do núcleo. A corrente de excitação de um enrolamento é expressa em porcentagem da corrente nominal deste enrolamento, ou seja divide-se a corrente de excitação medida pela corrente nominal do enrolamento.

Exemplo: Transformador 45 KVA Potência: Tensão AT: Tensão BT: Corrente Nominal BT: Corrente de excitação medida em amperes:

184

45 kVA 13800 V 220/127 V 118,09 A 3,55A


Cálculo da Corrente Nominal: IN =

potência tensãoBT / 3

IN =

4500

IN = 118,09A

220 / 3

Cálculo da Corrente de Excitação em Percentagem:

I0 % =

I0(medida ) × 100 correnteno min al

I0 % =

3,55 × 100 118,09

I0% = 3,0%

8.1.9 Perdas em Carga As perdas em carga de um transformador são obtidas quando se faz circular pelo enrolamento alimentado corrente nominal e frequência nominal. 8.1.9.1 Objetivo do Ensaio Medir as Perdas em Carga e Tensão de Curto-Circuito à corrente e frequência nominal; 8.1.9.2 Execução do Ensaio Aplicar Corrente Nominal (IN) normalmente na alta tensão, com o enrolamento de baixa tensão curto-circuitado, medir a tensão de curto-circuito (Vcc) e perdas em carga (Pcc); Cálculo da Corrente nominal (IN): Exemplo: Potência: 45kVA Tensão AT: 13800V Tensão BT: 220/127V IN =

potência ÷ 3 tensãoAT

IN =

45000 ÷ 3 13800

185

IN = 1,88 A


8.2 ENSAIOS DE TIPO E ESPECIAIS • • • • • • • • • • •

Descargas parciais; Impulso atmosférico; Elevação de temperatura (aquecimento); Nível de ruído; Impulso de manobra; Fator de potência do isolamento; Ensaio de curto-circuito; Impedância sequência zero em transformadores trifásicos; Medição de harmônicas na corrente de excitação; Cromatografia dos gases dissolvidos no óleo isolante; Tensão de radiointerferência (RIV).

8.2.1 Descargas Parciais O ensaio de descargas parciais é um ensaio não destrutivo cuja finalidade é medir o nível de descargas parciais em um determinado equipamento numa dada tensão, onde existem diversos tipos de isolamentos envolvidos (Sólido, Líquido e Gasoso). O fenômeno das descargas parciais ocorre em cavidades ou inclusões de constante dielétrica diferente, e se distribui pelo material, submetendo a cavidade ou inclusão a um gradiente de tensão em excesso ao gradiente máximo suportável pela mesma. Este fenômeno dara origem a pequenas descargas disruptivas no interior da cavidade, acarretando um processo temporal de deterioração progressiva do material e eventualmente a falha do equipamento. Aplicar 1,5 X Tensão Nominal durante 5 minutos, fazer a leitura, aumentar para 1,732 X Tensão Nominal e deixar por 5 segundos, não se faz nenhuma leitura , abaixar para 1,5 X Tensão Nominal durante 1 hora fazendo leitura de 5 em5 minutos; As finalidades básicas do ensaio de medição das descargas parciais são: 1. Verificar se as descargas parciais originadas por um objeto de teste, numa tensão especificada, é inferior ao valor especificado, geralmente 300pc, transformadores imersos em óleo isolante e 20pc em transformadores á seco; 2. Determinar os valores de tensão nos quais as descargas parciais atingem uma intensidade especificada com tensão crescente e diminuem em relação a intensidade especificada com tensão decrescente; 3. Determinar o nível de descargas parciais numa tensão especificada.

186


8.2.2 Ensaio de Fator de Potência do Isolamento O Objetivo do ensaio é fazer uma avaliação mais criteriosa e consequentemente mais precisa do isolamento, sob o aspecto da qualidade da secagem da parte ativa, sendo o principal objetivo, com o passar do tempo, acompanhar a degradação do material isolante. O ensaio também é realizado em buchas capacitivas.

ENSAIO DE FATOR DE POTÊNCIA DE IS OLAMENTO Cliente:

DUKE

Potência: 115 MVA

Tipo de ligação: YND1

Nº Série: 14521

Item:

Tensão Prim.: 264,5 KV

Tensão Sec.:

Valores obtidos a :2,5 kV

3005.3095

Fator de potência (%)

Data:

13,8 KV Capacitância

Temp.

Úmidade

Temp.

do óleo

Relativa

Amb. [ºC]

no topo

do ar

[ ºC ]

[%]

Conexões

X mVA

Ensaio nº Energ.

Aterrado

Alta

Baixa

Aterrado Aterrado

1

Leituras

mA

µA

Mulipl. Produto 1

X mW Leituras

[ pF ]

Calculado Corrigido

W Multipl.

Produto 2

a 20º C

Medido

20/08/01

Fator de correção: 1,12

Calculado

21,1

1000

21100

2,8

20

56,0

0,265

0,237

9300

8968

25

25

70

88,1

100

8810

14,4

2

28,8

0,327

0,292

3850

3744

25

25

70

61,8

200

12360,0

7,5

2

15,0

0,121

0,108

5430

5253

25

25

70

32,1

1000

32100

4,0

20

80,0

0,249

0,223

14000

13643

25

25

70

19,6

1000

19600

3,1

20

62,0

0,316

0,282

8600

8330

25

25

70

62,3

200

12460

7,3

2

14,6

0,117

0,105

5430

5296

25

25

70

28,6

1000

28600

4,6

20

92,0

0,322

0,287

12400

12155

25

25

70

+ Massa 2

Alta

Massa

3

Alta

Massa

4

Baixa

Baixa

Baixa

Alta + Massa

5

Baixa

Massa

6

Baixa

Massa

7

Alta + Baixa

Massa

Alta

Alta

51,9

Observações:

APOS TODOS ENSAIOS ELETRICOS.

