FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO
Licenciatura em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Ramo de Sistemas de Energia
Projecto de um Transformador de Poste
Autoprotegido
Relatório Final da Disciplina de Projecto, Seminário ou Trabalho de Fim de Curso
Nuno Edgar de Oliveira Arieira
Porto, 8 de Julho de 2005
Estágio curricular desenvolvido nas instalações da EFACEC DT – Transformadores de
Distribuição de Energia, SA.
FEUP:
Aluno: Nuno Edgar de Oliveira Arieira (ee00180)
Orientador Supervisor: Prof. Dr. Artur Costa
Empresa:
Orientador: Eng.º Pedro Moura
A duração do estágio foi de 4 meses, 3 dos quais financiados pelo programa
PRODEPIII.
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AGRADECIMENTOS
O presente trabalho só foi possível graças à colaboração de várias pessoas.
Em primeiro lugar, agradeço ao Eng. Pedro Moura pela proposta de estágio,
apoio dado e conhecimentos transmitidos.
Ao Departamento de Engenharia da EFACEC DT pela disponibilidade e
paciência para comigo.
Agradeço também ao Prof. Dr. Artur Costa pelo interesse e disponibilidade em
aceder ao meu pedido para supervisionar o estágio.
Ao PRODEP III pelo apoio financeiro.
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SUMÁRIO
O presente relatório final da disciplina de Projecto, Seminário ou Trabalho de
Fim de Curso, do 5º ano do Licenciatura em Engenharia Electrotécnica e de
Computadores, Ramo de Sistemas de Energia pretende descrever o trabalho realizado
no estágio curricular efectuado no departamento de R&D da EFACEC DT,
Transformadores de Distribuição de Energia, S.A.. O estágio consistiu no projecto de
um transformador de poste autoprotegido, entendendo-se como autoprotegido um
transformador que integra, na própria máquina, protecções contra sobrecargas, curtocircuitos e defeitos à massa, dispensando desta forma as protecções na subestação a
montante.
Este documento está modelarmente dividido, apresentando-se inicialmente o
Grupo EFACEC e as motivações para o desenvolvimento de um produto com as
características apresentadas.
Segue-se a apresentação dos conceitos fundamentais para o cálculo de um
transformador de distribuição imerso em óleo, estudo relativo aos sistemas de protecção
a incluir na máquina e justificação da solução adoptada.
Por último será apresentada a forma de integração dos equipamentos de
protecção no transformador e suas implicações no cálculo da máquina.
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ÍNDICE
Agradecimentos ......................................................................................................................3
Sumário...................................................................................................................................4
Índice ......................................................................................................................................5
Índice Figuras .........................................................................................................................9
Índice Tabelas.......................................................................................................................11
1. Introdução.......................................................................................................................12
2. Grupo EFACEC..............................................................................................................15
2.1. Apresentação .........................................................................................................15
2.2. Organização do Grupo EFACEC ..........................................................................16
2.3. EFACEC DT, Transformadores de Distribuição de Energia S.A. ........................16
3. Cálculo de um Transformador de Distribuição Imerso em Óleo....................................18
3.1. Considerações Iniciais ...........................................................................................18
3.2. Dados para o Cálculo do Transformador...............................................................19
3.3. Cálculo de Tensões................................................................................................20
3.4. Cálculo de Correntes .............................................................................................21
3.5. Selecção do Tipo de Enrolamento .........................................................................21
3.6. Definição da Altura Axial do Enrolamento e Diâmetro do Círculo
Circunscrito. ..........................................................................................................22
3.7. Distância Ferro – BT .............................................................................................23
3.8. Cálculo da Tensão por Espira................................................................................24
3.9. Cálculo da Indução Magnética da Culassa ............................................................24
3.10. Cálculo do Número de Espiras do Enrolamento BT e Correcção da Tensão por
Espira .....................................................................................................................24
3.11. Cálculo do Número de Espiras do Enrolamento AT .............................................25
3.12. Cálculo do Enrolamento BT ..................................................................................25
3.12.1. Enrolamento BT em Camadas (Barra de Cobre)..........................................25
3.12.1.1. Selecção do Condutor..........................................................................25
3.12.1.2. Dimensões da Espira e Número de Camadas ......................................26
3.12.1.3. Densidade de Corrente.........................................................................26
3.12.1.4. Cálculo da Altura Axial do Enrolamento ............................................26
3.12.1.5. Isolamento entre Camadas...................................................................27
3.12.1.6. Altura Radial do Enrolamento.............................................................27
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3.12.2. Enrolamento BT em Banda de Cobre........................................................... 27
3.12.2.1. Selecção do Condutor..........................................................................27
3.12.2.2. Dimensões da Espira, Número de Camadas e Altura Axial ................28
3.12.2.3. Densidade de Corrente.........................................................................28
3.12.2.4. Isolamento entre Camadas...................................................................28
3.12.2.5. Altura Radial do Enrolamento.............................................................28
3.13. Cálculo do Enrolamento AT.................................................................................. 28
3.13.1. Enrolamento AT em Fio de Cobre ............................................................... 29
3.13.1.1. Altura Axial do Enrolamento ..............................................................29
3.13.1.2. Valor Pretendido para a Densidade Média de Corrente ......................29
3.13.1.3. Selecção do Condutor..........................................................................29
3.13.1.4. Dimensões da Espira ...........................................................................30
3.13.1.5. Densidade de Corrente.........................................................................30
3.13.1.6. Número de Espiras por Camada, Número de Camadas e
Verificação da Altura Axial.................................................................30
3.13.1.7. Isolamento entre Camadas...................................................................31
3.13.1.8. Altura Radial do Enrolamento.............................................................31
3.14. Canais Internos dos Enrolamentos e do Espaço AT/BT........................................31
3.15. Calagens dos Enrolamentos AT e BT e Altura Geométrica dos Enrolamentos ....32
3.16. Distâncias de Extremidade Superior e Inferior......................................................33
3.17. Comprimento do Núcleo (Altura da Janela)..........................................................33
3.18. Altura Radial Total dos Enrolamentos ..................................................................33
3.19. Diâmetro e Comprimento das Espiras BT e AT....................................................34
3.20. Distância entre Colunas ou Fases ..........................................................................35
3.21. Dimensões Transversais do Circuito Magnético ...................................................35
3.22. Massas de Ferro .....................................................................................................36
3.23. Perdas no Ferro......................................................................................................36
3.24. Massas de Cobre nos Enrolamentos ......................................................................37
3.25. Perdas no Cobre.....................................................................................................38
3.25.1. Perdas Joule nos Enrolamentos ....................................................................38
3.25.2. Perdas Joule nas Ligações ............................................................................38
3.25.3. Perdas Suplementares nos Enrolamentos .....................................................39
3.25.4. Perdas no Cobre Totais.................................................................................39
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3.26. Gradientes de Temperatura nos Enrolamentos......................................................39
3.27. Tensão de Curto-Circuito ......................................................................................41
3.28. Escolha da Cuba Rectangular ................................................................................42
3.29. Cálculo da Evacuação da Cuba .............................................................................42
3.30. Cálculo da Sobrepressão........................................................................................43
3.31. Cálculo do Nível de Ruído ....................................................................................44
3.32. Cálculo das Massas do Transformador..................................................................45
3.33. Outros Cálculos .....................................................................................................45
3.34. Resumo do Processo de Cálculo............................................................................46
4. Protecção de um Transformador.....................................................................................48
4.1. Solicitações Eléctricas e Modos de Avaria .............................................................48
4.1.1. Ligação e Re-Ligação...................................................................................48
4.1.2. Sobretensões de Origem Externa..................................................................48
4.1.3. Sobrecargas...................................................................................................49
4.1.4. Curto-circuitos na Rede BT..........................................................................51
4.1.5. Defeitos Internos ..........................................................................................52
4.1.5.1.Defeitos entre Espiras.............................................................................52
4.1.5.2.Defeitos entre Enrolamentos .................................................................. 53
4.1.5.2.1. Enrolamentos de Média Tensão ................................................. 53
4.1.5.2.2. Enrolamentos de Baixa Tensão .................................................. 53
4.1.5.2.3. Enrolamentos de Média e Baixa Tensão .................................... 53
4.1.5.3.Defeitos à Massa..................................................................................... 54
4.1.5.4.Defeitos Relacionados com o Tipo de Transformador........................... 54
4.2. Sistemas de Protecção ............................................................................................. 55
4.2.1. Sobretensões ................................................................................................. 55
4.2.1.1.Hastes de Descarga................................................................................. 55
4.2.1.2.Descarregadores de Sobretensões........................................................... 55
4.2.2. Sobrecargas e Curto-Circuitos...................................................................... 56
4.3. Soluções Estudas para Proteger Transformadores de Distribuição de Poste
Imersos .................................................................................................................... 57
4.3.1. Fusíveis SloFast............................................................................................ 57
4.3.2. Combinação de Fusíveis e Interruptor na Média Tensão ............................. 60
4.3.3. MagneX® Interrupter e Fusíveis ELSP......................................................... 62
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4.3.4. Comparação de Soluções.............................................................................. 64
5. Solução Seleccionada ..................................................................................................... 65
5.1. Verificação da Reacção Térmica do MagneX® ....................................................... 65
5.2. Coordenação de Protecções com o MagneX® ......................................................... 66
5.3. Selecção dos Elementos Sensores e dos Fusíveis ................................................... 69
5.4. Outras Particularidades do MagneX® ..................................................................... 69
5.5. Protecção Contra Sobretensões ............................................................................... 70
5.6. Inclusão dos Elementos da Protecção no Produto Final.......................................... 71
5.7. Implicações no Cálculo ........................................................................................... 74
5.8. Comparação de Custos ............................................................................................ 75
5.9. Ensaios..................................................................................................................... 76
5.9.1. Circuito de Ensaio ........................................................................................ 77
5.9.2. Preparação do Aparelho................................................................................ 77
5.9.3. Grandezas a Registar em todos os Ensaios................................................... 77
5.9.4. Duração dos Ensaios e Resultados ............................................................... 78
5.9.5. Ensaio da Protecção Integrada...................................................................... 78
5.9.5.1.Curto-Circuito entre Espiras BT............................................................. 78
5.9.5.2.Aparelho com Fuga de Óleo................................................................... 79
5.9.5.3.Sobrecarga Monofásica na BT ............................................................... 79
5.9.5.4.Curto-Circuito Trifásico na Entrada dos Enrolamentos MT .................. 80
6. Conclusões...................................................................................................................... 81
7. Referências Bibliográficas.............................................................................................. 83
Lista de Símbolos ................................................................................................................. 84
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador sem
protecção integrada............................................................................................................... 13
Figura 2 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador
com protecção integrada....................................................................................................... 14
Figura 3 – EFACEC no mundo ............................................................................................ 15
Figura 4 – Círculo circunscrito ao circuito magnético ......................................................... 22
Figura 5 – Vista de uma das fases do transformador............................................................ 35
Figura 6 – Dilatação de uma alheta provocada pela expansão térmica do óleo (flecha)...... 43
Figura 7 – Fluxograma de uma possível sequência de cálculo de um transformador
imerso em óleo ..................................................................................................................... 47
Figura 8 – Capacidade de sobrecarga de um transformador de distribuição imerso em
óleo ....................................................................................................................................... 51
Figura 9 – Funcionamento de um transformador com um curto-circuito entre espiras no
primário ................................................................................................................................ 52
Figura 10 – Curva característica de um descarregador de sobretensões de óxido de zinco
(ZnO) numa rede com tensão nominal de 20kV, quando submetido a um impulso de
125kV ................................................................................................................................... 56
Figura 11 – Solução de compromisso para protecção de um transformador com
elementos fusíveis ................................................................................................................ 58
Figura 12 – Elementos constituintes de um fusível do tipo SloFast..................................... 59
Figura 13 – Protecção de um transformador com um fusível do tipo SloFast ..................... 59
Figura 14 – Modo de operação de um fusível limitador de corrente.................................... 61
Figura 15 – Curva de actuação de um fusível com percutor térmico ................................... 62
Figura 16 – MagneX® Interrupter Trifásico ......................................................................... 64
Figura 17 – Temperatura vs. Perfil de Carga........................................................................ 65
Figura 18 – Esquema eléctrico do transformador autoprotegido ......................................... 68
Figura 19 – Curvas de actuação do MagneX® e dos fusíveis de Back-up............................ 68
Figura 20 – MagneX® Interrupter equipado para sobrecargas de emergência ..................... 70
Figura 21 – MagneX® Interrupter equipado com flutuadores .............................................. 70
Figuras 22 e 23 – Descarregadores de sobretensões imersíveis em óleo e de montagem
no exterior............................................................................................................................. 71
Figura 24 – Forma de fixação dos fusíveis de Back-up........................................................ 71
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Figura 25 – Interruptor para utilização em banho de óleo.................................................... 72
Figura 26 – Distâncias de isolamento do MagneX® Interrupter ........................................... 73
Figura 27 – Distâncias de isolamento do interruptor para utilização em banho de óleo...... 73
Figuras 28, 29 e 30 – Aspecto final do transformador autoprotegido .................................. 74
Figura 31 – Gráfico de comparação do custo de um transformador sem protecção com
uma unidade autoprotegida................................................................................................... 75
Figura 32 – Sobrecusto de uma unidade autoprotegida relativamente a uma unidade sem
protecção............................................................................................................................... 76
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ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 – Organização do Grupo EFACEC........................................................................ 16
Tabela 2 – Tensões nas fases para as ligações triângulo e estrela........................................ 20
Tabela 3 – Correntes nas fases para as ligações triângulo e estrela ..................................... 21
Tabela 4 – Comparação entre os valores esperados e os obtidos em ensaio para as
temperaturas e tempos de disparo do MagneX®................................................................... 66
Tabela 5 – Poder de corte do MagneX® Interrupter ............................................................. 67
Tabela 6 – Sensores do MagneX® e fusíveis de Back-up a instalar em cada unidade ......... 69
Tabela 7 – Características eléctricas do interruptor para utilização em banho de óleo........ 72
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1. INTRODUÇÃO
A energia eléctrica produzida em centrais termoeléctricas, hídricas, ou eólicas é
transportada através de condutores eléctricos até aos lugares mais adequados para o seu
aproveitamento, iluminando cidades e alimentando máquinas e motores.
Para o transporte da energia até aos pontos de utilização não bastam cabos,
linhas e postes. Toda a rede de transporte e distribuição depende inteiramente de
transformadores, que elevam e abaixam a tensão. Neste sobe e desce de tensões, eles
resolvem não só um problema económico, reduzindo custos de transmissão, e melhoram
a eficiência do processo, reduzindo quedas de tensão, mas podem também ser utilizados
como transformadores de medida, isolamento ou do número de fases.
Os geradores que produzem energia eléctrica alimentam as redes de transmissão
e distribuição com um valor de tensão adequado, tendo em vista a maximização do seu
rendimento, enquanto a tensão que alimenta os aparelhos consumidores, por razões de
construção e sobretudo de segurança, têm um valor baixo, em geral 190/110 V ou
400/231 V. Isso significa que a corrente, e principalmente a tensão fornecida, variam de
acordo com as exigências.
Nas linhas de transmissão a perda de potência por libertação de calor é
proporcional à resistência dos condutores e ao quadrado da intensidade de corrente que
os percorre. Para diminuir a resistência seria necessário utilizar condutores com secção
mais elevada, o que os tornaria mais pesados, sendo necessário apoios mais resistentes,
logo custos incomportáveis. A solução é o uso de um transformador que eleve a tensão
nas saídas das centrais produtoras, até atingir um valor suficientemente alto para que o
valor da corrente desça a níveis razoáveis. Assim, a potência transportada não se altera e
a perda de energia por aquecimento nos cabos de transmissão estará dentro dos limites
aceitáveis.
Quando a energia eléctrica chega aos locais de consumo, outros transformadores
abaixam a tensão até aos limites requeridos pelos utilizadores, de acordo com as suas
necessidades.
