DT-11
CARACTERÍSTICAS E ESPECIFICAÇÕES DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO E FORÇA
Informações Técnicas DT-11
Transformador 200MVA - 550kV Usina Capivara – Taciba - SP
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Informações Técnicas DT-11
2
Informações Técnicas DT-11 PREFÁCIO
O curso em questão refere -se a transformadores trifásicos, imersos em líquido isolante, previstos para instalação interna ou externa, com classes de tensão até 550kV, em freqüência de 60Hz ou 50Hz. Também são abordados aspectos específicos relacionados a transformadores a seco, encapsulados em resina epóxi, classe de tensão até 36,2kV. Este trabalho destina-se a dar subsídios e esclarecimentos necessários para uma boa especificação de transformadores. Aliás, uma correta seleção implica diretamente na redução do custo do equipamento e nos prazos de recebimento e instalação. Os transformadores WEG são projetados e construídos segundo normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), em suas últimas edições, assim como normas internacionais, sempre que especificado. Recomendamos, para aqueles que desejarem se aprofundarem no estudo de transformadores, que tenham a disposição as seguintes normas: §
NBR 5356 - Transformador de Potência: Especificação
§
NBR 5440
- Transformadores para Redes Aéreas de Distri buição:
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 tenh a em mãos as publicações específicas para transformadores, emitidas pela concessionária de energia da região onde será instalado o equipamento.
3
Informações Técnicas DT-11 ÍNDICE
PREFÁCIO.......................................................................................................................................3 HISTÓRICO...................................................................................................................................13 1.
NOÇÕES FUNDAMENTAIS.............................................................................................. 14 1.1.
TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES ...................................................... 14
1.2.
TIPOS DE TRANSFORMADORES............................................................................. 16
1.2.1.
Divisão dos Transformadores quanto à Finalidade............................................... 16
1.2.2.
Divisão dos Transformadores quanto aos Enrolamentos..................................... 16
1.2.3.
Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos............................. 16
1.3.
COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR............................................................. 17
1.4.
SISTEMAS ELÉTRICOS .............................................................................................. 20
1.4.1. 1.4.1.1.
Generalidades.................................................................................................. 20
1.4.1.2.
Tipos de ligação.............................................................................................. 20
1.4.2.
1.5.
2.
Sistemas de Corrente Alternada Monofásica ........................................................ 20
Sistemas de Corrente Alternada Trifásica............................................................. 21
1.4.2.1.
Tipos de ligação.............................................................................................. 22
1.4.2.2.
Autotransformador ......................................................................................... 27
POTÊNCIAS ................................................................................................................... 29
1.5.1.
Potência Ativa ou Útil ............................................................................................ 29
1.5.2.
Potência Reativa...................................................................................................... 30
1.5.3.
Potência Aparente ................................................................................................... 30
DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃO ................................................34 2.1.
POTÊNCIA NOMINAL................................................................................................. 34
2.1.1.
TransformadoresTrifásicos.................................................................................... 34
2.1.2.
TransformadoresMonofásicos............................................................................... 34
2.1.3.
Potências Nominais Normalizadas ........................................................................ 34
2.2.
TENSÕES........................................................................................................................ 35
2.2.1.
Definições................................................................................................................ 35
2.2.2.
Escolha da Tensão Nominal................................................................................... 37
2.2.2.1.
Transformadores de distribuição................................................................... 37
4
Informações Técnicas DT-11 2.2.2.2.
Transformador de distribuição a ser instalado no domínio de uma
concessionária. .................................................................................................................... 38 2.2.2.3. 2.3.
DERIVAÇÕES ................................................................................................................ 39
2.3.1. 2.4.
Definições................................................................................................................ 40
CORRENTES.................................................................................................................. 42
2.4.1.
Corrente Nominal ................................................................................................... 42
2.4.2.
Corrente de Excitação............................................................................................. 42
2.4.3.
Corrente de Curto-Circuito..................................................................................... 43
2.4.3.1.
Corrente de curto-circuitope rmanente.......................................................... 43
2.4.3.2.
Corrente de curto-circuito de pico ................................................................. 44
2.4.4.
3.
Transformador para uso industrial................................................................. 38
Corrente de Partida ou Inrush ................................................................................ 44
2.5.
FREQUÊNCIA NOMINAL........................................................................................... 45
2.6.
NÍVEL DE ISOLAEMENTO ........................................................................................ 45
2.7.
DESLOCAMENTO ANGULAR................................................................................... 46
2.8.
IDENTIFICAÇÃO DOS TERMINAIS......................................................................... 50
SELEÇÃO DOS TRANSFORMADORES........................................................................55 3.1.
DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR............................... 55
3.2.
FATOR DE DEMANDA ( D)......................................................................................... 55
3.2.1.
Determinação da Demanda Máxima de um Grupo de Motores........................... 56
3.2.2.
Determinação da Demanda Máxima da Instalação............................................... 59
3.3.
CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS .............................................. 59
3.4.
CRITÉRIOS DE ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES COM BASE NO
VALOR OBTIDO NA DEMANDA.......................................................................................... 60 3.4.1.
Eventuais Aumentos da Potência Instalada........................................................... 65
3.4.2.
Conveniência da Subdivisão em mais Unidades .................................................. 65
3.4.3.
Potência Nominal Normalizada ............................................................................. 66
3.5.
DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DE UM
TRANSFORMADOR................................................................................................................. 66 3.6.
SOFTWARE PARA CÁLCULO DE DIMENSIONAMENTO DE
TRANSFORMADORES ............................................................................................................ 67
4.
3.6.1.
Processo 1................................................................................................................ 67
3.6.2.
Processo 2................................................................................................................ 70
CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO.....................................................................73 5
Informações Técnicas DT-11
5.
4.1.
INSTALAÇÃO............................................................................................................... 73
4.2.
PERDAS.......................................................................................................................... 75
4.2.1.
Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em Carga ou Perdas no Cobre). 76
4.2.2.
Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas em Vazio).................................. 76
4.3.
RENDIMENTO .............................................................................................................. 78
4.4.
REGULAÇÃO................................................................................................................ 81
4.5.
CAPACIDADE DE SOBRECARGA ............................................................................ 83
CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO ...................................................................... 88 5.1.
OPERAÇÃO EM CONDIÇÕES NORMAIS E ESPECIAIS DE
FUNCIONAMENTO.................................................................................................................. 88 5.2.
CONDIÇÕES NORMAIS DE TRANSPORTE E INSTALAÇÃO ............................ 88
5.3.
OPERAÇÃO EM PARALELO ..................................................................................... 90
5.3.1.
Diagramas Vetoriais com mesmo Deslocamento Angular .................................. 90
5.3.2.
Relações de T ransformação Idênticas inclusive Derivações................................ 90
5.3.3.
Impedância .............................................................................................................. 91
5.4. 6.
OPERAÇÃO EM PARALELO ..................................................................................... 94
CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ........................................................................96 6.1.
CARACTERÍSTICAS INTERNA................................................................................. 96
6.1.1.
Núcleo...................................................................................................................... 96
6.1.2.
Enrolamento............................................................................................................ 98
6.1.3.
Dispositivos de Prensagem, Calços e Isolamento............................................... 104
6.1.4.
Comutador de Derivações .................................................................................... 105
6.1.4.1.
Tipopainel .................................................................................................... 106
6.1.4.2.
Comutador acionado à vazio........................................................................ 107
6.1.4.3.
Comutador sob carga.................................................................................... 109
6.1.5. 6.2.
Parte Ativa............................................................................................................. 110
CARACTERÍSTICAS EXTERNAS ........................................................................... 111
6.2.1.
Buchas ................................................................................................................... 111
6.2.2.
Tanque ................................................................................................................... 115
6.2.2.1.
Transformadoresse lados.............................................................................. 115
6.2.2.2.
Transformadores com conservador de óleo ................................................ 116
6.2.2.3.
Tranformadores flangeados ......................................................................... 117
6.2.2.4.
Radiadores..................................................................................................... 118
6.2.2.5.
Tratamento superficial e pintura.................................................................. 119 6
Informações Técnicas DT-11
7.
6.3.
LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO ..................................................... 119
6.4.
PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO E DIAGRAMÁTICA........................................... 123
6.5.
ACESSÓRIOS............................................................................................................... 128
6.5.1.
Indicador de Nível do Óleo.................................................................................. 129
6.5.2.
Termômetros do Óleo ........................................................................................... 130
6.5.3.
Transformador de Corrente (TC)......................................................................... 131
6.5.4.
Termômetro do Enrolamento com Imagem Térmica ......................................... 132
6.5.5.
Controladores Microprocessados de Temperatura............................................. 133
6.5.6.
Válvula de Alívio de Pressão ............................................................................... 135
6.5.7.
Relê Detetor de Gás Tipo Buchholz .................................................................... 136
6.5.8.
Secador de Ar de Sílica Gel ................................................................................. 137
6.5.9.
Bolsa de Borracha em Conservadores de Óleo ................................................... 138
6.5.10.
Relê de Ruptura de Membrana/Bolsa .................................................................. 139
6.5.11.
Relê de Pressão Súbita.......................................................................................... 140
6.5.12.
Manômetro e Manovacuômetro........................................................................... 141
6.5.13.
Indicador de Fluxo de Óleo .................................................................................. 142
6.5.14.
Relê Regulador de Tensão.................................................................................... 143
6.5.15.
Paralelismo entre Transformadores ..................................................................... 143
6.5.16.
Monitoramento de Buchas ................................................................................... 145
6.5.17.
Pressurização do Transformador.......................................................................... 147
6.5.18.
Monitor de Gás e Umidade .................................................................................. 148
6.5.19.
Sistema de Ventilação Forçada............................................................................ 150
6.5.20.
Sistema de Óleo Forçado...................................................................................... 150
6.5.20.1.
Sistema OFWF.............................................................................................. 151
6.5.20.2.
Sistema OFAF com trocador de calor óleo-ar (aerotermo) ....................... 152
6.5.20.3.
Sistema ONAN/OFAN/ONAF/OFAF........................................................ 153
TRANSFORMADORES A SECO....................................................................................155 7.1.
HISTÓRIA DO TRANSFORMADOR....................................................................... 155
7.1.1.
Retrospecto............................................................................................................ 155
7.1.2.
A Situação Hoje .................................................................................................... 158
7.2.
TRANSFORMADORES ENCAPSULADOS A VÁCUO WEG.............................. 158
7.3.
CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ................................................................. 159
7.3.1.
Núcleo e Ferragens ............................................................................................... 159
7.3.2.
Bobinas de Baixa Tensão ..................................................................................... 159 7
Informações Técnicas DT-11 7.3.3.
Bobinas de Alta Tensão........................................................................................ 160
7.3.4.
Acessórios ............................................................................................................. 162
7.3.4.1.
Comutador de tensão sem carga.................................................................. 162
7.3.4.2.
Sistema de monitoramento térmico ............................................................. 162
7.3.4.3.
Sistema de ventilação forçada...................................................................... 163
7.3.4.4.
Cubículo de proteção.................................................................................... 164
7.4.
GARANTIA DE QUALIDADE E TESTES ............................................................... 166
7.5.
VANTAGENS............................................................................................................... 168
7.5.1.
Minimizada Manutenção ...................................................................................... 168
7.5.2.
Fácil Instalação ..................................................................................................... 168
7.5.2.1.
8.
Ambiente de instalação ................................................................................ 169
7.5.3.
Baixíssimos Níveis de Descargas Parciais .......................................................... 172
7.5.4.
Alta Suportabilidade a Sobretensões ................................................................... 173
7.5.5.
Alta Capacidade de Sobrecarga ........................................................................... 173
7.5.6.
Insensíveis ao Meio .............................................................................................. 174
7.5.7.
Auto Extinguível................................................................................................... 175
7.5.8.
Resistente a Curto -Circuito.................................................................................. 178
7.5.9.
Nível de Ruído ...................................................................................................... 179
7.5.10.
Assistência Técnica WEG.................................................................................... 179
7.5.11.
Compatíveis com o Meio A mbiente.................................................................... 180
7.6.
APLICAÇÕES .............................................................................................................. 180
7.7.
ESPECIFICAÇÕES ...................................................................................................... 181
7.7.1.
Normas .................................................................................................................. 181
7.7.2.
Potências................................................................................................................ 182
7.7.3.
Classes de Tensão ................................................................................................. 182
7.7.4.
Tensão Nominal e Derivações ............................................................................. 182
7.7.5.
Freqüência e Ligações .......................................................................................... 183
7.7.6.
Temperaturas......................................................................................................... 183
7.7.7.
Perdas, Corrente de Excitação e Imp edância...................................................... 183
7.7.8.
Dimensões............................................................................................................. 184
ENSAIOS ..............................................................................................................................185 8.1.
ENSAIOS DE ROTINA ............................................................................................... 186
8.1.1.
Resistência Elétrica dos Enrolamentos................................................................ 187
8.1.2.
Relação de Transformação................................................................................... 190 8
Informações Técnicas DT-11 8.1.2.1.
Polaridade...................................................................................................... 193
8.1.2.2.
Deslocamento angular e seqüência de fases ............................................... 193
8.1.3.
Perdas em Carga e Impedância de Curto-Circuito.............................................. 196
8.1.4.
Perdas em Vazio e Corrente de Excitação........................................................... 199
8.1.5.
Resistência do Isolamento .................................................................................... 204
8.1.6.
Ensaios Dielétricos de Rotina .............................................................................. 207
8.1.6.1.
Tensão suportável à freqüência industrial................................................... 207
8.1.6.2.
Tensão induzida ............................................................................................ 210
8.1.6.3.
Tensão induzida com medição de descargas parciais ................................ 212
8.1.6.4.
Impulso.......................................................................................................... 219
8.1.6.4.1.
Introdução.................................................................................................. 219
8.1.6.4.2.
Circuito de ensaio ...................................................................................... 222
8.1.6.4.3.
Forma de onda de impulso........................................................................ 226
8.1.6.4.4.
Procedimento de ensaio para impulso atmosférico ................................. 228
8.1.6.4.5.
Procedimento de ensaio para impulso de manobra ................................. 232
8.1.7.
Ensaios de Comutador de Derivações em Carga ................................................ 233
8.1.8.
Estanqueidade e Resistência à Pressão................................................................ 235
8.1.9.
Verificação do Funcionamento dos Acessórios .................................................. 235
8.1.10.
Verificação da Espessura e Aderência da Pintura............................................... 238
8.2.
ENSAIOS DE TIPO...................................................................................................... 239
8.2.1.
Elevação de Temperatura..................................................................................... 239
8.2.2.
Nível de Ruído ...................................................................................................... 244
8.3.
ENSAIOS ESPECIAIS................................................................................................. 248
8.3.1.
Fator de Potência do Isolamento.......................................................................... 248
8.3.2.
Impedância Seqüência Zero em T ransformadores Trifásicos............................ 251
8.3.3.
Tensão de Radiointerferência (RIV).................................................................... 255
8.3.4.
Medição de Harmônicos na Corrente de Excitação............................................ 257
8.3.5.
Ensaio Suportabilidade a Curto -Circuito ............................................................ 259
8.3.6.
Medição da Resposta em Freqüência e Impedância Terminal........................... 261
8.3.7.
Umidade Relativa Superficial Interna (URSI) .................................................... 264
8.3.8.
Vácuo Interno........................................................................................................ 267
8.4.
ENSAIOS NO ÓLEO ISOLANTE.............................................................................. 267
8.4.1.
Rigidez Dielétrica ................................................................................................. 269
8.4.2.
Teor de Água......................................................................................................... 269
8.4.3.
Cor ......................................................................................................................... 270 9
Informações Técnicas DT-11 8.4.4.
Tensão Interfacial ................................................................................................. 270
8.4.5.
Índice de Neutralização (Acidez)......................................................................... 271
8.4.6.
Ponto de Fulgor..................................................................................................... 271
8.4.7.
Densidade.............................................................................................................. 272
8.4.8.
Fator de Dissipação (Fator de Potência).............................................................. 272
8.4.9.
Análise Cromatográfica........................................................................................ 273
8.5.
ENSAIOS NO PAPEL.................................................................................................. 276
8.5.1. 9.
Grau de Polimerização.......................................................................................... 276
INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO .................................................................................277 9.1.
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO (POTÊNCIA ATÉ 300 K VA)....... 277
9.1.1.
Recebimento.......................................................................................................... 277
9.1.2.
Manuseio............................................................................................................... 278
9.1.3.
Armazenagem....................................................................................................... 278
9.1.4.
Instalação............................................................................................................... 278
9.1.5.
Manutenção........................................................................................................... 278
9.1.6.
Inspeção Periódica ................................................................................................ 279
9.1.7.
Revisão Completa ................................................................................................. 279
9.2.
TRANSFORMADORES INDUSTRIAIS A ÓLEO
(POTÊNCIA ATÉ
5.000K VA) ................................................................................................................................. 280 9.2.1.
Recebimento.......................................................................................................... 281
9.2.2.
Descarga e Manuseio............................................................................................ 281
9.2.3.
Armazenagem....................................................................................................... 282
9.2.4.
Instalação............................................................................................................... 282
9.2.5.
Ensaios Elétricos de Campo................................................................................. 282
9.2.6.
Energização do Transformador............................................................................ 283
9.2.7.
Manutenção........................................................................................................... 283
9.2.8.
Inspeção Periódica ................................................................................................ 284
9.2.9.
Ensaios Elétricos................................................................................................... 284
9.3.
TRANSFORMADORES A SECO .............................................................................. 285
9.3.1.
Itens de Manutenção ............................................................................................. 285
9.3.2.
Inspeções Periódicas ............................................................................................. 286
9.3.2.1.
Registros operacionais.................................................................................. 286
9.3.2.2.
Inspeção termográfica .................................................................................. 286
9.3.2.3.
Inspeções visuais.......................................................................................... 286 10
Informações Técnicas DT-11 9.3.2.4. 9.4.
Limpeza......................................................................................................... 288
TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (ACIMA DE 5MVA)............................. 289
9.4.1.
Objetivo................................................................................................................. 289
9.4.2.
Etapas em Fábrica ................................................................................................. 290
9.4.2.1.
Pressurização para Retirada do Óleo........................................................... 290
9.4.2.2.
Drenagem do Óleo........................................................................................ 290
9.4.2.3.
Desmontagem das Buchas ........................................................................... 290
9.4.2.4.
Desmontagem dos Radiadores ..................................................................... 291
9.4.2.5.
Desmontagem do Conservador.................................................................... 292
9.4.2.6.
Desmontagem das Tubulações e Acessó rios.............................................. 293
9.4.2.7.
Pressurização para Transporte ..................................................................... 294
9.4.2.8.
Instalação de Instrumentos de Monitoramento de Transporte................... 296
9.4.2.9.
Carregamento................................................................................................ 297
9.4.3.
Transporte de Transformadores........................................................................... 297
9.4.4.
Tipos de Equ ipamentos de Transporte................................................................ 298
9.4.5.
Recebimento.......................................................................................................... 300
9.4.6.
Descarga e Manuseio............................................................................................ 301
9.4.7.
Tipos de Descarga................................................................................................. 302
9.4.8.
Análise dos Registros de Transporte................................................................... 303
9.4.8.1.
Equipamento tipo registrador de impacto eletrônico ................................. 303
9.4.8.2.
Equipamento tipo indicador de impacto ..................................................... 303
9.4.9.
Armazenagem....................................................................................................... 304
9.4.9.1.
Transformadores........................................................................................... 304
9.4.9.2.
Componentes e acessórios ........................................................................... 304
9.4.10.
Montagem do Transformador .............................................................................. 304
9.4.10.1.
Equipamentos necessários............................................................................ 305
9.4.10.2.
Limpeza do tanque do transformador.......................................................... 305
9.4.10.3.
Montagem dos radiadores ............................................................................ 306
9.4.10.4.