Ensaio Realizado por:

JAIRO " TRANSFORMANDO ENERGIA EM SOLUÇÕES "

Mod.991/wt - Rev.12/99

8.2.3 Impulso Atmosférico O objetivo do ensaio de impulso é verificar a suportabilidade do isolamento do transformador quando submetido a aplicações de tensão especificada (NBI) na tabela 2 da NBR5356.

187


Os terminais que não estão sendo ensaiados devem estar aterrados, instalar um shunt para a leitura da corrente de fuga; O ensaio é realizado com a aplicação padronizada de impulsos plenos e impulsos cortados, com tempo de frente de 1,2us e cauda 50us, os tempos de corte entre 2 e 6us após o zero virtual, com amplitude reduzida e com valor correspondente ao nível de isolamento do enrolamento, sendo simultaneamente registradas as formas de onda da tensão e da corrente desenvolvidas no terminal do enrolamento sob teste, conforme abaixo: (1) um impulso pleno normalizado com o valor reduzido (NBI x 0,6); (2) um impulso pleno normalizado com valor especificado (NBI); (3) um impulso cortado com valor reduzido (NBI x 1,1 x 0,6); (4) dois impulsos cortados com o valor especificado (NBI x 1,1); (5) dois impulsos plenos normalizados com valor especificado (NBI). A interpretação dos resultados dos ensaios de impulso de transformadores é realizada pela comparação dos registros de mesmo tipo, de modo que as diferenças existentes nas formas de onde de tensão e corrente de impulsos com amplitudes reduzidas e de valor especificado, fisicamente justificados pela alteração da impedância do enrolamento sob ensaio, possibilitam o diagnóstico de ocorrência de falha interna no transformador

8.2.4 Elevação de Temperatura Os ensaios de elevação de temperatura em transformadores imersos em óleo incluem a determinação da elevação da temperatura do topo do óleo e das elevações de temperatura dos enrolamentos. Com os resultados obtidos neste ensaio, podemos obter a comprovação da potência real do transformador. Este ensaio visa a obtenção da elevação de temperatura dos enrolamentos sobre a temperatura do meio de resfriamento externo. A temperatura deve ser determinada para todos os enrolamentos acessíveis. Deve-se realizar este ensaio na derivação de maiores perdas. • •

local do ensaio deve ser o local fechado e que não sofra interferência de temperatura externa. Execução do Ensaio:Mesmo circuito de perdas em carga ( instalar 1 termômetro no topo do óleo mais 3 termômetros ambiente a uma distância de 1 a 2 metros do transformador a meia altura do mesmo ), desde que não sofram influência do equipamento sob teste

188


•

• •

Depois de ter realizado todos ensaios de rotina , aplicar perdas totais último TAP ou tap de maiores perdas;Após estabilização (3 horas variar menos de 1 grau). Obteremos o valor de elevação de temperatura do óleo (El.0), (topo do óleo temperatura ambiente) transformador selado Max. 50ºC e com conservador 55ºC; Abaixar para corrente nominal Após 1 hora na corrente nominal, desligar o transformador e medir Resistência Quente durante 4 min., e calcula-se a resistência á quente ( RQ) no instante zero. Calcular temperatura dos Enrolamentos máximo 55ºC Fórmula Calculo do Gradiente:

RQ × (234,5 ⊕ TF ) − 234,5 − T 0 RF

Temperatura do enrolamento = Elevação do óleo + Gradiente Onde: RQ - resistência quente El.0 - elevação de temperatura do óleo RF - resistência fria TF - temperatura fria T0 - temperatura de topo do óleo

8.3 ENSAIOS EM ÓLEO ISOLANTE Os ensaios de óleo são realizados em 4 etapas: 1º Tanque do caminhão antes do descarregamento. 2º Tanques internos a cada tratamento de óleo que é realizado. 3º Amostragem nos transformadores de distribuição e meia-força. 4º Na força são realizados em todas as unidades sendo que a cromatografia são realizados antes de todos ensaios elétricos, após impulso, após ensaios dielétricos, após aquecimento e após descargas parciais.

189


Folha 01 Ver. Nº 00 Mai-00 1º Edição: 05/00

ROTEIRO DE AVALIAÇÃO DO TRANSFORMADOR / ÓLEO A PARTIR DA ANÁLISE DE GASES DISSOLVIDOS NO ÓLEO MINER AL ISOLANTE Origem: Seção Ensaios - WT

Providências a serem tomadas em caso de não -conformidade

Parâmetros de Referência Gases

Antes ensaios elétricos

Após ensaios elétricos transformador novo

<5

<10

Oxigênio (O 2)

10.000

15.000

Nitrogênio (N 2)

30.000

40.000

Metano (CH 4)

0

0

Monóxido de Carbono (CO)

<5

<10

Dióxido de Carbono (CO 2)

<100

<150

Etileno (C 2 H4 )

0

0

Etano (C 2 H6 )

0

0

Acetileno (C 2H2)

0

0

Hidrogênio (H2 )