Graças às técnicas de fabrico, os transformadores modernos apresentam grande
eficiência, permitindo transferir para o secundário cerca de 98% da energia aplicada no
primário. As perdas – transformação da energia em calor – são devidas à histerese
magnética, correntes de Foucault e perdas no cobre.
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Numa rede rural para distribuição de energia as potências veiculadas são
relativamente baixas e desenvolvem-se em extensões frequentemente consideráveis,
sendo a estrutura da rede a mais simples possível, ou seja, uma estrutura radial pura ou,
em muito poucas situações uma estrutura radial com possibilidade de passagem a anel.
Além disto, sendo as redes subterrâneas excessivamente caras e não existindo grandes
condicionamentos à implantação de postes, as redes rurais são exclusivamente
constituídas por linhas aéreas, salvo casos muito particulares. Em relação ao
fornecimento de energia é efectuado usualmente a tensões de 10, 15 ou 30 kV.
Assim, redes rurais de distribuição de energia eléctrica têm origem em
subestações AT/MT de que saem diversas linhas aéreas que vão alimentar os diversos
postos de transformação alimentados em derivação e repartidos pela área a alimentar. A
protecção da rede de média tensão é efectuada através da instalação de equipamento de
protecção em cada uma das saídas da subestação alimentadora, podendo ser instalados,
quando for economicamente viável, disjuntores de derivação, colocados directamente
sobre postes.
Os postos de transformação rurais são actualmente na sua maioria do tipo
exterior aéreo, de concepção moderna, tratando-se de postos de transformação do tipo A
ou AS, normalizados. Este posto de transformação é constituído por um transformador
instalado num poste de betão armado, ligado directamente à linha de média tensão (tipo
A), ou através de um seccionador (tipo AS), protegido contra sobrecargas por hastes de
descarga, sem corta-circuitos fusíveis do lado MT e com protecção contra sobrecargas e
curto-circuitos do lado BT por um disjuntor geral BT. O quadro BT é instalado a uma
altura conveniente para ser manobrado a partir do solo.
Com base na topologia apresentada um defeito numa unidade transformadora
provocará a actuação das protecções instaladas na subestação alimentadora a montante.
Figura 1 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador sem
protecção integrada.
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No caso atrás apresentado a avaria de um transformador provoca a interrupção
da alimentação a todos os consumidores ligados à saída que alimenta a máquina com o
defeito. Além do incómodo para os clientes a detecção da avaria é demorada, já que se
trata de uma rede extensa.
Sendo a qualidade de serviço uma exigência crescente, em resultado da
concorrência, abertura do mercado e penalidades em caso de não cumprimento, a
utilização de um unidade autoprotegida resultará no mesmo caso apenas na não
alimentação dos utilizadores “pendurados” no ramo do transformador avariado.
Figura 2 – Funcionamento de uma rede rural em caso de defeito num transformador
com protecção integrada
Este tipo de funcionamento da rede resultará na redução do número de clientes
afectados, e na facilidade de detecção de avarias, pois sabe-se imediatamente qual a
unidade defeituosa, reduzindo-se tempos de interrupção e melhorando a qualidade de
serviço.
O plano de trabalhos definido inicialmente prevê as seguintes etapas:
1. Estudo do processo de cálculo de transformadores de distribuição
imersos, utilizando o know-how e software adequados;
2. Investigação das diferentes soluções relativas às protecções integradas e
selecção da solução final;
3. Cálculo da solução final dos transformadores (potências de 50, 100, 160
e 250 kVA, nas tensões de 10, 15 e 30 kV), atendendo à inclusão dos
equipamentos de protecção.
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2. GRUPO EFACEC
2.1. APRESENTAÇÃO
Constituído em 1948, o Grupo EFACEC é o maior grupo nacional de capitais
portugueses, nos domínios da electrónica e da electromecânica.
É formado por várias sociedades cujas actividades abrangem a concepção e
produção de equipamentos, o design de sistemas e a concepção das soluções nas áreas
de Energia, Transportes, Telecomunicações, Logística, Ambiente, Indústria, Edifícios e
Serviços.
A actividade do Grupo estende-se por todos os continentes, fazendo-se
representar por unidades fabris, filiais, joint-ventures com empresas locais e
representantes comerciais.
De entre os mais de 1800 colaboradores efectivos, dos quais 35% têm formação
superior, a EFACEC conta com técnicos altamente qualificados que asseguram
elevados padrões de qualidade e assistência aos seus clientes.
[www.efacec.pt]
Sede
Unidades fabris
Sucursais e escritórios
Figura 3 – EFACEC no mundo
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2.2. ORGANIZAÇÃO DO GRUPO EFACEC
A organização do Grupo EFACEC é apresentada de seguida.
Empresa Mãe
Pólos Empresariais
EFACEC
Capital SGPS, S.A.
Empresas Participadas
Engenharia, Ambiente e
Serviços
Energia, Equipamento e
Produção
Telecomunicações,
Logística e Electrónica
EFACEC
Engenharia, S.A.
EFACEC
Ambiente, S.A.
EFACEC
Serviços de Manutenção e Assistência, S.A.
EFACEC
Motores Eléctricos, S.A.
EFACEC
Energia, S.A.
EFACEC DT
Transformadores de Distribuição de Energia, S.A.
EFACEC AMT
Aparelhagem de Média Tensão, S.A.
EFACEC
Sistemas de Electrónica, S.A.
ENT
Empresa Nacional de Telecomunicações, S.A.
Microprocessador, S.A.
EFACEC
Investimentos e Concessões SGPS, S.A.
Presenças Internacionais
Rep. Checa
Macau
China
EUA
Brasil
Malásia
Argentina
Tunísia
S. Salvador
Moçambique
Angola
Zimbabwe
Etiópia
Singapore
Vietnam
Tabela 1 – Organização do Grupo EFACEC
2.3. EFACEC
DT,
TRANSFORMADORES
DE
DISTRIBUIÇÃO
DE
ENERGIA, S.A.
Sendo dentro do Grupo EFACEC a responsável pela produção de
transformadores e soluções para transformação de energia na área da Distribuição, a
EFACEC DT utiliza as mais recentes tecnologias quer ao nível de equipamentos de
produção, quer ao nível de gestão do processo produtivo.
Esta actividade existe desde os primórdios da EFACEC, datando de 1949 o
primeiro transformador fabricado, e representa cerca de 8% da actividade do grupo,
quer em volume de facturação, quer em número de colaboradores.
A partir de uma gama inicial que apenas incluía transformadores imersos em
óleo mineral até 1000 kVA, foram surgindo novos produtos, que hoje incluem os
transformadores imersos em óleo de silicone e os transformadores capsulados em
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resina, para potências até 6300kVA. Uma nova expansão da gama, actualmente em
desenvolvimento, permitirá apresentar novas soluções para transformadores até 25
MVA e 72,5 kV.
A fábrica combina uma elevado nível de automatização, pensado especialmente
para a fabricação de transformadores standard, com a flexibilidade necessária à
execução de máquinas especiais, do tipo make to order.
[www.efacec.pt]
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3. CÁLCULO
DE UM
TRANSFORMADOR
DE
DISTRIBUIÇÃO IMERSO
EM
ÓLEO
O princípio básico de funcionamento de um Transformador consiste no
fenómeno de indução electromagnética: quando um circuito é submetido a um campo
magnético variável no tempo, surge nesse circuito uma corrente eléctrica cuja
intensidade é proporcional às variações do fluxo magnético.
Na sua forma mais simples um transformador consiste em dois enrolamentos
(primário e secundário) que envolvem o circuito magnético (núcleos). A circulação de
uma corrente alternada no primário produz um campo magnético proporcional à
intensidade dessa corrente e ao número de espiras do enrolamento. Existindo um fluxo
comum aos dois enrolamentos ocorrerá o fenómeno de indução electromagnética: no
secundário surge uma corrente eléctrica, que varia de acordo com a corrente do primário
e com a razão entre os números de espiras dos dois enrolamentos.
A parte activa da máquina (enrolamentos e núcleos de ferro são colocados no
interior de uma cuba metálica com faces alhetadas e enchida integralmente com óleo
mineral, silicone, ou outro óleo sintético. O óleo é utilizado simultaneamente como
isolante eléctrico e líquido de arrefecimento. Em relação ao enchimento integral é o
método que garante menor grau de degradação do óleo, ao garantir que nenhuma
superfície fique em contacto com o ar.
3.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS
As noções de cálculo a apresentar referem-se a transformadores de distribuição
com as seguintes características:
1. Trifásicos;
2. Núcleo magnético de 3 colunas;
3. 2 enrolamentos (AT e BT) concêntricos;
4. Enrolamentos ligados em estrela ou em triângulo;
5. Imersos em dieléctrico líquido;
6. Arrefecimento natural (ONAN);
Na descrição que se efectua de seguida são utilizadas as designações
“enrolamento AT” e “enrolamento BT”, referente ao de mais alta e mais baixa tensão,
respectivamente, isto é, primário e secundário do transformador.
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Em relação ao posicionamento dos enrolamentos considera-se apenas o caso
mais comum, que é do enrolamento BT interior, adjacente ao ferro.
O transformador calculado será dotado de tomadas de regulação no enrolamento
AT, considerando-se apenas a hipótese de regulação fora de tensão e a utilização desse
enrolamento com primário (Transformador abaixador), admitindo-se assim que não há
variação da indução.
É de referir que a apresentação do processo de cálculo será acompanhada da
indicação das nomenclaturas adoptadas, no entanto para evitar a repetição da descrição
dos símbolos utilizados em anexo pode ser consultada a lista com todas as variáveis
utilizadas.
3.2. DADOS PARA O CÁLCULO DO TRANSFORMADOR
O projecto de um transformador de distribuição pressupõe o conhecimento das
seguintes grandezas a fornecer pelo cliente:
1. Potência aparente nominal do transformador;
2. Relação de transformação em vazio;
3. Grupo horário de ligação do transformador;
4. Frequência da rede;
5. Normas a aplicar;
6. Gama de regulações na AT;
7. Classe e níveis de isolamento dos enrolamentos (tensões de ensaio ao
choque e ensaio à frequência industrial);
8. Tensão de curto-circuito;
9. Valor das perdas em vazio e em curto-circuito (perdas no ferro e no
cobre);
10. Indicação dos aquecimentos máximos do cobre médio e óleo superior ou
referência a condições ambientais que permitam calculá-los pelas normas
aplicáveis;
11. Outras indicações, por exemplo regimes especiais de funcionamento e
atravancamentos máximos.
Na generalidade das situações os gabinetes de normalização das empresas
compradoras de um transformador preparam documentos com as especificações atrás
indicadas. Estes documentos têm em regra por base a norma IEC 60076.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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A máquina projectada deve respeitar as imposições da norma de referência ou do
cliente, minimizando-se o custo final (custos de ferro, cobre, líquido dieléctrico e aço).
Será apresentado de seguida o cálculo das características eléctricas e
dimensionais de um transformador, indicando-se as decisões a tomar em caso de
violação de tolerâncias nas características impostas.
3.3. CÁLCULO DE TENSÕES
Conhecidas a tensão nominal do enrolamento AT e os intervalos para a tomada
de regulação, a tensão composta da AT, para cada uma das posições é facilmente obtida
através de:
U AT ,i = U AT ,0 + i ×
R
100
(V )
Onde:
UAT,i – tensão composta no enrolamento AT na posição de regulação i (V);
UAT,0 – tensão nominal composta no enrolamento AT (V);
i – posição de regulação (ex: um transformador com possibilidade de regulação
de U0 ± 2 x 2,5%, para U0 + 2,5 %, i será igual a 1);
R – escalão de regulação da tensão AT , em percentagem da tensão nominal.
Relativamente às tensões na fase nos dois enrolamentos, dependendo da forma
de ligação do transformador (triângulo ou estrela) são calculáveis através das relações
que a seguir se apresentam.
Ligação do enrolamento
Estrela
Triângulo
Tensão na fase (V)
Fase
U AT
,i = U AT ,i / 3
Fase
U BT
= U BT / 3
Fase
U AT
,i = U AT ,i
Fase
U BT
= U BT
Tabela 2 – Tensões nas fases para as ligações triângulo e estrela
Sendo que:
UFaseAT,i e UFaseBT – tensões nas fases na AT para a posição de regulação i (V) e
na BT;
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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UAT,i e UBT – tensão composta no enrolamento AT na posição de regulação i (V)
e no enrolamento BT;
i – posição de regulação.
3.4. CÁLCULO DE CORRENTES
O cálculo das correntes nas linhas para o lado da AT e da BT resulta da
aplicação das seguintes expressões:
linha
I AT
,i =
S × 10 3
3 × U AT ,i
( A)
linha
I BT
=
S × 10 3
3 × U BT
( A) ,
Onde S representa a potência aparente nominal do transformador em kVA;
IlinhaAT,i IlinhaBT as corrente na linha na AT na posição de regulação i e na BT,
respectivamente em Ampere (A).
Com base nas ligações utilizadas segue-se o cálculo das correntes nas fases.
Ligação do enrolamento
Estrela
Triângulo
Corrente na fase (A)
linha
I AT ,i = I AT
,i
linha
I BT = I BT
linha
I AT ,i = I AT
,i / 3
linha
I BT = I BT
/ 3
Tabela 3 – Correntes nas fases para as ligações triângulo e estrela
Depois de calculadas as grandezas eléctricas apresentadas, passámos então ao
projecto da máquina.
3.5. SELECÇÃO DO TIPO DE ENROLAMENTO
O enrolamento BT de um transformador de distribuição pode ser executado em
camadas de barra de cobre, banda de cobre ou em camada longa, barra de cobre e, em
geral, esta escolha é efectuada com base nos valores de corrente e tensão na fase. No
caso particular do projecto em questão, tratando-se de transformadores do tipo poste,
isto é, unidades de potência não muito elevada, para os de 50 e 100kVA o enrolamento
BT será executado em camada de barra, enquanto as unidades de 160 e 250kVA serão
em banda de cobre.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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A selecção apresentada resulta do facto de para as unidades de menor potência
termos correntes nas linhas baixas, a utilização de banda de cobre resultaria em
condutores de secção elevada, e densidades de corrente reduzidas, elevando o custo da
máquina, daqui a escolha de enrolamentos em barra de cobre.
É ainda de referir que sendo o enrolamento BT adjacente ao ferro não existe um
suporte para a respectiva bobinagem, assim o enrolamento BT terá de ser bobinado
sobre um tubo, ou sobre um tubo com rede de réguas, caso exista um canal de
ventilação entre o circuito magnético e o enrolamento BT, o que não acontece nas
unidades a projectar.
Relativamente ao enrolamento AT será em todas as unidades serão executadas
em camada longa de fio de cobre.
3.6. DEFINIÇÃO
DA
ALTURA AXIAL
DO
ENROLAMENTO
E
DIÂMETRO
DO CÍRCULO CIRCUNSCRITO
O circuito magnético de um transformador de distribuição trifásico é executado
através do empilhamento de chapas finas de ferro, com vista à redução das perdas no
ferro em resultado das correntes de Foucault e do fenómeno de histerese magnética.
Uma vez que a forma dos enrolamentos é circular os elementos do circuito magnético,
núcleos e culassas; adoptarão também a forma circular.
cc
Figura 4 – Círculo circunscrito ao circuito magnético
No cálculo manual a atribuição de um valor de partida para o diâmetro do
círculo circunscrito (
cc)
e altura axial do enrolamento BT (LaxBT) é efectuada com
base no projecto anterior de uma máquina com indução e densidades médias de corrente
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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semelhantes e tensão de curto-circuito igual. Uma vez que o cálculo de um
transformador é um processo iterativo na busca da melhor solução, estas grandezas
poderão ser posteriormente ajustadas.