Montagem do conservador........................................................................... 307
9.4.10.5.
Montagem do relê de gás ............................................................................. 309
9.4.10.6.
Montagem de buchas secas de porcelana.................................................... 310
9.4.10.7.
Montagem de buchas de porcelana capacitiva............................................ 311
9.4.10.8.
Inspeção interna ............................................................................................ 312
9.4.10.9.
Processo de vácuo ......................................................................................... 313
9.4.11.
Recebimento do Óleo ........................................................................................... 315 11
Informações Técnicas DT-11 9.4.11.1.
Óleo transportado em tambores ................................................................... 315
9.4.11.2.
Óleo transportado caminhão tanque............................................................ 316
9.4.12.
Tratamento do Óleo Isolante ................................................................................ 316
9.4.13.
Processo de Enchimento....................................................................................... 317
9.4.14.
Aferição do Nível do Óleo ................................................................................... 318
9.4.15.
Ensaio de Estanqueidade...................................................................................... 319
9.4.16.
Ajuste da Bolsa ..................................................................................................... 320
9.4.17.
Instalação do Secador de Ar................................................................................. 321
9.4.18.
Comissionamento do Transformador.................................................................. 322
9.4.18.1.
Relação de Instrumentos para Ensaios Elétricos ........................................ 322
9.4.18.2.
Relação dos Ensaios Elétricos ..................................................................... 323
9.4.19.
Energização do Transformador............................................................................ 323
9.4.20.
Registros Operacionais ......................................................................................... 324
9.4.21.
Manutenção........................................................................................................... 324
ANEXO I .......................................................................................................................................328 ANEXO II .....................................................................................................................................331 ANEXO III....................................................................................................................................335
12
Informações Técnicas DT-11 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.
13
Informações Técnicas DT-11 1.
NOÇÕES FUNDAMENTAIS
1.1.
TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES
A energia elétrica, até chegar ao ponto de consumo, passa pelas seguintes etapas: a) geração: onde a energia hidráulica dos rios, a energia do vapor superaquecido, energia dos ventos ou fóssil com bustível é convertida em energia elétrica nos chamados geradores; b) transmissão: os pontos de geração normalmente encontram -se longe dos centros de consumo; torna-se necessário elevar a tensão no ponto de geração, para que os condutores possam ser de seção reduzida, por fatores econômicos e mecânicos, e diminuir a tensão 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 milha res de quilômetros; c) distribuição: 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 elét rica.
14
Informações Técnicas DT-11
Figura 1.1
15
Informações Técnicas DT-11 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 tens ão 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: o
com núcleo ferromagnético;
o
com núcleo de ar.
b) Quanto a forma do núcleo: o
Shell;
o
Core:
16
Informações Técnicas DT-11 §
Enrolado:
é
o
mais
utilizado
no
mundo
na
fabricação
de
transformadores de pequeno porte (distribuição), alguns fabricant es chegam a fazer transformadores até de meia-força (10MVA): o Envolvido; o Envolvente. §
Empilhado: o Envolvido; o Envolvente.
c) Quanto ao número de fases: o
monofásico;
o
polifásico (principalmente o trifásico).
d) Quanto à maneira de dissipação de calor: o
parte ativa imersa em líquido isolante (transformador imerso);
o
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 baseado no efeito da indução mútua. Veja a Figura 1.3, onde tem os um núcleo constituído de lâminas de aço prensadas e onde foram construídos dois enrolamentos.
17
Informações Técnicas DT-11
Figura 1.3 onde: U1 = tensão aplicada na entrada (primária) N1 = número de espiras do primário N2 = número de espiras do secundário U2 = tensão de saída (secundário) Se aplicarmos uma tensão U 1 alternada ao primário, circulará por este enrolamento uma corrente I1 alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo magnético também alternado. A maior parte deste fluxo ficará confinada ao núcleo, uma vez que é este o caminho de menor relutância. Este fluxo originará uma força eletromotriz (f.e.m.) E 1 no primário e E 2 no secundário, proporcionais ao número de espiras dos respectivos enrolamentos, s egundo a relação:
E1 N = 1 =a E2 N2
1.1
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 E 1 e E2 e para fins práticos podemos considerar:
18
Informações Técnicas DT-11 U 1 N1 = =a U 2 N2
1.2
Podemos também provar que as correntes obedecem à seguinte relação: I 1 ⋅N 1= I 2 ⋅ N 2 ou I2 I1
=
N1 N2
=a
onde: l1 = corrente no primário l2= corrente no s ecundário Quando a tensão do primário U 1 é superior a do secundário U 2, temos um transformador abaixador (step down). Caso contrário, terá 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 um 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.
19
Informações Técnicas DT-11 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”, sim bolizada por “Hz”. No sistema monofásico, uma tensão alternada U (Volt) é gerada e aplicada entre dois fios, aos quais se liga a carga, que absorve uma corrente I (Ampère), conforme Figura 1.4.
Figura 1.4
1.4.1.2.
Tipos de ligação
Se ligarmos duas cargas iguais a um sistema monofásico, esta ligação poderá ser feita de dois modos: 20
Informações Técnicas DT-11 §
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, U 1, U2 e U 3 tais que a defasagem entre elas seja 120° e os “atrasos” de U 2 e U1 em relação a U 3 sejam iguais a 120°, considerando um ciclo completo 360°. (Figura 1.7) 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 21
Informações Técnicas DT-11 fios do sistema.
Figura 1.7
1.4.2.1.
Tipos de ligação
a) Ligação triângulo Chamamos “tensões e correntes de fase” as tensões e correntes de cada um dos três sistemas monofásicos considerados, indicados por U f e I f. Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indica a Figura 1.8, podemos eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.
Figura 1.8
22
Informações Técnicas DT-11 A tensão em qualquer destes três fios chama-se “t ensão de linha”, UL, que é a tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama-se “corrente de linha”, I L. Examinando o esquema da Figura 1.9, vê-se que: §
a carga é aplicada a tensão de linha U L 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 IL é a soma das correntes das duas fases ligadas a este fio, ou seja, I = I f1 + I f2.
Figura 1.9 Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá ser feita graficamente, como mostra a Figura 1.10. Pode-se verificar que: I L = I f × 3 = 1, 732 × I f
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 23
Informações Técnicas DT-11 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 s istema 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.
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 I L = I f;
§
a tensão entre dois fios quaisquer do sistema tri fásico 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 .
24
Informações Técnicas DT-11
Figura 1.12
Figura 1.13 Exemplo: Em uma carga trifásica composta de três cargas iguais, cada carga é feita para ser ligada a uma tensão de 220V, absorvendo 5,77A. Qual a tensão nominal do sistema trifásico que alimenta esta carga em suas c ondições normais (220V e 5,77A) e qual a corrente de linha? Temos: U f = 200 V , em cada uma das cargas U L = 1, 732 × 220 = 380 V I L = I f = 5,77 A
c) Ligação zig-zag Este tipo de ligação é preferível onde existem desequilíbrios acentuados de carga.
25
Informações Técnicas DT-11 Cada fase do secundário, compõe -se de duas bobinas dispostas cada uma sobre colunas diferentes, ligadas em série, assim a corrente de cada fase do secundário afeta sempre por igual as duas fases do primário. Na Figura 1.14 temos um diagrama mostrando as ligações e os sentidos das correntes em cada enrolamento. Na Figura 1.15 temos o diagrama fasorial da ligação zig-zag.
Figura 1.14
Figura 1.15
O transformador torna-se mais caro, principalmente pelo aumento de 15,5% no volume de c obre e pela complexidade de sua montagem. Além de atenuar a 3 ª harmônica, oferece a possibilidade de 3 tensões: 220/127V, 380/220V e 440/254V. 26
Informações Técnicas DT-11 Supondo tensões de linha para V 1 = 220/127V. (Figura 1.16)
Figura 1.16 V ZZ = V1 ∠60 o + V1 ∠0 o onde V 2 = V1 ∠0 o V ZZ = 127 ,017 ∠ 60 o + 127 ,017 V ZZ = 190 ,527 + j110 V ZZ = 220∠ 30 o (tensão de fase) V ZZ ( L ) = 220 × 3 = 380 V
Desta maneira com dois enrolamentos em ligação zig-zag, conseguimos 380/220V. Para obtermos 220/127V ligamos em paralelo às 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 certo número de espiras em comum, Figura 1.17.
27
Informações Técnicas DT-11
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. Quando tiver várias tensões, é dotado de painel de religação, comutador de derivações ou as diversas saídas podem ser conectadas diretamente nas buchas. O autotransformador trifásico é realizado com agrupamento das fases em estrela. Vantagens: §
Deslocamento angular AT e BT são sempre nulos;
§
Possibilidade de ligação do centro a terra, a fim de eliminar o perigo de sobretensões com respeito a terra linha BT.
§
Quanto menor a relação entre a tensão superior e a tensão inferior, maior a vantagem econômica entre autotransformador e transformador.
28
Informações Técnicas DT-11 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: P = U ⋅ I ⋅ cos Ø
[W]
1.3
Em um sistema trifásico: P = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ cos Ø
[W]
1.4 29
Informações Técnicas DT-11 ou P=
3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ cos Ø
[W]
1.5
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]
1.6
Em um sistema trifásico: Q = 3 ⋅ U f ⋅ I f ⋅ sen Ø
[VAr]
1.7
ou Q = 3 ⋅ U L ⋅ I L ⋅ sen Ø
[VAr] 1.8
1.5.3. Potência Aparente É a soma vetorial da potência útil e a reativa, e define o dimensionamento dos condutores, transformadores, equipamentos de proteção e de manobra. É uma grandeza que, para ser definida, precisa de módulo e ângulo, características do vetor.
Módulo: S = P 2 + Q 2
1.9
Ângulo: Ø = arctg
1.10
Q P
Aqui podemos notar a importância do fator de potência. É definido como:
fp = cos Ø =
P S
1.11
30
Informações Técnicas DT-11 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 trans formadores, crescimento da queda de tensão, redução do nível de luminosidade, 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, tanto indutivo quanto capacitivo. Em um sistema monofásico: S =U ⋅I
[VA]
1.12
Em um sistema trifásico: S = 3 ⋅U f ⋅ I f
[VA]
1.13
ou S = 3 ⋅ U L ⋅ I L [VA]
1.14
Outras relações importantes:
S =
P cos Ø
[VA]
1.15
S =
Q sen Ø
[VA]
1.16
A seguir, introduzimos uma tabela prática (Tabela 1.1), para det erminação dos valores de tensão, corrente, potência e fator de potência de transformadores em função do tipo de ligação.
31
Informações Técnicas DT-11 Tabela 1.1 Determinação
Estrel a
Triângulo
Zig -Zag
Tensão de Linha
UL
UL
UL
Tensão no
UL 3
UL
UL 3
IL
IL
IL
IL
IL
IL
Enrolamento Corrente de Linha Corrente de Enrolamento
3
Liga ções dos Enrolamentos
Esquemas
S = 3 ⋅U f ⋅ I f =
3 ⋅U L ⋅ I L
Potência Aparente
kVA
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 Fator de Potência do Primário Fator de Potência do Secundário
cos Ø1 = cos Ø2 ⋅ (100 − e u ) − e r (*) Do projeto de instalação (cosØ 2)
(*) ey = Tensão de curto -circuito er = componente da tensão de curto -circuito
32
Informações Técnicas DT-11 Exemplo: Cálculo da potência aparente requerida por dois equipamentos com fator de potência (cosØ) APARELHO 1
APARELHO 2
P = 1000 W
P = 1000 W
cos Ø = 0,5
cos Ø = 0,92
cos Ø =
P
cos Ø =
S
APARELHO 1 :
S =
1000 = 2000 VA 0,5
APARELHO 2 :
S =
1000 = 1087 VA 0,92
P S
CONCLUSÃO: Verificamos que o equipamento 2 que possui o maior fator de potência requer apenas 1.087VA, enquanto que o equipamento 1 requer 2.000VA de potência aparente. Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S), e por aí nota-se a importânci a da manutenção de um fator de potência elevado em uma instalação.
33
Informações Técnicas DT-11 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 det ermina 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: U n ⋅ In ⋅ 3 1000
Potência nom inal =
[kVA]
2.1
2.1.2. Transformadores Monofásicos A potência nominal de um transformador monofásico é a potência aparente definida pela expressão:
Potência nominal =
Un ⋅ I n 1000
[kVA]
2.2
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 100kVA; 34
Informações Técnicas DT-11
b) transformadores trifásicos para instalação em postes 15, 30, 45, 75, 112.5 e 150kVA; c) transformadores trifásicos para instalação em postes ou plataformas: 225 e 300kVA. As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR 12454 e NBR 9369), para transformadores de potência, são as seguintes: 225, 300, 500, 750, 1.000, 1.500, 2.000, 2.500, 3.000, 3.750, 5.000, 7.500, 10.000, 15.000, 25.000, 30.000. Quando de transformadores providos de um ou mais estágios de resfriamento forçado, entende-se como potência nominal o último estágio. Recomenda-se a escolha de um destes valores, pois os fabricantes já possuem projetos prontos para os mesmos, o que reduz os custos e o tempo de entrega dos referidos transformadores. Os transformadores com potências superiores a 40MVA não são normalizados, e dependem da solicitação do cliente.
2.2.
TENSÕES
2.2.1. Definições Tensão Nominal (Un): É a tensão para a qual o enrolamento foi projetado. Tensão a Vazio (Uo): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador energizado, porém sem carga. Tensão sob Carga: (U c): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador, estando o mesmo sob carga, correspondente a sua corrente nominal. Esta tensão é influenciada pelo fator de potência (cosØ) 35
Informações Técnicas DT-11 Regulação: É a variação entre a tensão a vazio e sob carga e sob determinado fator de potência. Tensão Superior (TS): É a tensão correspondente à tensão mais alta em um transformador. Pode ser tanto referida ao primário ou secundário, conforme o transformador seja abaixador ou elevador. Tensão Inferior (TI): É a tensão correspondente à tensão mais baixa em um transformador. Pode ser também referida ao primário ou secundário, con forme o transformador seja elevador ou abaixador. Tensão de Curto-circuito (U cc): Comumente chamada de impedância, é a tensão expressa, usualmente, em porcentagem (referida a 75°C) em relação a uma determinada tensão, que deve ser ligada aos terminais de um enrolamento para obter a corrente nominal no outro enrolamento, cujos terminais estão curto- circuitados. A tensão de curto-circuito medida deve manter -se dentro de ± 7,5% de tolerância, em relação ao valor declarado pelo fabricante. Nas Tabelas 4.2 e 4.3 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
ou
estrela -estrela (zig-zag)
duplamente aterrado.
36
Informações Técnicas DT-11 2.2.2. Escolha da Tensão Nominal
2.2.2.1.
Transformadores de distribuição Tabela 2.1 - Transformadores sem derivações
Tensão máxima do equipamento kV eficaz 15 24,2 36,2
Tensão [V] Secundário
Primário Trifásico e monofásico (FF) 13800 13200 23100
Monofásico (FN) 7967 7621 13337
22000 34500 33000
12702 19919 19053
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 fases FN = tensão entre fase e neutro
Tabela 2.2 - Derivações e relações de tensões Tensão [V] Tensão máxima do equipamento
Primário Derivação n
24,2
36,2
Secundário
Trifásico e monofásico (FF)
Monofásico (FN)
1 2 3
13800 13200 12600
7967 7621 7275
1 2 3
23100 22000 20900
13337 12702 12067
1 2 3
34500 33000 31500
19919 19043 18187
kV eficaz
15
o
Trifásico
Monofásico
Dois terminais: 220 ou 127 380/220 ou 220/127
Três termin ais: 440/220,254/1 27, 240/120 ou 230/115
NOTA: FF = tensão entre fases FN = tensão entre fase e neutro
37
Informações Técnicas DT-11 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: AMPLA: AT: 13.800 – 13.200 – 12.600 – 12.000 – 11.400 – 10.800V BT: 220/127V RGE: AT: 13.800 – 13.200 – 12.600V ou 23.100 – 22.000 – 20.900V BT: 380/220V ou 220/127V Existem concessionárias que quando do fornecimento de transformadores ao mercado particular exigem que estes sejam construídos e ensaiados em atendimento integral as suas normas. Recomenda-se verificar esta pa rticularidade com a concessionária local antes da aquisição dos transformadores.
2.2.2.3.
Transformador para uso industrial.
Em uma indústria poderemos ter três ou até quatro níveis de tensão: §
Subestações de entrada: o Primário - 72,5kV - 138kV ou 230kV; o Secundário - 36,2kV - 24,2kV ou 13,8kV.
§
Subestações de dist ribuição: o Primário - 36,2kV - 24,2kV ou 13,8kV; o Secundário - 440/254V, 380/220V ou 220/127V.
38
Informações Técnicas DT-11 Quando a potência dos transformadores for superior a 3MVA não se recomenda baixar a tensão diretamente para t ensão de uso, pois os mesmos tornam-se muito caros devido às altas correntes. Recomenda-se baixar para uma média tensão, ou seja, 6,9kV, 4,16kV ou 2,4kV e, próximo aos centros de c arga rebaixar novamente para as tensões de uso. Ainda um caso particular de nível de tensão primária deve ser comentado. Existem algumas regiões onde o nível de tensão de distribuição está sendo alterado. Neste caso, a concessionária avisa o interessado, que a tensão atual passará a outro nível dentro de um determinado período de tempo; logo, o transformador a ser instalado deverá ser capaz de operar em duas tensões primárias, para evitar a necessidade de aquisição de novo equipamento quando da alteração. Estes transformadores especiais são chamados de religáveis. A escolha da tensão do secundário depende de vários fatores. Dentre eles destacamos: a) econômicos, a tensão de 380/220V requer seções menores dos condutores para uma mesma potência; b) segurança, a tensão de 220/127V é mais segura com relação a contatos acidentais. De uma forma geral, podemos dizer que para instalações onde equipamentos como motores, bombas, máquinas de solda e outras máquinas constituem a maioria da carga, deve -se usar 380/220V e para instalações de iluminação e força de residências deve-se adotar 220/127V. Na NBR 5440 da ABNT encontramos a padronização das tensões primárias e secundárias.
2.3.
DERIVAÇÕES
Para adequar a tensão primária do transformador à tensão de alimentação, o enrolamento primário, normalmente o de TS, é dotado de derivações (taps), que podem ser escolhidos mediante a utilização de um painel de ligações ou comutador,
39
Informações Técnicas DT-11 conforme projeto e tipo construtivo, instalados junto à parte ativa, dentro do tanque. Este aparato, na maioria dos transformadores de baixa potência, deve ser manobrado com o transformador desconectado da rede de alimentação. Em geral o valor da tensão primária, indicada pela concessionária constitui o valor médio entre aqueles que efetivamente serão fornecidos durante o exercício.
2.3.1. Definições Derivação principal: Derivação a qual é referida a característica nominal do enrolamento, salvo indicação diferente à derivação principal é: a) no caso de número ímpar de derivações, a derivação central; b) no 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.
Figura 2.1
40
Informações Técnicas DT-11 Derivação su perior: Derivação cujo fator de derivação é maior do que 1. Derivação inferior: Derivação cujo fator de derivação é menor do que 1. Degrau de derivação: Diferença entre os fatores de derivação, expressos em percentagem, de duas derivações adjacentes. Faixa de derivações: Faixa de derivação do fator de derivação, expresso em percentag em e referido ao valor 100. A faixa de derivações é expressa como segue: a) se houver derivações superiores ou inferiores: + a %, - b % ou + a % (quando a = b); b) se houver somente derivações superiores: + a %; c) se houver somente derivações inferiores: - b %. A Figura 2.1 é a representação esquemática de um enrolamento trifásico com três derivações e a forma de suas conexões. Tabela 2.3 Posições do comutador Comutador conecta os pontos Tensão em cada derivação
1 10-7 11-8 12-9
2 7-13 8-14 9-15
3 13-4 14-5 15-6
UN + a%
UN
UN - b%
a
Percentual de variação por degrau
b
Tabela 2.4 Classe 15 24,2 36,2
Derivação Superior 13800 23100 34500
Derivação Principal 13200 22000 33000
Derivação Inferior 12600 20900 31500
Degrau de Derivação + 4,5 + 5% + 4,5
41
Informações Técnicas DT-11 2.4.