COMENTÁRIOS

Não pode evoluir em proporção direta como o aparecimento de acetileno. Se surgirem simultâneamente, com certeza há alguma anormalidade a ser verificada. Se aparecer isoladamente, verificar se não há componentes enferrujados ao interno do equipamento (núcleo, armaduras, parede do tanque). Não é um gás combustível e isoladamente em grandes quantidades indica sobretudo a coleta incorreta da amostra. Relacionado com sobrecargas severas. Pode indica r também a falta de hermeticidade do equipamento quando da operação em regime contínuo. Centelhamentos de baixa energia provocam o aparecimento simultâneo de hidrogênio e metano, e, neste caso, deve ha ver investigação das causas. Ocorrências relacionadas ao aquecimento excessivo do papel liberam monóxido e dióxido de carbono. O gás predominante é o monóxido de carbono, e deve ser inv estigada a existência de pontos quentes localizados. Neste caso, devem aparecer também metano e etileno em menores quantidades. O sobreaquecimento do óleo gera etileno, etano e hidrogênio em quantidades menores. Se a causa estiver relacionada com problemas de contato ou descargas de alta energia, haverá também o aparecimento de acetileno. Óleos de má qualidade ou óleos degradados em função do uso podem ser a causa do aparecimento dos hidrocarbonetos saturados etano e metano. A qualidade do óleo deve ser averiguada. O aparecimento de acetileno significa que podem ter surgido temperaturas da ordem de 1000º Celsius ao interno do transformador. Tal fato pode ter sua origem em soldas no tanque sem o tratamento adequado do óleo; descargas por sobretensões momentâne as; problemas de contatos ou curto entre espiras. Como ocorre para os outros gases combustíveis, há tendência de aumento na quantidade de acetileno com o passar do tempo, posto que a deterioração da isolação como um todo vai facilitar a ocorrênc ia de eventuais descargas internas. O fundamental neste caso é um acompanhamento criterioso da taxa de elevação de gases. Elevações progressivas indicam falha iminente do equipamento.

Possíveis Causas No óleo

No transformador

Desgaseific ação com circulação do óleo em termo vácuo.

Desgaseificar o óleo e fazer uma análise antes da nova en ergização. Proceder coletas para acompanhamento da evolução de acordo com a necessidade evidenciada antes da desgaseificação. Se houver aumento continuado dos gases combustíveis após a desgaseificação, o transformador deve sofrer uma intervenção corretiva.

Corona, eletrólise de água ou ferrugem. Operação normal do transformador. Operação normal do transformador. Descarga elétrica de baixa energia. Superaquecimento, havendo decomposição da celulose. Superaquecimento, havendo decomposição do óleo. Superaquecimento, havendo decomposição do óleo.

Arco de energia.

elevada

8.3.1 Tipos de Óleo Mineral Isolante O óleo mineral é utilizado com o objetivo de suprir duas funções importantes nos transformadores de potência; a refrigeração e a isolação elétrica interna do mesmo. A refrigeração é facilitada através das aletas (Radiadores) dos transformadores no qual o óleo quando aquecido troca calor com o meio ambiente e realiza um ciclo, onde o óleo quente sobe (topo do óleo) e escorre pelas aletas sendo resfriado com um maior contato do ar, chegando ao fundo do tanque do transformador e assim recomeça este processo novamente. A isolação da parte ativa do transformador é de suma importância, visto que, no seu interior as mesmas estão muito próximas e sujeitas a arcos elétricos, podendo assim comprometer o seu perfeito funcionamento. Existem dois tipos de óleo mineral isolante:o Naftênico (A) e o Parafínico(B). Somente cerca de 15% das reservas mundiais providas de petróleo bruto podem ser classificadas como naftênicas, o saldo sendo considerado como

190


parafínico. Os crus naftênicos originam-se, principalmente, das Américas do Norte e do Sul, embora tenham sido encontradas em menor quantidades, em outras áreas. Os crus naftênicos são usados para obtenção de produtos especializados, e a oferta e demanda ainda estão equilibradas.Os óleos de base Parafínica vem sendo utilizados em escalas amplas em países como Espanha e México. Todavia, os suprimentos de crus naftênicos estão decrescendo e a demanda de produtos especializados crescendo, enfatizando a necessidade de conversão das linhas de produtos Naftênicos para as de Parafínicos. Na Europa, e exigência de baixo ponte de fluidez tem sido relaxada, para possibilitar a transição para básicos Parafínicos , já sendo usado este produto em transformadores de até 450KV. • NAFTÊNICOS (A): Trata-se de óleo isolante, sem inibidor, de base Naftênica, importado “in-natura”, que é submetido a cuidadoso processo de secagem para enquadrá-lo na norma CNP-16. Esse produto é fornecido em tambores revestidos de resina epóxi e a granel. Apresenta um desempenho que o situa dentro dos mais elevados padrões internacionais para esse tipo de produto, podendo por isso ser recomendado sem restrições para transformadores de elevada tensão e disjuntores que empregam óleo mineral isolante, este óleo é aprovado por grandes fabricantes de transformadores. • PARAFÍNICOS(B): Este óleo é fornecido “in-natura” tanto a granel como em tambores. Trata-se de base parafínico que, mediante secagem e tratamento físicoquímico adequado ( contato com argila ), podendo ser usado em transformadores. Por ser um produto que requer prévio tratamento para ser usado como óleo isolante, o seu desempenho não é garantido pela distribuidora. A resolução de 16/79 referese à aplicação do óleo isolante parafínico em transformadores de tensão até 15KV. 8.3.2 Características do Óleo As características ideais desejáveis para um fluído isolante a ser utilizado em equipamentos elétricos decorrem das funções que lhe são exigidas, ou seja: • Boa característica dielétrica; • Baixo fator de dissipação; • Alta condutividade térmica; • Viscosidade adequada; • Boa estabilidade química:térmica e elétrica; • Absorção de Gases; • Fluidez a baixas temperaturas;

191


• • • • • • • • •

Boa volatilidade; Alto ponto de fulgor; Baixo poder solvente; Extinção de arco; Não inflamável; Não tóxico; Biodegradável; Baixo custo; Facilmente encontrável.

Não há liquido que possua todas essas características, portanto, quando do projeto do equipamento, as limitações de cada fluido devem ser levadas em consideração.