Partindo então do transformador semelhante e aplicando a lei de semelhança
para dimensões lineares são então obtidos os valores de partida.
S
0 , 75
S base
=
Φ cc
Φ cc (base )
=
Lax BT
Lax BT (base )
O cálculo do número de degraus (tecnologia actual implica a utilização de sete
chapas por degrau) e largura das chapas a utilizar em cada degrau é efectuado
recorrendo a software adequado que optimiza o preenchimento do círculo definido e
calcula as secções eficazes do circuito magnético, núcleo e culassa (SN e SC,
respectivamente).
No caso de enrolamentos BT em banda de cobre pode ser necessário prever a
retirada de 1 a 3 degraus de um dos lados do circuito magnético para que seja possível
alojar a barra de ligação BT.
No cálculo automático (software para cálculo de transformadores imersos em
óleo) não é necessário utilizar a regra prática apresentada, uma vez que tratando-se de
um processo iterativo definindo-se um intervalo para o diâmetro do circuito magnético,
calculam-se todas as soluções e selecciona-se a que minimiza custos.
3.7. DISTÂNCIA FERRO - BT
A distância Ferro – BT ( FE) é definida com base em critérios eléctricos e
mecânico, função do tipo de enrolamento BT e respectivo nível de isolamento (tensões
de ensaio à frequência industrial).
Uma vez que o espaço Ferro – BT é constituído por um canal de óleo e um tubo
em cartão onde é bobinado o enrolamento BT a distância será calculada limitando o
gradiente médio de tensão no canal de óleo e no tubo de cartão. A análise a efectuar não
é mais do que considerar um condensador plano (desprezando a curvatura dos
enrolamentos) com dois tipos de dieléctricos em vários estratos e supondo campos
eléctricos uniformes calcular as distâncias mínimas a adoptar.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.8. CÁLCULO DA TENSÃO POR ESPIRA
Da teoria do transformador a relação que permite o cálculo da tensão por espira
(VS) é a seguinte:
VS =
2π
2
⋅ B N ⋅ S N ⋅ f ⋅ 10 − 4
(V )
Onde:
BN – indução nominal do núcleo (T);
SN – secção do núcleo (mm2);
f – frequência da rede (Hz).
O valor a utilizar para a indução magnética nominal do núcleo deve ser tal que
garanta o funcionamento do transformador fora da zona de saturação da curva
histerética do material ferromagnético, para assim reduzir as perdas no ferro e garantir a
forma sinusoidal das tensões e correntes.
3.9. CÁLCULO DA INDUÇÃO MAGNÉTICA DA CULASSA
As culassas do circuito magnético geralmente têm secção igual aos núcleos,
tendo assim igual indução magnética; no caso de apresentarem secções diferentes a
indução magnética nominal das culassas calcular-se-á através de:
BC =
S N ⋅ BN
SC
(T )
A indução magnética da culassa será então proporcional à indução magnética
dos núcleos.
3.10. CÁLCULO
DO
NÚMERO
DE
ESPIRAS
DO
ENROLAMENTO BT
E
CORRECÇÃO DA TENSÃO POR ESPIRA
A partir do cálculo da tensão por espira segue-se a definição do número de
espiras do enrolamento de baixa tensão (NBT), dependente da tensão na fase (UBTFase) e
da tensão por espira (VS), obtido através de:
N BT =
Fase
U BT
VS
No entanto o número de espiras deve ser um valor inteiro, assim arredonda-se o
valor obtido ao número inteiro inferior, acertando-se o valor da tensão por espira
utilizando-se a expressão anterior e a utilizada para o cálculo da tensão por espira.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.11. CÁLCULO DO NÚMERO DE ESPIRAS DO ENROLAMENTO AT
O valor para a tensão por espira é igual nos dois enrolamentos, logo o cálculo do
número de espiras no enrolamento AT na posição de regulação i (NAT,i), resultará de:
N AT ,i =
Fase
U AT
,i
VS
O valor obtido deve naturalmente ser arredondado ao inteiro. Deste
arredondamento, como não é possível efectuar nova correcção resultará um erro na
relação de transformação, esse erro deve ser avaliado, comparado com o limite imposto
pela norma aplicável e eventualmente corrigido através da alteração do número de
espiras, logo do valor da indução magnética.
3.12. CÁLCULO DO ENROLAMENTO BT
Os cálculos relativos ao enrolamento BT dependem do tipo de enrolamento
adoptado, assim apresenta-se o processo de cálculo para o caso de enrolamentos em
camada de barra e em banda de cobre, pois serão as soluções a adoptar para as máquinas
a projectar.
3.12.1. ENROLAMENTO BT
EM CAMADAS (BARRA DE COBRE)
A selecção do condutor e a definição do número de camadas a utilizar é
efectuada de forma a obter uma solução de compromisso que conduza a densidades de
corrente e altura axial do enrolamento, respeitando os valores de partida, cuja regra foi
já apresentada. Numa fase posterior o cálculo das perdas e tensão de curto – circuito
poderá levar à alteração da estrutura do enrolamento. Apresenta-se em seguida o
método a utilizar para o cálculo deste enrolamento.
3.12.1.1. SELECÇÃO DO CONDUTOR
A selecção do condutor a utilizar é feita com base no valor desejado para a
densidade de corrente no enrolamento, tal densidade de corrente é limitada pelo valor
máximo de perdas no cobre a cumprir e também pela corrente máxima admissível nos
condutores. Assim a definição do condutor é efectuada através de uma tabela com
dimensões normalizadas, que apresenta também a secção do material. Pode
eventualmente utilizar-se o paralelo de condutores.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.12.1.2. DIMENSÕES DA ESPIRA E NÚMERO DE CAMADAS
Definido o condutor a utilizar e conhecidas a sua altura axial sem isolamento
(aBT), a sua espessura também sem incluir o isolamento (bBT), a espessura do isolamento
(iBT) e a disposição de condutores calcula-se a dimensão axial (EaxBT) e radial (ErBT)
das espiras.
Eax BT = (a BT + 2 ⋅ i BT ) ⋅ nax BT
ErBT = (bBT + 2 ⋅ i BT ) ⋅ nrBT
(mm)
(mm)
Sendo os factores naxBT e nrBT o número de condutores por espira no caso de
disposição axial ou em paralelo.
Relativamente ao número de camadas (ncBT) em enrolamentos deste tipo são
limitadas entre 1 e 3.
3.12.1.3. DENSIDADE DE CORRENTE
Escolhida a barra a utilizar e conhecida a respectiva secção (
corrente no enrolamento da baixa tensão (
δ BT =
I BT
σ BT
BT)
BT)
a densidade de
é calculada através de:
( A / mm 2 )
3.12.1.4. CÁLCULO DA ALTURA AXIAL DO ENROLAMENTO
Definido o número de camadas e a composição da espira verifica-se a altura
axial (LaxBT) do enrolamento e conclui-se acerca da necessidade de efectuar
enchimentos ( l) nas camadas, uma vez que a altura axial havia sido definida
anteriormente, podendo eventualmente alterar-se o número de camadas para reduzir
esses enchimentos.
Lax BT = Eax BT ⋅
N BT
+ 1 ⋅ f emp + α l
nc BT
(mm)
Ao cálculo deve ser aplicado um factor de empacotamento (femp), pois ainda que
reduzidos é impossível eliminar os espaços entre espiras. É ainda de referir que a
dimensão dos enchimentos não pode ultrapassar uma percentagem da altura do
enrolamento e deve ser efectuado em todas as camadas.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.12.1.5. ISOLAMENTO ENTRE CAMADAS
O isolamento entre camadas (ecBT) é executado em papel de diamante,
atendendo o dimensionamento da espessura a utilizar a critérios de isolamento eléctrico
e mecânico. Em relação às solicitações eléctricas o dimensionamento deve ser efectuado
em função das tensões de isolamento exigidas pelo cliente (tensão de ensaio ao choque e
à frequência industrial), limitando-se os gradientes de tensão a valores suportáveis pelo
material. Quanto ao critério mecânico existem valores definidos em função do tipo de
enrolamento utilizado.
3.12.1.6. ALTURA RADIAL DO ENROLAMENTO
Após definir e calcular as grandezas atrás apresentadas, em particular o
isolamento entre camadas (ecBT) e espessura das espiras (ErBT) e não considerando a
dimensão a utilizar para os canais de ventilação a incluir no enrolamento calcula-se a
sua altura radial (∆SBT) pelo seguinte:
∆S BT = (ec BT + ErBT ) ⋅ nc BT ⋅ f emp
(mm)
Utilizando-se o mesmo factor de empacotamento utilizado para o cálculo da
altura axial do enrolamento, pelas razões aí indicadas.
3.12.2. ENROLAMENTO BT EM BANDA DE COBRE
O cálculo de um enrolamento deste tipo implica menos graus de liberdade que a
construção anterior, em relação ao número de camadas é fixado pelo número de espiras
e a escolha de uma determinada banda fixa o valor da altura axial do enrolamento. É
então necessário “jogar” com a escolha da composição da espira que conduza a valores
próximos dos pretendidos para a altura axial e densidade de corrente.
3.12.2.1. SELECÇÃO DO CONDUTOR
A selecção de condutor é neste caso idêntica ao apresentado para um
enrolamento em camadas de barra de cobre; uma vez definidos os valores para as
densidades de corrente e a altura axial a utilizar, já que fixamos a largura da banda de
cobre a escolher para termos a densidade de corrente pretendida variámos a espessura
do elemento condutor.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.12.2.2. DIMENSÕES
DA
ESPIRA, NÚMERO
DE
CAMADAS
E
ALTURA
AXIAL
A altura axial da espira (EaxBT) é imposta pela largura da banda (aBT) a utilizar,
enquanto a altura (ErBT) será imposta pela espessura (bBT) e número de condutores a
colocar em paralelo em cada espira (nrBT).
Eax BT = a BT = Lax BT
ErBT = bBT ⋅ nrBT
Quanto ao número de camadas (ncBT) é igual ao número de espiras do
enrolamento (NBT).
3.12.2.3. DENSIDADE DE CORRENTE
Seleccionada a banda a utilizar e conhecida a respectiva secção (
densidade de corrente no enrolamento da baixa tensão (
δ BT =
I BT
σ BT
BT)
BT)
a
é calculada através de:
( A / mm 2 )
3.12.2.4. ISOLAMENTO ENTRE CAMADAS
O isolamento entre camadas neste tipo de enrolamento segue o princípio de
cálculo apresentado para o enrolamento em camadas de barra de cobre.
3.12.2.5. ALTURA RADIAL DO ENROLAMENTO
O cálculo da altura radial do enrolamento (∆SBT), excluindo a altura dos canais
de ventilação é efectuada através de:
∆S BT = ( f emp ⋅ ec BT + ErBT ) ⋅ nc BT
(mm)
Aplicando novamente um factor de empacotamento.
3.13. CÁLCULO DO ENROLAMENTO AT
Uma vez que os transformadores a projectar serão bobinados em fio de cobre é
este o processo de cálculo apresentado, sendo que outra opção deve seguir a mesma
metodologia.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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As dimensões do enrolamento AT estão condicionadas pelas definições
adoptadas para o enrolamento BT, uma vez que a bobinagem AT será executada sobre a
bobinagem BT.
3.13.1. ENROLAMENTO AT EM FIO DE COBRE
3.13.1.1. ALTURA AXIAL DO ENROLAMENTO
O valor a calcular para altura axial do enrolamento AT (LaxAT) está
condicionado
pela
altura
axial
do
enrolamento
BT
(LaxBT)
já
definido.
Preferencialmente a altura dos dois enrolamentos deve ser idêntica, no caso de tal não
ser possível admite-se que no mínimo o enrolamento AT pode ter uma altura igual a
98% da altura do enrolamento AT e no máximo altura idêntica ao de BT.
3.13.1.2. VALOR PRETENDIDO PARA A DENSIDADE MÉDIA DE CORRENTE
A densidade média de correntes dos enrolamentos (
M(i),
para a posição de
regulação de ordem i) é definida por:
δ M (i ) =
δ BT + δ AT (i )
2
Assim para um determinado valor para a densidade média da corrente nos
enrolamentos para a posição de regulação na AT nominal (
densidade de corrente na BT (
regulação nominal (
AT(0)),
BT),
M(0)),
e uma vez fixada a
então a densidade de corrente na AT na posição de
deverá aproximar-se o mais possível de:
δ M ( 0) × 2 − δ BT
3.13.1.3. SELECÇÃO DO CONDUTOR
A selecção do condutor para a bobinagem AT deve ser feita de modo que a
secção normalizada permita obter uma densidade de corrente próxima do valor definido
no ponto anterior. Podendo-se em algumas situações utilizar-se condutores em paralelo
para obter densidades de corrente mais próximas do definido ou por razões mecânicas,
em condutores de menor secção.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.13.1.4. DIMENSÕES DA ESPIRA
Tratando-se de enrolamento em fio de cobre com diâmetro dnAT e diAT,
considerando ou não a espessura do isolamento, respectivamente, a altura axial (EaxAT)
e altura radial (ErAT) com naxAT condutores em paralelo por espira são calculadas
através de:
Eax AT = nax AT ⋅ di AT
ErAT = di AT
(mm)
(mm)
3.13.1.5. DENSIDADE DE CORRENTE
Escolhida a barra a utilizar e conhecida a respectiva secção (
corrente no enrolamento da alta tensão (
δ AT =
3.13.1.6. NÚMERO
DE
AT)
I AT
AT)
a densidade de
é calculada através de:
( A / mm 2 )
σ AT
ESPIRAS
POR
CAMADA, NÚMERO
DE
CAMADAS
E
VERIFICAÇÃO DA ALTURA AXIAL
Fixada a altura axial do enrolamento AT igual à altura axial do enrolamento BT
o número de espiras por camada (NsAT) é calculado através de:
Ns AT =
Lax AT
Eax AT ⋅ f emp
Também neste cálculo deve ser aplicado um factor para o empacotamento das
espiras, arredondando-se o valor obtido ao inteiro inferior, para que a altura do
enrolamento AT não ultrapasse a do enrolamento BT.
A verificação da altura axial do enrolamento é efectuada através de:
Lax AT = Eax AT ⋅ Ns AT ⋅ f emp
No caso de a altura calculada não respeitar a imposição mínima para a altura do
enrolamento AT (98% da altura do enrolamento BT) pode ser necessário seleccionar
outra composição para a espira.
Segue-se o cálculo do número de camadas do enrolamento (ncAT), obtido a partir
do número de espiras na tomada de regulação com tensão mais elevada (NAT,i) e do
número de espiras por camada (NsAT):
nc AT =
N AT ,i
Ns AT
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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O número de camadas deve ser calculado para a posição de regulação com
tensão mais elevada, pois é a que conduz ao maior número de espiras e todas as espiras
devem ser consideradas para o cálculo das dimensões do enrolamento.
3.13.1.7. ISOLAMENTO ENTRE CAMADAS
A definição do número de papéis a utilizar segue as indicações de cálculo
apontadas para o enrolamento de baixa tensão, no entanto a espessura (ecAT) adoptada
será naturalmente superior, uma vez que as tensões de ensaio ou choque e à ensaio à
frequência industrial são mais elevadas para este enrolamento. Enquanto no
enrolamento BT é o critério mecânico a ditar a espessura do isolamento entre camadas
aqui o critério eléctrico é extremamente importante na definição deste parâmetro.