CORRENTES
2.4.1. Corrente Nominal A corrente nominal (I n) é a corrente para a qual o enrolamento foi dimensionado, e cujo valor é obtido dividindo-se, a potência nominal do enrolamento pela sua tensão nominal e pelo fator de fase aplicável (1 para transformadores monofásicos e
3 para
transformadores trifásicos).
2.4.2. Corrente de Excitação A corrente de excitação ou a vazio (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 enrol amento (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 Ø0 I q = I o ⋅ sen Ø0
2.3
42
Informações Técnicas DT-11 sendo: cos Ø =
Po V ⋅ Io
2.4
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 I o referente a fase central é menor que das outras. Devido ao fato acima, o valor de I o fornecido pelo fabricante, representa a média das três fases e é expresso em porcentagem da corrente nominal.
2.4.3. Corrente de Curto-Circuito Em um curto -circuito no transformador, é preciso distinguir a c orrente permanente (valor efetivo) e a corrente de pico (valor de crista).
2.4.3.1.
Corrente de curto -circuito permanente
Quando o transformador, alimentado no primário pela sua tensão e freqüência nominal e o secundário estiver curto-circuitado nas três fases, haverá uma corrente de curto-circuito permanente, que se calcula pela seguinte expressão:
I cc (CA ) =
IN ⋅ 100 E Z (%)
2.5
onde: IN = corrente nominal Ez = impedância a 75°C (%)
43
Informações Técnicas DT-11 A intensidade e a duração máxima da corrente de curto, que deve suportar o transformador, são normalizadas. A duração da corrente de curto -circuito simétrica, a ser utilizada no cálculo da capacidade térmica de suportar curto -circuitos, é 2s, salvo especificação diferente. Para autotransformadores e transformadores com correntes de curto-circuito superior a 25 vezes a corrente nominal, pode ser adotada uma duração de corrente de curtocircuito inferior a 2s, mediante acordo entre fabricante e comprador.
2.4.3.2.
Corrente de curto -circuito de pico
Entende-se como corrente de curto-circuito de pico, o valor máximo instantâneo da onda de corrente, após a ocorrência do curto-circuito. Esta corrente provoca esforços mecânicos elevados e é necessário que os enrolamentos estejam muito bem ancorados por cuidadosa disposição de cabos e amarrações para tornar o conjunto rígido. Enquanto a corrente de pico afeta o transformador em sua estrutura mecânica, a corrente permanente afeta de forma térmica. Os esforços mecânicos advindos da corrente de curto são mais acentuados em transformadores de ligação zig-zag, porque somente a metade de cada enrolamento de fase é percorrido pela corrente induzida de outra fase.
2.4.4. Corrente de Partida ou Inrush É o valor máximo da corrente de excitação (I o) no momento em que o transformador é conectado à linha (energizado). Ela depende das c aracterísticas construtivas do mesmo.
44
Informações Técnicas DT-11 A corrente de partida é maior quanto maior for a indução usada no núcleo e maior quanto menor for o transformador. O valor máximo varia em média de 4 a 20 vezes a corrente nominal. O fabricante deverá ser consultado para se saber o seu valor. Costuma-se admitir seu tempo de duração em torno de 0,1s (após a qual a mesma já desapareceu).
2.5.
FREQUÊNCIA NOMINAL
Freqüência nominal é a freqüência da rede elétrica de alimentação para a qual o transformador foi projetado. No Brasil todas as redes apresent am 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 ISOLAEMENTO
O nível de isolamento dos enrolamentos deve ser escolhido entre os valores indicad os na Tabela 2.5 (NBR 5356). A escolha entre as tensões suportáveis nominais, ligadas à dada tensão máxima do equipamento da tabela acima, depende da severidade das condições de sobretensão esperadas no sistema e da importância da instalação. Na NBR 6939, os valores escolhidos devem ser claramente indicados na especificação ou solicitação de oferta.
45
Informações Técnicas DT-11 Tabela 2.5 - Níveis de isolamento para tensão máxima igual ou inferior a 242kV Tensão máxima do equipamento kV ( eficaz)
1
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico Pleno kV ( crista) 2
Cortado kV ( crista) 3
0,6 1,2 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
20
15
34
24,2
72,5
4 4 10
7,2
36,2
Tensão suportável nominal à freqüência industral, durante 1 min. e tensão induzi da kV ( eficaz)
50
70 140 150
92,4
145
242
2.7.
185 185 230 275 325 360 395
DESLOCAMENTO ANGULAR
Em transformadores trifásicos, os enrolamentos de cada fase são construídos trazendo intrinsecamente o conceito de polaridade, isto é, isolando-se eletricamente cada uma das fases, podemos realizar o teste de polaridade do mesmo modo que para os transformadores monofásicos. No entanto tal procedimento torna-se pouco prático, além do mais, não nos informa a maneira como estão interligados os enrolamentos. Assim uma nova grandeza foi introduzida, o “deslocamento angular” que é o ângulo que define a posição recíproca entre o triângulo das tensões concatenadas primárias e o triângulo das tensões concatenadas secundárias e será medido entre fases. 46
Informações Técnicas DT-11 De uma maneira prática: seja o tr ansformador 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).
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 t ensão e estrela na baixa (designado por Dy). 47
Informações Técnicas DT-11 Quando ao deslocamento angular, o normal é de 30° 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 tod os os enrolamentos. A Figura 2.5 mostra o defasamento do exemplo, usando indicação horária de fasores, o deslocamento no caso é Dy5, ou seja, 150°.
Figura 2.5
48
Informações Técnicas DT-11 Tabela 2.6 – Deslocamento angular
49
Informações Técnicas DT-11 Tabela 2.6 – Deslocamento angular (continuação)
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 50
Informações Técnicas DT-11 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 combi nações 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, t ransformadores 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 des vantagem está no capital inicial empregado em 3 ou 4 transformadores monofásicos ao invés de 2 transformadores trifásicos de potência equivalente a custo menor.
H1
X1
X2
Figura 2.6 –Transformador monofásico FN (1 Bucha de AT e 2 Buchas de BT) 51
Informações Técnicas DT-11
H1
X2 X1
X3
Figura 2.7 –Transformador monofásico FN (1 Bucha de AT e 3 Buchas de BT)
H1
X1
H2
X2
Figura 2.8 –Transformador monofásico FF (2 Buchas de AT e 2 Buchas de BT)
52
Informações Técnicas DT-11
H1
H2
X2 X1
X3
Figura 2.9 – Tra nsformador monofásico FF (2 Buchas de AT e 3 Buchas de BT)
Figura 2.10 – Transformador trifásico FF (3 Buchas de AT e 4 Buchas de BT)
53
Informações Técnicas DT-11
Figura 2.11 – Transformadores monofásicos ligados em banco trifásico Dyn
54
Informações Técnicas DT-11 3.
SELEÇÃO DOS TRANSFORMADORES
3.1.
DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR
No projeto de uma instalação elétrica, os crit érios 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.
3.2.
FATOR DE DEMANDA (d)
Entende-se por fator de demanda ( d) como a razão da demanda máxima total (D mt) da instalação para a respectiva potência instalada ( Pt) e é definido para um ponto de distribuição. Portanto conhecendo-se:
55
Informações Técnicas DT-11 d =
D MT PT
3.1
Podemos determinar qual a potência do transformador através de Dmt, sendo conhecida a potência instalada.
3.2.1. Determin ação 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: a) Determina-se a pot ência nominal de cada motor em kVA
Pnom =
3 ⋅ I ⋅V 1000
[kVA]
3.2
sendo: Pnom = pot ência nominal de cada motor I = corrente absorvida pelo motor em A (retirada pelo catálogo do fabricante) V = tensã o de alimentação dos motores b) Determina-se a potência instalada: a potência instalada (Pinst ) será o somatório das potências nominais de cada motor. c) 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. d) Calculam-se as relações:
n' N = n P=
P ' inst Pinst
3.3 3.4
56
Informações Técnicas DT-11 sendo: n’ = so matória dos motores n = número total de motores Pinst = potência instalada dos n’ motores e) Com N e P iremos a Tabela 3.4 obtendo o fator de demanda (G) para a instalação. f) Calcula-se a demanda máxima por: DM = G ⋅ Pinst
3.5
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 3.1: Tabela 3.1 I
II
III
No.
cv
kVA
P inst [kVA]
2
75
72,40
144,8
5
30
28,58
142,9
8
15
16,39
131,1
20
5
5,72
114,4
30
1,5
2,13
64,0
65
597,2
Na tabela obtemos: n = 65 Pinst = 597,2
57
Informações Técnicas DT-11 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 potênc ia 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 = 274kVA Calculamos as relações:
'
N=
n 13 = = 0 ,2 n 65
P=
P ' inst 274 = 0, 458 Pinst 597 , 2
Na Tabela 3.4 com N = 0,2 e P = 0,50 obteremos: G = 0,64 A demanda máxima será: DM = [0,64 × (597 , 2 − 144 ,8)] + 144 ,8 DM = 434 ,3kVA
Nota: Através do item 1 obtemos os valores DM [kVA].
58
Informações Técnicas DT-11 3.2.2. Determinação da Demanda Máxima da Instalação Com o auxílio das tabelas 3.2, 3.3, 3.4, 3.8 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 = manda da potência para iluminação e tomadas, conforme Tabela 3.7. B = emanda de todos os aparelhos de aquecimento (chuveiros, aquecedores, fornos, fogões, etc.) calculada conforme Tabela 3.8 onde se deve diversificar a demanda por tipo de aparelho. C = demanda de aparelhos de ar condicionado calculado conforme Tabela 3.2. D = demanda dos motores elétricos conforme item 3. 2.1. E = demanda individual das máquinas de solda a t ransformador, calculada conforme Tabela 3.3. Em todos os casos, no cálculo da demanda, o fator de potência e o rendimento devem ser considerados.
3.3.
CONSIDERAÇÕES SOB RE O USO DAS TABELAS
Os valores encontrados nas tabelas devem ser compreendidos como referidos aos casos mais freqüentes e devem ser usados quando na falta de algum dado informativo. É natural que o técnico, antes de recorrer às tabelas, se informe sobre os ciclos usuais de funcionamento e faça quanto mais possível, com que se aproximem os valores dos fatores com a realidade do caso que deve resolver.
59
Informações Técnicas DT-11 3.4.
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 3.2 - Fatores de demanda de condicionadores de ar Número de Aparelhos
Fator de Demanda [%]
1 a 10
100
11 a 20
86
21 a 30
80
31 a 40
78
41 a 50
75
51 a 75
70
76 a 100
65
Acima de 100
60
Tabela 3.3 - Demanda individual das máquinas de solda a transformador Solda a Arco Número de Aparelhos 1 º e 2 º maior aparelho
Fator de Demanda [%] 100
º
85
º
4 aparelho
70
soma dos demais aparelhos
60
3 aparelho
solda à resistênci a maior aparelho
100
soma dos demais aparelhos
60
60
Informações Técnicas DT-11 Tabela de motores IP54, IP(W) 55 e químico - divisão II * Vide catálogo de motores trifásicos. Tabela 3.4 - 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 0,60
0,65 0,70
0,75
0,80 0,85
0,90
1,0
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
0,95
61
Informações Técnicas DT-11 Tabela 3.5 - Valores nominais típicos de aparelhos elétricos (Tensão Nominal 220V) APARELHO
POTÊNCIAS NORMAIS TÍPICAS
Aquecedor de água central (Boiler) - de 50 a 100 litros
1.000W
- de 150 a 200 litros
1250W
- 250 litros
1.500W
- de 300 a 350 litros
2.000W
- 400 litros
2.500W
Aquecedor de água local Aquecedor portátil de ambiente Aspirador de pó
4.000 a 8.000W 700 a 1.300W 250 a 800W
Barbeador
8 a 12 W
Batedeira
70 a 250W
Cafeteira
1.000W
Chuveiro
3.000 a 5.300W
Cobertor
150 a 200W
Condicionad or de ar - 3/4cv
1.200VA
- 1 1/2cv
2.400VA
- central (residenci al)
5.000VA
Congel ador (freezer)
350 a 500VA
Copiadora (tipo xerox)
1.500 a 6.500VA
Exaustor de ar (para cozinha)
300 a 500VA
Ferro de passar roupa
400 a 1650W
Fogão residencial
4.000 a 12.000W
Forno residencial
4.500W
Forno de microondas (residen cial)
1.200W
Geladei ra (residen cial)
150 a 400VA
Lavadora de pratos (residencial)
1.200 a 2.800VA
Lavadora de roupas (residencia l)
750 a 1.200VA
62
Informações Técnicas DT-11 Liqüidificador
100 a 250W
Máquina de costura (doméstica)
60 a 100W
Máquina de escrever
150W
Moedor de lixo
300 a 600VA
Secador de roupa
4.000 a 6.000W
Secador de cabelos
500 a 1.200W
Televi sor - portátil
75 a 100W
- tipo Console
150 a 350W
Torradeira
500 a 1.200W
Torneira
2.500 a 3.200W
Ventilador - portátil
60 a 90W
- de pé
250VA
Tabela 3.6 - 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 – 1.000 – 1.500
Fluorescente
15 - 20 - 30 - 40 - 65 - 100 - 11 0 - 125 - 135
Vapor de mercúrio
80 - 125 - 250 - 400 - 700 - 1.000 – 2.000
Vapor Metálico
375 – 1.000 – 2.000
Sódio Baixa Pressão
35 - 90 - 135 - 180
Sódio Alta Pressão
250 - 400 – 1.000
Halógenas
500 - 1000 – 1.500 – 2.000
Mistas
160 - 250 - 500
63
Informações Técnicas DT-11 Tabela 3.7 - Fatores de demanda de iluminação e tomadas DESCRIÇÃO Auditó rios,
salões
para
FATOR DE DEMANDA [%] exposições
semelhantes.
e
100
Bancos, lojas e semelhantes.
100
Barbearias, salões de beleza e semelhantes.
100
Clubes e semelhantes.
100
Escolas e semelhantes.
Escritórios (edifícios de) Garagens comerciais e semelhantes. Hos pitai s e semelhantes.
100 para os primeiros kVA 50 para o que exceder de 12kVA. 100 para os primeiros 20kVA 70 para o que exceder de 20kVA 100 40 para os primeiros 50kVA 20 para o que exceder de 50kVA
Hotéis e semelhantes.
100
Igrejas e semelhantes.
100 100 para os primeiros 10kVA
Edifícios de apartamentos residen ciais
35 para os seguintes 110kVA 25 para o que exceder de 120kVA
Restaurantes e semelhantes.
100
64
Informações Técnicas DT-11 Tabela 3.8 Fator de Demanda [%] Número de
Fator de Demanda [%]
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.
3.4.1. 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 tratand o e deverá prever um aumento de 5% a 15%.
3.4.2. Conveniência da Subdivisão em mais Unidades Este aspecto será comentado no capítulo 5 relativo à operação em paralelo. São dois os aspectos a serem levados em consideração neste momento: econômico e eventuais danos nos transformadores ou manutenção. 65
Informações Técnicas DT-11 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.
3.4.3. Potência Nominal Normalizada Voltamos a tocar no assunto porque é de vital importância no dimensionamento da instalação. Todos sabem quanto d emora 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 s e estenderá, mantendo mais longe o início do retorno de capital. A mesma dificuldade será sentida em caso de se necessitar reposição de uma unidade.
3.5.
DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DE UM
TRANSFORMADOR
d) Potência e) Tensões Primárias e derivações f) Tensão S ecundária g) Freqüência h) Normas aplicáveis 66
Informações Técnicas DT-11 i) Acessórios j) Valores de impedância, corrente de excitação e perdas k) Qualquer outra característica importante: dimensões especiais por ex emplo.
3.6.
SOFTWARE PARA CÁLCULO DE DIMENSIONAMENTO DE
TRANSFORMADORES
3.6.1. Processo 1 Site WEG : www.weg.net
Figura 3.1
67
Informações Técnicas DT-11
Figura 3.2
Figura 3.3 68
Informações Técnicas DT-11 Exemplo: Uma empresa que fabrica máquinas e aparelhos industriais. O valor típico de Fator de Demanda (FD), para esta empresa é 0,59%. O valor mínimo exigido no Brasil para Fator de Potência (FP) é de 0,92%.
Figura 3.4
69
Informações Técnicas DT-11 3.6.2. Processo 2
Figura 3.5
Figura 3.6 70
Informações Técnicas DT-11
Figura 3.7
71
Informações Técnicas DT-11
Figura 3.8
72
Informações Técnicas DT-11 4.
CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO
4.1.
INSTALAÇÃO
Em condições normais de funcionamento e altitude de instalação até 1.000m, é considerado que a temperatura ambiente não ultrapasse os 40°C a média diária não seja superior aos 30°C. •
Altitude máxima
•
Temperatura média diária (máxima) = 30ºC
•
Temperatura máxima diária
= 1.000m
= 40ºC
Para estas condições, os limites de elevação de temperatura previstos em normas (NBR 5356) são: Tabela 4.1 Sobre elevação máxima
Material isolante
Material isolante
(sobre os 40 ºC ambiente)
classe E (120 ºC)
classe A (105 ºC)
Conservador
Conservador
Selado
Média dos enrolamento
65ºC
55ºC
55ºC
Do ponto mais quente dos
80ºC
65ºC
65ºC
65ºC
55ºC
50ºC
enrolamento s (hot spot) Do óleo, próximo à superfície (topo óleo)
73
Informações Técnicas DT-11
Figura 4.1 Condições de operação e/ou ambientais adversas devem ser claramente especificadas: a) Instalação em altitudes superiores a 1.000 m. b) Instalação em locais em que as temperaturas do meio de resfriamento estejam fora dos limites estabeleci dos em Normas (ABNT, IEC, ANSI). c) Exposição a umidade excessiva, atmosfera salina, gases ou fumaças prejudiciais. d) Exposição a pós prejudiciais. e) Exposição a materiais expl osivos na forma de gases ou 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. 74
Informações Técnicas DT-11 j) Funcionamento em regime ou freqüência não usuais ou com tensão apreciavelmente diferentes das senoidais ou assísmicas k) Cargas que estabelecem harmônicas de correntes anormais, tais como os que resultam de apreciáveis correntes de carga controladas por dispositivos em estado sólido ou similares. l) Condições de carregamento especificados (potência e fatores de potência) associadas a transformadores ou auto-transformadores 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 especi ficadas na norma NBR 5356. o) Condições
de
tensão
anormais,
incluindo
sobre-tensões transitórias,
ressonância, sobre-tensões 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 de projeto. r) Necessidade de proteções especiais contra contatos acidentais de pessoas com partes vivas do transformador.
4.2.
PERDAS
Figura 4.2
75
Informações Técnicas DT-11 O fluxo Magnético não está concentrado apenas na região do núcleo, o que é chamado de fluxo disperso. Este fluxo atua sobre as partes magnéticas próximas a ele, tais como as ferragens da parte ativa e o tanque. Nas regiões superiores e inferiores do núcleo, o fluxo magnético no sentido transversal do condutor faz com que as perdas parasitas e o aquecimento dos condutores seja maior.
4.2.1. 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.
4.2.2. 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; 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.
