Baixe Apostila cálculo de trafos - curso de bobinagem - weg e outras Notas de aula em PDF para Engenharia Elétrica, somente na Docsity! WEG INDÚSTRIAS S.A TRANSFORMADORES INSTRUTOR : KLAUS KASPAREIT Indice 1 Indice.................................................................................................................... 2 1.1 CoMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR..................................................... 6 1.2 sentido de enrolamento......................................................................................... 8 1.3 Sistemas Elétricos................................................................................................. 9 2 Tipos de Ligação................................................................................................... 9 2.1 Ligação Triângulo..................................................................................... 9 2.2 Ligação Estrela..................................................................................................... 10 2.3 Ligação Zig-Zag................................................................................................... 10 2.4 religações.............................................................................................................. 11 3 Potências............................................................................................................... 13 3.1 Potência Ativa ou Útil........................................................................................... 13 3.2 Potência Reativa................................................................................................... 13 3.3 Potência Aparente................................................................................................. 14 4 Transformadores Trifásicos.................................................................................. 19 4.1 Potências Nominais Normalizadas....................................................................... 19 4.2 Tensões................................................................................................................. 19 4.3 Derivações............................................................................................................ 21 4.4 Corrente Nominal................................................................................................. 24 4.5 Freqüência Nominal.............................................................................................. 26 4.6 Deslocamento Angular.......................................................................................... 26 4.7 2.8. Identificação dos Terminais.......................................................................... 30 5 Características de Desempenho............................................................................ 35 5.1 Perdas.................................................................................................................... 35 5.1.1 Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em carga ou perdas no cobre)..... 36 5.1.2 Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas a Vazio)...................................... 36 5.2 Rendimento........................................................................................................... 37 5.3 Regulação............................................................................................................. 38 5.4 Capacidade de Sobrecarga.................................................................................... 40 5.5 Características de Instalação................................................................................. 41 5.5.1 Condições Normais............................................................................................... 41 5.5.2 CONDIÇÕES ESPECIAIS................................................................................... 42 5.6 Operação em paralelo........................................................................................... 43 5.7 .............................................................................................................................. 5.8 DIVISÃO DE CARGA ENTRE TRANSFORMADORES.................................. 45 6 Características Construtivas................................................................................. 46 6.1 Parte ativa............................................................................................................. 46 6.2 Núcleo................................................................................................................... 47 6.3 Enrolamento.......................................................................................................... 47 6.4 Dispositivos de prensagem, calços e isolamento.................................................. 