3.13.1.8. ALTURA RADIAL DO ENROLAMENTO
A partir da altura da espira (ErAT), da espessura do isolamento entre camadas
(ecAT) e do número de camadas (ncAT), considerando um factor para o empacotamento
das camadas a altura radial ( SBT) do enrolamento sem consideração da espessura dos
canais de circulação internos é:
∆S BT = (ec AT + ErAT ) ⋅ nc AT ⋅ f emp
(mm)
3.14. CANAIS INTERNOS DOS ENROLAMENTOS E DO ESPAÇO AT/BT
Na construção dos enrolamentos BT e AT está prevista a inclusão de canais de
arrefecimento que facilitem a evacuação do calor resultante das perdas no cobre no
interior de cada enrolamento, assim como no espaço entre os dois. Estes canais são
realizados colocando redes de réguas de cartão bobinadas conjuntamente com o
enrolamento. É possível executar dois tipos de canais, completos quando desenvolvidos
em todo o perímetro do enrolamento, ou canais parciais (meias luas) que se estendem
por dois sectores de 90º diametralmente opostos. Nas unidades projectadas os canais são
do tipo completo.
A localização dos canais internos (no enrolamento BT e AT) deve ser efectuada
com o objectivo de uniformizar o mais possível os gradientes das várias partes do
enrolamento, estas localizações encontram-se totalmente definidas e dependem do
número de camadas do enrolamento e da bobinagem do enrolamento directamente sobre
um tubo ou da previsão de um canal no início do enrolamento.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Em relação ao espaço entre o enrolamento BT e o enrolamento AT (
AT/BT)
é
realizado com um ou dois canais de arrefecimento e um tubo, sendo este tubo em cartão
e papel diamante.
O estudo das dimensões a utilizar para estes canais de ventilação está definido e
é como nos casos apresentados dependente do gradiente do campo eléctrico no óleo e no
cartão e estes gradientes dependentes das tensões de isolamento impostas.
É de referir que conforme as necessidades de arrefecimento e isolamento o canal
do lado AT pode ou não existir, sendo que do estudo do gradiente do campo eléctrico é
vantajoso que o canal do lado AT tenha espessura mínima e os ajustes sejam feitos do
lado da BT, pois o gradiente decresce com o aumento desta distância, atingindo um
mínimo para um determinado intervalo de variação.
3.15. CALAGENS
DOS
ENROLAMENTOS AT
E
BT
E
ALTURA
GEOMÉTRICA DOS ENROLAMENTOS
A extremidade superior e inferior dos enrolamentos no caso de enrolamentos BT
em barra ou banda de cobre e AT em fio de cobre são realizadas em fitas de cartão de
espessura próxima do condutor utilizado, para conferir rigidez mecânica ao
enrolamento, evitando que as espiras próximas das extremidades percam a sua
organização e também com função de isolamento eléctrico.
O seu dimensionamento é como no caso da espessura de isolamento entre
camadas, dos canais internos para ventilação e do canal entre o enrolamento BT e o
enrolamento AT efectuado com base nas tensões de isolamento, atendendo a critérios de
contornamento à massa (ensaio à frequência industrial) e de contornamento entre
camadas (ensaio ao choque). São estudados os gradientes do campo eléctrico que
resultariam de um contornamento AT/BT, AT/núcleo e BT/núcleo, nestes casos
considerando a tensão de ensaio à frequência industrial. Em relação ao ensaio ao choque
é efectuada a análise relativa ou contornamento entre camadas no enrolamento AT e no
enrolamento BT. Limitando-se o gradiente do campo eléctrico a valores suportáveis
pelo cartão da análise das situações apresentadas é seleccionado o pior caso, aquele que
resultará em maiores dimensões para as distâncias de extremidade.
Além das funções apresentadas, no caso de a altura axial dos enrolamentos BT e
AT não ser a mesma as calagens do enrolamento têm como função o acerto da altura
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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geométrica dos enrolamentos, assim sendo dBT e dAT as dimensões para as calagens do
enrolamento BT e AT, respectivamente temos o seguinte:
Lg BT = Lax BT + 2 ⋅ d BT
(mm)
Lg AT = Lax AT + 2 ⋅ d AT
( mm)
3.16. DISTÂNCIAS DE EXTREMIDADE SUPERIOR E INFERIOR
No espaço entre a parte superior e inferior dos enrolamentos e as culassas do
circuito magnético são colocados cartões para protecção dos enrolamentos adoptados
para as unidades projectadas. Em unidades com enrolamentos AT e BT em barra de
cobre ambas as extremidades devem compreender uma calagem geral realizada com
calços e um aro de cartão, para a extremidade superior é ainda necessário um prato de
calagem em ferro ou madeira.
Nas unidades a projectar a distância da extremidade inferior (gi) será igual à
espessura do cartão de protecção, enquanto em relação à extremidade superior (gs) além
da espessura do cartão, por segurança para o processo de fabrico é aplicada uma folga
(Fl) dependente da altura axial do enrolamento.
O cálculo da espessura mínima do cartão de protecção da culassa é efectuado
com base no critério mecânico e no critério de isolamento à culassa, ou seja,
contornamento da calagem de enrolamento e perfuração do cartão de protecção da
culassa, no ensaio à frequência industrial aplicada à AT. Mais uma vez o cálculo é
efectuado limitando o gradiente máximo suportável do material.
3.17. COMPRIMENTO DO NÚCLEO (ALTURA DA JANELA)
Calculados os enrolamentos, respectivas calagens e distâncias de extremidade
(gS e gi), fica automaticamente definido o comprimento do núcleo do circuito magnético
(Ln):
Ln = Lg BT + gs + gi = Lg AT + gs + gi
3.18. ALTURA RADIAL TOTAL DOS ENROLAMENTOS
Conhecendo-se a altura dos enrolamentos sem inclusão da espessura dos canais
de ventilação internos (CBT,j e CAT,j), sendo j a ordem do canal interno, o cálculo da
altura radial total dos dois enrolamentos ( RAT e RBT) é efectuado através de:
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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∆RBT = ∆S BT +
∆R AT = ∆S AT +
n
j =1
m
j =1
C BT , j
(mm)
C AT , j
(mm)
Onde n e m representam o número de canais total no enrolamento BT e AT,
respectivamente. No caso dos transformadores a projectar, por serem unidades de baixa
potência, para os de 50 e 100 kVA não está prevista a colocação de qualquer canal nos
dois enrolamentos (n=m=0), para o de 160 kVA é incluído um canal na BT (n=0, m=1),
enquanto no de 250 kVA existirá em cada enrolamento um canal de ventilação
(n=m=1).
3.19. DIÂMETRO E COMPRIMENTO DAS ESPIRAS BT E AT
Com base no cálculo do diâmetro do círculo circunscrito e na distância Ferro BT a dimensão do diâmetro interno do enrolamento BT (
Φ i _ BT = Φ cc + 2 ⋅ ∆FE
Relativamente ao diâmetro externo (
e_BT)
i_BT)
resultará de:
(mm)
do mesmo enrolamento resulta da
adição do dobro da altura total do enrolamento ao valor obtido para o diâmetro interno
do enrolamento:
Φ e _ BT = Φ i _ BT + 2 ⋅ ∆RBT
O diâmetro médio (
m_BT)
(mm)
resulta da média dos dois valores calculados atrás:
Φ m _ BT =
Φ i _ BT + Φ e _ BT
(mm)
2
Sendo o enrolamento AT bobinado sob o enrolamento BT, prevendo-se a
existência de um canal de ventilação entre os dois o seu diâmetro interno (
Φ i _ AT = Φ e _ BT + 2 ⋅ ∆ AT / BT
Os diâmetros externo e médio (
e_AT
e
m_AT)
i_AT)
é:
(mm)
seguindo a lógica anterior serão:
Φ e _ AT = Φ i _ AT + 2 ⋅ ∆R AT
(mm)
Conhecidos os diâmetros das espiras dos enrolamentos os seus comprimentos
resultam do cálculo do perímetro de um círculo, pois tratam-se de enrolamentos
concêntricos. Na figura seguinte é apresentada a organização de uma das fases do
transformador.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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cc
FE
RBT
AT/BT
RAT
i_AT
e_BT
e_AT
i_BT
Figura 5 – Vista de uma das fases do transformador
3.20. DISTÂNCIA ENTRE COLUNAS OU FASES
A determinação da distância entre fases ( C) em termos de isolamento eléctrico
consideram-se as situações de ensaio de choque e de ensaio por tensão induzida,
escolhendo a mais desfavorável. A abordagem do problema é idêntica à adoptada para o
espaço Ferro – BT e AT/BT, considerando-se a aproximação dos condensadores planos.
3.21. DIMENSÕES TRANSVERSAIS DO CIRCUITO MAGNÉTICO
Uma vez calculados os enrolamentos AT e BT, afastamento entre eles e
distância entre fases, ficam imediatamente definidas todas as dimensões do circuito
magnético.
A distância entre eixos de colunas (dee) do circuito magnético será duas vezes o
raio externo do enrolamento AT (diâmetro externo) adicionado da distância entre fases:
dee = Φ e _ AT + ∆C
(mm)
A largura da janela será obtida subtraindo à distância entre fases a largura da
chapa mais larga do núcleo:
l J = dee − L NUC
(mm)
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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E o comprimento da culassa (LCUL) será duas vezes a distância entre fases (3
colunas) adicionado da largura da chapa mais larga do núcleo.
LCUL = 2 × dee + L NUC
( mm)
3.22. MASSAS DE FERRO
A massa de ferro do circuito magnético (
CM)
resulta da adição das massas das 3
colunas ( N) e das 2 culassas ( C), conhecendo-se os seus comprimentos (Ln e LCUL,
comprimentos do núcleo e culassa, respectivamente), secções (SN e SC) e a massa
volúmica do ferro (
Fe)
o cálculo faz-se com o seguinte:
Massa dos núcleos:
π N = 3 × µ Fe × Ln × S N
Massa das culassas:
π C = 2 × µ Fe × LCUL × S C
( kg )
Massa total do circuito magnético: π CM = π N + π C
(kg )
(kg )
3.23. PERDAS NO FERRO
O valor das perdas no ferro é dependente dos valores da indução, massa total do
circuito magnético, qualidade da chapa, influência das zonas em que há sobreposição de
chapa e frequência da rede.
Nas zonas em que há sobreposição de chapa (ligações entre núcleos e culassas)
verifica-se a existência de descontinuidades do circuito magnético, que resultam na
alteração da direcção geral do fluxo magnético, elevação local da indução e
correspondente aumento das perdas no ferro. A consideração destes efeitos é efectuada
imaginando o aumento da massa do circuito magnético e considerando um factor de
ponderação dependente do tamanho relativo da culassa face ao núcleo.
O cálculo das perdas no ferro pressupõe o conhecimento dos comprimentos,
induções, secções e massas dos núcleos e culassas do circuito magnético. Começa-se
por obter o comprimento perturbado das chapas do núcleo e culassa, LPN e LPC,
respectivamente. Esta correcção é feita em função das chapas mais largas do núcleo e
culassa, recorrendo a valores tabelados. A massa da chapa corrigida para núcleos (
culassas (
FC),
FN)
e
será calculada através de:
π FN = π N + µ Fe × LPN × S N × K CN
(kg )
Massa fictícia das culassas: π FC = π C + µ Fe × LPC × S C × K CN
(kg )
Massa fictícia dos núcleos:
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Sendo KCN o factor dependente da relação entre núcleos e culassas definido para
todas as situações.
O cálculo das perdas no ferro (PO) depende da indução nos núcleos e culassas,
BN e BC, e das massas dos dois elementos. O cálculo é efectuado a partir de medidas
efectuadas em transformadores de fabricação corrente, existindo valores definidos para
as perdas por quilograma em função da indução nominal.
PO = π FN × WKGN + π FC × WKGC
(W )
WKGN e WKGC representam as perdas específicas no núcleo e culassa, em caso de
igualdade de secções WKGN = WKGC.
A chapa a utilizar para a construção dos transformadores é não recozida, sendo
necessário aplicar um factor correctivo dependente da largura da chapa magnética ao
valor calculado. Esta correcção é efectuada apenas para os transformadores com
dimensões mais reduzidas, pois a influência do não recozimento da chapa diminui
aumentando a sua largura.
O valor obtido para as perdas no ferro deve respeitar a solicitação do cliente ou a
tolerância prevista na norma de construção, se tal não ocorrer será necessário alterar os
valores da tensão por espira ou o diâmetro do círculo circunscrito, alterando os valores
da indução magnética e como consequência das perdas no ferro. A redução do valor da
indução resulta na redução de perdas no ferro.
3.24. MASSAS DE COBRE NOS ENROLAMENTOS
O cálculo das massas de cobre dos enrolamentos é efectuado para uma
temperatura de funcionamento de 75ºC conhecendo-se as secções dos condutores, o
comprimento médio das espiras (Lm_AT e Lm_BT), número de espiras nos dois
enrolamentos e da massa específica do cobre (
Cu).
O cálculo para o enrolamento AT
deve ser efectuado considerando a posição máxima de regulação.
A massa das três fases do enrolamento BT (
BT)
é obtida de:
π BT = 3 × µ Cu × σ BT × Lm _ BT × N BT
(kg )
Para o enrolamento AT, aplicando o mesmo temos:
π AT , j = 3 × µ Cu × σ AT × Lm _ AT × N AT ,i
A massa total dos enrolamentos (
enr)
(kg )
resultará da adição das duas anteriores.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.25. PERDAS NO COBRE
As perdas no cobre do transformador resultam de perdas Joule nos enrolamentos
e nas ligações e de perdas suplementares. Apresenta-se de seguida o processo a seguir
para o cálculo de cada uma.
3.25.1. PERDAS JOULE NOS ENROLAMENTOS
As perdas Joule no cobre são calculadas através da multiplicação do quadrado da
corrente veiculada pela resistência eléctrica do condutor. Utilizando as grandezas
calculadas atrás (comprimento da espira média (Lm), secção ( ), número de espiras (N),
densidade de corrente ( ) e massa de cobre ( )) e conhecida a resistividade eléctrica
(
Cu)
e massa específica (
Cu)
do cobre o cálculo das perdas para os três enrolamentos
pode ser efectuado através de:
PJ = 3 × R × I 2 = 3 × ρ Cu ×
Lm
σ
× N × (δ × σ )
2
(W )
Por simplificação desta expressão temos o seguinte:
PJ =
ρ Cu
×π ×δ 2
µ Cu
(W )
Para cada um dos enrolamentos teremos:
ρ Cu
2
× π BT × δ BT
µ Cu
Enrolamento BT:
PJ _ BT =
Enrolamento AT:
PJ _ AT , j =
(W )
ρ Cu
2
× π AT ,i × δ AT
,i
µ Cu
(W )
No caso do enrolamento de mais alta tensão a posição de regulação deve ser a
nominal, logo a massa a utilizar será a das espiras utilizadas na tomada nominal.
3.25.2. PERDAS JOULE NAS LIGAÇÕES
Para transformadores com potências baixas calculam-se as perdas Joule nas
ligações no caso de enrolamentos BT em banda, enquanto nos restantes casos esta
componente de perdas é desprezada. O cálculo é obtido pela aplicação da seguinte
expressão:
2
Plig ≅ Plig _ BT = (3 × L N + 6 × LC ) × k × I BT
×
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
ρ Cu
µ Cu
(W )
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Sendo 3 × L N + 6 × LC as dimensões das barras de ligação e k uma característica
relacionada com as dimensões da barra.
3.25.3. PERDAS SUPLEMENTARES NOS ENROLAMENTOS
O valor das perdas suplementares (PSUP) nos transformadores calculados é
obtido com base numa curva de cálculo (em percentagem das perdas Joule totais dos
enrolamentos e respectivas ligações) e em função do valor da intensidade de corrente na
fase do enrolamento BT. A curva em questão resultou da análise estatística efectuada
sobre resultados de ensaios de uma determinada população de transformadores de
distribuição.
3.25.4. PERDAS NO COBRE TOTAIS
As perdas totais no cobre resultam da adição de todas as perdas no cobre
calculadas:
Pcc = PJ _ BT + PJ _ AT ,i + Plig + PSUP
(W )
Avaliado este valor, no caso de necessidade de alteração, em virtude do
desrespeito da tolerância aplicável, tal pode ser conseguido alterando a composição da
espira de um ou dos dois enrolamentos. Como em qualquer sistema eléctrico a redução
das perdas Joule faz-se aumentando as secções dos condutores, ou seja, diminuindo a
resistência. Efectuadas a alterações o processo de cálculo é retomado a partir desse
ponto.