8.3.3 Ensaios Físico-Químicos Realizados na WEG •

Teor de Água Um baixo teor de água é necessário á obtenção e manutenção de uma rigidez dielétrica e perdas dielétricas em níveis aceitáveis, nos sistemas de isolamento. •

Ponto de Fulgor É a temperatura mais baixa na qual os vapores do óleo formam uma mistura inflamável com o ar. É um indicador de volatilidade do óleo. •

Tensão Interfacial É a força em Dynas/cm, necessária à ruptura da película de óleo existente numa interface óleo/água. Quando certos contaminantes, como sabões, tintas, vernizes e produtos de oxidação estão presentes no óleo, a resistência da película de óleo é reduzida, exigindo menos força para sua ruptura. Para os óleos em serviço, um valor reduzido de tensão interfacial significa a presença de contaminantes, produtos de oxidação, em ambos. Os percursores dos produtos de oxidação são indesejáveis, porque podem atacar o isolamento e interferir no resfriamento dos enrolamentos dos transformadores. •

Número de Neutralização É uma medida da quantidade de materiais ácidos presentes. Quando os óleos envelhecem, em serviço, a acidez e, portanto, o número de neutralização aumenta. Um elevado número de neutralização significa que o óleo se oxidou ou que foi contaminado por vernizes, tintas ou outro material estranho. O índice de basicidade (alcalinidade) resulta de um contaminante alcalino no óleo.

192


•

Densidade É a relação dos pesos de iguais volumes de óleo e água. Tem limitado valor na determinação da qualidade de um óleo para fins de aplicações elétricas. Em regiões muito frias, a densidade serve para determinar se o gelo, que eventualmente pode se formar do congelamento da água em unidades cheias de óleo, ficará boiando na superfície. Tal situação que poderá resultar na formação de arcos entre os condutores, acima do nível do óleo. •

Rigidez Dielétrica É a voltagem mínima na qual se forma um arco voltaico em um óleo. É uma medida de capacidade de um óleo de resistir a tensões elétricas, sob freqüência de força, sem falhar. Um baixo valor para a voltagem de ruptura dielétrica geralmente serve para indicar a presença, no óleo, de contaminantes, tais como água, sujeiras ou partículas condutoras. •

Fator de Potência É o coseno do ângulo de fase entre o potencial senoidal aplicado ao óleo e a corrente resultante. O fator de potência indica a perda dielétrica de um óleo e, portanto, o aquecimento dielétrico. Um alto fator de potência é uma indicação de presença de contaminantes ou de produtos de deterioração, tais como: umidade, carbono ou matéria condutora, sabões metálicos e produtos de oxidação.

Ensaio Normas Valores Especificados

Conces. Interno Óleo Usado

Óleo Novo

Rigidez Dielétrica (kV)

Fator de Potência (%)

Tensão Interfacial (dinas/cm)

Teor de Água (ppm)

Densidade (g/cm3)

Acidez (mgkoh/g)

Ponto de Fulgor ( 0C)

NBR – 6869 Mín. 30 Mín. 50 Mín. 30

NBR – 12133 Máx. 0,9 Máx. 0,5 Máx. 15

NBR – 6234 Mín. 40 Mín. 40 Mín. 20

NBR – 10710 Máx. 25 Máx. 15 Máx. 35

NBR - 7148

MB – 101 0,03 0,03 0,25

NBR – 11341 Mín. 140 Mín. 140 Mín. 140

193

A > 0,861 B ≤ 0,860


9. INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO

Os procedimentos relacionados ao recebimento, instalação e manutenção de transformadores imersos de líquido isolante, de distribuição e de potência, estão detalhados, respectivamente, na NBR 7036 e NBR 7037. E os transformadores a seco na NBR 7037.

9.1. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

9.1.1. Recebimento

Quando do recebimento o equipamento deverá ser imediatamente submetido a uma inspeção visual, de modo a verificar:

-

características da placa de identificação em conformidade com o pedido;

-

inexistência de fissuras ou lascas nas buchas e danos externos no tanque ou acessórios;

-

a totalidade dos terminais e acessórios;

-

nível do líquido isolante;

-

a exatidão dos instrumentos através de suas leituras;

-

os componentes externos do sistema de comutação;

-

a inexistência de vazamentos através das buchas, bujões e soldas;

-

indícios de corrosão em qualquer ponto do tanque;

-

marcação correta dos terminais;

-

estado da embalagem, quando existente.

9.1.2. Manuseio

Se o transformador não puder ser conduzido por um guindaste ou carro hidráulico, pode então ser deslocado sobre roletes. Neste caso devem ser colocadas pranchas para melhor distribuição dos esforços na base.

194


O transformador deve ser sempre levantado por todas as alças de suspensão, nunca devendo ser levantado ou movido por laços colocados nas buchas, no olhal de suspensão da tampa ou em outros acessórios.

9.1.3. Armazenagem

Quando o transformador não for posto em serviço imediatamente, deve ser armazenado com líquido isolante em seu nível normal, de preferência em condições que o transformador não fique sujeito aos intempéries, as grandes variações de temperatura e a gases corrosivos e de modo a não sofrer danos mecânicos. Recomenda-se que o transformador não fique em contato direto com o solo.

9.1.4. Instalação

Transformador de distribuição para postes e plataforma.

Antes da instalação do transformador deve ser feito uma verificação, sendo:

-

inspeção visual, principalmente nas buchas, conectores e acessórios;

-

verificar se os dados da placa de identificação estão coerentes com sistema em que o transformador será instalado;

-

observar o correto nível do líquido isolante;

-

o sistema de fixação do transformador deve estar de acordo com a PB99;

-

com o içamento do transformador, as cordas ou cabos utilizados devem ser fixados nas alças, ganchos ou olhais existentes para essa finalidade;

-

o transformador não deve sofrer avarias de qualquer natureza; antes de içar o transformador, é conveniente fixar os suportes;

-

as ligações do transformador devem ser realizadas de acordo com o diagrama de ligações de sua placa de identificação;

-

os transformadores devem ser protegidos contra sobrecargas, curtocircuito e surtos de tensão;

195


-

os elos utilizados nas chaves devem estar de acordo com a potência e classe tensão do transformador;

-

após energização do transformador, é necessário uma inspeção final com medição da tensão secundária.