76
Informações Técnicas DT-11 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 às descritas nos itens 4.2.1 e 4.2.2 deste capítulo, podem ser desprezadas. Quando da realização de ensaio para determinação das perdas, estas aleatórias são detectadas juntamente com as principais. Além da elevação de temperatura, a ABNT também estabelece as perdas máximas para transformadores de distribuição imersos em óleo, em função da potência, do número de fases e da tensão do primário. Transformadores com características elétricas idênticas podem ser construídos com diferentes valores de perdas desde que respeitado os limites de elevação de temperatura. Para isto é necessária adequação da quantidade de radiadores, o que influi diretamente nas dimensões externas do transformador e também no seu rendimento. Reproduzimos a seguir as tabelas da A BNT encontradas na NBR 5440, onde consta o valor das perdas acima descritas. Tabela 4.2 - Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curtocircuito em transformadores trifásicos de tensão máxima do equipamento de 15 kV 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
3,5
4,5
77
Informações Técnicas DT-11 Tabela 4.3 - Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curtocircuito em transformadores trifásicos de tensões máx imas do equipamento de 24,2 kV e 36,2 kV 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
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
4.3.
4,0
5,0
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
4.1
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 c álculo do rendimento:
78
Informações Técnicas DT-11 2 Po + b ⋅ Pc ⋅ 100 [%] η = 1 − 2 b ⋅ S ⋅ cos Ø + P + b ⋅ Pc n o
4.2
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 Sendo que os valores de P o e P c são dados dos relatórios de ensaio do transformador (ou os valores normalizados). Sn = 15MVA b=1
cos Ø = 0,94
P0 = 12,7kW e P c = 77,3kW •% = 99,36% O rendimento máximo de um transformador ocorre quando as perdas no material dos enrolamentos e as perdas no ferro forem iguais, ou seja, com carga muito pequena em comparação com sua potência. Se quisermos saber qual a carga que deve ser apli cada a um transformador para que este opere com rendimento máximo, devemos fazer:
b=
Po Pc
e S = b ⋅ Sn
79
Informações Técnicas DT-11 Tabela 4.4 Transformadores trifásicos – Rendimentos Potência [kVA]
15
30
45
75
112.5
150
225
300
500
15kV
97,02
97,49
97,74
98,00
98,19
98,32
98,42
98,52
98,32
24,2kV
96,64
97,21
97,48
97,78
97,99
98,12
98,30
98,42
97,80
36,2kV
96,64
97,21
97,48
97,78
97,99
98,12
98,30
98,42
97,30
Transformadores monofásicos – Rendime ntos Potência [kVA]
5
10
15
25
37.5
50
75
100
15kV
96,15
97,37
97,59
97,88
98,09
98,30
98.42
98,47
24,2kV
96,52
97,08
97,33
97,65
97,88
98,01
98,29
98,42
36,2kV
96,52
97,08
97,33
97,65
97,88
98,01
98,29
98.42
Transformadores com características elétricas idênticas podem ser construídos com diferentes valores de rendimento, consequentemente terão dimensões e custos diferentes. Os limites de elevação de temperatura devem ser respeitados. O rendimento do transformador normalmente é maior à medida que sua potência for maior, sendo que para transformadores de potência o rendimento normalmente está acima de 99%.
80
Informações Técnicas DT-11 4.4.
REGULAÇÃO
Figura 4.3 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 X ⋅ cos Ø − E R ⋅ sen Ø R % = a ⋅ E R ⋅ cos Ø + E x ⋅ sen Ø + 200
sendo: a = fator de carga ER = componente resistiva da impedância em % Ex= componente reativa da impedância em % cos Ø = fator de potência da carga do transformador sen Ø = 1 − cos 2 Ø
81
Informações Técnicas DT-11 ER e E x são valores de projeto e podem ser obtidos também através dos ensaios dos transformadores. São valores dependentes das características elétricas do transformador e de sua impedância total Ez. Os valores de tensões especificados por Norma são os valores em vazio. Caso seja necessário que estes valores sejam em carga, as informações sobre o fator de potência da carga devem ser levadas em consideração no dimensionamento correto das tensões em vazio, ou seja: o valor da regulação deve ser acrescido à tensão em vazio. Exemplo: Cálculo de rendimento e regulação, com os seguintes dados: Potência nominal = 300kVA; Perda a vazio = 1.120W; Perda total = 4.480; Impedânci a = 4,5% Tabela 4.5 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
82
Informações Técnicas DT-11 4.5.
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°C. A temperatura ambiente é um fator importante na determinação da capacidade de carga dos t ransformadores, uma vez que a elevação de temperatura para qualquer carga, deve ser acrescida a temperatura ambiente para se determinar a temperatura de operação. Os transformadores normalmente operam num ciclo de carga que se repete a cada 24 horas. Este ciclo de carga pode ser constante, ou pode ter um ou mais picos durante o período. Para se usar as recomendações de carregamento da NBR 5416/97, mostradas nas tabelas 4.6, 4.7, 4.8, 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 uma avaliação da velocidade do envelhecimento adicional a que está sendo submetido o equipamento, comparando a perda de vida com uma taxa de perda de vida média de referência. Calcula-se a perda de vida, ao longo de um período de tempo ∆t (horas), em que a temperatura do ponto mais quente do enrolamento (θe) permanece constante, pela equação: 83
Informações Técnicas DT-11
PV % = 10
B − + A 273 +θ e
× 100 ⋅ ∆ t
4.3
onde: A é igual a –14,133 (transformador de 55°C) A é igual a –13,391 (transformador de 65°C) B é igual a 6972,15 PV é a perda de vida ∆t é o intervalo de tempo genérico θe é a de temperatura do ponto mais quente do enrolamento Normalmente, os transformadores devem operar, segundo ciclos de carga que não propiciem perdas de vida adicionais, mas nos casos extremos de operação, onde esta perda de vida se torna necessária, deve-se impor um valor máximo de perda de vida adicional. A perda da vida útil é baseada num ciclo de carga de 24 horas e representa o valo r 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. A Tabela 4.6 mostra a carga admissível, após um carregamento contínuo de 70%, com temperatura ambiente a 30°C, é de 133% durante uma hora, sem que sejam ultrapassados os valores -limite de temperatura prescritos na norma NBR 5416. O transformador não deve operar com temperaturas do ponto mais quente do enrolamento superiores a 140°C, devido à formação de gases na isolação sólida e no óleo, que representam 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.
84
Informações Técnicas DT-11 Tabela 4.6 - Carregamento de transformadores de 55°C - ONAN Carga Inicial = 70% DP (h)
0,5
1,0
2,0
4,0
8,0
24,0
Ta (°C)
CP(%)
TO(°C)
TE(°C)
10
150
43
90
OBS.
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
NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do ponto mais quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinal ados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.
85
Informações Técnicas DT-11 Tabela 4.7 - Carregamento de transformadores de 55°C - ONAN Carga Inicial = 9 0% DP (h)
0,5
1,0
2,0
4,0
8,0
24,0
Ta (°C)
CP(%)
TO(°C)
TE(°C)
10
150
50
98
OBS.
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
X
X
X
NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a carga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do ponto mais quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isola nte.
86
Informações Técnicas DT-11 Tabela 4.8 - Carregamento de transformadores de 55°C - ONAN Carga Inicial = 100% DP (h)
0,5
1,0
2,0
4,0
8,0
24,0
Ta (°C)
CP(%)
TO(°C)
TE(°C)
10
150
55
102
OBS.
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
NOTAS 1 DP é a duração do tempo de ponta de carga; Ta é a temperatura ambiente; CP é a ca rga durante o tempo de ponta; TO é a temperatura do topo do óleo; TE á a temperatura do ponto mais quente do enrolamento. 2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.
87
Informações Técnicas DT-11 5.
CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO
5.1.
OPERAÇÃO EM CONDIÇÕES NORMAIS E ESPECIAIS DE
FUNCIONAMENTO.
As condições normais de posicionamento, nos quais o t ransformador 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°C e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 30°C; b) para transformadores resfriados a água, temperatura da água de resfriamento (temperatura ambiente para transformadores) não superior a 30°C e temperatura média, em qualquer período de 24 horas, não superior a 25°C; c) altitude não superior a 1.000m; 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 c omo abaixadores, ou elevadores (usinas), conforme for especificado pelo comprador.
5.2.
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
88
Informações Técnicas DT-11 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 1.000m; b) instalações em locais em que as temperaturas do meio de resfriamento estejam fora dos limites estabelecidos em 5.1.1; c) exposição a umidade excessiva, atmosfera salina, gases ou fumaças prejudiciais; d) exposição a pós prejudiciais; e) exposição a materiais explosivos na forma de gases ou pós; f) sujeição a vibrações anormais, choque ou condições sísmicas; g) sujeição a condições precárias de transporte, instalação ou armazenagem; h) limitações de espaço na sua instalação; i) dificuldades de manutenção; j) funcionamento em regime ou freqüência não usuais ou com tensões apreciavelmente diferentes das senoidais ou assimétricas; k) cargas que estabelecem harmônicas de corrente anormais, tais como os que resultam de apreciáveis correntes de carga controladas por dispositivos em estado sólido ou similares; l) condições de carregamento especificados (potências e fatores de potência) associadas a transformadores ou autotransformadores de mais de dois enrolamentos; 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; 89
Informações Técnicas DT-11 s) operação em paralelo com transformadores de outro fornecimento.
5.3.
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 co ntinuar 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 satisfató ria, se não forem satisfeitas as condições dos itens 5.3.1, 5.3.2 e 5.3.3.
5.3.1. Diagramas Vetoriais com mesmo Deslocamento Angular Se as demais condições forem estabelecidas, basta ligarmos entre si os terminais da mesma designação.
5.3.2. 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 90
Informações Técnicas DT-11 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.
5.3.3. 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
5.1
sendo: P = potência total da instalação (P1 + P2) P1 = potência do transformador velho P2 = potência do transformador novo Z1 = i mpedância do transformador velho Z2 = impedância do transform ador novo Z’1 = impedância do transformador velho referido a base do novo. Devemos inferir as impedâncias a uma mesma base de potência, que pode ser a de qualquer um deles, da seguinte maneira:
Z '2 =
Z 2 × P1 P2
5.2
Z '1 =
Z 1 × P2 P1
5.3
91
Informações Técnicas DT-11 onde: Z’1 e Z’ 2 são as impedâncias dos transformadores na base nova de potência. A divisão de pot ência entre transformadores em paralelo é calculada como segue abaixo:
P1 Z1
P2 Z2 Figura 5.1
P1 =
P × Z2 Z1 + Z2
5.4
P2 =
P × Z1 Z1 + Z 2
5.5
P = P1 + P2
5.6
Para os transformadores que irão operar em paralelo, as impedâncias ou tensões de curto-circuito não poderão divergir mais do que ±7,5% da médi a das impedâncias individuais, como já foi mencionado anteriormente, caso contrário o transformador de impedância menor receberá uma carga relati va maior do que o de impedância maior. Quando o transformador de menor potência tiver a maior impedância, então são economicamente aceitáveis diferenças de 10 a 20% na impedância. Caso
contrário,
condições
de
serviço
anti-econômicas
já
ocorrerão
em
transformadores ligados em paralelo, cuja relação de potências for 1:3. Exemplo: Qual a impedância de um novo transformador cuja potência é 1.500kVA, o qual será ligado em paralelo com outro já existente com as seguintes características: §
Potência: 1.000kVA 92
Informações Técnicas DT-11 §
Tensões Primárias: 13,8 - 13,22 - 12,6kV
§
Tensões Secundárias: 380/220V
§
Impedância: 5%
§
Deslocamento Angular: Dyn1
A impedância de 5% está referida na base de 1.000kVA. Deveremos referi-la para a base do transformador novo. Usando a equação 5.3:
Z
'
Z
'
Z1 × P2 5 × 1500 = P1 1000
1
=
1
= 7,5%
Este valor é a impedância do 1.000kVA na base do novo transformador de 1.500kVA. Calcularemos a impedância que deverá ter o novo transformador de 1.500kVA. Da equação 5.1: P1 × Z ' 1 1000 × 7,5 Z2 = = P2 1500 Z 2 = 5%
Esta impedância já está na base do novo transformador (1.500kVA). O novo transformador deverá ter as seguintes características: §
Tensão Primária: 13,8 - 13,2 - 12,6kV
§
Tensão Secundária: 380/220V
§
Impedância: 5%
§
Deslocamento angular: Dyn1
93
Informações Técnicas DT-11 5.4.
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
∑ PN ... n ∑ PN ... n
5.7
5.8
E1... n
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 1.550kVA.
EM =
300 + 500 + 750 = 4,908 % 300 500 750 + + 4,5 4,9 5,1
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
94
Informações Técnicas DT-11 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.
95
Informações Técnicas DT-11 6.
CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
Veremos agora as características construtivas do transformador a óleo, pois no item relativo ao funcion amento 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.
CARACTERÍSTICAS INTERNA
6.1.1. Núcleo O núcleo é constituído por um material ferromagnético, que contém em sua composição o silício, que l he 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 especi al 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.
96
Informações Técnicas DT-11 É também com a finalidade de diminuir as perdas, que nestas chapas são feitos cortes a 45° nas junções entre as culatras e os pilares (Figura 6.1 (a)). Os tipos de chapas de aço silício mais utilizadas são: M4 da Acesita; M0H e equivalentes; 023ZDKH-90 e equivalentes.
a) Núcleo empilhado
97
Informações Técnicas DT-11
b) Núcleo enrolado (somente distribuição) Figura 6.1
6.1.2. Enrolamento Os enrolamentos, primários e secundários, são constituídos de fios de cobre (isolados com esmalte ou papel) de seção retangular ou circular (Figu ra 6.2) ou de chapas ou fitas de alumínio.
Figura 6.2 - Enrolamento com fio de cobre, espiras enroladas no sentido axial Nos enrolamentos feitos com chapa de alumínio, as espiras estão enroladas uma sobre a outra no sentido radial da bobina (são concêntricas), com folhas de papel para isolamento entre as espiras. O processo de fabricação deste tipo de bobina é mais rápido que o de bobinas em cobre. 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 98
Informações Técnicas DT-11 bobinas menores, que chamamos de panquecas (para transformadores de distribuição apenas). No transformador os enrol amentos são dispostos c oncentricamente, normalmente 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 (em função das dimensões dos condutores do primário). Chamamos de derivação, aos pontos, localizados no enrolamento primário, conectados ao comutador (vide item 6.1.4). Tipos de bobinas e utilização: A definição do tipo de bobina a ser utilizada depende das características elétricas (tensões e correntes), das condições de operação do transformador e da carga. Os limitantes são: temperatura dos enrolamentos, dimensões dos isolamentos e dos condutores dos enrolamentos.
99
Informações Técnicas DT-11 §
Barril, até 3,5MVA, limitada pela seção dos condutores;
§
Camada, até 3,5MVA, limitada pela seção dos condutores;
Bobinas de Baixa tensão
Bobinas de Alta tensão
Figura 6.3- Transformador de distribuição e meia -força
Figura 6.4 - Bobinas de distribuição com núcleo enrolado (BT+AT)
100
Informações Técnicas DT-11 §
Panqueca, até 3,5MVA em 36,2kV ou transformadores religáveis;
Bobinas de Alta tensão Figura 6.5 - Transformador de distribuição e m eia-força §
Disco, acima de 3,5MVA;
Bobinas de Baixa tensão
Bobinas de Alta tensão
Figura 6.6 - Transformador de meia-força e força
101
Informações Técnicas DT-11 §
Hobbart, acima de 3,5MVA;
Hélice, acima de 3,5MVA;
Bobinas de Baixa tensão Figura 6.7 - Transformador de meia-força e força §
Hélice múltipla, enrolamentos de regulação;
Bobinas de Regulação de Alta ou Baixa tensão Figura 6.8 - Transformador de força 102
Informações Técnicas DT-11 §
Discos paralelos, para altas correntes.
Bobinas para altas correntes Figura 6.9 - Transformador de força
Bobinas para altas correntes conectadas Figura 6.10 - Transformador de força 103
Informações Técnicas DT-11
6.1.3. Dispositivos de Prensagem, Calços e Isolamento Para que o núcleo se torne um conjunto rígido, é necessário utilizar dispositivos de prensagem para as chapas. São vigas dispostas horizontalmente, fixadas por tirantes horizontais e verticais. Devem ainda estar projeta das para suportar o comutador, os pés de apoio da parte ativa, suportes das derivações e ainda o dispositivo de fixação da parte ativa ao tanque ou tampa. 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), distanciar os enrolamentos do núcleo e outras. Os materiais dos calços são vários e dentre eles podemos destacar o papelão (Press pan), o fenolite, a madeira densificada 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°C ou E – 120°C). No caso dos condutores, estes podem estar isolados em papel kraft neutro, termoestabilizado ou esmalte; este último, na WEG, é de classe H (180°C).
104
Informações Técnicas DT-11
Figura 6.11 – Calços e isolamento
6.1.4. Comutador de Derivações Sua finalidade foi exposta no item relativo às t ensões normalizadas.
Figura 6.12
105
Informações Técnicas DT-11
Figura 6.13
6.1.4.1.
Tipo painel
O painel é instalado imerso em óleo is olante e localizado acima das ferragens superiores de aperto do núcleo, num ângulo que varia de 20° a 30°, para evitar depósitos de impurezas em sua superfície superior. A figura 6.14 mostra um comutador de posições tipo painel. Consta de chapa de fenolite a qual recebe dentro de det erminada 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.
106
Informações Técnicas DT-11
Figura 6.14 - Comutador tipo painel
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 tanto com acionamentos externo quanto interno, simples ou duplo; usado até 500kVA (figura 6.15); b) comutador linear 75A, 200A ou 300A: com as mesmas c aracterísticas do anterior, sendo que este é usado de 750kVA até 5.000kVA (figura 6.16); c) comutador linear 300A: número de posições até 13; acionamento externo; usado para potências superiores a 3MVA; este comutador possui grande flexibilidade; admit e até 3 colunas, com até 4 grupos de contato por colunas; d) comutador rotativo: até 7 posições, com acionament o externo para tensões até classe 145kV e corrente até 1.200A, normalmente 200, 300, 400, 800 e 1.200A (figura 6.17);
107
Informações Técnicas DT-11 e) comutadores lineares especiais: construídos com até 13 posições, e para qualquer classe de tensão e corrente até 2.500A; podem vir com contatos para bloqueio de operação intervinda. Todos os comutadores mencionados são para acionamento sem tensão e sem carga.
Figura 6.15 - Comutador linear 30A – 5 posiçõ es
Figura 6.16 - Comutador linear 75A – duplo – 7 posições
Figura 6.17 - Comutador Rotativo
108
Informações Técnicas DT-11 6.1.4.3.
Comutador sob carga
Os fabricantes nacionais de comutadores sob carga são: MR do Brasil (Figura 6.18) e ABB (Figura 6.19). Este tipo de comutador permite a troca da posição das derivações com o transformador energizado e com carga. Isto é possível porque durante a comutação, a corrente é mantida (e limitada nas bobinas), através dos resistores de transição. A tensão é mantida na posição anterior até que a troca de conexões aos pinos seja completamente concluída. O acionamento do 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, ponto de retenção da alimentação e ponto de conexão para comando remoto elevar-baixar. O mot or ligado ao eixo do comutador é acionado por chave reversora. Os pontos elevar-baixar são ac ionados por comando externo e dão partida à chave reversora. Com este mecanismo fazemos o giro do eixo do com utador e conseqüentemente do mecanismo de passagem entre contatos. O acionamento motorizado do comutador pode fazer comutações independentes de circuitos externos, para isto basta alimentá-lo com tensões corretamente. Neste caso a comutação elétrica é feita apenas manualmente nos botões de comando do próprio acionamento motorizado ou, manual na manivela a ser acoplada à parte frontal do acionamento motorizado. Isto bloqueia qualquer outro tipo de acionamento. Porém normalmente os sistemas dos clientes exigem controle remoto da posição em que o comutador está operando e também a possibilidade de operá -lo remotamente. A operação remota pode ser feita através de sistemas digitais, relés reguladores de tensão ou sistemas manuais.