48 6.5 Comutador de derivações..................................................................................... 48 6.5.1 Tipo Painel............................................................................................................ 48 6.5.2 Comutador tipo linear........................................................................................... 49 6.6 Buchas................................................................................................................... 49 6.6.1 Radiadores............................................................................................................ 50 6.7 Líquido de isolação e refrigeração........................................................................ 51 6.8 Placas de identificação.......................................................................................... 51 6.9 isolamento entre espiras........................................................................................ 52 6.10 fios paralelos......................................................................................................... 52 CoMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR O fenômeno da transformação é baseada no efeito da indução mútua. Veja a figura abaixo, onde temos um núcleo constituído de lâminas de aço prensadas e onde foram construídos dois enrolamentos. Ul = 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 Ul alternada ao primário, circulará por este enrolamento uma corrente IL alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo magnético também alternado. A maior parte deste fluxo ficará confinado ao núcleo, uma vez que é este o caminho de menor relutância. Este fluxo originará uma força eletro motriz (f.e.m.) E1 no primário e E2 no secundário proporcionais ao número de espiras dos respectivos enrolamentos segundo a relação: a = razão de transformação ou relação entre espiras. As tensões de entrada e saída U1 e U2 diferem muito pouco das f.e.m. induzidas E1 e E2 e para fins práticos podemos considerar: Podemos também provar que as correntes obedecem à seguinte relação: ou onde I1 é a corrente no primário e I2 no secundário. Quando a tensão no primário U1 é superior à do secundário U2, temos um transformador abaixador. Caso contrário, teremos um transformador elevador de tensão. Para o transformador abaixador a > 1 e para o elevador de tensão, a < 1. Cabe ainda fazer nota 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 enrolamentos 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. Fundamentalmente três fatores norteiam a elaboração do projeto de um transformador: custo, perdas e impedância. Se de um lado o mínimo custo é fator preponderante na conquista de mercados, de outro, os fatores perdas e impedância exibem a qualidade do equipamento. Deste modo, mais do que um equilíbrio entre todos os fatores, é fundamental que seja projetado um transformador que tenha o mínimo de perdas e impedância permitidos por norma. Fig 5 Fig 6 Ligação Estrela Ligando um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três restantes, forma-se um sistema trifásico em estrela (Fig.6). As vezes o sistema trifásico em estrela é a “quatro fios” com neutro. O quarto fio é ligado ao ponto comum as três fases. A tensão de linha, ou tensão nominal do sistema trifásico, e a corrente de linha são definidas do mesmo modo que na ligação triângulo. Examinando o esquema da figura 7 vê- se que: 1) A corrente de cada fio da linha, ou corrente da linha IL = If. 2) A tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica das tensões de duas fases as quais estão ligados os fios considerados, ou seja: UL = Uf x F 0D 63 = 1,732 Uf Fig.6 Fig.7 Ligação Zig-Zag Este tipo de ligação é preferível onde existem desequilíbrios acentuados de carga. Na Fig.8 temos um diagrama mostrando as ligações e os sentidos das correntes em cada enrolamento Na Fig. 9 temos o diagrama fasorial da ligação zig-zag. Fig.8 O transformador torna-se mais caro, além do aumento de 15,5% no volume de cobre e é mais trabalhosa a sua montagem. 