3.26. GRADIENTES DE TEMPERATURA NOS ENROLAMENTOS
O cálculo da diferença de temperatura necessária para evacuar as perdas geradas
nos enrolamentos pressupõe o conhecimento dessas perdas, das superfícies de cobre e
da organização dos materiais isolantes. Para o cálculo são efectuadas as seguintes
aproximações: a temperatura no cobre é considerada constante; as bobinas supõe-se
com superfícies planas como limites tendo-se assim distribuições simétricas da
temperatura em relação às superfícies médias e a transmissão de calor é conseguida
através de processos de condução e convecção.
O cálculo da transmissão de calor por convecção é obtido através de:
∆θ =
W
S ×α
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Onde: W – perdas a evacuar (W);
S – superfície de evacuação (cm2);
– Coeficiente de transmissão de calor (W/ cm2/ºC).
No processo de condução temos:
∆θ =
W
S ×k ×e
Sendo: W – perdas a evacuar (W);
S – superfície de evacuação (cm2);
k – inverso do coeficiente de condutividade térmica (ºC.mm/W);
e – espessura do papel de isolamento (mm).
Ocorrendo os dois processos em conjunto, a sua agregação resultará no seguinte:
∆θ =
V
W
S × αV
será um coeficiente calculado com base na espessura do papel de isolamento,
número de camadas, coeficiente de condutividade térmica do papel impregnado em óleo
e coeficiente de transmissão de calor do óleo mineral e é resultado da agregação dos
dois processos de transmissão de calor.
O processo de cálculo é efectuado para cada um dos enrolamentos (AT e BT),
sendo seguinte:
Divisão do enrolamento com base no número de canais de ventilação internos,
por exemplo com um canal terá duas secções;
Calcular a área das superfícies de evacuação, com base nos diâmetros internos,
externos e altura do enrolamento. Para a secção interna do enrolamento BT é
considerada apenas a superfície externa, já que as unidades a calcular não têm
evacuação para o interior.
Cálculo das massas de cada secção do enrolamento;
Com base nas perdas no cobre totais no enrolamento e na massa total, com uma
relação de proporcionalidade determinar as perdas no cobre por secção;
Cálculo do coeficiente
V;
Obter o gradiente para a secção s: GrS =
WS
S S × αV _ S
(º C ) .
O gradiente do enrolamento será o mais elevado das duas secções.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Os gradientes devem ser limitados a temperaturas de 20ºC, para aumentar o
tempo de vida dos materiais, se estes valores forem ultrapassados é necessário rever por
exemplo a espessura e número dos canais de ventilação, ou diminuir as perdas no cobre,
baixando as densidades de corrente.
3.27. TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO
O cálculo da tensão de curto circuito (Ucc) é efectuado para a posição nominal de
regulação AT, implicando o cálculo das componentes reactiva (eX) e resistiva (eR).
Da teoria do transformador é conhecida a expressão para o cálculo da reactância
por fase entre os enrolamentos AT e BT, em valor percentual, sendo o enrolamento x
(AT ou BT) de referência:
eX ≅
4×
f
× N X2 × I X2 × LM × 10 −5
50
× ∆ + K ex
α F × VX
(%)
Onde f, NX, IX, VX e LM representam a frequência da rede, número de espiras,
corrente, tensão por espira do enrolamento de referência e valor médio do comprimento
das espiras AT e BT, respectivamente.
Em relação a
e
F
são factores dependentes da altura radial do enrolamento, da
espessura do canal AT/BT, da espessura e número de canais internos e da altura axial do
enrolamento utilizado como referência. Kex representa um factor correctivo de base
experimental.
Para o cálculo da componente resistiva da teoria do transformador, para a
temperatura de referência (cálculo de Pcc) a expressão a utilizar é:
eR =
Pcc
10 × S
(%)
Dos valores anteriores obtém-se a tensão de curto-circuito (Ucc):
U cc = e X2 + e R2
A tensão de curto-circuito é um dos parâmetros definidos pelo cliente, em caso
de necessidade de ajuste, tratando-se de grandes correcções é realizado através da
alteração da corrente nos enrolamentos ou do número de espiras. Para ajustes mais
reduzidos é alterada a espessura do canal AT/BT, recalculando-se o transformador a
partir desse ponto.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.28. ESCOLHA DA CUBA RECTANGULAR
As cubas utilizadas nestes transformadores são rectangulares herméticas de
enchimento integral, a cuba que encerra o líquido refrigerante, chamada cuba elástica, é
constituída na sua totalidade por chapa de aço. As paredes laterais da cuba são formadas
por alhetas em forma de acordeão que permitem dissipar adequadamente o calor
produzido pelas perdas, devido ao bom factor de dissipação térmico obtido.
A selecção da cuba é efectuada com base em valores mínimos para o
comprimento, altura e largura dependentes do tamanho da parte activa do transformador
e distâncias de isolamento.
O valor mínimo para o comprimento determina-se através de dois critérios, um
de isolamento eléctrico do enrolamento AT, o outro mecânico de afastamento entre o
extremo da travessa superior do circuito magnético e o topo da cuba, estando por sua
vez relacionado com o apoio do tirante de aperto em relação à bobinagem, determinado
por imposições de isolamento eléctrico.
Em relação à largura e altura mínima da cuba obedece ao mesmo critério
eléctrico utilizado para dimensionamento do comprimento.
Partindo destas dimensões mínimas, é seleccionada a cuba com base na
existência de painéis normalizados com um número de alhetas também definido. A
profundidade da alheta é realizada em função das necessidades de evacuação.
3.29. CÁLCULO DA EVACUAÇÃO DA CUBA
O cálculo das perdas a evacuar (Pev) para esta gama de transformadores é
efectuada para a tomada de regulação nominal e resulta da adição das perdas totais no
cobre e no ferro.
Pev , j = PO + PCC , j
A potência que a cuba evacua (Pcuba) é determinada com base nas dimensões dos
painéis, a sua forma e colocação face ao meio ambiente. Os cálculos são então
efectuados avaliando as superfícies e adoptando coeficientes de evacuação.
É no entanto necessário conhecer também os aquecimentos do cobre médio e do
óleo superior e garantir que não ultrapassam os máximos admissíveis (65ºC para o
aquecimento do cobre médio e 60ºC para o aquecimento do óleo superior).
O cálculo do aquecimento do óleo superior (
h)
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
obtém-se a partir de:
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0. 8
Pev
∆θ h =
Pcuba
hc
× ∆θ hc
não é mais que o aquecimento do óleo superior correspondente ao
aquecimento do cobre médio máximo (
max
)
c
e é obtido em função do gradiente (Gr)
através de:
∆θ hc =
∆θ cmax − Gr
0,85
O aquecimento do cobre médio (
c)
(º C )
calcula-se do seguinte:
∆θ C = ∆θ hmax × 0,85 + Gr
(º C )
No caso de não se obterem valores para os aquecimentos do cobre médio e do
óleo superior inferiores aos máximos é necessário redefinir a profundidade das alhetas
dos painéis de alhetas.
3.30. CÁLCULO DA SOBREPRESSÃO
Com o transformador em funcionamento a temperatura do líquido isolante
aumenta, e em consequência aumenta o seu volume, sendo precisamente as alhetas da
cuba as que se deformam adoptando um volume igual ao produzido pela dilatação do
óleo, sendo capaz de suportar os efeitos duma variação de temperatura sem que se
produzam deformações permanentes na mesma. Igualmente, ao colocar o transformador
fora de serviço ou ao diminuir a carga produz-se uma diminuição da temperatura e as
alhetas recuperam um volume proporcional ao produzido anteriormente pela dilatação.
O cálculo da sobrepressão é efectuado conhecendo-se o aumento de volume do
óleo em resultado do aquecimento e a flecha provocada nas alhetas.
f
Figura 6 – Dilatação de uma alheta provocada pela expansão térmica do óleo (flecha)
Os transformadores deste tipo são fechados e ajustados de modo a que a
sobrepressão do líquido de arrefecimento em relação à pressão atmosférica seja nula à
temperatura de 20 ºC.
Sendo: V – volume do líquido a 20 ºC;
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Ta – temperatura ambiente máxima (normalmente 40 ºC);
T – aquecimento médio do líquido em regime nominal (85% do aquecimento
nominal);
– coeficiente de dilatação do líquido (L/ºC).
A variação do volume do líquido ( V) é a seguinte:
∆V = β ⋅ V ⋅ (Ta + ∆T − 20)
( L)
Tal variação é integralmente compensada pela dilatação das alhetas, calculandose a sobrepressão (p) a partir de:
p=
260 ⋅ E ⋅ I
⋅ ∆V
N ⋅ (i − j ) ⋅ j 5
(kg / cm 2 )
Sendo: E – módulo de elasticidade do aço da chapa (kg/mm2);
I – momento de inércia por unidade de altura (mm3);
N – número de alhetas da cuba;
i – altura da alheta;
j – profundidade da alheta.
O cálculo da flecha é efectuado considerando cada face da alheta como uma viga
encastrada, recorrendo à equação da deformação obtem-se o seguinte:
f=
17 ⋅ p ⋅ j 4
4992 ⋅ E ⋅ I
Os valores para a sobrepressão e flecha devem ser limitados para que não
resultem deformações permanentes do material ou em casos extremos à sua fragilização,
tal é conseguido modificando a profundidade das alhetas.
3.31. CÁLCULO DO NÍVEL DE RUÍDO
O cálculo do nível médio de pressão acústica a 50 Hz e a uma distância de 0,3 m
do transformador, para unidades com potência nominal inferior a 500 kVA é obtido,
conforme indicação da CEI 551, através de:
L pA = 38 × BC + 20 × log(dee) − 63
(dBA)
Sendo Bc a indução na culassa e dee a distância entre eixos do transformador.
A partir deste valor calcula-se o nível de potência acústica através de:
LwA = L pA + 10 × log
S
SO
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
( dBA)
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Sendo: SO – área de referência (1m2)
S – área da superfície de medida envolvente ao transformador.
O valor de S obtém-se a partir de:
S = 1,25 ⋅ h ⋅ l m
Onde: h – altura do solo à tampa do transformador;
Lm – perímetro do contorno envolvente (da CEI 551 é imposta uma distância de
0,3 m entre o contorno de medida e a superfície principal de radiação – transformador).
Os valores calculados devem ser comparados com o limite imposto pela norma
aplicável, ou com o valor exigido pelo cliente, se for necessária uma redução a solução
estará em reduzir o valor da indução magnética da culassa e refazer todo o processo a
partir desse ponto.
3.32. CÁLCULO DAS MASSAS DO TRANSFORMADOR
O conhecimento da massa total do transformador projectado é de extrema
importância, ainda mais em transformadores para postos de transformação aéreos.
Além do cálculo das massas de ferro do circuito magnético e do cobre nos
enrolamentos é necessário calcular a massa de cobre nas ligações, travessas do circuito
magnético e cuba. Relativamente à massa de óleo implica o cálculo do volume da cuba,
de todo o volume da parte activa e subtracção dos dois. Uma vez que não foi efectuado
o cálculo manual de todas as massas e a sua descrição resultaria num longo processo
não será aqui apresentado.
3.33. OUTROS CÁLCULOS
Conhecidas as características dimensionais do transformador, composição dos
enrolamentos perdas e massas podem ser calculadas a corrente de ligação, queda de
tensão do transformador, rendimentos, resistência dos enrolamentos, impedância
homopolar e esforços em curto-circuito, em casos especiais, ou quando solicitados pelo
cliente e em que haja necessidade de comparação com os valores a medir nos ensaios
próprios. No presente trabalho estas grandezas não foram objecto de estudo e como tal
não serão aqui incluídas.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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3.34. RESUMO DO PROCESSO DE CÁLCULO
No seguimento da exposição feita até aqui apresenta-se em seguida um
fluxograma de uma possível sequência de cálculo para um transformador imerso em
óleo.
A legenda de caminhos a seguir (decisões de cálculo) é a seguinte:
A – Variação do número de espiras AT para corrigir o erro da relação de
transformação.
B – Variação do número de espiras BT para corrigir o erro da relação de
transformação, alterar tensão de curto-circuito, alterar tensão por espira para corrigir
valores de ruído e perdas no ferro.
C – Variação dos canais de arrefecimento internos da AT por exigência de
gradiente de temperatura.
D – Variação do espaço AT/BT para acertar as tensões de curto-circuito ou
exigência de gradiente de temperatura no enrolamento AT.
E – Variação dos canais de arrefecimento internos da BT por exigência de
gradiente de temperatura.
F – Variação da bobinagem AT (composição da espira ou n.º de camadas, não
variando o n.º de espiras) para alteração das densidades de corrente para efeitos de
perdas no cobre, alteração da altura radial ou da altura geométrica para ajustar a tensão
de curto-circuito.
G – Variação da bobinagem BT (composição da espira ou n.º de camadas, não
variando o n.º de espiras) para alteração das densidades de corrente para efeitos de
perdas no cobre, gradientes, alteração da altura radial ou da altura geométrica para
ajustar a tensão de curto-circuito.
H – Variação do diâmetro do circuito magnético para alteração do valor de
indução para efeitos de ruído ou perdas no ferro, alterando-se também o valor da tensão
por espira e o n.º de espiras BT.
I – Alteração das características da cuba para reduzir o aquecimento ou a
sobrepressão.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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INÍCIO
Recolha de dados
(consulta ou encomenda cliente)
Altura radial AT incluindo canais de
arrefecimento, diâmetro e comprimento
das espiras AT
Cálculo de tensões e correntes
Definição do tipo de enrolamento
Média das espiras médias, distância entre
fases, dimensões transversais do circuito
magnético
Atribuição de valores iniciais
Diâmetros e secções do circuito
magnético, cálculo da distância Ferro/BT,
tensão por espira, induções no núcleo e
culassa e nº de espiras AT e BT
Ruído, massas e perdas (ferro e cobre),
gradientes, tensão curto-circuito
Avaliação erro relação transformação
Cuba, evacuação, sobrepressão
A
Correcções?
S
N
Cálculo da bobinagem BT: composição da
espira, secção do cobre e densidade de
corrente, nº de camadas, altura axial,
isolamento entre camadas e altura radial
(sem canais)
B
I
B, H
G
F
E
D
C
Cálculo da bobinagem AT: idêntico ao
bloco anterior
Cálculo da calagem dos enrolamentos e
altura geométrica
Correcções?
S
N
Massas, corrente ligação, queda de tensão,
resistência dos enrolamentos, rendimento,
impedância homopolar; esforços em
curto-circuito
FIM
Distâncias de extremidade, Altura da
janela
Altura radial BT incluindo canais de
arrefecimento, diâmetro e comprimento
das espiras BT
Cálculo espaço AT/BT
Figura 7 – Fluxograma de uma possível sequência de cálculo de um transformador imerso em óleo
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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4. PROTECÇÃO DE UM TRANSFORMADOR
Os transformadores são máquinas eléctricas sujeitas a várias solicitações
eléctricas tanto do lado da alta tensão como na baixa tensão. Uma falha poderá resultar
eventualmente na perda da unidade transformadora, ou em interrupções do
fornecimento do serviço demoradas. Assim, por um lado um transformador deve ser
protegido contra defeitos externos, por exemplo sobrecargas, sobretensões, curtocircuitos na rede BT ou temperaturas elevadas, e isolado da rede no caso de um defeito
interno, fuga de óleo, curto-circuito nos enrolamentos, sobrepressões internas acima do
normal.