109
Informações Técnicas DT-11
Comutador sob carga MR Figura 6.18
Comutador sob carga ABB Figura 6.19
6.1.5. Parte Ativa Chamamos de parte ativa do transformador, ao conjunto formado pelos enrolamentos, primário, secundário, terciário e regulação (caso houver) 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 6.20 vê-se: a parte ativa de um t ransformador 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 110
Informações Técnicas DT-11
b) Transformador de distribuição com núcleo enrolado
c) Transformador de força Figura 6.20
6.2.
CARACTERÍSTICAS EXTERNAS
6.2.1. 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 bronz e; 111
Informações Técnicas DT-11 §
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 6.21). § Buchas de baixa tensão com tensão nominal 1,3kV e correntes nominais de 160, 400, 800, 2.000, 3.150 e 5.000A (Figura 6.22). b) Buchas DIN § Para média e alta tensão nas classes de 15, 24.2 e 36,2kV e correntes nominais de 250, 630, 1.000, 2.000 e 3.150A (Figura 6.23). c) Buchas Condensivas § São usadas apenas em transformadores com potência superior a 2.500kVA e tensões maiores que 36,2kV, sendo encontradas apenas nas correntes de 800 a 1.250A. Para correntes maiores, só existem importadas. No Brasil se fabrica buchas até a classe 245kV, para tensões maiores, somente importadas. Estas buchas são muito mais caras que as de cerâmica, tanto DIN quanto ABNT (Figura 6.26). d) Buchas especiaisExistem buchas para correntes até 24.000A na classe 36,2kV, mas só importadas. e) Buchas poliméricas § A porcelana é substituída por um isolante polimérico. A vantagem desse tipo de bucha é que elas são mais resistentes a quebras ou vandalismos. Normalmente são utilizados em transformadores subterrâneos.
112
Informações Técnicas DT-11
Buchas ABNT, baixa tensão Figura 6.21
Figura 6.22
Buchas DIN, alta tensão
B uchas ABNT, alta tensão
Figura 6.23
Figura 6.24
113
Informações Técnicas DT-11
Buchas DIN, alta tensão
Buchas Condensivas, alta tensão Buchas para altas correntes
Figura 6.25
Figura 6.26
As tabelas mostram as buchas usadas em transformadores de distribuição. Tabela 6.1 - Corrente nominal [A] das buchas de alta tensão para transform adores trifásicos (NBR 5440) POTÊNCIA NOMINAL DO TRANSFORMADOR [kVA] 15 a 45
MAIOR TENSÃO SECUNDÁRIA [V] 220 380 160 160
75
400
160
112,5
400
400
150
800
400
225
800
800
300
800
800
Nota: A tensão nominal das buchas de baixa tensão será conforme estabelecido na NBR 5437 (1,3kV).
114
Informações Técnicas DT-11 6.2.2. 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. Em t ransformadores de porte maior encontramos t ambém a caixa de ligações dos acessórios e tubulações. 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 6.2. Para transformadores maiores não há normalização, cada fabricante escolhe as chapas conforme a especificação do projeto mecânico. Tabela 6.2 - Espessura mínima da chapa de aço (NBR 5440) ESPESSURA [mm]
POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR [kVA]
Tampa
Corpo
Fundo
P•10
1,90
1,90
1,90
10 500kVA
246
Informações Técnicas DT-11 Tabela 8.14 - Nível de ruído – Relatório de ensaio
247
Informações Técnicas DT-11 8.3.
ENSAIOS ESPECIAIS
Ensaio de tipo é um ensaio outro que não ensaio de tipo nem de rotina, realizado mediante acordo entre fabricante e comprador. a) Fator de potência do isolamento; b) Impedância seqüência zero em transformadores trifásicos; c) Tensão de radiointerferência (RIV); d) Medição de harmônicos na corrente de excitação; e) Ensaio suportabilidade a curto-circuito; f) Medição da resposta em freqüência e impedância terminal; g) Umidade relativa superficial interna (URSI); h) Vácuo interno.
8.3.1. Fator de Potência do Isolamento O o bjetivo 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 fator de potência do isolamento, fator de dissipação ou tangente delta consiste na medida das perdas elétrica no isolamento. Baixos valores para esta grandeza são normalmente utilizados como prova da boa qualidade do isolamento, sendo que aumentos súbitos no valor da tangente delta ao longo do tempo, são utilizados como sinais de deterioração das condições do isolamento. O ensaio também é realizado em buchas capacitivas. Para transformadores novos, o valor máximo é 0,5%. Para transformadores recondicionados, 1,0%.
248
Informações Técnicas DT-11
Figura 8.34 - Fator de potência do isolamento – Circuito de ensaio
Figura 8.35 - Fator de potência do isolamento – Ilustração de ensaio
249
Informações Técnicas DT-11 Tabela 8.15 - Fator de potência do isolamento –Relatório de ensaio
250
Informações Técnicas DT-11 8.3.2. Impedância Seqüência Zero em Transformadores Trifásicos O conceito de tensões ou correntes de seqüência se baseia no defasamento temporal das mesmas. Tomemos como exemplo três bornes de alimentação, adotando por convenção que a seqüência positiva é A, B e C como na figura abaixo.
Figura 8.36 §
Seq (+) - Se o registro das grandezas desta aliment ação trifásica mostra que a onda B esta atrasada 120 graus de A e a onda C esta atrasada 240 graus de A, diz -se que as grandezas são de seqüência positiva.
§
Seq (-) - Se a onda B esta adiantada de A em 120 graus e a onda C adiantada de A em 240 graus, as grandezas desta alimentação são de seqüência negativa.
§
Seq (0) - Quando o registro mostra as três ondas sobrepostas, isto é, não há defasagem temporal das ondas diz -se que os três bornes estão fornecendo grandezas de seqüência zero.
Os valores das impedâncias são utilizados para dimensionamento de proteção do circuito conectado ao transformador.
251
Informações Técnicas DT-11 A medição de seqüência positiva é feita durante o ensaio de perdas em carga. Em transformadores, a impedância de seqüência negativa é igual a impedância de seqüência positiva. A impedância de seqüência zero é medida somente em enrolamentos ligados em estrela com neutro acessível. Nas demais ligações, a impedância de seqüência zero é infinita.
Figura 8.37 - Impedância de seqüência zero – Circuito de ensaio
252
Informações Técnicas DT-11
Figura 8.38 - Impedância de seqüência zero – Ilustração de ensaio
253
Informações Técnicas DT-11 Tabela 8.16 - Imdedância de seqüência zero – Relatório de ensaio
254
Informações Técnicas DT-11 8.3.3. Tensão de Radiointerferência (RIV) As radio interferências existem há centenas de milhares de anos; todavia, somente desde a existência do rádio, há aproximadamente 80 anos, tomamos conhecimento delas. No decorrer dessas oito décadas, elas se tornaram fontes de irritação e de aborrecimentos a muitos usuários de equipamentos eletrônicos do mundo inteiro. Para uma radio interferência produzir efeitos maléficos, são necessários dois agentes: um que produz e outro que intercepta. Quando a interferência é proveniente da natureza, só há um aborrecido: quem a intercepta. Quando ela tem, porém, origem tecnológica, pode causar problemas tanto para o produto quanto para o intercepto r. O produtor da interferência tecnológica não é sempre um transmissor de rádio. Ele pode ser uma linha de alta tensão com fuga, um motor universal sem supressor, uma fabrica com aquecimento dielétrico, um ambulatório com diatermia, algumas lâmpadas fluorescentes, um mau contato de fios de cobre, com superfícies oxidadas, um transformador, etc. Quando falamos de interferências radio elétricas, em seu sentido mais restrito, geralmente referimo-nos às que aparecem em receptores de sinais de sons, imagens, ou outras informações, ou até em equipamentos domésticos de áudio freqüência, em conseqüência de irradiações de radio freqüências destinadas a transmitir sons, imagens os outras informações. Por este motivo, a medição de tensão de radiointerferência se faz necessária em transformadores onde as ondas geradas por ele não poderão interceptar outro sinal de rádio. O
aparelho
localizador
de
radiointerferência
é
basicamente
um
receptor
convenientemente projetado para detectar e localizar fontes mais freqüentes de emissão de radiofreqüência. A freqüência de medição de referência deve ser 500kHz. A medição é apresentada em µV e é realizada através da bucha capacitiva do transformador.
255
Informações Técnicas DT-11 O ensaio é realizado com o transformador no tap de maior tensão, aplicando-se 10% acima deste valor com freqüência nominal. O transformador deve estar totalmente montado e com seus respectivos acessórios (conectores, pára -raios, etc.). O valor limite máximo é estabelecido por acordo entre fabricante e comprador.
Figura 8.39 - Tensão de radioInterferência – Circuito de ensaio
Figura 8.40 - Tensão de radiointerferência –Ilustração de ensaio
256
Informações Técnicas DT-11 8.3.4. Medição de Harmônicos na Corrente de Excitação A presença de harmônicas é sinônima de uma onda de tensão ou de corrente deformada. A deformação da onda de tensão ou de corrente significa que a distribuição de energia elétrica é perturbada e que a Qualidade de Energia não é ótima. O grau com que as harmônicas podem ser toleradas em um sistema de alimentação depende da susceptibilidade da carga (ou da fonte de potência). Os equipamentos menos sensíveis, geralmente, são os de aquecimento (carga resistiva), para os quais a forma de onda não é relevante. Os mais sensíveis são aqueles que, em seu projeto, assumem a existência de uma alimentação senoidal. No entanto, mesmo para as cargas de baixa susceptibilidade, a presença de harmônicas (de tensão ou de corrente) pode ser prejudicial, produzindo maiores esforços nos componentes e isolantes. As harmônicas geradas por um transformador se devem exclusivamente ao núcleo magnético do mesmo e são observáveis na corrente de excitação durante o ensaio de perdas em vazio. Contudo, os valores de distorção harmônica são muito baixos em relação à corrente nominal levando-se em consideração que a corrente de excitação gira em torno de 1% da corrente nominal. Desta forma, conclui-se que transformadores não são geradores de harmônicos, pelo contrário, podem até filtrá los dependendo da intensidade. §
Nota: Deve -se ter cuidado em relação à carga conectada no transformador. Esta não deve ser uma fonte geradora de harmônicas. Se for, o t ransformador deve ser projetado para tais harmônicos envolvidos no processo. A existência de harmônicos provoca o aumento nas perdas. Harmônicos na tensão aumentam as perdas no ferro, enquanto harmônicos na corrente elevam as perdas no cobre. Além disso, o efeito das reat âncias de dispersão fica ampliado, uma vez que seu valor aumenta com a freqüência. Tem-se ainda uma maior influência das capacitâncias parasitas (entre espiras e entre enrolamento)
que
podem
realizar
acoplamentos
não
desejados
e,
eventualmente, produzir ressonâncias no próprio dispositivo. 257
Informações Técnicas DT-11
Figura 8.41 - Harmônicos na corre nte de excitação – Circuito de medição
Figura 8.42 - Harmônicos na corrente de excitação –Ilustração de medição
258
Informações Técnicas DT-11 8.3.5. Ensaio Suportabilidade a Curto-Circuito Transformadores, junto com todos os equipamentos e acessórios, devem ser projetados e construídos para resistir, sem danos, aos efeitos térmicos e dinâmicos das correntes de curtos -circuitos ext ernos. Se solicitado pelo comprador, a capacidade de transformadores de força em resistir aos efeitos dinâmicos de curto-circuito deve ser demonstrada: §
através de ensaios, ou;
§
por cálculo e considerações de projeto.
A escolha de método a ser usado deve ser objeto de acordo entre o comprador e o fabricante antes da colocação do pedido. Transformadores de grande potência não podem, às vezes, serem ensaiados de acordo com esta parte da ABNT NBR 5356 devido, por exemplo, a limitações de ensaios. Nestes casos, as condições de ensaio devem ser acordadas entre o comprador e o fabricante. O ensaio é realizado da s eguinte maneira: §
O transformador é alimentado com a tensão nominal em vazio;
§
Logo em seguida, é conectada uma carga de forma que circule pelos seus enrolamentos uma corrente em torno de 20 vezes a corrente nominal durante 2 segundos.
O ensaio é feito por fase para transformadores trifásicos. Durante cada ensaio (inclusive ensaios preliminares), registros de oscilogramas devem ser feitos da: §
tensão aplicada;
§
correntes. 259
Informações Técnicas DT-11 Além disso, a superfície externa do transformador sob ensaio deve ser observada visualmente e continuamente regist rada em vídeo. Para o transformador ser considerado aprovado no ensaio de curto -circuito, as seguintes condições devem ser satisfeitas: §
Os resultados do ensaio de curto-circuito e as medições e verificações executados durante os ensaios não revelem qualquer condição de falha;
§
Os ensaios dielétricos e outros ensaios de rotina quando aplicáveis, foram repetidos de forma satisfatória; e o ensaio de impulso atmosférico, se especificado, foi realizado satisfatoriamente;
§
Na inspeção da parte ativa fora do tanque não se verificam defeitos significativos tais como deslocamentos, deformação dos enrolamentos, deslocamentos das chapas, conexões ou estruturas suporte, que poderiam por em risco a operação segura do transformador;
§
Nenhum in dício de descarga elétrica interna for encontrado;
§
O valor da reatância de curto-circuito em ohms, medida para cada fase no término dos ensaios, não diferirem dos valores originais.
Figura 8.43 - Curto-circuito – Circuito de ensaio 260
Informações Técnicas DT-11
Figura 8.44 - Curto-circuito –Ilustração de ensaio
8.3.6. Medição da Resposta em Freqüência e Impedância Terminal Estes ensaios se destinam a verificar as freqüências naturais de oscilação dos enrolamentos, possíveis deslocamentos de bobinas, trechos em curto-circuito, etc., Para isto é necessário obter, tanto a relação de transformação (em ambos os sentidos), bem como as impedâncias terminais de cada enrolamento em função da freqüência. Um sinal senoidal de baixa tensão (~1Vef), com freqüência variável na faixa de 10Hz a 20MHz, é aplicado entre os terminais de alta tensão e a resposta medida entre os terminais de baixa tensão. Analogamente o sinal de tensão é aplicado entre os terminais de baixa tensão e a resposta medida entre os terminais de alta tensão. O módulo e o ângulo da impedância vistam de cada par de terminais de interesse são medidos por meio de uma ponte RLC. Os resultados obtidos são apresentados em forma gráfica. 261
Informações Técnicas DT-11 As avaliações são feitas por comparação de formas de onda de mesmos parâmetros.
Figura 8.45 - Resposta em freqüência e Impedância terminal – Circuito de ensaio
Figura 8.46 - Resposta em freqüência e impedância terminal – Ilustração de ensaio
262
Informações Técnicas DT-11 Tabela 8.17 - Resposta em freqüência e Impedância t erminal –Relatório de ensaio
263
Informações Técnicas DT-11 8.3.7. Umidade Relativa Superficial Interna (URSI) O método tradicionalmente utiliz ado para a medição do teor de umidade da isolação sólida é conhecido como URSI (Umidade Relativa da Superfície da Isolação). A URSI é medida com o preenchimento do transformador com Nitrogênio ou Ar Sintético super-seco e após um período de equilíbrio de, no mínimo, 24 horas, mede-se ponto de orvalho do gás para, juntamente com a temperatura da parte ativa, através de um diagrama obter-se a umidade do papel. A técnica prevê: §
A retirada do óleo do transformador;
§
Aplicação de vácuo em torno de 1mmHg (1 Torr);
§
Pressurização com gás super -seco até a pressão 0,4k gf/cm2, permitindo tempo de contato com o papel de 18 a 30 horas para que se estabeleça o equilíbrio ent re a umidade contida na isolação sólida e o gás de enchimento;
§
Determinação do ponto de orvalho;
§
Através do diagrama, obtém-se a umidade relativa superficial interna.
264
Informações Técnicas DT-11 Gráfico 8.5 - Gráfico URSI –Temperatura Isolação(ºC) x Temperatura ponto de orvalho(ºC) x Umidade da isolação(%)
265
Informações Técnicas DT-11 Tabela 8.18 - URSI – Relatório de ensaio
266
Informações Técnicas DT-11 8.3.8. Vácuo Interno Este ensaio só é aplicável a transformadores imersos em líquido isolante, com potência igual ou superior a 750kVA. O tan que, os radiadores e os demais acessórios, exceto o comutador, devem suportar pleno vácuo. O transformador sem líquido isolante deve ser submetido a vácuo no seu interior, de modo que a pressão de ensaio seja como indicado na tabela a seguir. Tabela 8.19 - Vácuo interno – Valores de vácuo
8.4.
ENSAIOS NO ÓLEO 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 aos arcos elétricos, podendo assim comprometer o seu perfeito funcionamento. O óleo mineral isolante é um derivado do petróleo, formado por uma mistura de hidrocarbonetos e quando novo é transparente (tem cor amarelo pálida). Para aplicações em equipamentos elétricos são empregados dois tipos de óleo mineral isolante: naftênico e parafínico. Além deste fluido, são também utilizados óleo tipo silicone, R-Temp, ou ainda outros óleos isolantes. 267
Informações Técnicas DT-11 §
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. Apresent a um desempenho que o situa dentro dos mais elevados padrões internacionais para esse tipo de produto, podendo por isso ser recomendado sem restrições para transformadores de elevada tensão e disjuntores que empregam óleo mineral isolante, este óleo é aprovado por grandes fabricantes de transformadores.
§
PARAFÍNICOS (B): Este óleo é fornecido “in-natura” tanto a granel como em tambores. Trata-se de base parafínico que, mediante secagem e tratamento físico-químico adequado (contato com argila), pode ser usado em transformadores.
Os ensaios no óleo isolante s ão considerados rotina para transformadores de tensão nominal • 72,5kV, ou pot ência • 5MVA. a) rigidez dielétrica; b) teor da água; c) cor; d) tensão interfacial; e) índice de neutralização; f) ponto de fulgor; g) densidade; h) fator de dissipação (fator de potência) i) análise cromatográfica.
268
Informações Técnicas DT-11 Os ensaios de óleo são realizados em 4 etapas: §
Tanque do caminhão antes do descarregamento.
§
Tanques internos a cada tratamento de óleo que é realizado.
§
Amostragem nos transformadores de distribuição e meia-força.
§
Na força são realizados em todas as unidades sendo que a cromatografia é realizada antes de todos os ensaios elétricos: após impulso, após ensaios dielétricos, após aquecimento e após descargas parciais.
8.4.1. Rigidez Dielétrica Consiste em colocar uma amostra de óleo entre 2 eletrodos padrão e submetê-la a incrementos constantes de tensão alternada até que ocorra a ruptura do meio isolante e a conseqüente descarga entre os eletrodos. Os hidrocarbonetos que compõem o óleo isolante, por apresentarem polaridade elétrica muito baixa, possuem uma Rigidez Dielétrica “int rínseca” extremamente elevada. Esta resistência ao impacto é sensivelmente diminuída pela presença de impurezas polares, como a água e outros oxigenados, e sólidos, como partículas microscópicas. Vemos, portanto, que este ensaio objetiva verificar a pureza do produto e, por conseguinte, a qualidade dos processos de fabricação, transporte e manuseio.
8.4.2. Teor de Água Este ensaio consiste na determinação, através de reações químicas, da quantidade de água presente na amostra de óleo sob análise. A água apresenta solubilidade muito baixa nos hidrocarbonetos, contudo em óleos minerais novos, é solúvel até a faixa de 60 a 70ppm. Acima destes teores iremos encontrar água em suspensão no óleo isolante.