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 Além de atenuar a terceira harmônica, oferece a possibilidade de 3 tensões: 220/127; 380/220; 440/254 V. Fig.9 religações Os transformadores religáveis possuem duas ou mais tensões disponíveis, ou seja, podem ser religados numa outra tensão conforme a tensão da rede. Dessa forma, esses transformadores tem seus enrolamentos com possibilidade de ligação para duas tensões. As religações para A.T. mais comuns são: • Triângulo / triângulo – triângulo – triângulo (neste caso cuidar em utilizar no mínimo seis bobinas / pilar) Ex: 24kV / 8kV • Triângulo / triângulo – triângulo Ex: 13,8kV / 6,9 kV • Triângulo / triângulo Ex: 36,2 kV / 27,3 kV (Padrão Light) • Triângulo / estrela Ex: 13,8 kV / 23,902 kV • Estrela / triângulo Ex: 23,902 / 13,8 kV • Estrela / triângulo – estrela Ex: 13,8 kV / 3,984 kV O cálculo do enrolamento é o mesmo, as derivações é que devem ser dimensionadas de maneira tal que ligando-as em série tenhamos uma determinada tensão, e outra quando ligarmos em paralelo. Determinação Estrela Triângulo Zig-Zag Tensão de Linha UL UL UL Tensão no enrolamento UL Corrente de linha IL IL IL Corrente de enrolamento IL IL Ligações dos enrolamentos Esquemas Potência Aparente kVA Potência Ativa kW Potência Reativa kVAr Potência absorvida da rede primária KVA Fator de Potência do primário (*) Fator de Potência do secundário Do projeto de instalação (cosØ2) (*) ey = Tensão de curto-circuito er = componente da tensão de curto-circuito Exercício: 1) Um transformador trifásico de 1500KVA, ligação Dyn1, ou seja ligado em delta no primário e estrela no secundário, tem as seguintes tensões de linha: - Primário: 13800V - Secundário: 380V Calcular: a) A tensão de linha e de fase da AT b) A Corrente de linha e de fase da AT c) A tensão de linha e de fase da BT d) A Corrente de linha e de fase da BT Exemplo 1: Cálculo da potência aparente requerida por dois equipamentos com fator de curtocircuitados. A impedância de um transformador é também conhecida como tensão de curto circuito (Vcc%), 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, cujos terminais estão curto-circuitados. Os valores de impedância do transformador são geralmente normalizados (NBR 5440 e 5356) pela potência e classe de tensão. Mas o cliente pode exigir uma impedância especial. A impedância de curto-circuito medida deve manter-se dentro de F 0B 1 7,5% de tolerância em relação ao valor garantido pelo fabricante, para 1 peça e não varia mais de 7,5% em lote. Impedância de Seqüência Zero: é a impedância sob freqüência nominal, entre os terminais de linha de um enrolamento polifásico em Estrela ou Zig-Zag, interligados e o terminal de neutro. Seu valor depende do tipo de ligação. È necessário conhecer a impedância de seqüência zero para o estudo de circuitos polifásicos desequilibrados (curto-circuito), somente é levado em consideração em transformadores Delta-Estrela (zig-zag) ou Estrela-Estrela (zig-zag) duplamente aterrado. Escolha de Tensão Nominal Na escolha da tensão nominal deve se levar em consideração os seguintes casos: 1° caso: Transformadores de distribuição regidos pela NBR 5440. 2° caso: Transformadores 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. 3° caso: Transformador para uso industrial. Em uma indústria, poderemos Ter três ou até quatro níveis de tensão: • Subestações de entrada: Primário – 72.5 kV e 138 kV Secundário – 36.2 kV – 24.2 kV ou 13.8 kV • Subestações de distribuição: Primário – 36.2 kV – 24.2 kV ou 13.8 kV Secundário – 440/254 V – 380/220 V ou 220/127 V Quando a potência dos transformadores for superior a 3 MVA, não é recomendável baixar a tensão diretamente para a tensão de uso, pois os mesmos tornam-se muito caros devido as altas correntes. Recomenda-se baixar para uma média tensão, ou seja, 6.9 kV, 4.16 kV ou 2.4 kV 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 aquisição de um 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 380/220 V requer seções menores dos condutores para uma mesma potência. b) segurança – a tensão de 220/127 V 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 380/220 V e para instalações de iluminação e força de residências deve-se adotar 220/127 V. Na NBR 5440 da ABNT encontramos a padronização das tensões primárias e secundárias. Derivações Para adequar a tensão primária do transformador à tensão de alimentação, o enrolamento primário, normalmente o de TS, é dotado de derivações (tap’s), que podem ser escolhidos mediante a utilização de um painel de ligações ou comutador, conforme projeto e tipo construtivo, instalados junto a parte ativa, dentro do tanque. Este aparato, na maioria dos transformadores de baixa potência, deve ser manobrado com o transformador desconectado da rede de alimentação. Em geral o valor da tensão primária, indicada pela concessionária constitui o valor médio entre aqueles que efetivamente serão fornecidos durante o exercício. Definições Derivação principal: 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 par 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. Derivação superior: aquela cujo fator de derivação é maior que 1. Derivação inferior: aquela cujo fator de derivação é menor que 1. Degrau de derivação: diferença entre os fatores de derivação, expresso 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 derivação é expressa de seguinte forma: 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 a seguir é a representação esquemática de um enrolamento trifásico com três derivações e a forma de suas conexões. IN = corrente nominal Ez = impedância a 75°C 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. 