9.1.5. Manutenção

Se refere a transformadores imersos em líquido isolante, funcionando em condições normais, que recomendam providências e manutenções periódicas, tanto nas oficinas como no campo.

9.1.6. Inspeção Periódica

A cada doze meses, ou a critério do usuário, deve ser realizado no campo uma inspeção externa com o transformador energizado, observando-se a distância e estado do equipamento:

- verificação de fissuras, lascas ou sujeiras nas buchas e danos externos no tanque ou acessórios; - estado dos terminais de ligações do transformador; - vazamento pelas buchas, tampas, bujões, soldas, etc.; - pontos de corrosão em qualquer parte; -

existência de ruídos anormais de origem mecânica ou elétrica;

-

fixação do transformador;

-

aterramento e equipamentos de proteção do transformador;

-

nível do líquido isolante, quando o indicador for externo.

A cada cinco anos, ou a critério do usuário, devem ser realizados os seguintes ensaios e procedimentos com o transformador desenergizado:

-

resistência de isolamento;

-

retirada da amostra do líquido isolante.

196


NOTA: Se os valores indicarem a necessidade de revisão completa no transformador, recomenda-se enviar a unidade para oficinas especializadas ou fabricante.

9.1.7. Revisão Completa

- Retirada do conjunto núcleo-bobinas (parte ativa) para inspeção e limpeza; - manutenção do tanque (interno e externo) e dos radiadores; - efetuar

tratamento

do

líquido

isolante

ou

substituí-lo

caso

haja

necessidade; - substituição das gaxetas das tampas e das buchas do transformador; - verificar os terminais; - verificar os flanges e parafusos; - secagem do conjunto núcleo-bobinas e reaperto geral; - montagem do transformador; - execução dos ensaios.

NOTA: Os ensaios devem adotar, a seu critério, qualquer método a fim de evitar que ocorram sobrecargas no transformador. 9.2. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (FORÇA)

9.2.1. Recebimento

Antes do descarregamento, deve ser feito, por pessoal especializado, uma inspeção preliminar no transformador, de modo a verificar:

- condições externas do transformador, acessórios e componentes, quanto a deformações; - vazamento de óleo e estado da pintura.

197


9.2.2. Descarregamento e Manuseio

Todos serviços de descarregamento e locomoção do transformador deve ser executados e supervisionados por pessoal especializado:

-

levantamento ou tração deve ser feito pelos pontos de apoio indicados nos desenhos ou instruções do fabricante;

-

todos os componentes e acessórios devem ser manuseados com devido cuidado;

-

manuseio do transformador deve ser feito de forma planejada e cuidadosa.

9.2.3. Verificações e Ensaios de Recebimento

Para transformador transportado sem óleo, verificar a pressão do gás seco no tanque e nos cilindros de suprimento, conforme orientação do fabricante.

Quando transportado o transformador com óleo, fazer as análises de rigidez dielétrica e teor de água no óleo para que possa concluir sobre a absorção de umidade por parte do isolamento.

NOTA: Quando se tratar de transformadores sob garantia, qualquer ocorrência deve ser comunicado ao fabricante, para que este indique as providências a serem tomadas.

9.2.4. Armazenamento

É recomendável que o transformador seja armazenado com conservador e respectiva tubulação montados, preenchidos com óleo, até o nível normal do conservador, instalando-se secador de ar com sílica gel.

O transformador pode ser armazenado sem óleo, desde que para curtos intervalos de tempo (máximo de três meses) ou conforme instrução do fabricante. Neste caso

198


deve ser realizado, inspeção diária na pressão de gás, de modo a detectar vazamento.

9.2.5. Instalação

Antes de qualquer providência, para montagem do transformador, deve ser verificada a disponibilidade de pessoal qualificado assim como de equipamentos e ferramentas adequadas. Também deve ser feito uma verificação constante de:

-

não é recomendável a montagem do transformador em dias chuvosos;

-

inspeção visual, principalmente quanto ao correto nivelamento na base;

-

fixação correta do transformador, através da inspeção do dispositivo de avançagem;

-

inspeção visual, na parte externa do tanque do transformador;

-

verificação dos dados de placa se estão compatíveis com a especificação técnica do equipamento;

-

para transformadores religáveis, constatação de ser a ligação de despacho (expedição) atende ao especificado;

-

para transformadores transportados sem óleo, devem ser verificados a pressão do gás;

-

para transformadores transportados com óleo, sempre que possível retirar amostra do óleo isolante para análise em laboratório;

-

devem ser verificadas as conecções de aterramento do transformador.

9.2.6. Montagem do Transformador

A montagem do transformador deve ser efetuado conforme as instruções específicas do fabricante. Quando da não disponibilidade das instruções é recomendável a seqüência de procedimentos discriminados na norma NBR 7037.

199


9.2.7. Cuidados Recomendados durante e após a Montagem

Comutador de derivações em carga: deve-se ter precauções para que sejam retirados calços eventualmente colocados no seletor para fins de transporte.

Acessórios: devem ser verificados antes de sua montagem, quanto a inexistência de oxidação, partes quebradas, atritos, corrosão, etc.

Relê de gás: verificar se a inclinação da tubulação do relê do gás é adequada e se a posição da montagem do relê de gás no tocante ao sentido do fluxo de gás (transformador/conservador).