269
Informações Técnicas DT-11 Água pode ser proveniente da atmosfera ou do envelhecimento dos isolamentos celulósicos. O teor de água deve ser em valores baixos para obterem-se valores elevados de rigidez dielétrica e baixas perdas dielétricas nos sistem as isolantes. Elevado teor de água, além de prejudicar as propriedades elétricas do óleo, acelera a deterioração química
dos
isolamentos
celulósicos
diminuindo
a
vida
dos
equipamentos. No caso dos óleos novos, este ensaio visa verificar a qualidade dos processos de fabricação e transporte e manuseio do produto.
8.4.3. Cor Cor não é um fator característico crítico. Entretanto, um rápido aumento na cor do óleo é indicação de contaminação e/ou oxidação do óleo. A cor do óleo é determinada por comparação com uma série de cores padrões.
8.4.4. Tensão Interfacial Este ensaio é feito colocando-se uma camada de óleo isolante sobre uma camada de água e, em seguida, fazendo-se um anel de platina imersa na água passar para a camada de óleo. A força necessária para fazer com que o anel rompa a superfície da água é tomada como a Tensão Interfacial Óleo/Água. A água é o óxido de hidrogênio, portanto, um material altamente oxigenado e de elevada polaridade molecular. Os hidrocarbonetos, por outro lado, são substâncias de muito baixa polaridade em sua molécula e não oxigenadas. Assim, quanto mais puro for o óleo, menor será sua interação com a camada de água e mais alta será o valor obtido para o ensaio. Um valor mínimo garante baixos teores de substancias oxigenadas e polares no produto.
270
Informações Técnicas DT-11 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 precursores dos produtos de oxidação são indesejáveis, porque podem atacar o isolamento e interferir no resfriamento dos enrolamentos dos transformadores.
8.4.5. Índice de Neutralização (Acidez) 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.
8.4.6. Ponto de Fulgor O ensaio de Ponto de Fulgor (Vaso Cleveland) consiste em aquecer o óleo isolante e, simultaneamente, expô-lo à ação de uma chama próxima à superfície do produto. Com o aquecimento, os compostos voláteis presentes no óleo irão vaporizar até que inflamarão sob a ação da chama. A temperatura onde ocorre a chama (Flash) é tomada como o ponto de Fulgor. Assim, podemos concluir que este ensaio é uma determinação indireta da quantidade de compostos voláteis presentes na amostra de óleo. Quanto maior for o teor de voláteis, menor será o Ponto de Fulgor. É estipulado um valor mínimo como forma de garantir um teor máximo de voláteis.
271
Informações Técnicas DT-11 8.4.7. 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.
8.4.8. Fator de Dissipação (Fator de Potência) Este ensaio consiste na determinação da tangente ou seno do ângulo de fase entre tensão e corrente quando se aplica uma tensão a 60Hz no óleo a analisar. A amostra é colocada entre os 2 eletrodos de um capacitor e, em seguida é aplicada uma tensão constante a uma temperatura fixa. A leitura obtida para os parâmetros acima é tomada como o fator de Perdas Dielétricas. Como no caso anterior, o valor de perdas intrínseco aos hidrocarb onetos é extremamente baixo e é alterado pela presença de impurezas. Neste caso, por ser um ensaio executado em condições de equilíbrio é sensível também às impurezas solúveis, que não interferem na Rigidez Dielétrica. 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. Tabela 8.20 - Ensaios no óleo - Tabela de valores especificados Ensaio
Valores Especif.
Normas Óleo novo (Conces.) Óleo novo (Interno) Óleo usado
Rigidez Dielétrica (kV)
Fator de Potência (%)
Tensão Interfacial (dinas/cm)
Teor de Água (ppm)
Densidade (g/cm 3)
Acidez (mgkoh/g)
Ponto de Fulgor ( 0C)
NBR – 6869
NBR – 12133
NBR – 6234
NBR – 10710
NBR - 7148
MB – 101
NBR – 11341
Mín. 30
Máx. 0,9
Mín. 40
Máx. 25
0,03
Mín. 140
0,03
Mín. 140
0,25
Mín. 140
Mín. 50
Máx. 0,5
Mín. 40
Máx. 15
Mín. 30
Máx. 15
Mín. 20
Máx. 35
A > 0,861 B ≤ 0,860
272
Informações Técnicas DT-11 8.4.9. Análise Cromatográfica A retirada de amostra de óleo para esse ensaio deve ser feita: a) antes do início dos ensaios; b) após os ensaios dielétricos; c) após o ensaio de elevação de temperatura, caso seja realizado. O óleo mineral isolante gera gases durante seu processo de envelhecimento normal e acentuadamente quando na ocorrência de falhas no equipamento elétrico. A análise cromatográfica tem como objetivo determinar a composição desta mistura de gases que normalment e se dissolve no óleo isolante. As falhas incipientes, ou seja, aquelas que estão no início, usualmente têm baixa concentração de gases e portanto seu acompanhamento através de análises periódicas pode evitar danos mais sérios ao equipamento elétrico. Os gases que são analisados são: §
H2 (Hidrogênio)
§
CO (Monóxido de Carbono)
§
O2 (Oxigênio)
§
CO2 (Dióxido de Carbono)
§
N2 (Nitrogênio)
§
C2H4 (Etileno)
§
CH4 (Metano)
§
C2H2 (Etano)
§
CH4 (Metano)
§
C2H2 (Etano)
§
C2H2 (Acetileno)
Através da concentração e da combinação de certos gases pode se diagnosticar uma provável falha elétrica no transformador. A seguir é apresentada uma tabela relacionan do a concentração de determinado gás a uma falha.
273
Informações Técnicas DT-11 Tabela 8.21 - Cromatografia - Tabela valores especificados
274
Informações Técnicas DT-11 Tabela 8.22 - Cromatografia – Relatório de ensaio
275
Informações Técnicas DT-11 8.5.
ENSAIOS NO PAPEL
De uma maneira geral podemos considerar que um transformador envelhece a medida que o sistema papel -óleo de degrada, mas principalmente o papelão na medida em que avança o tempo de uso dos transformadores. O papel isolante tornase tão quebradiço que a expansão e a cont ração dos componentes, o choque mecânico provocado por curtos -circuitos ou outros esforços mecânicos podem provocar o rasgo do papel e causar uma falha elétrica. A avaliação do envelhecimento do papel pode ser feita pela medição da resistência e tração mecânica, que é melhor parâmetro para avaliar se o papel ainda está adequado para compor a isolação do transformador, ou ainda pela determinação do teor de furfuraldeido do óleo isolante (avaliação química) ou grau de polimerização (avaliação físico -química ). Os principais fatores que influenciam a degradação dos papéis isolantes são: temperatura do óleo, nível de oxigênio presente no óleo e teor de água presente no papel e óleo.
8.5.1. Grau de Polimerização O papel isolante é constituído de longas cadeias de celulose, que por sua vez são formadas por anéis (unidades) de glicose. Desta forma, quando s e diz que está ocorrendo a degradação do papel isolante significa que está ocorrendo na verdade uma diminuição no tamanho médio destas cadeias isto é, quebra em porções menores. Como consequência são afetadas as propriedades mecânicas do papel. Determinar o grau de polimerização em papel isolante significa estimar o tamanho das cadeias de celulose, quanto maior for a cadeia melhor será sua resistência mecânica e vice-versa. Emprega-se o método da viscosidade média de uma solução do papel isolante em um solvente apropriado (etilenodiamino cúprico), segundo a metodologia descrita pela norma NBR 8148. Realizar este ensaio em amostras de papel isolante, pode dar importantes, informações a respeito de seu envelhecimento, isto é, quanto a sua expectativa de vida útil, todavia amostragem só pode ser feita com o transformador aberto. O valor de referência para o fim de vida útil do transformador é 150 -200. 276
Informações Técnicas DT-11 9.
INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO
Os procedimentos relacionados para operações de recebimento, instalação e manutenção de transformadores imersos em líquido isolante e a seco, estão detalhados abaixo, nas normas da ABNT, NBR 7036, NBR7037 (transformadores a óleo) e NBR13297 (transformadores a seco). Considerando para isso as linhas de transformadores de distribuição, industriais e de potência.
9.1.
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO (POTÊNCIA ATÉ 300kVA)
Figura 9.1
9.1.1. Recebimento Proceder com avaliação visual, verificando os seguintes pontos: §
Dados da placa de identificação em conformidade com o pedido;
§
Avarias em buchas, tanque e terminais;
§
Vazamentos de óleo isolante;
§
Pontos de corrosão;
§
Identificação dos terminais AT e BT;
§
Estado da embalagem de transporte.
277
Informações Técnicas DT-11 9.1.2. Manuseio O transformador deve ser sempre manuseado/levantado por todas as alças de suspensão instaladas no tanque do transformador.
9.1.3. Armazenagem Quando o transformador não for instal ado imediatamente, recomendamos armazenálo de preferência sem contato com o solo, em ambiente livre de intempéries, grandes variações de temperatura e gases corrosivos.
9.1.4. Instalação Antes da instalação do transformador, proceder com as seguintes verificações: §
Inspeção visual, principalmente nas buchas, conectores e acessórios;
§
Verificar se os dados da placa de i dentificação estão coerentes com sistema em que o transformador será instalado;
§
Verificar o nível do líquido isolante pela j anela de inspeção;
§
Verificar o sistema de fixação;
§
Sistema de proteção contra sobrecarga, curto-circuito e surtos de tensão;
§
Seleção do tap de operação;
§
Medição da resistência ôhmica dos enrolamentos de AT e BT;
§
Medição de relação de transformação dos enrolamentos;
§
Medição de resistência de isolação dos enrolamentos;
Após a energização, proceder com a medição da tensão secundária.
9.1.5. Manutenção Os transformadores que estão operando normalmente recomendamos, a cada ano, proceder a uma avaliação visual, objetivando detectar algum ponto que possa comprometer sua performance de operação. 278
Informações Técnicas DT-11
9.1.6. Inspeção Periódica Inspeção externa no transformador, observando-se os seguintes pontos: §
Verificação de fissuras, lascas e sujeiras excessiva nas buchas;
§
Avarias no tanque e radiadores;
§
Estado dos terminais das buchas;
§
Vazamento pelas buchas, tampas, bujões e cordão de soldas;
§
Pontos de corrosão;
§
Ruídos anormais de origem mecânica ou el étrica;
§
Sistema de fixação;
§
Conexões de aterramento;
§
Nível do óleo isolante, caso o tanque tenha visor ou indicador externo.
A cada cinco anos, c om o transformador devidamente desligado, recomendamos realizar os seguintes procedimentos c omplementares: §
Medição de resistência de isolamento;
§
Medição de resistência ôhmica dos enrolamentos;
§
Coleta de óleo para análise físico -química.
NOTA: Se os valores indicarem a necessidade de proceder com uma revisão completa no transformador, recomendamos retirar o mesmo de operação/sistema e encaminhar para uma oficina especializada ou fabricante.
9.1.7. Revisão Completa §
Abertura do tanque;
§
Retirada do óleo isolante;
§
Retirada da parte ativa do tanque para inspeção e limpeza;
§
Recuperação ou aplicação do plano de pintura no tanque e radiadores;
§
Tratamento do óleo isolante ou substituição;
§
Substituição geral das guarnições nitrílicas; 279
Informações Técnicas DT-11 §
Verificação geral dos terminais AT e BT;
§
Secagem da parte ativa em estufa;
§
Reaperto geral da parte ativa;
§
Fechamento do transformador;
§
Enchimento de óleo;
§
Estanqueidade;
§
Ensaios elétricos de rotina.
NOTA: Após a avaliação dos procedimentos executados acima e análise dos ensaios elétricos realizados, o transformador pode ser liberado para instal ação/energização no sistema.
9.2.
TRANSFORMADORES INDUSTRIAIS A ÓLEO (POTÊNCIA ATÉ 5.000kVA)
Figura 9.2
280
Informações Técnicas DT-11 9.2.1. Recebimento Proceder com avaliação visual, verificando os seguintes pontos: §
Dados da placa de identificação em conformidade com o pedido;
§
Avarias em buchas, tanque e terminais;
§
Nível do líquido isolante (visor ou indicador de nível);
§
Pontos de vazamento de óleo isolante;
§
Pontos de corrosão;
§
Identificação dos terminais AT e BT;
§
Estado da embalagem de transporte;
§
Inspeção/avaliação dos acessórios.
9.2.2. Descarga e Manuseio §
Todos os serviços de descarregamento e locomoção do transformador devem ser executados e supervisionados por pessoal especializado, observando sempre os procedimentos de segurança;
§
O levantamento ou tração deve ser feito pelos pontos de apoio indicados nos desenhos ou instruções do fabricante, não devendo utilizar outros pontos que, se usados, possam acarretar graves danos ao transformador;
§
O manuseio do transformador deve ser feito de forma planejada e cuidadosa, evitando-se movimentos bruscos ou paradas súbitas que possam causar danos. O manuseio deve ser realizado com equipamentos e materiais adequados, possibilitando máxima segurança ao pessoal envolvido e ao transformador;
§
Sempre que possível o transformador deve ser descarregado diretamente sob sua base definitiva;
§
Quando for necessário o descarregamento em locais provisórios, deve ser verificado se o terreno oferece plenas condições de segurança e distribuição de esforços.
281
Informações Técnicas DT-11 9.2.3. Armazenagem Quando o transformador não for instalado imediatamente, recomendamos armazenálo de preferência sem contato com o solo, em ambiente livre de intempéries, grandes variações de temperatura e gases corrosivos.
9.2.4. Instalação Antes da instalação do transformador, proceder com as seguintes verificações: §
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;
§
Verificar o nível do líquido isolante;
§
Verificar o sistema de fixação;
§
Sistema de proteç ão contra sobrecarga, curto-circuito e surtos de tensão;
§
Seleção do tap de operação;
§
Verificar se as válvula do relé de gás e radiadores estão abertas, caso aplicável;
9.2.5. Ensaios Elétricos de Campo Proceder com a execução dos seguintes ensaios no transformador, antes de sua energização: §
Análise físico-química do óleo isolante;
§
Análise cromatográfica do óleo isolante;
§
Medição da resistência de isolamento do transformador e fiação elétrica do painel de controle, caso aplicável;
§
Medição da relação de transformação em todas as fases e posições do comutador de derivações;
§
Medição de resistência ôhmica dos enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador de derivações;
§
Medição da relação de corrente dos TC’s, caso aplicável; 282
Informações Técnicas DT-11 §
Medição da resistência ôhmica do s enrolamentos dos TC’s, caso aplicável;
§
Medição de resistência do isolamento dos TC’s, caso aplicável;
§
Ensaio de saturação dos TC’s, caso aplicável;
§
Medição de resistência ôhmica dos enrolamentos dos motoventiladores, caso aplicável;
§
Medição da resistência do isolamento da fiação dos motoventiladores, caso aplicável;
§
Medição da corrente elétrica dos motoventiladores, caso aplicável;
§
Simulação de atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização do transformador, caso aplicável;
9.2.6. Energização do Transformador §
Antes de sua energização, é recomendada uma nova desaeração do relê de gás, bujão de drenagem das janelas de inspeção e radiadores;
§
Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador;
§
Ajustar e travar a posição do c omutador manual, conforme recomendado pela operação do sistema.
§
Preferencialmente, o transformador deve ser energizado inicialmente em vazio;
§
Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do óleo isolante: §
Antes da energização (referência);
§
24h às 36h após a energização;
§
10 e 30 dias após a energização para detecção de defeitos incipientes (utiliz ar o diagnóstico conforme NBR 7274).
9.2.7. Manutenção Os transformadores que estão operando normalmente, recomendamos a cada ano, proceder a uma avaliação, objetivando detectar algum ponto que possa comprometer sua performance de operação.
283
Informações Técnicas DT-11 9.2.8. Inspeção Periódica Inspeção externa no transformador, observando-se os seguintes pontos: §
Verificação de fissuras, lascas e sujeiras excessiva nas buchas;
§
Avarias no tanque e radiadores;
§
Estado dos terminais das buchas;
§
Vazamento pelas buchas, tampas, bujões e cordão de soldas;
§
Pontos de corrosão;
§
Ruídos anormais de origem mecânica ou elétrica;
§
Sistema de fixação;
§
Conexões de aterramento;
§
Nível do óleo isolante, caso o tanque tenha visor ou indicador externo.
9.2.9. Ensaios Elétricos A cada ano ou conforme programa de manutenção de cada empresa, recomendamos proceder com os ensaios elétricos relacionados abaixo, objetivando avaliar a performance de operação do transformador. §
Análise físico-química do óleo isolante;
§
Análise cromatográfica do óleo isolante;
§
Medição da resistência de isolamento do transformador e fiação elétrica do painel de controle, caso aplicável;
§
Medição da relação de transformação em todas as fases e posições do comutador de derivações;
§
Medição de resistência ôhmica dos enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador de derivações;
§
Medição da relação de corrente dos TC’s, caso aplicável;
§
Medição da resistência ôhmica dos enrolamentos dos TC’s, caso aplicável;
§
Medição de resistência do isolamento dos TC’s, caso aplicável;
§
Medição de resistência ôhmica dos enrolamentos dos motoventiladores, caso aplicável; 284
Informações Técnicas DT-11 §
Medição da resistência do isolamento da fiação dos motoventiladores, caso aplicável;
§
Medição da corrente elétrica dos motoventiladores, caso aplicável;
§
Simulação de atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização do transformador, caso aplicável;
9.3.
TRANSFORMADORES A SECO
Figura 9.3 Uma das grandes vantagens do transformador a seco é a necessidade de pouca manutenção. Contudo, é necessário fazer um acompanhamento constant e a fim de se evitar problemas como acúmulo de sujeira, (o que pode causar perda na capacidade de refrigeração e conseqüente perda de potência), deformações de sua estrutura e verificaç ão das ligações.
9.3.1. Itens de Manutenção §
Inspeção visual do local;
§
Limpeza conforme especificado no item 9.4.4; 285
Informações Técnicas DT-11 §
Verific ação das entradas e saídas de ar;
§
Verificar se não houve sobreaquec imento nos terminais de ligação;
§
Verificar o funcionamento do conjunto de proteção térmica;
§
Verificação da pressão nos contatos dos terminais e painel de comutação.
9.3.2. Inspeções Periódicas
9.3.2.1.
Registros operacionais
Os registros operacionais devem ser obtidos através das leituras dos instrumentos indicadores, das ocorrências extraordinárias relacionadas com o transformador, bem como todo evento relacionado, ou não, com a operação do sistema elétrico, que possa afetar o desempenho e/ou características intrínsecas do equipamento, carga e tensão do transformador.
9.3.2.2.
Inspeção termográfica
Estas inspeções devem ser realizadas periodicamente nas instalações, objetivando, principalmente, detectar aquecimento anormal nos conectores.
9.3.2.3.
Inspeções visuais
Devem ser feitas i nspeções visuais periódicas, seguindo-se um roteiro previamente estabelecido, que deve abranger todos os pontos a serem observados. Alguns defeitos normalmente ocorridos podem ser relacionados com sua sugerida solução.
286
Informações Técnicas DT-11 Tabela 9.1 ITEM
ANORMALIDADES
CAUSA PROVÁVEL
CORREÇÃO
Sobreaquecimento nos terminais AT, 1
BT e pontos de
Mau contato.
Limpeza de áreas de contatos. Apertar porcas/parafusos.
conexão e painel de comutação. Sobrecarga acima do
Diminuir carga.
previsto.
Aumentar a refrigeração. Limpar canais de ar de refrigeração do transformador.
2
Sobreaquecimento do transformado r
Circulação de ar de
Verificar dutos/aberturas para
refrigeração insuficiente.
circulação de ar de refrigeração, quanto ao dimensionamento e a obstruçõe s.
Temperatura do ar de
Diminuir carga.
refrigeração acima da
Aumentar a circulação de ar da
temperatura prevista.
refrigeração.
Sobreaquecimento do Atuação do relé de 3
proteção (alarme e/ou desligamento).
Conforme item 2.
Transformador. Verificar tensão de alimentação no Falta de tensão de
relé.
alimentação do relé.