As medidas adoptadas para proteger um transformador são função de critérios
como a continuidade e qualidade de serviço, o custo do investimento e da operação, da
segurança de equipamentos e pessoas e de um nível aceitável de risco. As várias
escolhas são sempre resultado da atribuição de níveis de importância a considerações
técnicas, económicas e políticas. Nos pontos seguintes apresentam-se as condições a
que os transformadores são submetidos e os vários mecanismos de protecção.
4.1. SOLICITAÇÕES ELÉCTRICAS E MODOS DE AVARIA
4.1.1. LIGAÇÃO E RE-LIGAÇÃO
Na distribuição pública as operações de ligação e re-ligação são excepcionais e
não correspondem realmente ao uso operacional de um transformador. Não obstante, os
transformadores utilizados em redes de distribuição do tipo aéreo são submetidos a estas
operações em ciclos de ligação e re-ligação, na tentativa de eliminar defeitos do tipo
transitório, por exemplo a queda do ramo de uma árvore que provoque um curto-circuito
fugitivo sobre a rede MT. O fecho rápido de um disjuntor pode resultar em fluxos
residuais elevados e correntes de grande magnitude, neste caso a protecção do
transformador deve estar prevista para não actuar sempre que tal ocorra, a menos que a
corrente represente perigo para a unidade.
4.1.2. SOBRETENSÕES DE ORIGEM EXTERNA
Os transformadores de distribuição estão sujeitos a sobretensões transitórias
resultantes das redes a que estão ligados. Estas sobretensões são o resultado de
descargas atmosféricas directas sobre o transformador ou induzidas nas redes de média
ou baixa tensão. Podem também ser resultado da abertura e fecho de disjuntores e
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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interruptores na rede a montante. As sobretensões daqui resultantes conduzem a um
stress dieléctrico no transformador. Este stress causa o envelhecimento prematuro, ou
mesmo uma falha de isolamento entre espiras ou à massa. As circunstâncias mais
críticas são obtidas durante a desenergização do transformador sem carga, ou
comutando os mecanismos de corte no vácuo.
Os critérios que determinam a severidade da sobretensão para os
transformadores são a tensão de crista, assim como os gradientes de crescimento e
extinção, que conduzem à distribuição desigual das solicitações sobre espiras e a
tensões entre espiras superiores aos limites admissíveis, mesmo que o valor de crista
não exceda valores aceitáveis.
Os riscos de exposição a sobretensões dependem do tipo de rede em que o
transformador é instalado, no caso de uma rede do tipo aéreo a protecção adequada
contra este tipo de defeitos é de extrema importância, fazendo-se através de hastes de
descarga ou descarregadores de sobretensões. A selecção de equipamento deste tipo é
efectuada com base no tipo de ligação entre a rede e o transformador, tipo de ligação à
terra na subestação MT alimentadora a montante, da rede BT e o possível acoplamento
entre os dois sistemas de terra.
O cálculo do transformador é como vimos atrás efectuado com base em tensões
de isolamento definidas em normas próprias, no caso de estas tensões de isolamento
serem ultrapassadas as falhas no isolamento interno resultarão em:
Curto-circuitos entre espiras do mesmo enrolamento (caso mais frequente);
Curto-circuitos entre enrolamentos;
Curto-circuito entre a espira de um enrolamento e uma peça vizinha, por
exemplo as paredes da cuba ou o circuito magnético;
Em relação a falhas externas (curto-circuito entre terminais) ocorrem com menos
frequência e apenas em ambientes poluídos, onde a rigidez dieléctrica do ar é baixa.
4.1.3. SOBRECARGAS
O valor da potência nominal permite a partir das tensões nominais determinar as
correntes nominais, funcionando neste caso o transformador em carga nominal. Se o
transformador funcionar permanentemente neste regime os seus aquecimentos não
ultrapassarão os limites impostos pelas normas. Se a temperatura ambiente for “normal”
(20ºC), o seu funcionamento e esperança de vida são considerados “normais”.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Na realidade estas condições não se verificam, nem a carga se manterá constante
durante o período de funcionamento, nem a temperatura ambiente terá variações que
possam, do ponto de vista térmico, ser sempre equivalentes a um regime permanente a
20ºC. A aplicação duma carga superior à nominal e/ou funcionamento a temperaturas
ambiente mais elevadas (regimes de sobrecarga) traduzir-se-ão num aumento da
temperatura de funcionamento do transformador.
As consequências das sobrecargas são diversas, uma vez que os seus efeitos
estão associados aos aumentos de corrente e temperatura que originam, podem
constituir riscos imediatos ou ter consequências a mais longo prazo.
O risco imediato resulta da redução da rigidez dieléctrica devido à presença de
bolhas gasosas nos isolantes, estas bolhas desenvolvem-se no papel isolante a
temperaturas da ordem dos 140 ºC a 160 ºC para teores normais de humidade.
A longo prazo o principal risco resulta da deterioração “térmica” das
propriedades dos isolantes, juntas, etc., tratando-se de um processo cumulativo.
O aumento da temperatura de funcionamento do transformador pode ainda ter
como consequências a redução das propriedades mecânicas essenciais para a capacidade
de resistir aos curto-circuitos, aumentos de volume e pressões. Este aumento de
temperatura resultará então no acelerar do processo de envelhecimento.
Uma sobrecarga durante o Inverno, com temperaturas baixas, não tem as
mesmas consequências que uma sobrecarga com temperaturas ambiente elevadas. No
entanto sob circunstâncias de operação anormais ou excepcionais é aceitável exceder as
capacidades nominais do transformador, tal é preferível a uma interrupção em resultado
de um pico de curta duração, pois tratam-se na maior parte dos casos de fenómenos
transitórios.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Figura 8 – Capacidade de sobrecarga de um transformador de distribuição imerso em
óleo
Na distribuição pública uma sobrecarga não deve na generalidade dos casos
resultar na interrupção da alimentação, em prol da qualidade de serviço. Além disso os
condutores da rede de baixa tensão são sobredimensionados e a sobrecarga de um
transformador não corresponde à sobrecarga de um condutor. Assim em casos em que a
sobrecarga não represente risco para a unidade transformadora a protecção não deverá
actuar intempestivamente, desligando o transformador da rede.
4.1.4. CURTO-CIRCUITOS NA REDE BT
Os únicos curto-circuitos sobre a rede de baixa tensão a provocar consequências
nefastas sobre o transformador são aquelas situadas na sua proximidade. Estes defeitos
são eliminados pela protecção instalada na rede de baixa tensão (fusíveis ou
disjuntores), pela protecção da rede de média tensão a montante do transformador ou,
no caso de um transformador autoprotegido, pela protecção MT do transformador.
Um curto-circuito próximo dos terminais da baixa tensão num transformador,
dependendo da intensidade de corrente e duração, resulta no aquecimento do líquido
dieléctrico e dos enrolamentos, mas também em esforços electrodinâmicos sobre os
enrolamentos.
Os transformadores são projectados para suportar um curto-circuito nos seus
terminais, geralmente uma situação mais severa do que as que se verificam em
condições normais de funcionamento. No entanto as falhas repetidas podem ter um
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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efeito cumulativo, por exemplo deslocamento da bobina e contribuição para o
envelhecimento prematuro do equipamento. Em todo o caso, a duração da falha deve ser
limitada por um dispositivo de protecção, pois de outra maneira existe o risco de
destruição por efeitos térmicos.
4.1.5. DEFEITOS INTERNOS
4.1.5.1. DEFEITOS ENTRE ESPIRAS
Os curto-circuitos entre espiras do enrolamento de média tensão são o modo de
avaria mais frequente e o mais difícil de detectar. Estes defeitos resultam da
deterioração localizada da isolação do condutor em resultado do stress térmico e
dieléctrico. O efeito inicial limita-se a um ligeiro aumento da corrente no primário, por
um lado em resultado da modificação da razão de transformação e por outro da corrente
de curto-circuito no enrolamento afectado. A espira defeituosa comporta-se como um
enrolamento secundário e é percorrida por uma corrente limitada unicamente pela
própria impedância e pela resistência de defeito.
Figura 9 – Funcionamento de um transformador com um curto-circuito entre espiras no
primário
De acordo com a corrente de defeito a sua progressão será mais ou menos
rápida. Tratando-se de uma corrente elevada a subida de temperatura provocará a
deterioração do isolamento das espiras vizinhas e a propagação da falha será rápida. Se
da falha resultar arco eléctrico teremos libertação de gases. Tal libertação pode conduzir
a um aumento grande na pressão e em último caso à ruptura da estrutura do tanque.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Se a falha causar uma corrente inicial baixa, os fenómenos podem ser lentos e
difíceis de detectar apenas com a monitorização das correntes. A monitorização das
emissões gasosas ou pressão podem ser usadas de forma complementar aos dispositivos
baseados na medida de intensidade de corrente. No entanto tais medidas são apenas
adoptadas em transformadores com potências mais elevadas e raramente numa unidade
tipo poste.
4.1.5.2. DEFEITOS ENTRE ENROLAMENTOS
4.1.5.2.1. ENROLAMENTOS DE MÉDIA TENSÃO
As falhas entre enrolamentos de média tensão são raras mas podem causar
correntes de defeito elevadas, mesmo superiores à corrente provocada por um defeito
nos terminais dos enrolamentos, com efeitos nefastos para a máquina.
Curto-circuitos em determinadas posições, por exemplo em pontos de dois
enrolamentos vizinhos do ponto neutro numa ligação em estrela, são semelhantes a
curto-circuitos entre espiras do mesmo enrolamento, desde que não exista diferença de
tensão elevada entre pontos de contacto.
4.1.5.2.2. ENROLAMENTOS DE BAIXA TENSÃO
As falhas entre enrolamentos de baixa tensão são excepcionais desde que estes
enrolamentos sejam colocados depois do núcleo magnético e envolvidos pelos
enrolamentos de média tensão. No caso de enrolamentos múltiplos de baixa tensão na
mesma coluna do núcleo magnético (por exemplo acoplamento em zig-zag), a
possibilidade de uma falha existe. Em todo o caso, a corrente de defeito é menor do que
aquela que resulta de um curto-circuito através dos terminais secundários, no entanto a
progressão pode ser rápida, devido à presença de um arco eléctrico de intensidade
significativa.
4.1.5.2.3. ENROLAMENTOS DE MÉDIA E BAIXA TENSÃO
Um defeito entre enrolamentos de baixa e média tensão pode também resultar no
contacto entre primário e secundário, resultando no aparecimento de potenciais
perigosos na rede de baixa tensão; dependendo o risco, para pessoas e equipamento, do
tipo de ligação dos neutros das duas redes.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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4.1.5.3. DEFEITOS À MASSA
Defeitos entre o enrolamento de média tensão e a massa são frequentemente
originados pela ruptura de isolamento em resultado de uma sobrecarga. No entanto
podem resultar também de um defeito eléctrico (sobretensões). As características de um
defeito à massa, assim como a forma de detecção dependem do tipo de ligação do
neutro à terra e da localização do defeito no transformador.
No caso de uma rede de distribuição com o neutro ligado à terra através de uma
impedância limitadora, um defeito à massa provoca uma corrente variável com
impedância de neutro e a localização do defeito. Se a corrente de defeito for muito baixa
existe o risco de aumento da pressão semelhante ao que ocorre num defeito entre
espiras. A monitorização fina da corrente de defeito à terra seria um meio eficaz de
protecção, no entanto nem sempre é técnica e/ou economicamente viável.
No caso de uma rede com o neutro ligado à terra através de uma bobina de
Peterson um defeito no isolamento de um transformador imerso em óleo será autoextinguível. O valor reduzido da corrente de defeito permite a sua extinção espontânea
no óleo e o reaparecimento progressivo do defeito, conduzindo a uma outra avaria
milisegundos mais tarde. A frequência dos fenómenos aumentará se houver uma
deterioração progressiva em resultado das avarias sucessivas, originando outro tipo de
defeito, detectado pelo equipamento de protecção.
4.1.5.4. DEFEITOS
RELACIONADOS
COM
O
TIPO
DE
TRANSFORMADOR
Os defeitos internos são geralmente consequência de acções externas
(sobretensões e sobrecargas), no entanto esses defeitos podem ocorrer também
dependendo do tipo de transformador. Num transformador imerso em óleo uma fuga de
óleo causada pela corrosão ou por um impacto provocará a perda do isolamento da parte
activa e consequente defeito. A degradação do dieléctrico, como resultado da presença
de partículas do tanque, núcleo ou dos papéis de isolamento, ou pela penetração de água
podem levar a uma situação de ruptura do isolamento.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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4.2. SISTEMAS DE PROTECÇÃO
4.2.1. SOBRETENSÕES
Um transformador alimentado por um único condutor representa uma
impedância muito elevada, quando comparada da linha, do cabo ou da fonte. Assim
durante os fenómenos de propagação da onda o transformador representa um ponto de
reflexão quase total estando sujeito a uma tensão aproximadamente igual duas vezes a
tensão de incidência. É essencial colocar dispositivos limitadores na vizinhança
imediata do transformador.
São utilizados dois tipos de protecção: hastes de descarga, mais simples e com
preços mais baixos, utilizadas exclusivamente em redes aéreas. E descarregadores de
sobretensões com melhor performance, mas custos mais elevados.
4.2.1.1. HASTES DE DESCARGA
As hastes de descarga são mecanismos simples que compreendem dois
eléctrodos no ar. Uma sobretensão dependendo da intensidade e distância entre os
eléctrodos resultará na formação de um arco eléctrico entre os dois eléctrodos.
Este tipo de protecção implica algumas desvantagens:
− Tensão a que se desencadeia o arco eléctrico dependente das condições
ambientais (humidade, poluição, etc);
− O nível de protecção depende do gradiente da sobretensão (velocidade de
crescimento), pois uma sobretensão com grande gradiente não conduz a um arco
eléctrico imediato, mas só num valor de pico demasiado elevado para o nível de
protecção.
− Corrente de defeito à terra depois da actuação da protecção, cuja intensidade
depende do tipo de ligação do neutro, em geral não auto-extinguível e necessitando da
actuação de uma protecção a montante e posterior re-ligação.
4.2.1.2. DESCARREGADORES DE SOBRETENSÕES
Os descarregadores de sobretensões não são mais que resistências não lineares,
cujo valor é extremamente reduzido acima de um determinado valor de tensão como é
possível ver na figura seguinte:
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Figura 10 – Curva característica de um descarregador de sobretensões de óxido de zinco
(ZnO) numa rede com tensão nominal de 20kV, quando submetido a um impulso de
125kV
Os modelos mais recentes deste tipo de equipamento têm não linearidades
bastante acentuadas, apresentando correntes de fugas em operação normal inferiores a
10mA, assim é possível mantê-los sob tensão. A sua extrema não linearidade melhora
ainda a eficiência de protecção na presença de correntes de intensidade elevadas.
4.2.2. SOBRECARGAS E CURTO-CIRCUITOS
A protecção contra sobrecargas deve actuar para valores da corrente nominal
entre 110 e 150% e deve preferencialmente reagir de forma dependente do tempo,
podendo ser instalado do lado de média ou de baixa tensão.
No caso da protecção do lado da baixa tensão, afim de proteger o transformador
o calibre da protecção não é ajustado com base nos efeitos térmicos sobre os condutores
BT, mas em função da corrente nominal do transformador, que é geralmente inferior à
corrente máxima admissível dos condutores.
Na rede de distribuição pública é prática comum a utilização de fusíveis na baixa
tensão, quando a corrente de defeito é suficientemente elevada. Estes fusíveis são
dimensionados somente para actuar em caso de curto-circuito e não devem actuar em
caso de sobrecarga. No caso da rede de distribuição pública aérea a rede de baixa tensão
é extensa, logo com impedância elevada, se a falha ocorrer longe do transformador as
correntes de curto-circuito serão baixas, a persistência de um defeito deste tipo resulta
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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em riscos para o transformador, bem como para os utilizadores da rede. Tais falhas não
são detectadas pelos dispositivos usuais de protecção contra curto-circuitos, os fusíveis,
justificando a adopção de um disjuntor que responda nesta situação e a trate como uma
sobrecarga.