Nível de óleo: verificar o nível de óleo nas buchas, conservador, bolsas de termômetros, secador de ar (cuba). Desareação (sangria): efetuar drenagem de ar em todos os pontos previstos (radiadores, buchas, relê de gás, tampas de inspeção, comutadores, registros, etc.).

Secador de ar: prover o secador de ar com substância higroscópica (sílica gel). Posição dos registros: controlar a posição de todos os registros das tubulações de preservação e resfriamento.

Indicador de temperatura: os seus capilares devem ser protegidos, evitando sua danificação durante os trabalhos subsequentes.

Ligações de aterramento: verificar se todas as ligações de aterramento do transformador estão corretas.

Buchas e conectores: conectores devem ser devidamente apertados. Verificar se os terminais para ensaio nas buchas capacitivas estão devidamente aterrados.

Vazamento: verificar a ocorrência de vazamento e providenciar a sua supressão.

200


9.3. ENSAIOS

É recomendável a execução dos seguintes ensaios no transformador antes de sua energização:

a) análise do líquido isolante; b) análise cromatográfica; c) medição do fator de potência do transformador e fator de potência e capacitância das buchas, se providas de derivações capacitivas; d) medição da resistência de isolamento do transformador e da fiação de painéis e acionamento(s) motorizado(s); e) medição da relação de transformação em todas as fases e posições do comutador de derivações sem tensão; f) simulação da atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização, verificação do ajuste e/ou; g) medição da relação de transformação, saturação e polaridade dos TC; curto-circuito e aterrar todos os secundários do TC que não tiverem previsão de uso, em só transformador provido; h) verificar as tensões e isolação dos circuitos auxiliares antes de sua energização; i) após energização dos painéis e acionamentos motorizados, verificar sentido de rotação dos motores dos ventiladores; j) medição da resistência elétrica em todos os enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador de derivações; k) instalação do secador de ar (sílica gel).

9.4. ENERGIZAÇÃO

Antes de sua energização, é recomendada uma nova desareação (sangria) das buchas •69kV, relê de gás, bujão de drenagem da janela inspeção, etc. Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador.

201


É importante observar que transformadores devem ser energizados após decorridas, pelo menos, 24h da conclusão de enchimento com óleo.

Ajustar e travar a posição do comutador manual, conforme recomendado pela operação do sistema.

Todo o período de montagem, ensaios e energização, se possível, deve ser acompanhado por um supervisor do fabricante.

Se possível, o transformador deve ser energizado inicialmente em vazio.

Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do óleo isolante, antes da energização (referência), 24h a 36h após a energização, 10 dias e 30 dias após a energização.

9.5. MANUTENÇÃO

Para problemas típicos normalmente encontrados e soluções recomendadas relativas à manutenção, transcrevemos as verificações sugeridas pela NBR 7037 anexo D. considerar (S) semestrais, (T) trienais;

Buchas: - vazamentos(S) - nível do óleo (S) - trincas ou partes quebradas, inclusive no visor do óleo (T) - fixação - condições e alinhamento dos centelhadores (T) - conectores, cabos e barramentos (T) - limpeza das porcelanas (T)

202


Tanque e radiadores: - vibração do tanque e das aletas dos radiadores (S) - vazamentos: na tampa, nos radiadores, no comutador de derivações, nos registros e bujões de drenagem (S) - estado da pintura: anotar os eventuais pontos de oxidação - estado dos indicadores de pressão (para transformadores selados) (S) - todas as conecções de aterramento (tanque, neutro, etc.) (T) - bases (nivelamento, trincas, etc.) (S) - posição das válvulas dos radiadores (S)

Conservador:

- vazamento (S) - registro entre o conservador e o tanque, se estão totalmente abertos (T) - fixação do conservador (T) - nível do óleo isolante (S)

Termômetros e/ou imagens térmicas:

- funcionamento dos indicadores de temperatura (S) - valores de temperatura encontrados (anotar) (S) - estado dos tubos capilares dos termômetros (T) - pintura e oxidação (S) - calibração e aferição (T) - nível de óleo na bolsa (T) Sistema de ventilação: - ventiladores, quanto a aquecimento, vibração, intempéries, fixação, pintura e oxidação (S) - acionamento manual (S) - circuito de alimentação (S) - pás e grades de proteção (S)

203

ruído,

vedação

a


Secador de ar:

- estado de conservação (S) - limpeza e nível de óleo da cuba (S) - estado das juntas e vedação (S) - condições da sílica gel (S) Dispositivo de alívio de pressão:

- tipo tubular: verificar membranas (T) - tipo Válvula: verificar funcionamento do microrruptor (T)

Relê de gás:

- presença de gás no visor (S) - limpeza do visor (T) - vazamento de óleo (S) - juntas (S) - fiação (T) - atuação (alarme e desligamento) (T)

Relê de Pressão:

- vazamento (S) - juntas (S) - contatores tipo plugue (T) - fiação (T)

Comutadores de derivações: - sem tensão: estado geral e condições de funcionamento (T) - em carga: Nível de óleo do compartimento do comutador (S) - condições da caixa do acionamento motorizado quanto a limpeza,

204


umidade, juntas de vedação, trincos e maçanetas, aquecimento interno etc.(S) - motor, circuito de alimentação e fiação (S).