Verificar funcionamento correto do relé e fiação,
4
Descarga entre
Redução da resistividade
termin ais AT
superficial do material isolante
Descarga entre AT
por existência de corpos
e massa
estranho s.
Descarga entre
Destruição do material
AT/BT
isolante devido à
Limpeza geral, com remoção dos corpos estranhos depositados na superfície.
sobreten sões,
Substituição ou reparo da peça
Descarga entre
sobreaquecimento ou
danificada.
BT/ma ssa
esforços mecâ nicos acima do previsto.
5
Ruído excessivo
Tensão mais elevada que a
Verificar a tensão correta e ajustar
prevista.
ao tap mais adequado.
Assentamento não uniforme
Verifi car a existência de superfície s
da base do transformador.
metáli cas (painéis, armários, dutos,
Ressonância com superfícies
portas, etc.) soltas com
ao redor do equipamento.
possibilid ade de vibrações.
287
Informações Técnicas DT-11 Ressonânci as transmitid as pelas ligações.
Instalação de elementos flexíveis entre os terminais do transformador e os condutores da instalação.
9.3.2.4.
Limpeza
Um importante fator para um melhor funcionamento deste tipo de transformador é a constante e eficiente limpeza do mesmo para que não ocorra prejuízo de importantes características do transformador. Por esse motivo, indicaremos procedimentos de limpeza para os tipos de impurezas relacionadas a seguir: Tabela 9.2 - Procedimentos de limpeza para transformadores secos. Tipo de sujeira encontrada
Procedimento utilizado (Vide itens abaixo)
Pó seco em geral
1e4
Pó úmido
3e4
Maresia (salinidade)
1e4
Pó metálico (pó industrial)
1e4
Óleos em geral
2, 3 e 4
Grafite ou similares
1e4
1. Com auxílio de um aspirador de pó ou um espanador e pano seco, remover a poeira depositada no transformador. Em seguida, use ar comprimido para remover os resíduos de poeira e fazer a limpeza dos canais de ventilação das bobinas e entre a bobina e o núcleo. A injeção do ar nos canais de ventilação deve ser feita de ba ixo para cima. Para finalizar, use um pano seco e limpo para remover resíduos que ai nda permanecem nas bobinas, principalmente em volta dos terminais e nos isoladores. 2. Com auxílio de um pano umedecido com benzina, remova as impurezas do núcleo, ferragens e bobinas; repita com um pano seco e limpo. Observe se os canais foram obstruídos. Se as impurezas nos canais estiverem secas, adote o procedimento (1) nesta limpeza. Caso contrário identifique a sujeira existente e faça contato com a fábrica para verificar o melhor procedimento. 3. Com o auxílio de um pano umedecido em água, com pequena concentração de amoníaco ou álcool, remova impurezas do transformador. A limpeza
288
Informações Técnicas DT-11 pode ser complementada utilizando um dos procedimentos anteriores dependendo do tipo de sujeira a ser removida. 4. A finalização deverá sempre ser feita com um pano limpo e seco, devendose limpar toda a superfície, principalmente na região dos terminais de ligação.
9.4.
TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (ACIMA DE 5MVA)
Figura 9.4
9.4.1. Objetivo Fornecer orientações quanto aos principais aspectos e cuidados relacionados às etapas de desmontagem, embarque, transporte, montagem, comissionamento, startup e manutenção de transformadores de potência WEG. Estas orientações têm como base transformadores de potência acima de 5.000kVA, classes até 550kV, imersos em óleo mineral isolante.
289
Informações Técnicas DT-11 IMPORTANTE: Os aspectos abordados nesse material são de caráter genérico. Alguns transformadores poderão não contemplar alguns componentes
ou
procedimentos aqui abordados, assim como outros poderão necessitar de informações complementares. 9.4.2. Etapas em Fábrica
9.4.2.1.
Pressurização para Retirada do Óleo
Finalidade: Evitar que na retirada do óleo isolante e desmontagem do transformador, a parte ativa tenha contato com o meio externo.
9.4.2.2.
Drenagem do Óleo
Finalidade: Rebaixar ou retirar todo o óleo isolante de acordo com a especificação definida para o transporte deste transformador até o cliente.
9.4.2.3.
Desmontagem das Buchas
Finalidade: Retirar, isolar e embalar disponibilizando para t ransporte.
Figura 9.5 - Desmontagem das buchas
290
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.6 – Embalagem das buchas
9.4.2.4.
Desmontagem dos Radiadores
Finalidade: Retirar, flangear e embalar, disponibilizando para transporte.
Figura 9.7 - Desmontagem dos radiadores
291
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.8 - Embalagem dos radiadores
9.4.2.5.
Desmontagem do Conservador
Finalidade: Retirar, flangear e embalar, disponibilizando para transporte.
Figura 9.9 – Preparação para transporte
292
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.10 - Preparação para transporte
9.4.2.6.
Desmontagem das Tubulações e Acessórios
Finalidade: Retirar, flangear e embalar, disponibilizando para transporte.
Figura 9.11 - Preparação para transporte
293
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.12 - Preparação para transporte
9.4.2.7.
Pressurização para Transporte
Este procedimento tem por finalidade, manter a parte interna do tanque do transformador com pressão positiva, evitando contaminação por umidade externa, preservando a secagem do transformador. Quando o transformador for transportado com óleo, deve ser mantido um nível de óleo sufici ente para cobrir a parte ativa, bem como assegurada uma camada de gás seco, que possibilite a c ompensação da variação de volume do óleo em função da temperatura. Caso o cliente solicite monitoramento desta pressão, é instalado um manômetro na tampa superior do transformador. Nota: Para esta aplicação recomenda-se ar sintético, com teor de água inferior ou igual a 10ppm. § Quando o transformador for transportado sem óleo, deve ser pressurizado com gás seco, mantendo -se pressão positiva de 0,25kgfcm², a uma temperatura referenciada a 25°C. Este sistema deve ser composto por cilindros acoplados ao tanque, através de dispositivos que forneça pressão positiva constante. Caso o transformador seja provido de 294
Informações Técnicas DT-11 comutador sob carga, o tanque do mesmo deve ser equalizado com o tanque do transformador. § Durante o percurso e antes do recebimento, devem ser realizadas inspeções no sistema de pressurização de gás para detecção de possíveis vazamentos.
Figura 9.13 - Pressurização para transporte
Figura 9.14 - Dispositivo para transporte 295
Informações Técnicas DT-11 9.4.2.8.
Instalação de Instrumentos de Monitoramento de Transporte
Estes instrumentos são instalados nos transformadores com objetivo de monitorar o manuseio e transporte, registrando possíveis eventos de impacto. Todos os transformadores com potência de 5 a 30MVA, são instalados 4 (quatro) indicadores de impacto na parte inferior do tanque. Caso solicitado pelo cliente, será instalado registrador de impacto tipo eletrônico. Para transformadores com potência igual ou superior a 30MVA, são instalados registradores de impacto tipo el etrônico.
Figura 9.15 - Tipo eletrônico
Figura 9.16 – Tipo indicador
296
Informações Técnicas DT-11 9.4.2.9.
Carregamento
Esta operação, em fábrica, é realizada com auxílio ponte rolante, içan do pelos quatro pontos de engate, centralizando o transformador no equipamento de transporte, atendendo sempre os requisitos de segurança, para manuseio e transporte.
Figura 9.17 - Carregamento em fábrica 9.4.3. Transporte de Transformadores O transporte de transformadores é realizado levando em consideração as características do equipamento transportador, bem como pessoal altamente qualificado. Para o transporte, os acessórios e componentes do transformador devem ser desmontados, embalados e identificados de maneira adequada, de modo a assegurar que durante o percurso não ocorram avarias ou danos que possam alterar as condições de projeto e desempenho;
297
Informações Técnicas DT-11 Eventuais condições especiais para transporte, estabelecidas pelo cliente ou pelo fabricante, devem ser antecipadamente informadas ao responsável pelo transporte e rigorosamente seguidas. Sempre que possível e se as condições de peso para transporte permitirem, os transformadores devem ser embarcados com óleo.
9.4.4. Tipos de Equipamentos de Transporte
Figura 9.18 - Prancha até 36 ton
298
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.19 – Doly até 54 ton
Figura 9.20 - Linha de eixo até 140 ton
299
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.21 - Gôndola acima de 140 ton
Figura 9.22 – Balsa e navio
9.4.5. Recebimento Antes do descarregamento, deve ser feita, por pessoal especializado uma inspeção preliminar no transformador, no qual devem ser verificadas as condições externas do tanque, acessórios e componentes quanto a avarias, vazamentos de óleo e estado da pintura. A lista de materiais expedida deve ser conferida. Caso sejam evidentes quaisquer danos, falta de acessórios e componentes, ou indicação de tratamento inadequado durante o transporte, informar imediatamente a fábrica. Para transformadores transportados com óleo e pressão relativa do gás “zero”, 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. Para transformador transportado sem óleo, verificar a pressão do gás seco no tanque e nos cilindros de suprimento . Se a pressão do gás for “zero”, existe a possibili dade de vazamento, com a conseqüente 300
Informações Técnicas DT-11 admissão de ar atmosférico. Deve-se, então, controlar o ponto de orvalho do gás contido no tanque. Se o ponto de orvalho indicar umidade relativa da superfície da isolação (URSI) menor ou igual a 0,5% pode-se pressupor que o transformador não foi contaminado com umidade. Valores maiores que o acima especificado indicam a necessidade de se proceder a uma secagem completa do transformador. Nota: Havendo qualquer não conformidade com relação aos itens relacionados acima, comunicar imediatamente ao fabricante, para que este indique as providências a serem tomadas.
9.4.6. Descarga e Manuseio Todos os serviços de descarregamento e locomoção do transformador devem ser executados e supervisionados por pessoal especializados, obedecendo-se às normas de segurança. O levantamento ou tração deve ser feito pelos pontos de apoio indicados nos desenhos ou instruções dos fabricantes, não devendo utilizar outros pontos que, se usados, possam acarretar graves danos ao transformador. O manuseio do transformador deve ser feito de forma planejada e cuidadosa, evitando-se movimentos bruscos ou paradas súbitas que possam causar danos. Deve ser realizados com equipamentos e materiais adequados, possibilitando máxima segurança ao pessoal envolvido e ao transformador. Sempre que possível o transformador deve ser descarregado diretamente sob sua base definitiva. Quando for necessário o descarregamento em locais provisórios, deve ser verificado se o terreno oferece plenas condições de segurança e distribuição de esforços. O equipamento nunca deve ser colocado em contato direto com o solo.
301
Informações Técnicas DT-11 9.4.7. Tipos de Descarga
Figura 9.23 - Guindaste ou pórtico
Figura 9.24 - Fogueira
302
Informações Técnicas DT-11 9.4.8. Análise dos Registros de Transporte
9.4.8.1. §
Equipamento tipo registrador de impacto eletrônico
É inserida uma programação com duração de gravação dos eventos para 60 dias, mercado nacional e 12 0 dias para mercado internacional. Os valores configurados para impacto são: Sentido vertical: 3g; sentido lateral: 1g; sentido longitudinal: 1g;
§
As informações são coletadas via computador, após a descarga do transformador em sua base definitiva. Caso na obra não tenha condições de efetuar a análise dos registros, o mesmo deve ser enviado para a fábrica para que seja analisado e emitido laudo técnico.
10maxPkX
0,9/0,2g SlotNo10571To10
574 CursorTime(Valid) 20/11/200509:36:40
8
Registros dos eventos no 6
sentido lateral - Y
4
2
0 10maxPkY
1,4/0,1g SlotNo10571To10
574 CursorTime(Valid) 20/11/200509:36:40
8
Registros dos eventos no
6
sentido longitudinal - X
4
2
0 10maxPkZ
3,6/0,2gSlotNo10571To1057 4 CursorTime(Valid)20/11 /200509:36:4 0
8
Registros dos eventos no
6
sentido vertical - Z
4
2
0 10499
10754
Start Time(Valid) 16/11/2005 17:31:40 End Time(Valid) 27/1
9.4.8.2. §
1/2005 07:30:40
TotalSlots= 30478
Equipamento tipo indicador de impacto
Este Instrumento apenas indica que houve um evento de impacto durante o período de manuseio e transport e, acima do especificado, que é de 3g.
§
São instaladas quatro unidades nas laterais inferior do tanq ue do transformador. 303
Informações Técnicas DT-11 §
Este indicador de impacto quando atuado, aparecerá em seu visor um sinalizador na cor vermelha.
Nota: Recomendamos neste caso, entrar em contato com a WEG para definição dos procedimentos a serem adotados.
9.4.9. Armazenagem
9.4.9.1. §
Transformadores
É recomendável que o transformador sej a armazenado completamente montado, pree nchido com óleo até o nível normal e instalar secador de ar.
§
Transformador pode ser armazenado sem óleo, desde que para curtos intervalos de tempo (máximo de três meses) ou conforme instrução do fabricante. Neste caso deve ser realizada inspeção diária na pressão de gás, de modo a detectar vazamento.
9.4.9.2. §
Componentes e acessórios
Os acessórios devem ser armazenados em locais adequados, atendendo as recomendações e instruções do fabricante;
§
Radiadores devem ser armazenados fechados e se possível pressurizado com gás seco, evitando-se ainda seu contato com o solo;
§
Óleo pode ser armazenado em tambores, que devem permanecer na posição horizontal, ficando os t ampões alinhados também na horizontal e, se possível protegidos por lonas, evitando-se ainda o contato com o solo;
§
Buchas devem ser armazenadas, se possível, abrigados e secos. As buchas com núcleo em papel resina devem ser armazenadas em estufa, ou conforme recomendação do fabricante;
§
Chaves comutadoras sobressalentes devem ser armazenadas em tanque, imersas com óleo isolante.
9.4.10. Montagem do Transformador
304
Informações Técnicas DT-11 A montagem do transformador deve ser efetuada conforme as instruções específicas do fabricante. Quando da não-disponibilidade das instruções do fabricante, é recomendável a seqüência de procedimentos discriminados na norma NBR 7037. Estes
trabalhos somente devem ser executados por técnicos qualificados,
equipamentos e ferramentas adequadas. As condições climáticas também devem ser observadas, onde para isso, a umidade relativa do ar não deve ser superior a 70%.
9.4.10.1. Equipamentos necessários §
Máquina termovácuo;
§
Bomba de vácuo auxiliar;
§
Tanque auxiliar;
§
Guindaste;
§
Ar sintético (ar seco);
§
Ferramentas diversas;
§
EPI’ s;
§
Material de limpeza e pintura.
Nota: O dimensionamento dos equipamentos citados acima, será especificado de acordo com a classe de tensão e potência de cada transformador. 9.4.10.2. Limpeza do tanque do transformador Este processo de limpeza antes de iniciar a montagem eletromecânica do transformador, assegura uma condição ideal para as etapas seguintes de montagem, visto que estaremos conectando peças que se comunicará com o interior do tanque, consequentemente, terá contato com a parte ativa do transformador. Este procedimento de limpeza pode ser executado, aplicando água, sabão neutro e escovação.
305
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.25 - Limpeza geral do tanque
Figura 9.26 - Limpeza geral do tanque
9.4.10.3. Montagem dos radiadores Inspeção geral, limpeza interna (deixando escorrer o óleo residual), limpeza da superfície externa, retirada de pontos de oxidação, retoques na pintura e troca das guarnições Oring nitrílicas.
306
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.27 - Montagem dos radiadores
Figura 9.28 - Limpeza e troca das guarnições
9.4.10.4. Montagem do conservador §
Inspeção visual na bolsa pela janela de inspeção;
§
Pressurizar a bolsa com 0,05kf/cm²;
§
Manuseio do conservador pelos olhais de iç amento, inspecionar internamente o sistema de medição do nível do óleo e bolsa, caso aplicável;
307
Informações Técnicas DT-11 §
Manter aberta a válvula de equalização da bolsa durante o processo de vácuo e pressurização do transformador.
Figura 9.29 - Montagem do conservador
Figura 9.30 - Inspeção interna do conservador
308
Informações Técnicas DT-11 9.4.10.5. Montagem do relê de gás Inspeção geral, retirar o dispositivo de trava das bóias e observar a posição da montagem do relê de gás, no sentido fluxo do liquido isolante do transformador para conservador.
Figura 9.31 – Inspeção no relê de gás
Figura 9.32 - Avaliação da montagem do relê de gás
309
Informações Técnicas DT-11
9.4.10.6. Montagem de buchas secas de porcelana §
Avaliação geral das buchas antes da instalação, localizando possíveis pontos de avarias como trincas, fissuras nas regiões da porcelana e limpeza das partes externa e interna;
§
Substituir/posicionar cuidadosamente as juntas de vedação;
§
Centralizar a porcelana em relaç ão as presilhas de fixação;
§
Proceder a fixação apertando as porcas de forma que os esforços de aperto sejam distribuídos igualmente;
§
Instalar uma bucha de cada vez, a fim de reduzir a possibilidade de penetração de umidade no transformador.
Figura 9.33 - Montagem das buchas secas
310
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.34 – Alinhamento da fixação
9.4.10.7. Montagem de buchas de porcelana capacitiva §
Avaliação geral das buchas antes da instalação, localizando possíveis pontos de avarias como trincas, fissuras nas regiões da porcelana e metálica;
§
Vazamentos de óleo pelos visores, bujão de enchimento, região de acoplamento entre a parte de porcelana e metálica;
§
Limpeza das partes externa e interna;
§
Conectar cintas para içamento em seus devidos pontos, observando o ângulo de montagem;
§
Substituir e posicionar cuidadosamente as juntas de vedação;
§
Evitar esforço do cabo de s aída durante a montagem da bucha, pois poderá comprometer conexão do mesmo, na s aída da bobina.
311
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.35 - Inspeção das buchas
Figura 9.36 - Montagem das buchas
9.4.10.8. Inspeção interna Após a montagem eletromecânica do transformador, recomendamos inspecionar internamente a parte ativa, objetivando avaliar as condições de fixação mecânica e conexões elétricas em geral. Pontos a serem avaliados:Aterramentos de núcleo; §
Conexões elétricas de cabos;
§
Posicionamentos de cabos de AT;
§
Isolamentos.
312
Informações Técnicas DT-11 Nota: Após a execução dos procedimentos acima, proceder com a medição de resistência de isolamento do aterramento do núcleo.
Figura 9.37 - Inspeção das conexões elétricas
Figura 9.38 - Inspeção aterramento do núcleo
9.4.10.9. Processo de vácuo Após a conclusão da montagem eletromecânica, proceder com o início do processo de vácuo, objetivando retirar a umidade superficial agregada na parte ativa, durante as tapas de montagem. Também este possibilita uma melhor impregnação do óleo isolante durante o processo de enchimento. 313
Informações Técnicas DT-11 Nota: Proceder à equalização do tanque do transformador com o tanque do comutador sob carga e a bolsa, caso aplicável. O período de vácuo a ser aplicado no transformador, deverá ser seguido conforme valores relacionados na tabela abaixo. Transformador transportado com óleo rebaixado
Transformador transportado sem óleo
Classe de tensão (kV)
Tempo de vácuo (h)
Classe de tensão (kV)
Tempo de vácuo (h)
15 a 34,5
06
15 a 34,5
12
69
12
69
24
138
12
138
48
230 a 345
-
230 a 345
72
550
-
550
96
Nota: O tempo de vácuo deve ser contado a partir do nível de vácuo atingi r 0,1 mbar.
Figura 9.39 - Processo de vácuo
314
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.40 - Medidor de nível de vácuo
9.4.11. Recebimento do Óleo
9.4.11.1. Óleo transportado em tambores §
Drenar o óleo dos tambores em um tanque auxiliar;
§
Realizar análise físico-químico do óleo is olante;
§
Analisar os resultados do relatório, certificando sua quali dade;
§
Iniciar o tratamento do óleo com máquina termovácuo.