Estes disjuntores podem ter uma imagem térmica da corrente que tolere
sobrecargas monofásicas, se as outras fases apresentarem carga abaixo da nominal e a
temperatura do transformador se mantenha dentro de valores aceitáveis, esta
modalidade é válida apenas para transformadores do tipo imerso, onde o dieléctrico
líquido favorece a troca de calor entre os vários componentes. Esta solução é de
particular interesse numa rede de distribuição pública onde a ligação das cargas ao
transformador e previsão do seu crescimento são de difícil optimização.
Num transformador do tipo imerso a imagem térmica da corrente pode ser
conseguida através da instalação de um termóstato interno capaz de fornecer informação
para a abertura de um contacto e consequente interrupção do serviço.
4.3. SOLUÇÕES ESTUDADAS
PARA
PROTEGER TRANSFORMADORES
DE
DISTRIBUIÇÃO DE POSTE IMERSOS
Conhecidos os tipos de defeitos que podem colocar em risco um transformador e
as formas de protecção desses defeitos nesta secção são apresentadas as soluções
estudadas para implementar essa protecção, bem como as razões para a escolha de uma
das soluções e o abandono das outras.
As soluções apresentadas serão então as seguintes:
− Fusíveis SloFast;
− Combinação de fusíveis e interruptor na Média Tensão;
− MagneX® Interrupter e fusíveis ELSP.
4.3.1. FUSÍVEIS SLOFAST
Esta solução para a protecção do transformador é baseada na forma mais simples
de protecção, utilizando elementos fusíveis. Como vimos atrás os problemas primários
para protecção do transformador são de proteger a máquina garantindo que a sua
capacidade de sobrecarga não é afectada.
Sendo os fusíveis geralmente utilizados para a protecção contra curto-circuitos a
utilização de um fusível com estas características resultaria na protecção eficiente do
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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transformador contra curto-circuitos não utilizando a sua capacidade de sobrecarga, ou
utilizando esta capacidade não existiria uma protecção eficaz contra curto-circuitos. É
no entanto de bom senso utilizar uma solução de compromisso que proteja o
transformador de curto-circuitos, mas que permita utilizar parte da sua capacidade de
sobrecarga.
Esta situação é ilustrada na figura seguinte, a verde temos a curva de
funcionamento seguro do transformador e a negro a curva de actuação do fusível. Do
lado esquerdo da intersecção das duas curvas é permitida a utilização da capacidade de
sobrecarga do transformador, enquanto do lado direito a ruptura do elemento fusível
impede a utilização de uma capacidade considerável de sobrecarga.
Figura 11 – Solução de compromisso para protecção de um transformador com
elementos fusíveis
Ainda que o custo de um funcionamento deste tipo por máquina pareça
insignificante considerando um parque alargado de máquinas representará um custo
elevado, é aqui que surgem os elementos fusíveis do tipo SloFast.
Estes fusíveis são projectados especificamente para a protecção de
transformadores, com um elemento duplo que utiliza uma junta soldada e um elemento
de cobre ou uma liga metálica em série.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Figura 12 – Elementos constituintes de um fusível do tipo SloFast.
A junta soldada apresenta uma curva de actuação relativamente plana, enquanto
o elemento fusível standard tem uma curva empinada e rápida, por esta razão este
fusível é chamado de SloFast (lento – rápido)
Na figura seguinte é comparada a curva de funcionamento seguro de um
transformador com a curva de actuação de um fusível SloFast, vendo-se que a curva de
actuação do fusível segue a curva do transformador em toda a sua extensão. Tal permite
a máxima utilização da capacidade do transformador durante períodos curtos, por outro
lado a curva inferior permite a saída de serviço imediata do transformador em caso de
curto-circuito.
Figura 13 – Protecção de um transformador com um fusível do tipo SloFast
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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A selecção de um fusível deste tipo é efectuada unicamente com base na
corrente nominal do transformador, assim um fusível de 3,5 A será o utilizado tanto por
um transformador de 25kVA e 7620V como por um de 50 kVA e 13200V.
Apesar de aparentemente se tratar de uma protecção eficiente e com custo não
muito elevado, em caso de um defeito fase – terra ou mesmo fase – fase que não resulte
na fusão dos três fusíveis e isolamento do sistema não é tolerável, uma vez que o
distribuidor público geralmente não aceita este tipo de funcionamento.
A associação destes fusíveis a um interruptor também não é viável, pois não
dispõem de um elemento mecânico que permita a interrupção das três fase. Também a
utilização de um interruptor baseado no efeito térmico da corrente não é solução, uma
vez que teríamos a duplicação da protecção contra sobrecargas.
4.3.2. COMBINAÇÃO
DE
FUSÍVEIS
E
INTERRUPTOR
NA
MÉDIA
TENSÃO
Nesta forma de protecção a interrupção monofásica é evitada, através da
utilização de fusíveis equipados com um percutor. Em caso de fusão do elemento
fusível a actuação do percutor activará o interruptor, provocando a abertura das três
fases. Este é o princípio de funcionamento adoptado em muitas celas compactas para
corte e seccionamento. A abertura automática é efectuada depois da actuação de algum
sinal, como um percutor, bobine ou relé.
Os fusíveis são caracterizados pela sua corrente nominal, valor mais elevado
para a corrente veiculada em regime permanente, e pela característica de actuação
tempo/corrente. A deterioração do fusível acontece a um valor superior ao da corrente
nominal, normalmente igual a 3 a 5 vezes esta corrente, dependendo o início do ponto
de fusão do crescimento da temperatura.
Os fusíveis a utilizar para proteger o transformador seriam do tipo limitador de
corrente, usando-se para este estudo os fusíveis Fusarc CF da Merlin Gerin, sendo o
modo de operação ilustrado na figura seguinte:
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Un – tensão composta mais elevada da rede onde o fusível
é instalado.
In – corrente nominal (corrente máxima veiculada pelo
fusível em regime permanente)
I3 – mínimo valor da corrente capaz de provocar a fusão e
corte de alimentação (3 a 5 vezes a corrente nominal).
Para valores inferiores a I3 o processo de fusão inicia-se
sem no entanto interromper o circuito.
I2 – corrente crítica (correntes de curto-circuito próximas
da corrente máxima)
I1 – poder de corte (máxima corrente de curto-circuito que
o fusível interrompe)
Figura 14 – Modo de operação de um fusível limitador de corrente
Normalmente os fusíveis limitadores, funcionam em condições de serviço
abaixo da corrente nominal, sem consequências anormais de aquecimento, contudo
existem situações que originam aquecimentos provocados pelas características
particulares da aplicação (longas e/ou frequentes sobrecargas), características do
equipamento de corte, erros humanos ou a selecção errada ou pouco adequada dos
calibres dos fusíveis. A forma para evitar estas situações perigosas seria usar a
combinação de fusíveis com relés de protecção, ou incorporar um mecanismo térmico
que actua a temperaturas inferiores às consideradas perigosas para o fusível.
O percutor térmico é um elemento mecânico incorporado no fusível capaz de
sinalizar e disparar em caso de curto-circuito (funcionamento habitual), mas também a
sobre intensidades prolongadas que produzam incrementos de temperatura.
O percutor é controlado através de um fio de alta resistência que após a fusão o
liberte. É de extrema importância que o percutor não actue inadvertidamente e que não
“atrapalhe” a interrupção do circuito.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Figura 15 – Curva de actuação de um fusível com percutor térmico
A implementação no transformador deste equipamento seria a efectuada com a
colocação dos fusíveis no interior de tubos isolantes colocados no interior da cuba do
transformador directamente ligados às travessias de média tensão.
Seleccionados os elementos fusíveis a utilizar faltava um interruptor que
proporcione o funcionamento idealizado. A procura de um interruptor no mercado
revelou-se infrutífera, uma vez que se trata de equipamento utilizado em celas de corte e
seccionamento em média tensão, logo de equipamentos desenvolvido por cada
fabricante para uso exclusivo dos seus equipamentos, não se encontrando disponíveis no
mercado. Assim também esta solução foi posta de lado.
4.3.3. MAGNEX® INTERRUPTER E FUSÍVEIS ELSP
O MagneX® Interrupter é um interruptor construído pela Cooper Power Systems,
instalado do lado da média tensão, no interior da cuba, para protecção do transformador.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Este interruptor inclui um sensor, construído com um elemento do tipo ”curie” que
transita de um estado ferro-magnético para um estado para-magnético com a elevação
de temperatura. Assim a elevação de temperatura resultante de uma corrente superior a
nominal combinada com a elevação da temperatura do dieléctrico resultará na perda das
características magnéticas. Quando a força de atracção magnética for inferior à força
exercida pelo mecanismo de abertura com molas devidamente calibradas dá-se a
interrupção trifásica da alimentação do transformador.
No caso de um curto-circuito, com grandes correntes de defeito, a elevação de
temperatura é resultado da circulação de corrente (I2R), sendo o funcionamento do
MagneX® Interrupter idêntico ao de um elemento fusível.
O funcionamento em períodos longos/frequentes de sobrecarga a temperatura
dos enrolamentos eleva-se, bem como a temperatura do líquido dieléctrico, dando-se a
reacção do elemento sensor e a abertura do interruptor antes que sejam atingidas
temperaturas que danifiquem o transformador.
Este equipamento pode também ser utilizado como um interruptor, desligandose o transformador em carga, aquando da necessidade de operações de manutenção.
A protecção com este elemento baseia-se, como nos fusíveis, na corrente que
fluí através dele mas também na temperatura do óleo, dependendo esta das condições
ambientais e das condições de carga, tornando a protecção do transformador mais eficaz
e flexível.
No entanto o poder de corte deste equipamento é limitado e no caso de correntes
de curto-circuito mais severas, resultado de um defeito interno, ainda que se verifique a
abertura do interruptor não existe capacidade de extinção do arco eléctrico, associandose ao interruptor fusíveis imersíveis (ELSP) em óleo que anulem essas correntes de
curto-circuito, também fabricados pela Cooper Power Systems.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Figura 16 – MagneX® Interrupter Trifásico
4.3.4. COMPARAÇÃO DE SOLUÇÕES
Da exposição anterior, a solução a adoptar será a última apresentada (MagneX®
Interrupter e fusíveis ELSP), pois é a única técnica e económicamente viável, uma vez
que é aquela em que existem equipamentos no mercado que viabilizem a sua
construção. Embora se trate de uma solução bastante flexível, é menos compacta que a
segunda solução estudada, em que se combinava um interruptor com fusíveis com
percutor.
A adopção da segunda solução apresentada poderia passar pelo desenvolvimento
de um interruptor capaz de desempenhar as funções pretendidas ou alteração de um
equipamento existente, no entanto essa não é essa a linha de orientação deste projecto e
não foi o caminho seguido.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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5. SOLUÇÃO SELECCIONADA
Nos pontos seguintes é efectuada uma análise mais profunda da solução
adoptada e a selecção dos calibres do equipamento para as unidades a projectar.
Apresenta-se ainda a forma como os equipamentos serão incluídos no
transformador, avaliação do impacto no seu cálculo e a comparação de custos entre uma
unidade autoprotegida e um transformador sem protecções.
Sendo os transformadores submetidos a ensaios eléctricos a inclusão de
equipamento de protecção neste produto resultará na necessidade de alterar a forma de
execução dos ensaios, bem como ensaiar a protecção. Assim inclui-se também um
ponto relativo a estas questões.
5.1. VERIFICAÇÃO DA REACÇÃO TÉRMICA DO MAGNEX®
Para comprovar as aptidões do MagneX® e a reacção a temperaturas elevadas é
necessário realizar uma série de ensaios de sobrecarga. As simulações foram orientadas
para comprovar a sensibilidade do MagneX® a incrementos da temperatura do óleo.
Na figura 17 é apresentada a evolução da temperatura do óleo superior do
transformador em condições de sobrecarga e registada a temperatura do transformador
durante a carga.
Figura 17 – Temperatura vs. Perfil de Carga
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Na tabela seguinte são apresentados os resultados da comparação entre os
valores esperados para actuação do MagneX® e um ensaio efectuado sobre um
transformador.
Tª ambiente
Corrente
Nominal
Corrente em
Sobrecarga
Simulação
25 ºC
6,25 A
11,8 A
Tª óleo
aquando do
disparo do
MagneX®
115,1 ºC
Ensaio
28 ºC
6,25 A
11,8 A
120,1 ºC
2,71 horas
4,16 %
10,7 %
Desvio (%)
Tempo de
disparo do
MagneX®
3,00 horas
Tabela 4 – Comparação entre os valores esperados e os obtidos em ensaio para as
temperaturas e tempos de disparo do MagneX®
Como se pode observar na tabela anterior o sensor seleccionado para efectuar a
protecção do transformador reage a uma sobrecarga contínua do transformador
provocando a interrupção do serviço a uma temperatura aproximadamente igual a
120ºC. Este valor encontra-se ligeiramente abaixo da temperatura que pode afectar a
sobrevivência do transformador.
Assim a selecção adequada do sensor permite a máxima capacidade de
sobrecarga, optimizando a vida do transformador.
O MagneX® Interrupter a instalar tem as mesmas dimensões em todas as
unidades, diferindo apenas na dimensão do sensor, que deve ser dimensionado com base
na corrente do transformador, seguindo as recomendações do fabricante.
Outra das vantagens de uma montagem com um interruptor MagneX® verificase em sobrecargas monofásicas, frequentes em redes eléctricas rurais, enquanto um
elemento fusível tradicional actuaria em caso de sobrecarga, o equipamento
seleccionado funcionando com base na temperatura do dieléctrico aceita este tipo de
funcionamento não interrompendo o serviço.
5.2. COORDENAÇÃO DE PROTECÇÕES COM O MAGNEX®
A gama de interruptores do tipo MagneX® produzidos pela Cooper Power
Systems são capazes de abrir um circuito e extinguir o arco eléctrico para as
intensidades de corrente apresentadas na tabela 5.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Tensão Nominal da Rede
(kV)
10
Intensidade Máxima de
Corrente Simétrica (A)
2800
Intensidade Máxima de
Corrente Assimétrica (A)
4200
15
1500
2250
500
750
30
®
Tabela 5 – Poder de corte do MagneX Interrupter
Analisando a tabela anterior verifica-se que em caso de defeito interno as
correntes de curto-circuito serão superiores aos máximo poder de corte do MagneX®
Interrupter, havendo a necessidade de instalar fusíveis que protejam o transformador de
defeitos mais violentos. Estes fusíveis serão do tipo imersível em óleo, instalados no
interior da cuba do transformador e com poder de corte de 50kA.
A coordenação conveniente do MagneX® Interrupter com os fusíveis ELSP
assegura a protecção completa e eficaz do transformador.
A imagem da corrente de curto-circuito do lado da média tensão de um defeito
na rede de baixa tensão é limitada pela impedância dos enrolamentos do transformador.
A selecção adequada dos fusíveis de média tensão, limitando-se a sua actuação a
correntes de curto-circuito que resultem de defeitos internos na média tensão; operando
o MagneX® Interrupter em caso de curto-circuitos na rede de baixa tensão e
sobrecargas. Com esta forma de operação torna-se dispensável o disjuntor instalado na
baixa tensão à saída do transformador.
No caso de um curto-circuito interno na média tensão, provocando a ruptura do
elemento fusível, a instalação dos dois sistemas em série (figura 18), leva a que o
MagneX® “veja” a corrente de defeito, reagindo abrindo o circuito. Se o seu poder de
corte não for suficiente a interrupção da alimentação é conseguida pelo elemento
fusível. No entanto em qualquer situação consegue-se a interrupção trifásica do
transformador sem a necessidade de utilização de fusíveis com percutor, sendo esta uma
das grandes vantagens desta solução.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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1 – Fusíveis de Back-up
2 – MagneX® Interrupter
3 - Transformador
1
2
3
Figura 18 – Esquema eléctrico do transformador autoprotegido
Em caso de sobrecarga, após o abaixamento da temperatura do transformador ou
eliminação do defeito na rede de baixa tensão o transformador pode ser re-ligado
através do rearme do MagneX® Interrupter, este dispõe de um punho de manobra
colocado na parte exterior do transformador, manobrado com o auxílio de uma vara a
partir do solo.