Caixa de terminais da fiação de controle e proteção:

- limpeza, estado da fiação, blocos terminais(S) - juntas de vedação, trincos e maçanetas (S) - resistor de aquecimento e iluminação interna (S) - fixação, corrosão e orifícios para aeração (S) - contatores, fusíveis, relês e chaves (T) - isolação da fiação (T) - aterramento do secundário dos TC, régua de bornes, identificação da fiação e componentes (T)

Ligações externas:

- aterramento (T) - circuito de alimentação externos (S)

205


ANEXO I FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO Cliente: Referência:

-

Especificação/Norma:

NBR -5440/83

1 IDENTIFICAÇÃO Item:

01

Quantidade: Tag:

-

Código do produto:

2001.2002

Tipo:

2

Distribuição

CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação:

Ao tempo

Altitude máxima de instalação [m]:

1000

Atmosfera:

Não Agressiva

Temperatura máxima do ambiente [ºC]:

3

40

CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Potência [kVA]:

300

Número de fases:

3

Freqüência [Hz]:

60

Grupo de lig ação:

Dyn1

Polaridade:

Subtrativa

Refrigeração:

ONAN

Enrolamento de alta tensão: Tensão nominal [kV]:

6.9

Derivações [kV]:

± 2 x 2.5%

Classe de tensão [kV]:

7.2

Tensão aplicada [ kVef]:

20

Tensão de impulso atmosférico [kV cr]:

60

Enrolament o de baixa tensão Tensão nominal [kV]:

208

Classe de tensão [ kV]:

1,2

Tensão aplicada [kVef]:

10

Tensão de impulso atmosférico [kVcr]: Classe do material isolante:

A

206


Valores garantidos [300kVA/6. 9kV e 75ºC] Corrente de excitação [%] :

2,4

Impedância [%]:

4,5

Perdas a vazio [W]:

1.120

Perdas tot ais [W]:

4.480

Nível de ruí do (pressão acústica) [dB]:

4

55

CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Forma construtiva:

Selado

Líquido isolante:

Óleo Mineral

Pintura de acabamento:

Munsell N6.5

Tipo de núcleo:

Empilhado

Buchas de alta tensão Locali zação:

Tampa

Quantidade:

3

Tipo: Conector de fase:

ABNT 15kV/160A Prensa-cabo 10 a 70mm2

Conector de neutro:

Não aplicável

Buchas de baixa tensão Locali zação:

Lateral

Quantidade:

4

Tipo:

ABNT 1,3kV/400A

Conector de fase:

Prensa-cabo 70 a 300mm2

Conector de neutro:

Prensa-cabo 70 a 30 0mm2

Massas Parte ativa [kg]:

450

Líquido isolant e[kg]:

180

Tanque e acessórios [kg] :

280

Transformador complet o [kg]:

910

Dimensões (C x L x A) [mm]: 5

1.700 X 1.000 X 1.130

ACESSÓRIOS Visor de nível de óleo:

Não

Válvula de alívio de pressão: Comutador de derivações a vazio:

Não Sim (acio namento interno)

Conexão para drenagem/amostragem:

Não

Conexão superior para filtro prensa:

Não

Conexão inferior para filtro prensa:

Não

Suporte para poste:

Sim

207


Suporte para pára-raios:

Não

Apoios para macaco:

Não

Janela de inspeção:

Sim

Olhais para tração:

Não

Ganchos de suspensão: Sim (parte ativa e transformador completo) Placa de identificação:

Sim

Rodas:

Sim (unidirecionais)

Base para arraste ou apoio:

Sim (apoio)

Conector de aterram ento:

6

Sim (10 a 70mm2)

ENSAIOS (ABNT/NBR -5356/96)

Rotina:

Sim

Tipo Especiais:

208


ANEXO II FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE FORÇA Cliente: Referência: Especificação/Norma:

NBR -5356/99

1 IDENTIFICAÇÃO Item:

01

Quantidade:

01

Código do produto:

3005.5829

Tipo:

FORÇA

2 CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação:

Ao tempo


1000

Atmosfera:

Não Agressiva


40

3 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Freqüência [Hz]:

Enrolamento:

60

Número de f ases:

3

Grupo de ligação:

Potência [MVA]

Dyn1

Tensão [kV]

Ligação

-

11 ± 2 X 2.5%

D

CST

-

-

4.16

yn

-

-

-

-

-

-

ONAN

ONAF1

ONAF2

Alta tensão:

5

-

Baixa tensão:

5

Terciário:

-

Elevação de temperatura do enrolamento [°C]

Comutação

Média

55

Ponto mais quente

65

Elevação de temperatura no topo do óleo [° C]

55

Classe do material isolante

A

209


Alta tensão

Baixa tensão

Terciário

Fase

Neutro

Fase

Neutro

Fase

15

-

7,2

7,2

-

Onda plena

95

-

60

60

-

Onda cortada

105

-

66

NA

-

Onda de manobra

NA

-

NA

NA

-

Tensão aplicada [kV]

34

-

20

20

-

Tensão induzida [kV]

2 X VN

-

2 X VN

-

-

NA

-

NA

NA

-

Nível de isolamento [KV] Tensão de impulso [kV]

Tensão induzida de longa duração [kV]

90%

100%

110%

Perda a vazio[kW]

-

6

-

Corrente de excitação [%] (Ba se de 5 MVA)

-

0,7

-

Base

Impedância

Perda em Carga

Posição [kV]

Potência [MVA]

@ 75°C [%]

@ 75°C [kW]

-

-

-

-

11/4.16

5

6

34

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Alta tensão/Baixa tensão

Alta tensão/Terciário

Baixa tensão/Terciário

Nível de ruído [dB] Nível de tensão de rádio -interferênci a [µV] Descargas parciais [pC]

ONAN

ONAF1

ONAF2

-

-

-

2.500 300

Regulação [%] Cos ø = 0,8

Cos ø = 0,9

Cos ø = 1

ONAN

4,22

3,34

0,86

ONAF1

-

-

-

ONAF2

-

-

-

210


Rendimento [%]

Fator de Carga

Cos ø = 0,8

Cos ø = 0,9

[%]