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 concorrência 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. Corrente de Partida ou Inrush É o valor máximo da corrente de excitação (I0) no momento em que o transformador é conectado a 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. O fabricante deverá ser consultado para se saber o seu valor. Costuma-se admitir o seu tempo de duração em torno de 0,1 segundo (após a qual a mesma já desapareceu). 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 60 Hz, de forma que todos os equipamentos elétricos são projetados para esta mesma freqüência. Existem muitos países onde a freqüência nominal padrão é 50 Hz, como Argentina, Uruguai, Paraguai, entre outros. Nível de Isolamento O nível de isolamento dos enrolamentos deve ser escolhido entre os valores indicados na tabela ao lado (conforme norma ABNT NBR 5356). A escolha entre as tensões suportáveis nominais, ligadas a dada a tensão máxima do equipamento da tabela acima, depende da severidade das condições de sobretensão esperadas no sistema e da importância da instalação. Deslocamento Angular Em transformadores trifásicos, os enrolamentos de cada fase são construídos trazendo intrinsecamente o conceito de polaridade, isto é, isolando-se eletricamente cada uma das fases, podemos realizar o teste de polaridade do mesmo modo que para os transformadores monofásicos. No entanto, tal procedimento torna-se pouco prático, além do mais, não nos informa a maneira como estão interligados os enrolamentos. Assim uma novo grandeza foi introduzida, o deslocamento angular 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 abaixo. Tomando o fator de AT como origem, determinamos o deslocamento angular através do ponteiro de um relógio, cujo ponteiro grande (minutos) se acha parado em 12 coincide com o fator de 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 fasor de tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário e o terminal de linha correspondente do enrolamento considerado. 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 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) TRANSFORMADOR MONOFÁSICO FN (1 BUCHA DE AT E 3 BUCHAS DE BT) Transformador monofásico FF (2 BUCHAS DE at 2 buchas de BT) Figura 2.11 – Transformadores monofásicos ligados em banco trifásico Dyn Por razões econômicas, ou ainda no caso de manutenções ou avaria em um dos treis transformadores monofásicos, pode-se obter uma ligação trifásica ligando-se somente dois transformadores. Neste caso, a ligação é delta aberto, ou V, e a potência é reduzida para 86.6% do sistema trifásico ligado com treis transformadores. Características de Desempenho Perdas Em condições normais de funcionamento e altitude de instalação até 1000m, é considerado que a temperatura ambiente não ultrapasse os 40°C a média diária não seja superior aos 30°C. para estas condições, os limites de elevação de temperatura previstos em normas são: a) Média dos enrolamentos: 55°C b) Do ponto mais quente dos enrolamentos: 65°C c) Do óleo (próximo à superfície): 50°C (transformadores selados, ou seja sem conservador de óleo), 65°C (transformadores com conservador). Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em carga ou perdas no cobre) a.1) Perdas na resistência ôhmica dos enrolamentos: são perdas que surgem pela passagem de uma corrente (I) por um condutor de determinada resistência ®; estas perdas são representadas pela expressão I2R e depende da carga aplicada ao transformador. a.2) 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. Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas a Vazio) b.1) 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. b.2) Perdas por correntes parasitas: assim como no caso das perdas parasitas no material condutor dos enrolamentos, o luxo 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 (W). Existem perdas originárias de indução nas ferragens e no tanque, e outras de origens aleatórias nem sempre de perfeita definição, que porém comparadas com as descritas nos itens “a” e “b”, podem ser desprezadas. Quando da realização de ensaios para determinação das perdas, estas aleatórias são detectadas juntamente com as principais. Além da elevação da 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 5440/1994 onde consta o valor das perdas acima descritas. Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões e curto- circuito em transformadores trifásicos de tensão máxima do equipamento de 15 kV: Potência (Kva) Corrente de e Excitação máxima (%) Perdas em Vazio Máxima (W) Perdas totais Máximas (W) Tensão de Curto-circuito (impedância)a 75°C 15 5.0 120 460 3.5 4.5 30 4.3 200 770 45 3.9 260 1040 75 3.4 390 1530 112.5 3.1 520 2070 150 2.9 640 2550 225 2.6 900 3600 300 2.4 1120 4480 Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto- circuito em transformadores trifásicos de tensões máximas do equipamento de 24.2 kV e 36.2 kV Potência (kVA) Corrente de Excitação máxima (%) Perdas em Vazio Máxima (W) Perdas totais Máxima (W) Tensão de curto- Circuito (im ped ânci a) a 75°C 15 6.0 130 520 4.0 5.0 30 5.0 215 860 45 4.5 290 1160 75 4.0 425 1700 112.5 3.6 575 2300 150 3.3 715 2860 225 3.0 970 3880 300 2.8 1200 4800 Rendimento “Relação, geralmente expressa em percentagem, entre a potência ativa fornecida e a potência ativa recebida por um transformador”. Esta é a definição dada ao rendimento pela ABNT (TB-19). É dada pela expressão: Na tabela abaixo, temos um exemplo específico do cálculo de rendimento e regulação: Potência nominal = 300 kVA Perdas a vazio = 11200 W Perdas totais = 4480 Impedância = 4.5% C os Ø C arga % R endime nto% Re gulação % 0. 8 0. 8 0. 8 0.8 2 5 5 0 7 5 100 9 7.83 9 8.39 9 8.35 98.16 . 8876 1. 775 2. 662 3.550 0. 9 0. 9 0. 9 0.9 2 5 5 0 7 5 100 9 8.06 9 8.56 9 8.53 98.36 . 7416 1. 483 2. 225 2.966 1. 0 1. 0 1. 0 1.0 2 5 5 0 7 5 100 9 8.25 9 8.71 9 8.67 98.52 . 3037 . 6074 . 9112 1.214 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 95°C. A temperatura ambiente é um fator importante na determinação da capacidade de carga dos transformadores, uma vez que a elevação da temperatura para qualquer carga, deve ser acrescida á ambiente para se determinar a temperatura de operação. Os transformadores normalmente operam num ciclo de carga que se repete a cada 24 horas. Este ciclo de carga, pode ser constante, ou pode Ter um ou mais picos durante o período. Para se usar as recomendações de carregamento da NBR 5416/81, o ciclo de carga real precisa ser convertido para um ciclo de carga retangular simples, mais termicamente equivalente. A carga permissível, são funções da carga inicial, da ponta de carga e de sua duração. Cada combinação de carga 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 grandezas e duração dadas. A perda da vida útil é baseada num ciclo de carga de 24 horas e representa o valor percentual da perda de vida em excesso que deve ser somada a perda de vida normal de 0,03691% ao dia produzida pela operação contínua a 95°C, com 30°C de temperatura ambiente. 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. Por exemplo: Numa emergência, uma concessionária que admite que em qualquer situação, a perda de vida adicional, não poderá passar de 0,25% e que tem seu transformador de 55°C ONAN, operando a uma carga inicial de 70%, com 30°C de temperatura ambiente, poderia permitir, conforme NBR 5416/81, que seu transformador chegasse até as seguintes cargas em função das durações das mesmas. ½ hora a 200% da potência nominal 1 hora a 196% da potência nominal 2 horas a 172% da potência nominal 3 horas a 151% da potência nominal 8 horas a 135% da potência nominal Deve-se evitar de operar o transformador com temperaturas do ponto mais quente do enrolamento superiores a 140°C, 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. Características de Instalação Operação em condições normais e especiais de funcionamento Condições Normais As condições normais de funcionamento, nos quais o transformador deve satisfazer as prescrições de Norma NBR 5356, são as seguintes: Temperatura do meio de resfriamento para transformadores resfriados a ar, temperatura do ar de resfriamento (temperatura ambiente), não superior a 40°C e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 30°C. Para transformadores resfriados a água, temperatura da água do resfriamento (temperatura ambiente para transformadores), não superior a 30°C e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 25°C. Altitude não superior a 1000 m. Tensão de alimentação aproximadamente senoidal e tensão de fase, que alimentam um transformador polifásico, apropriadamente iguais em módulo e defasagem. Corrente de carga aproximadamente senoidal e fator harmônico não superior a 0,05 pu. Fluxo de potência. Os transformadores identificados como transformadores (ou auto- transformadores) interligados de sistemas devem ser projetados para funcionamento como abaixadores, ou elevadores (usinas), conforme for especificado pelo comprador. Condições normais de transporte e instalação O transporte e a instalação devem estar em acordo com NBR 7036 ou NBR 7037, a que for aplicável. CONDIÇÕES ESPECIAIS As 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 deve ser levadas ao conhecimento do fabricante. Constituem exemplos de condições especiais: a) Instalação em altitudes superiores a 1000 m. b) Instalação 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 pós. f) Sujeição a vibrações anormais, choque pó condições sísmicas. g) Sujeição a condições precárias de transporte, instalação e/ou armazenagem. h) Limitações de espaço na sua instalação. i) Dificuldade de manutenção. 