Figura 9.41 – Óleo trans portado em tambores
315
Informações Técnicas DT-11 9.4.11.2. Óleo transportado caminhão tanque §
Inspecionar os lacres das válvulas;
§
Coletar/realizar análise físico química do óleo isolante;
§
Analisar os resultados do relatório, certificando sua quali dade;
§
Iniciar o tratamento do óleo com máquina termovácuo.
Nota: Os valores de referência para o óleo isolante, estão nas tabelas 6.3 e 6.4 desta apostila.
Figura 9.42 - Óleo transportado em caminhão tanque
Figura 9.43 – Lacres das válvulas
9.4.12. Tratamento do Óleo Isolante §
Após a certificação de recebimento do óleo isolante, iniciar o trat amento do mesmo com máquina termovácuo. 316
Informações Técnicas DT-11 §
O período de tratamento dependerá da vazão da máquina termovácuo, onde geralmente é circulado três vezes o seu volume total.
§
Realizar novamente coleta e análise físico -químico do óleo antes do enchimento. Os valores obtidos deverão ser analisados pelo supervisor, para posterior autorização do início do enchimento do transformador.
Nota: Antes da utilização da máquina termovácuo para tratamento do óleo, coletar amostra do óleo existente no interior da mesma, e realizar o ensaio de PCB’s pelo método cromatográfico. A máquina somente poderá ser utilizada para o trabalho se no laudo constar “isento de PCB’s”.
9.4.13. Processo de Enchimento Realizar sempre com máquina termovácuo, instalando dispositivo na válvula inferior do tanque do transformador, para drenagem do ar da mangueira, antes de iniciar o enchimento. Nota: Manter sempre pressão positiva na mangueira entre a válvula de saída da máquina termovácuo, e a válvula de entrada do óleo do tanque do transformador, durante o período de enchimento. Após a conclusão do enchimento, o óleo deverá ser circulado no transformador, dando no mínimo duas passadas de seu volume total pela máquina termovácuo.
Figura 9.44 – Controle de enchimento
317
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.45 - Tratamento do óleo no transformador
9.4.14. Aferição do Nível do Óleo Finalidade: Aferir o volume do óleo no conservador em relação ao indicador de nível de óleo do transformador. Procedimentos: §
Instalar mangueira transparente na válvula de drenagem inferior do tanque do transformador;
§
Posicionar a mangueira na lateral do conservador;
§
Dividir a lateral (diâmetro interno) do conservador em três partes iguais;
§
Manter a válvula de equalização da bolsa e a tubulação do secador de ar aberta;
§
Abrir a válvula onde foi instal ada a mangueira do nível;
§
Verificar o nível do óleo no conservador, com auxílio da mangueira de medição, em relação à indicação do medidor de nível do transformador.
Avaliação: 1/3 do conservador deve ser ocupada pelo óleo, numa temperatura referenciada a 25 graus Celsius.
318
Informações Técnicas DT-11 2/3
1/3
0
Figura 9.46 - Aferição do nível do óleo
9.4.15. Ensaio de Estanqueidade Finalidade: Verificar se o trans formador apresenta pontos de vazamentos. §
Ensaio: Consiste em aplicar pressão 0,3kgf/cm² durante 24 horas.
§
Tipo de gás: Ar sintético super seco.
§
Avaliação do ensaio: Consiste em monitorar a pressão aplicada e inspecionar visualmente, verificando possíveis pontos de vazamento de óleo.
§
Também é importante avaliar regiões do tanque que não estão em contato com o óleo, pois estas poderão também apresentar pontos de vazamento.
§
Possíveis pontos de vazamento: Cordão de solda, conexões de flanges,tubulações, bujões de sangria, tampa de janela de inspeção e outros.
319
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.47 - Ensaio de estanqueidade
9.4.16. Ajuste da Bolsa Finalidade: Ativar a selagem do transformador em relação ao meio ambiente Procedimento: §
Fechar a válvula de equalização entre a bolsa e o conservador do transformador;
§
Instalar uma mangueira transparente na válvula superior do conservador;
§
Abrir a válvula superior d o conservador;
§
Instalar o dispositivo com manômetro na tubulação do secador de ar;
§
Pressurizar a bolsa até o óleo do conservador sair pela mangueira instalado na válvula superior do conservador;
§
Fechar a válvula superior do conservador;
§
Retirar o dispositivo de pressurização da tubulação do secador de ar;
§
Instalar o secador de ar.
OBS: Para preservar a selagem do transformador, manter sempre a válvula de equalização fechada. Este procedimento deve ser executado, após a aferição do nível de óleo do transformador.
320
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.48 - Ajuste da bolsa
9.4.17. Instalação do Secador de Ar Finalidade: Isolar a parte interna do transformador com o meio externo, evitando a degradação do óleo. Também permite a expansão natural do óleo, sem aumento da pressão interna do tanque. Material filtrante: Substância higroscópica (sílica gel), e óleo mineral isolante.
Figura 9.49 - Instalação do secador de ar
321
Informações Técnicas DT-11
Figura 9.50 - Instalação do secador de ar
9.4.18. Comissionamento do Transformador Consiste na execução dos ensaios elétricos de campo após a montagem completa do transformador, certificando-se de que todas as características elétricas de o peração do transformador foram preservadas. Este procedimento deve ser executado por uma empresa especializada em ensaios elétricos em transformadores, bem como utilizar instrumentos calibrados e adequados para cada tipo de ensaio elétrico. 9.4.18.1. Relação de Instrumentos para Ensaios Elétricos §
Medidor de relação de transformaçã o (TTR);
§
Medidor de fator de potência;
§
Ponte para medição de resistência ôhmica;
§
Megômetro;
§
Multímetro;
§
Alicate amperímetro;
§
Variador de tensão monofásico;
§
Termohigrômetro.
322
Informações Técnicas DT-11 9.4.18.2. Relação dos Ensaios Elétricos §
Análise físico química do óleo isolante;
§
Análise cromatográfica do óleo isolante;
§
Medição do fator de potência e c apacitância do transformador e das buchas, se providas de derivações capacitivas;
§
Medição da corrente de excitação do transformador;
§
Medição da resistência de isolamento do transformador, núcleo, fiação elétrica do painel de controle do transformador e acionamento do comutador sob carga, caso aplícável;
§
Medição da relação de transformação em todas as fases e posições do comutador de derivações;
§
Medição de resistência ôhmica dos enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador de derivações;
§
Medição da relação de corrente dos TC,s;
§
Medição da resistência ôhmica dos enrolamentos dos TC,s;
§
Medição de resistência do isolament o dos TC,s;
§
Ensaio de saturação dos TC,s;
§
Medição de resistência ôhmica dos enrolamentos dos motoventiladores;
§
Medição da resistência do isolamento da fiação dos motoventiladores;
§
Medição da corrente elétrica dos motoventiladores;
§
Simulação de atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização do transformador.
9.4.19. Energização do Transformador Antes de sua energização, é recomendada uma nova desaeração das buchas, relê de gás, cabeçote do comutador sob carga, bujão de drenagem das janelas de inspeção e radiadores; Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador; É importante observar que transformadores devem ser energizados após decorridas, pelo menos, 24 horas da conclusão de enchimento, ou conforme instrução do fabricante; 323
Informações Técnicas DT-11 Ajustar e travar a posição do com utador manual, conforme recomendado pela operação do sistema. Preferencialmente, a energização deve ser acompanhada por um supervisor do fabricante; Preferencialmente, o transformador deve ser energizado inicialmente em vazio; Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do óleo isolante, antes da energização (referência), 24h às 36h após a energização, 10 dias e 30 dias após a energização para detecção de defeitos incipientes. Utilizar o diagnóstico conforme NBR 7274.
9.4.20. Registros Operacionais Os registros operacionais devem ser obtidos através das leituras dos instrumentos indicadores, das ocorrências extraordinárias relacionadas com o transformador, bem como todo o evento relacionado, ou não, com a operação do sistema elétrico, que possa afetar o desempenho e/ou característica intrínseca do equipamento. É recomendável a leitura diária dos indicadores de temperatura, ambiente, indicador de nível de óleo, carga e tensão do transformador. Os procedimentos relacionados ao recebimento, instalação e manutenção de transformadores imersos de líquido isolante, de distribuição e de potência, est ão detalhados, respectivamente, na NBR 7036 e NBR 7037. E os transformadores a seco na NBR 7037.
9.4.21. 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) 324
Informações Técnicas DT-11 §
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)
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)
325
Informações Técnicas DT-11 Conservador: §
vazamento (S)
§
registro entre o conservador e o tanque, se estão totalmente abertos (T)
§
fixaçã o 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 no poço para termômetro (T)
Sistema de ventilação: §
ventiladores, quanto a aquecimento, vibração, ruído, vedação a intempéries, fixação, pintura e oxidação (S)
§
acionamento manual (S)
§
circuito de alimentação (S)
§
pás e grades de proteção (S)
Secador de ar: §
estado de conservação (S)
§
limpeza e nível de óleo da cuba (S)
§
estado das juntas e vedação (S)
§
condições da sílica gel (S)
Dispositivo de alívio de pressão: §
tipo tubular: verificar membranas (T)
§
tipo Válvula: verificar funcionamento do microrruptor (T)
Relê de gás: §
presença de gás no visor (S)
§
limpeza do visor (T)
§
vazamento de óleo (S) 326
Informações Técnicas DT-11 §
juntas (S)
§
fiação (T)
§
atuação (alarme e desligamento) (T)
Relê de Pressão: §
vazamento (S)
§
juntas (S)
§
contatores tipo plugue (T)
§
fiação (T)
§
presença de gás
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 ac ionamento motorizado quanto a limpeza, umidade, juntas de vedação, trincos e maçanetas, aquecimento interno etc.(S)
§
motor, circuito de alimentação e fiação (S).
Caixa de terminais da fiação de controle e proteção: §
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)
327
Informações Técnicas DT-11 ANEXO I
FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO Cliente: Referência:
-
Especificação/Norma:
NBR-5440/83
1. DENTIFICAÇÃO Item:
01
Quantidade: Tag:
-
Código do pr oduto: Tipo:
2001.2002 Distribuição
2. CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação: Altitude máxima de instalação [m]: Atmosfera: Temperatura máxima do ambiente [ºC]:
Ao tempo 1.000 Não Agressiva 40
3. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Potência [kVA]:
300
Número de fases:
3
Freqüência [Hz]:
60
Grupo de ligação:
Dyn1
Polaridade: Refrigeração:
Su btrativa ONAN
Enrolamento de alta tensão: Tensão nominal [kV]: Derivações [kV]:
6.9 ± 2 x 2.5%
Classe de tensão [kV]:
7.2
Tensão aplicada [kVef]:
20
Tensão de impulso atmosférico [kVcr]:
60
Enrolamento de baixa tensão Tensão nomin al [kV]:
208
Classe de tensão [kV]:
1,2
Tensão aplicada [kVef]:
10
Tensão de impulso atmosférico [kVcr]:
-
328
Informações Técnicas DT-11 Classe do material isolant e:
A
Valores garantidos [300kVA/6.9kV e 75ºC] Corrente de excitação [%]:
2,4
Impedância [%]:
4,5
Perdas a vazio [W]:
1.120
Perdas totais [W]:
4.480
Nível de ruído (pressão acústica) [dB]:
55
4. CARACTERÍSTICAS CONST RUTIVAS Forma construtiva: Líquido isolante: Pintura de acabamento: Tipo de núcleo:
Selado Óleo Mineral Mu nsell N6.5 Empilhado
Buchas de alta tensão Localização:
Tampa
Quantidade:
3
Tipo: Conector de fase: Conector de neutro:
ABNT 15kV/160A Prensa -cabo 10 a 70mm2 Não aplicável
Buchas de baixa tensão Localização:
Lateral
Quantidade:
4
Tipo:
ABNT 1,3kV/400A
Conector de fase:
Prensa-cabo 70 a 300mm2
Conector de neutro:
Prensa-cabo 70 a 300mm2
Massas Parte ativa [kg]:
450
Líquido isolante[kg]:
180
Tanque e acessórios [kg]: Transformador completo [kg]: Dimensões (C x L x A) [mm]:
280 910 1.700 X 1.000 X 1.130
5. ACESSÓRIOS Visor de nível de óleo: Válvula de alívio de pressão: Comutador de derivações a vazio:
Não Não Sim (acionamento interno)
Conexão para drenagem/amostragem:
Não
Conexão superior para filt ro prensa:
Não
Conexão inferior para filtro prensa:
Não
Suporte para poste:
Sim
Suporte para pára -raios:
Não
329
Informações Técnicas DT-11 Apoios para macaco: Janela de inspeção:
Não Sim
Olhais para tração:
Não
Ganchos de suspensão: Sim (parte ativa e transformador completo) Placa de identificação: Rodas: Base para arraste ou ap oio: Conector de aterramento:
Sim Sim (unidire cionai s) Sim (apoio) Sim (10 a 70mm2)
6. ENSAIOS (ABNT/NBR-5356/96) Rotina:
Sim
Tipo Especiai s:
330
Informações Técnicas DT-11 ANEXO II
FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADOR DE FORÇA Cliente: Referência: Espe cificação/Norma:
NBR-5356/99
1. IDENTIFICAÇÃO Item:
01
Quantidade:
01
Código do produto:
3005.5829
Tipo:
FORÇA
2. CARACTERÍSTICAS DO AMB IENTE Instalação:
Ao tempo
Altitude máxima de instalação [m]:
1.000
Atmosfera:
Não Agressiva
Temperatura máxima do ambiente [ºC]:
40
3. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Freqüência [Hz]:
60
Número de fases:
3
Potência [MVA]
Enrolamento:
Grupo de ligação:
Dyn1
Tensão [kV]
Ligação
Comutação
-
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]
Média
55
Ponto mais quente
65
Elevação de temperatura no topo do óleo [°C]
55
Classe do material iso lante
A
331
Informações Técnicas DT-11 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 [%] (Base 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 -interferência [µV] Descarga s parcia is [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
-
-
-
332
Informações Técnicas DT-11 Fator de
Rendimento [%]
Carga
Cos ø = 0,8
Cos ø = 0,9
Cos ø = 1
[%]
ONAN
ONAF1
ONAF2
ONAN
ONAF1
ONAF2
ONAN
ONAF1
ONAF2
25
99,19
-
-
99,28
-
-
99,35
-
-
50
99,28
-
-
99,36
-
-
99,42
-
-
75
99,17
-
-
99,26
-
-
99,33
-
-
100
99,01
-
-
99,12
-
-
99,21
-
-
125
98,83
-
-
98,96
-
-
99,06
-
-
4. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Forma construtiva:
Com conservador
Líquido isolante:
Óleo mineral
Buchas de alta tensão:
Na tampa (saída aérea)
Buchas de baixa ten são:
Na tampa (saída aérea)
Buchas do terciário:
Não aplicável
Pintura de acabamento:
Bege fosco (Ral 1015)
Massa [kg]
Dimensão [mm] Compri mento
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 a r com sílica gel:
Sim
Termômetro do óleo:
Sim
Termômetro do enrolamento:
Sim
Monitor de temperatura:
Não
Transdutor de temperatura:
Não
Válvula de alívio de pressão:
Sim
Centelhadores para alta tensão:
Não
Centelhadores para baixa ten são:
Não
Centelhadores para terciário: Relê de p ressão súbita: Manômetro: Relê de gás tipo Buchholz:
Não aplicável Não Não Sim
Radiado res destacáveis:
Sim
Apoios para macaco:
Sim
333
Informações Técnicas DT-11 Janela de inspeção:
Sim
Janela de visita:
Não
Ganchos de su spensão:
Sim
Caixa de circuitos auxiliares:
Sim
Blindagem eletrostática:
Não
Placa de identificação:
Sim
Placa diagramáti ca:
Sim
Placa de identificação pa ra buchas: Conector de aterramento:
Não Sim (50 a 120 mm2)
Base para arraste ou apoio:
Sim (apoio)
Rodas:
Sim (bidirecio nais, li sas)
Fiação dos acessório s:
Sim
Conectores de alta tensão (fase):
Sim
Conectores de alta ten são (neutro):
Não aplicável
Conectores de baixa t ensão (fase):
Sim
Conectores de baixa tensão (neutro):
Sim
Conectores de terciário:
Não aplicável
Acessórios para o comuta dor sob carga:
Não
TC
Bucha
Relação
Exatidão
Fator Térmico
Quant. por Bucha
Aplicação
1,2,3
X1,X2,X3
800/5A
10B100
1.2
1
PROTEÇÃO
4,5,6
X1,X2,X3
800/5A
0.6C12.5
1.2
1
MEDIÇÃO
7
X2
700/1.5A
3C25
1.5
1
IM. TÉRMICA
6. ENSAIOS (ABNT/NBR-5380) Rotina:
Sim
Tipo:
Não
334
Informações Técnicas DT-11 ANEXO III
FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADOR A SECO Cliente: Referência: Especificação/Norma:
NBR-10295/98
1. IDENTIFICAÇÃO Item: Quantidade:
01
Tag: Código do produto:
1110.1381
Tipo:
Seco - não enclausurado
2. CARACTERÍSTICAS DO AMBIENTE Instalação:
Interior
Altitude máxima de instalação [m]:
1.000
Atmosfera:
Não Agressiva
Temperatura máxima do ambiente [ºC]:
40
3. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Potência [kVA]:
1.000
Número de fases:
3
Freqüência [Hz]:
60
Grupo de ligação:
Dyn1
Refrigeração:
AN
Enrolamento de alta tensão Tensão nomin al [kV]: Derivações [kV]:
13,8 13,8/13,2/12,6/12,0/11,4
Classe de tensão [kV]:
15
Tensão aplicada [kVef]:
34
Tensão de impulso atmo sférico [kVcr]:
95
Enrolamento de baixa tensão Tensão nominal [kV]: Classe de tensão [kV]:
0,380/0,220 0,6
Tensão aplicada [kVef]:
4
Tensão de imp ulso atmosférico [kVcr]:
-
Classe do material isolant e:
F
Valores garantidos [1000kVA/13,8kV e 115ºC]
335
Informações Técnicas DT-11 Corrente de excitação [%]: Impedância [%]: Perdas a vazio [W]:
2,00 4,5 2.800
Perdas no cobre [W]:
10.000
Perdas totais [W]:
12.800
Nível de ruído (pressão acústica) [dB]: Descarga s parciais [pC]:
64 10
4. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS Grau de proteção:
IP-00
Classe do transformador:
E2/C1/F1
Material dos condutores:
Cobre (alta tensão)
e alumínio (baixa tensão) Terminais de alta tensão: Terminais de bai xa tensão: Encapsula mento do Enrolamento AT
Bandeira (1 furo NEMA) Bandeira A vácuo em resina epóxi
Sistema Vântico CW 229 Massa total [kg]: Dimensões (C x L x A) [mm]:
2.500 1530 x 830 x 1760
5. ACESSÓR IOS Monitor de temperatura sem i ndicador:
Não
Monitor de temperatura com indicador:
Sim (T -154)
Sensor de temperatura:
Sim
Sistema de comut ação a vazi o (links):
Sim
Motoventiladores:
Não
Olhais para tração :
Sim
Olh ais de susp ensão:
Sim
Placa de identificação: Rodas: Base : Conector de aterramento:
Sim Sim (bidi recionais) Sim (apoio) Sim
ENSAIOS (ABNT/NBR -10295/98) Rotina:
Sim
Tipo: Especiai s:
336
Informações Técnicas DT-11
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
337
Informações Técnicas DT-11
WEG ENERGIA Blumenau – SC - Tel. (0xx47) 3337 -1000 - Fax (0xx47) 3337 -1090 São Paulo – SP - Tel. (0xx11) 5053-2300 -
Fax (0xx11) 5052 -4212
[email protected] www.weg.net
338