ONAN

ONAF1

ONAF2

ONAN

25

99,19

-

-

99,28

-

50

99,28

-

-

99,36

75

99,17

-

-

100

99,01

-

125

98,83

-

Cos ø = 1

ONAF1 ONAF2

ONAN

ONAF1

ONAF2

-

99,35

-

-

-

-

99,42

-

-

99,26

-

-

99,33

-

-

-

99,12

-

-

99,21

-

-

-

98,96

-

-

99,06

-

-

4 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Forma construtiva:

Com conservador

Líquido isolante:

Óleo mineral

Buchas de alta tensão:

Na tampa (saída a érea)

Buchas de baixa tensão:

Na tampa (saída aérea)

Buchas do terciário:

Não aplicável

Pintura de acabamento:

Bege fosco (Ral 1015)

Massa [kg]

Dimensão [mm] Comprimento

Largura

Altura

Parte ativa

4.500

Líquido isolante

1.890

Tanque e acessórios

4.300

Transformador completo

10.690

2.440

2.750

2.920

Maior peça para transporte

7.900

2.440

1.850

2.650

5 ACESSÓRIOS Indicador magnético de nível de óleo:

Sim

Secador de ar com sílica gel:

Sim

Termômetro do ól eo:

Sim

Termômetro do enrol amento:

Sim

Monitor de temperatura:

Não

Transdutor de temperatura:

Não

Válvula de alívio de pressão:

Sim

Centelhadores para alta tensão:

Não

Centelhadores para baixa tensão:

Não

Centelhadores para terciário:

Não aplicável

Relê de pressão súbita:

Não

Manômetro:

Não

Relê de gás tipo Buchhol z:

Sim

211


Radiadores destacáveis:

Sim

Apoios para macaco:

Sim

Janela de inspeção:

Sim

Janela de visita:

Não

Ganchos de suspensão:

Sim

Caixa de circuitos auxiliares:

Sim

Blindagem eletrostática:

Não

Placa de identificação:

Sim

Placa diagramática:

Sim

Placa de identificação para buchas:

Não

Conector de aterramento:

Sim (50 a 120 mm2)

Base para arraste ou apoio:

Sim (apoio)

Rodas:

Sim (bidirecionais, lisas)

Fiação dos acessórios:

Sim

Conectores de alta te nsão (fase):

Sim

Conectores de alta tensão (neutro):

Não aplicável

Conectores de baixa tensão (f ase):

Sim

Conectores de baixa tensão (neutro):

Sim

Conectores de terciário:

Não aplicável

Acessórios para o comu tador sob carga:

Não

TC

Bucha

Relação

Exatidão

Fator Térmico

Quant. por Bucha

Aplicação

1,2,3

X1,X2,X3

800/5A

10B100

1.2

1

PROTEÇÃO

4,5,6

X1,X2,X3

800/5A

0.6C12.5

1.2

1

MEDIÇÃO

7

X2

700/1.5A

3C25

1.5

1

IM. TÉRMICA

6 ENSAIOS (ABNT/NBR -5380) Rotina:

Sim

Tipo:

Não

212


ANEXO III FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADOR A SECO Cliente: Referência: Especificação/Norma:

1

NBR -10295/98

IDENTIFICAÇÃO Item: Quantidade:

01

Tag: Código do produto: Tipo:

2

1110.1381 Seco, não enclausurado

CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação:

Interior


1000

Atmosfera:

Não Agressiva


3

40

CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Potência [kVA]:

1000

Número de fases:

3

Freqüência [Hz]:

60

Grupo de li gação:

Dyn1

Refrigeração:

AN

Enrolamento de alta tensão Tensão nominal [kV]: Derivações [kV]:

13,8 13,8/13,2/12,6/12,0/11,4


15


34

Tensão de impulso atmosférico [kVcr]:

95

Enrolament o de baixa tensão Tensão nominal [kV]:

0,380/0,220


0,6


4

Tensão de impulso atmosférico [kVcr]: Classe do material isolante:

F

Valores garantidos [1000kVA/1 3,8kV e 115ºC]

213


Corrente de excitação [%]:

2,00

Impedância [ %]:

4,5

Perdas a vazio [W]:

2.800

Perdas no cobr e [W]:

10.000

Perdas totais [W]:

4

12.800

Nível de ruído (pressão acústica) [dB]:

64

Descargas parciais [ pC]:

20

CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Grau de proteção:

IP -00

Classe do transformador:

C1/E1/F0

Material dos condutores:

Cobre (alta tensão) e alumínio (baixa tensão)

Terminais de alta tensão:

Bandeira (1 furo NEMA)

Terminai s de baixa tensão: Encapsulamento d o Enrolament o AT

Bandeira A vácuo, em resina epóxi sistema Vântico CW 229

Massa total [kg]:

2500

Dimensões (C x L x A) [m m]:

5

1530 x 830 x 1760

ACESSÓRIOS Monitor de temperatura sem indicador:

Não

Monitor de temperatura com indicador:

Sim (T -154)

Sensor de temperatura:

Sim

Sistema de comutação a vazio (links):

Sim

Motoventiladores:

Não

Olhais para tração:

Sim

Olhais de suspen são:

Sim

Placa de identificação:

Sim

Rodas:

Sim (bidireci onais)

Base:

Sim (apoio)

Conector de aterramento:

6

Sim

ENSAIOS (ABNT/NBR -10295/98) Rotina:

Sim

Tipo: Especiais:

214


1. Bucha de Alta Tensão 1.1. Terminal de alta tensão 2. Tampa 3. Abertura para inspeção 4. Guarnição 5. Comutador 6. Armadura 7. Núcleo 8. Bobinas 8.1. Bobina B.T. 8.2. Bobina A.T. 9. Tanque 9.1. Olhal de Suspensão 9.2. Radiador 9.3. Suporte para fixação ao poste 10. Bucha de Baixa Tensão 10.1. Terminal de Baixa Tensão 11. Placa de Identificação 12. Dispositivo de aterramento

215


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Transformadores weg

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