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 anti-econômicas já ocorrerão em transformadores ligados em paralelo, cuja relação de potência for 1:3. DIVISÃO DE CARGA ENTRE TRANSFORMADORES Pode-se calcular a potência fornecida individualmente pelos transformadores de um grupo em paralelo, através de seguinte fórmula: E1...n Onde: PF1...n = potência fornecida à carga pelo transformador PN1...n (kVA). PN1...n = potência nominal do transformador 1...N(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, PN3 = 750kVA, cujas tensões de curto são as seguintes: E1 = 4.5%, E2 = 4.9%, E3 = 5.1%, e a potência solicitada pela carga é de1550kVA. Observe que o transformador de 300 kVA por Ter a menor impedância, está sobrecarregado, enquanto que o transformador de 750 kVA, que possui a maior impedância, esta operando abaixo de sua potência nominal. Características Construtivas Veremos agora as características construtivas do transformador, pois no item relativo ao funcionamento do transformador, não nos preocupamos em mostrara forma construtiva correta, uma vez que lá o objetivo era o de esclarecer o fenômeno elétrico envolvido na transformação. Parte ativa Chamamos de parte ativa do transformador, ao conjunto formado pelos enrolamentos, primário e secundário, e pelo núcleo, porém, sem dispositivos de prensagem e calços. A parte ativa deve constituir um conjunto mecânico rígido, capaz de suportar condições adversas de funcionamento. Abaixo vê-se a parte ativa de um transformador trifásico com todos os componentes. Núcleo O núcleo é constituído por um material ferromagnético, que contém um 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 constituído pelo empilhamento de chapas finas, isoladas com carlite. Presta-se especial atenção para que as peças metálicas de 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. E é também com a finalidade de se reduzir as perdas, que nestas chapas são feitos cortes a 45° nas junções entre as culatras e os pilares. Enrolamento Os enrolamentos. Primário e secundário, são constituídos de fios de cobre, isolados com esmalte ou papel, de seção retangular ou circular. O secundário, ou, dependendo do caso, BT, geralmente constitui um conjunto único para cada fase, ao passo que o primário pode ser uma bobina única ou fracionada em bobinas menores, que chamamos de panquecas. As buchas usadas nos transformadores devem ter nível de isolamento de valor igual ou superior ao nível de isolamento dos enrolamentos a que estão ligadas. As buchas devem satisfazer a NBR-5034. As formas e as dimensões variam com a tensão e a corrente de operação e subdividem-se em: a) Bucha de alta tensão : classe 15; 24,2; 36,2KV; corrente nominal de 160 A b) Bucha de baixa tensão : classe 1,3 KV; correntes nominais de 160, 400, 800, 1000, 2000, 3150, 5000 A. OBS: Temos ainda a disposição bucha DIN classe 15 KV; 24,2 KV e 36,2 KV; correntes nominais 250 e 630 A. São dispositivos que permitem a passagem dos condutores dos enrolamentos ao meio externo. São constituídos basicamente por: a) corpo isolante: de porcelana vitrificada; b) condutor passante: de cobre eletrolítico ou latão; c) terminal: de latão ou bronze; d) vedação: de borracha e papelão hidráulico. As formas construtivas e dimensões variam com a tensão e a corrente de operação e a respectiva normas específicas: a) BUCHAS DIN Para as de AT nas classes de 15; 24.2 e 36.2 kV; nas correntes nominais de 250; 630; 1000; 2000 e 3150 A. b) BUCHAS CONDENSIVAS São usadas apenas em transformadores com potência superior a 2500 kVA e tensões maiores que 36.2 kV, sendo encontradas apenas nas corrente de 800 a 1250 A. estas buchas são muito mais caras que as de cerâmica tanto DIN quanto ABNT. Radiadores Todo 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 de superfície externa poderá ser insuficiente para dissipar todo este calor gerado, então, é necessário aumentar a área de dissipação. Para tal usam-se radiadores que podem ser de elementos (também chamados de elementos de chapa de aço carbono) ou tubos. Radiador de elementos Radiador de tubo Líquido de isolação e refrigeração Os transformadores de distribuição, com tensão acima de 1.2 kV, são construídos de maneira a trabalhar imersos em óleos isolantes. Os óleos isolantes possuem dupla finalidade: garantir a 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 descritas, deve ser perfeitamente livre de umidade e outras impurezas para garantir seu alto poder dielétrico. Os óleos mais utilizados em transformadores são os minerais, que são obtidos da refinação do petróleo. Sendo que o de base parafínica (tipo B), e o de base naftênica (tipo A), ambos usados em equipamentos com tensão igual ou inferior a 145 kV. Existem também, fluídos a base de silicone, recomendado para áreas de alto grau de segurança. Ao contrário dos óleos minerais, este tipo de fluído possui baixa inflamabilidade, reduzindo sensivelmente uma eventual propagação de incêndio. É usado também o óleo RTEMP que é um óleo mineral de alto ponto de fulgor com características semelhantes ao silicone. Placas de identificação A placa de identificação é um componente importantíssimo, pois é ela que dá as principais características de equipamento. No caso de manutenção, é através dos dados contidos na placa, que se é capaz de identificar o que contém a parte ativa, sem Ter que abrir o tanque, e no caso de ampliação da carga, em que o outro transformador e ligado em paralelo, se é capaz de cunstruir um equipamento apto a este tipo de operação. O material da placa poderá ser de alumínio ou aço inoxidável, ou a critério do cliente. As informações contidas na placa de identificação são normalizadas (NBR 5356 e NBR5440) e representam um resumo das características do equipamento. Nela encontramos: a) nome e demais características do fabricantes; b) número de série de fabricação; c) mês e ano de fabricação; d) potência do transformador em kVA; e) norma utilizada na fabricação; f) impedância de curto-circuito em percentagem; g) tipo de óleo isolante; h) tensões nominais de primário e do secundário; i) correntes nominais do primário e secundário; j) diagrama de ligação dos enrolamentos do primário e do secundário com identificação das derivações; k) identificação do diagrama fasorial quando se tratar trifásicos e polaridade quando monofásico; l) volume total do líquido isolante do transformador em litros; m) massa total do transformador em kg; n) número da placa de identificação; o) tipo para identificação Alguns clientes solicitam incluir na placa outras informações, como poe exemplo: a) informações sobre transformadores de corrente se os tiver; b) dados de perdas e corrente de excitação; c) pressão que o tanque suporta; d) qualquer outra informação que o cliente exigir isolamento entre espiras A partir de 500 KVA, inclusive, quando o feixe ultrapassar 30mm de axial, é colocado entre espiras um isolamento de 1mm de papel com o objetivo de melhorar o isolamento entre as mesmas. fios paralelos Condutores em paralelo são usados quando é impossível ou inadequado o uso de apenas um. Na folha de cálculo basta indicar a quantidade de fios paralelos. A razão para se usar condutores múltiplos por espiras, além de se obter a seção necessária à condução de corrente, é diminuir as perdas suplementares devido á diferença de potencial na seção do condutor. cálculo de radiadores O sistema de resfriamento mais utilizado é o por circulação natural do liquido isolante. Os radiadores devem estar localizados de maneira tanque o óleo no seu interior penetre por baixo das bobinas, a fim de atravessar os canais de refrigeração previsto nas bobinas e no núcleo, saia por cima das mesmas e penetre novamente nos tubos dos radiadores ou, então, desça ao longo das paredes laterais do tanque que estão relativamente frias. Para o cálculo de radiadores é necessário, além dos gradientes de temperatura e das perdas no último tap, das dimensões do tanque. Estas dimensões podem ser calculadas segundo o Trabalho de Tecnologia TT-89-001 (“Dimensionamento mecânico de tanques de transformadores”). Observar, entretanto, que muitos desses tanques já estão padronizados por potência ou classe de tensão. O Cálculo de radiadores é detalhado no trabalho de tecnologia TT-97-004 (“Cálculo de aquecimento e radiadores”). o problema da altitude Quando o transformador for solicitado para ser instalado em locais de altitude superior a 1000 m deve-se calcular o transformador com a potência solicitada, mas calcular as perdas e os radiadores para uma potência superior conforme item 5.4.6 da NBR-5356. Onde: Pr – potência reduzida, em KVA (neste caso é a potência solicitada) Pn – potência nominal, em KVA H – altitude em metros (arredondada, sempre, para a centena de metros seguintes) K – fator de redução de acordo com a tabela 11 da NBR-5356, por exemplo para transformadores imersos em óleo, com refrigeração ONAN temos K = 0.004 NOÇÕES BÁSICAS DE CÁLCULO DE TRANSFORMADORES POTÊNCIAS PADRONIZADAS (kVA) 5, 10, 15, 30, 45, 75, 112,5, 150, 225, 300, 500, 750, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3500. Grupos de ligação mais usados: Dyn1 D - Triângulo (Delta) Nesta ligação temos: VL = VF IF = Pn IL = IF x √3 VF x NF Y - Estrela Nesta ligação temos: VF = VL √3 IF = IL = Pn VF x NF Pn - Potência Nominal VL - Tensão de linha (V) VF - Tensão de fase (V) IL - Corrente de linha (A) IF - Corrente de fase (A) NF - Número de fases CÁLCULO DE ESPIRAS POR BOBINA Nº de espiras = VF Vesp - Volts por espira (Vesp) Vesp = √0,24 x Pot (kVA) O valor de Vots por espira é válido tanto para AT como para BT encontrado o númeto de espiras calcula-se a seção do núcleo da seguinte forma. Snu = Vesp x 10000 4,44 x Hz x B Onde Snu = Seção do núcleo Hz = Frequência em Hertz (Hz) B = Indução em tesla (T) 1 T = 10.000 G Arbitrando B entre 1,7 a 1,8 e com os dados de VF e Hz solicitados calculamos a seção do núcleo. - Altura da janela (AJ) AJ = 120 4√kVA/perna Perna p/ monofásico = 2 p/ trifásico = 3 Estes são valores iniciais aproximados podendo variar de acordo com a impedância e classe de tensão. Tendo a seção do núcleo entramos na tabela de núcleos padronizados e encontramos o ∅ (Diâmetro) do núcleo e também o ∅ interno do cilindro BT. Seção do condutor a ser utilizada (S cond) SCOND = IF J J = Densidade de corrente = 3A/mm2 Dependendo da seção encontradas as vezes temos que utilizar vários condutores em paralelo para formar a seção necessária. Este cálculo de seção também é válido para dimensionamento de barramentos e cabos de ligação. Medidas externas do condutor (Mext) Mext = Dimensões do fio isolado x número de condutores em paralelo. ESPESSURA RADIAL (E RAD) ERAD = Mext * número de camadas + espessura do(s) canal(is) + isolamento entre camadas Isolamento entre camadas - (Isol) ISOL = V1 NC x NB x 1770 NC - Número de camadas NB - Número de bobinas V1 - Tensão mais alta - (Hcil) Altura do cilindro Hcil = AJ-2x(CP+Cl.Cab+Isol Cul) p/ camada não descontar cl. Cab. CP - Calço Passante: até 300kVA 6mm acima de 300 até 1000kVA 8mm acima de 1000 até 3500kVA 12mm. Quantidade de calços passantes por circunferência (QtCP). Aproxima-se para número par mais próximo entre 4, 6, 8, 10 e 12. QTCP = [(∅int AT + ERAD AT) x π] / 100 Cl.Cab - Calço de Cabeceira: Para classe 1,2kV de 8 a 12mm, para classe 15kV 20mm , para W/Kg e VA/Kg → Conforme curvas levantadas a partir de valores medidos em laboratório. Perdas totais (PT) PT = Pr cond + Po + Suplementares IMPEDÂNCIA A impedância é medida da seguinte forma: Curto circuita-se a saída do transformador e fazendo-se circular a corrente nominal da saída no curto-circuito. Mede-se a tensão de entrada nescessário para gerrar esta corrente. Também chamada de tensão de curto-circuito (Vcc). Normalmente é dada em valores percentuais ou seja: EZ% = Vcc x 100 Vn Matematicamente a impedância é composta por duas componentes uma real, que é a resistência, (R) que é a própria resistência dos enrolamentos, e barramentos, e uma imaginária, que é a indutância (jWL) esta representa basicamente o fluxo que não é concatenado com as bobinas ou seja o fluxo disperso. Sendo que a impedância e a resultante vetorial das mesmas. → → → EZ = R + jWL → → → EZ = ER + EX EZ = √(ER2 + EX2) ER = (Pcu BT + Pcu AT) x W x 100 PN Pcu BT - Perda no cobre BT Pcu AT - Perda no cobre AT PN - Potência nominal W - Perdas suplementares 1,03 - até 300 kVA 1,08 - até 1500 kVA 1,12 - até 3500 kVA EX = K . Pn [a1 + a2 + b] x (∅ m AT + ∅ m BT) . π . KR 3 2 NC x (V/esp)2 . Le KR = [ 1 - ( a1 + az + b ) ] π x Le LE = Altura bob. AT + altura bob. BT - largura do feixe BT 2 K = 0,0474 p/ 60Hz e 0,0395 p/ 50Hz a1 - espessura radial média BT a2 - espessura radial média AT b - distância entre AT e BT (GAP) KR - Constante de Rugowski Le - Altura média dos enrolamentos Nc - Número de colunas (2 p/ monofásico), (3 p/ trifásico) V/esp - Volts por espira ∅ mAT - diâmetro médio AT = (diâmetro interno + a2) ∅ mBT - diâmetro médio BT = (diâmetro interno + a1) Pn - Potência nominal ( VA ) Exemplo para cálculo Potência nominal : 30 kVA AT : 13,8/13,2/12,6 kV - Delta BT : 220/127 V - Estrela Frequência : 60 Hz Vfat = 13,8/√3 = 7967 V Vfbt = 220 V Ifat = Pn = 30.000 = 0.725 A Vfat/√3 7967 / √3 Ifbt = Pn = 30.000 = 78,73 A Vfbt/√3 220 / √3 V/esp = √0,24 x Pn/1000 = √0,24 x 30 = 2,683 Snu = V/esp x 10000 = 2,683 x 10000 = 57,22 cm² 4,44 x Hz x B 4,44 x 60 x 1,76 Snu inferior padrão = 56,30 cm² ∅nu = 91 mm Então redefinimos o V/esp em função da utilização do núcleo padrão. V/esp = B x Snu x 4,44 x Hz x 10-4 = 1,76 x 56,3 x 4,44 x 60 x 10-4 = 2,640 Aj = 120 x 4√Pn/perna = 120 x 4√30/3 = 213,39 mm Scat = Ifat = 0,725 = 0,242 mm² J 3 ∅cat = 2 x √ Scat/π = 0,555 mm ∅cat padrão = 0,56 mm Scat real = 0,246 mm² ∅ext com isolamento esmalte = 0,63 mm Scbt = Ifbt = 78,73 = 31,492 mm² J 2,5 Cabt = Aj - 2 x (Calço passante + Calço cabeceira + Isolamento da culatra ) 213,39 - 2 x ( 6+7+1 ) = 181,75 mm Isol = Vlat = 220 = 0,06 mm mímino 0,2 mm Ncbt x Nbbt x k 2 x 1 x 1770 Nebt = Vfbt = 127 = 48 espiras V/esp 2,640 Ncbt = 2 camadas preferencialmente Nebt/camada = Nebt = 48 = 24 espiras Ncbt 2 hfeixe bt = Cabt = 181,75 = 7,27 mm Nebt/camada+1 24+1