Uma vez que os fusíveis são instalados no interior da cuba, imersos no óleo, a
sua fusão resulta na necessidade de recolha do transformador e substituição do elemento
danificado na fábrica. No entanto a actuação de um fusível significa a existência de um
defeito interno, o que requer necessariamente a deslocação à fábrica para reparação e
substituição por outra unidade.
Um exemplo da conveniente selecção e coordenação das duas protecções é
apresentado na figura 19, para um transformador com a potência de 250 kVA e tensão
nominal igual a 15 kV.
Figura 19 – Curvas de actuação do MagneX® e dos fusíveis de Back-up
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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5.3. SELECÇÃO DOS ELEMENTOS SENSORES E DOS FUSÍVEIS
O tipo de ligação dos enrolamentos de um transformador de distribuição é em
triângulo no primário e em estrela no secundário. Sendo o interruptor MagneX®
instalado do lado da média tensão é suficiente a utilização de sensores magnetotérmicos em duas fases, pois com este tipo de ligação a corrente de defeito que flui
numa fase, flui também na fase adjacente, reagindo o equipamento à corrente de defeito
e provocando a desconexão trifásica.
A selecção adequada dos fusíveis de Back-up e do MagneX® para cada uma das
unidades (10, 15 e 30 kV, potências de 50, 100,160 e 250 kVA) foi efectuada com base
nas recomendações do fabricante.
A selecção do MagneX® Interrupter foi efectuada antes da escolha dos fusíveis
ELSP. Pois enquanto a escolha do MagneX® não depende do fusível seleccionado, a
selecção dos fusíveis é dependente do MagneX®. As configurações adoptadas em cada
montagem são as apresentadas na tabela 6.
S (kVA)
U (kV)
10
15
30
MagneX Sensor: E03
MagneX Sensor: E03
MagneX Sensor: E01
50
ELSP: 3543030M61M ELSP: 3544030M61M ELSP: 3545030M61M
(30A; 10kV)
(30A; 15kV)
(30A; 30kV)
MagneX Sensor: E10
MagneX Sensor: E06
MagneX Sensor: E03
100 ELSP: 3543080M71M ELSP: 3544050M61M ELSP: 3545030M61M
(80A; 10kV)
(50A; 15kV)
(30A; 30kV)
MagneX Sensor: E12
MagneX Sensor: E10
MagneX Sensor: E06
160 ELSP: 3543080M71M ELSP: 3544065M61M ELSP: 3545050M61M
(80A; 10kV)
(65A; 15kV)
(50A; 30kV)
MagneX Sensor: E18
MagneX Sensor: E18
MagneX Sensor: E10
250 ELSP: 3543125M71M ELSP: 3544100M71M ELSP: 3545050M61M
(125A; 10kV)
(100A; 15kV)
(50A; 30kV)
®
Tabela 6 – Sensores do MagneX e fusíveis de Back-up a instalar em cada unidade.
5.4. OUTRAS PARTICULARIDADES DO MAGNEX®
Além das potencialidades atrás apresentadas o interruptor MagneX® pode ser
equipado com um sistema que permita não desligar o transformador no caso de uma
sobrecarga de emergência. Este modo de funcionamento pode ser conseguido através da
instalação de um elemento resistivo em paralelo com o elemento sensor, para que uma
porção da corrente faça um bypass ao elemento sensor, impedindo a sua abertura. Este
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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modo de funcionamento pode ser seleccionado através da actuação de uma pequena
alavanca situado no punho de manobra.
Figura 20 – MagneX® Interrupter equipado para sobrecargas de emergência
Outro dos acessórios disponíveis para este equipamento é a inclusão de
flutuadores que impeçam o fecho do interruptor no caso de o nível de óleo estar
abaixado do necessário para o correcto funcionamento do transformador e dos sistemas
de protecção.
Figura 21 – MagneX® Interrupter equipado com flutuadores
5.5. PROTECÇÃO CONTRA SOBRETENSÕES
Relativamente à protecção contra sobretensões o equipamento a utilizar serão os
clássicos descarregadores de sobretensões colocados sobre o tanque do transformador.
A alternativa seria colocar os descarregadores no interior da cuba, utilizando
descarregadores de sobretensões imersos. Tal montagem permitiria um arrefecimento
mais eficaz em resultado da circulação de óleo, além de tempos de vida maiores, pois o
equipamento não estaria sujeito à poluição ambiental, acções externas de animais ou
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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vandalismo. Contudo o tamanho da cuba aumentaria, elevando-se o volume de óleo
necessário, optando-se pela montagem tradicional dos descarregadores no exterior.
Figuras 22 e 23 – Descarregadores de sobretensões imersíveis em óleo e de montagem
no exterior
5.6. INCLUSÃO DOS ELEMENTOS DA PROTECÇÃO NO PRODUTO FINAL
Os equipamentos previstos a incluir no transformador serão imersíveis no óleo,
ou seja, têm de ser instalados no interior da cuba do transformador. Além disso o
processo de fabrico prevê a fixação da parte activa do transformador (circuito magnético
e bobinas) por meio de tirantes à tampa da cuba, sendo o conjunto colocado no seu
interior e realizado o enchimento integral com óleo mineral. Afim de manter o mesmo
processo construtivo está prevista a construção de uma nova tampa, com a forma de um
paralelepípedo onde será fixado o MagneX® Interrupter, em relação aos fusíveis serão
instalados numa plataforma fixada à travessa superior do circuito magnético.
Figura 24 – Forma de fixação dos fusíveis de Back-up
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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O MagneX® não cumpre as distâncias de isolamento / seccionamento exigidas
pela norma. Assim, é necessário prever um interruptor, colocando-se-nos duas
alternativas:
1 – Instalar um interruptor / seccionador externo equivalente ao PT AS.
2 – Instalar um interruptor / seccionador interno.
Para a segunda solução o interruptor a instalar será da Cooper Power Systems,
desenhado especialmente para funcionar em banho de óleo, incluindo um dispositivo de
mola pré-carregada que torna a velocidade de abertura e fecho independentes da
velocidade de operação. A operação faz-se com uma vara a partir do solo. A instalação
deste equipamento será na tampa especial para este transformador ao lado do
equipamento para protecção de sobrecargas (MagneX®).
O fabricante do MagneX® Interrupter encontra-se actualmente a testar a
resistência do equipamento para as condições exigidas, quando este estiver disponível
elimina-se a necessidade de utilizar outro interruptor.
Figura 25 – Interruptor para utilização em banho de óleo
As características eléctricas deste equipamento são as apresentadas a seguir.
Tensão nominal (kV)
15
30
Corrente em regime contínuo (A)
400 300
Poder de fecho (kA)
12
12
Tensão de ensaio de choque (kV)
200 200
Tensão à frequência industrial (kV)
70
70
Número de operações (mínimo)
2000 2000
Tabela 7 – Características eléctricas do interruptor para utilização em banho de óleo
Da análise das recomendações do fabricante para as distâncias de isolamento do
MagneX® Interrupter e do interruptor e a aproximação às dimensões normalizadas da
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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cuba, uma vez que agora as dimensões da cuba são impostas pela tampa, resultaram as
dimensões internas mínimas para a tampa de 750 x 430 x 450 mm (comprimento x
largura x altura).
Figura 26 – Distâncias de isolamento do MagneX® Interrupter
Figura 27 – Distâncias de isolamento do interruptor para utilização em banho de óleo
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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O aspecto final do transformador autoprotegido será o apresentado nas imagens
seguintes.
Figuras 28, 29 e 30 – Aspecto final do transformador autoprotegido
5.7. IMPLICAÇÕES NO CÁLCULO
A única alteração ao cálculo está nas dimensões da cuba do transformador
autoprotegido, que serão definidas pelas dimensões da tampa onde serão instalados os
elementos do sistema de protecção. Sobretudo nas unidades de menor potência haverá
um aumento das dimensões da cuba, bem como do volume de óleo utilizado.
Em resultado desta construção a potência evacuável pela cuba será muito
superior à necessária. O problema está na sobrepressão, pois com o aumento do volume
do líquido dieléctrico, a elevação da temperatura do transformador em funcionamento,
resultará numa variação de volume superior à de um transformador sem protecção. Este
aumento de volume deve ser suportado pela deformação das alhetas, adoptando um
volume igual ao produzido pela dilatação do óleo, sendo capaz de suportar os efeitos
duma variação de temperatura sem que se produzam deformações permanentes na
mesma. Com a diminuição de temperatura as alhetas devem recuperar o volume inicial.
Uma vez que a altura da cuba não sofre alterações para conseguirmos manter a
sobrepressão em valores inferiores aos máximos será necessário aumentar a
profundidade das alhetas. Dos cálculos efectuados para as unidades projectadas
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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concluiu-se que seria possível a construção da cuba com três faces alhetadas, facilitando
o processo de elevação e instalação num poste.
Em relação à forma de suspensão nas unidades de menor potência poderá ser
necessário abandonar a amarração do transformador ao poste através de um gancho.
5.8. COMPARAÇÃO DE CUSTOS
O aumento do custo de produção do transformador autoprotegido resultará do
custo fixo referente ao equipamento de protecção e de custos variáveis resultantes do
crescimento da cuba, sendo necessário maior quantidade de aço e de óleo mineral. Nas
unidades de baixa potência o incremento no custo em resultado do crescimento da cuba
é bastante significativo, enquanto para as unidades de 160 e 250 kVA a subida de custo
é resultado do equipamento de protecção e do aço e líquido dieléctrico necessário para a
nova tampa, pois não se regista um crescimento significativo da cuba.
Nos gráficos seguintes apresentada-se uma comparação relativa dos custos de
um transformador de poste sem protecções com as unidades autoprotegidas.
Transf. S/protec. vs TAP
3000,00
2500,00
2000,00
€
1500,00
1000,00
500,00
10
50
kV
A
0k _ 10
k
V
16 A _ V
0 k 10
V
k
25 A _ V
0 k 10
VA k V
_1
0k
V
50
kV
10 A _
0k 15
k
V
16 A _ V
0 k 15
V
k
25 A _ V
0 k 15
VA k V
_1
5k
V
50
kV
10 A _
0k 30
V
k
16 A _ V
0 k 30
k
V
25 A _ V
0 k 30
VA k V
_3
0k
V
0,00
Transf. s/protec.
TAP
Figura 31 – Gráfico de comparação do custo de um transformador sem protecção com
uma unidade autoprotegida
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Sobrecusto do Transformador Autoprotegido
10
50
kV
A_
0kV 10k
V
16 A_1
0k
V A 0kV
_1
25
0
0k
V A kV
_1
0k
V
50
kV
10 A_1
5k
0kV
V
16 A_1
0k
5
k
V
V
25 A_1
0kV
5k
A_ V
15
kV
50
kV
10 A_3
0kV
0k
V
16 A_3
0k
0kV
V
25 A_3
0k
0
V A kV
_3
0k
V
140
130
120
110
100
90
80
(%) 70
60
50
40
30
20
10
0
Figura 32 – Sobrecusto de uma unidade autoprotegida relativamente a uma unidade sem
protecção
5.9. ENSAIOS
A fim de garantir que os transformadores tenham qualidade compatível com as
condições de exploração a que irão ser submetidos, os mesmos devem ser sujeitos a
ensaios. Os ensaios a efectuar recebem a seguinte classificação:
Ensaios de tipo;
Ensaios especiais;
Ensaios de série.
Entre os ensaios de tipo temos por exemplo ensaio de aquecimento e à onda de
choque atmosférico.
No que toca aos ensaios especiais temos a medida da resistência de curtocircuito, impedância homopolar, potência sonora e da tensão de curto-circuito, entre
outros.
No campo dos ensaios de série é efectuado por exemplo a medição da resistência
dos enrolamentos, medição da impedância de curto-circuito e ensaios por tensão
aplicada ou induzida.
A inclusão de elementos que protejam o transformador resulta na necessidade de
alteração da forma como são efectuados alguns ensaios e na definição de ensaios do
equipamento de protecção. A EDF é a única a dispor de normalização na área dos
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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transformadores autoprotegidos (HN 52-S-24), como tal será esta a referência utilizada
para definir tais ensaios.
Em relação aos ensaios ao transformador no caso de um ensaio de
comportamento ao curto-circuito não deve resultar na actuação da protecção, propondose a substituição dos fusíveis por falsos fusíveis com dimensão semelhante aos
originais.
No caso de ensaios de aquecimento em situação de sobrecarga ou de ligação e
re-ligação a protecção não deve actuar, tal será conseguido através da correcta selecção
dos calibres do equipamento de protecção.
5.9.1. CIRCUITO DE ENSAIO
Segundo recomendações da norma o circuito de ensaio deve ter as seguintes
características, com vista a criação das condições normais de funcionamento:
Alimentação à tensão nominal ±7%;
Potência CC vista dos terminais MT: 210 MVA ± 5%;
Factor de potência da fonte (e da rede a montante): entre 0,07 e 0,15 em atraso;
Ligação do neutro da rede MT à terra através de uma impedância limitadora da
corrente de defeito homopolar a 1000A ± 5%.
Quanto à regulação das protecções do circuito de ensaio deve ser idêntica à
regulação das protecções da rede MT.
5.9.2. PREPARAÇÃO DO APARELHO
O transformador a ensaiar deve estar nas seguintes condições:
Regulador de tomadas na posição nominal.
Neutro BT e terminal de ligação à terra ligados directamente à terra.
Aparelho colocado sob uma superfície isolada, para que se possa medir a
corrente cuba – terra.
5.9.3. GRANDEZAS A REGISTAR EM TODOS OS ENSAIOS
As grandezas a registar em todos os ensaios são:
3 Correntes MT;
3 Tensões fase – terra MT;
Corrente no neutro MT;
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Corrente cuba – terra;
Correntes BT;
Tensões fase – neutro BT;
Pressão interna (para os testes onde se prevê elevação da pressão).
5.9.4. DURAÇÃO DOS ENSAIOS E RESULTADOS
A tensão deve ser aplicada enquanto circule corrente nas fases MT e pelo menos
durante 15 minutos depois do corte das correntes nas fases MT.
Relativamente aos resultados a obter devem ser os seguintes:
3 Correntes nas fases MT não devem exceder 4 kA (valor de crista) e devem ser
interrompidas pelo dispositivo de protecção.
Funcionamento da protecção não deve gerar sobretensões nas redes MT e BT
que ultrapassem os valores máximos de isolamento.
Durante a realização do ensaio (incluindo os 15 minutos seguintes à actuação da
protecção e corte das correntes MT) não deve resultar incêndio, projecção de
matéria, fuga de líquido dieléctrico ou gás, propagação de arco eléctrico do
interior para o exterior da cuba.
Verificar que o dispositivo de protecção reage correctamente segundo o
princípio descrito no seu dossier de identificação.
5.9.5. ENSAIO DA PROTECÇÃO INTEGRADA
Os ensaios da protecção integrada serão os seguintes:
Curto-circuito entre espiras da baixa tensão;
Aparelho com fuga de óleo;
Sobrecarga monofásica na baixa tensão;
Curto-circuito trifásico na entrada dos enrolamentos de média tensão.
Apresentam-se nos próximos pontos o objectivo de cada um destes ensaios, bem
como a forma de realização.
5.9.5.1. CURTO-CIRCUITO ENTRE ESPIRAS BT
Objectivo: o objectivo do ensaio é de criar uma elevação de pressão rápida, com uma
corrente MT inicial reduzida.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Preparação: Um aparelho com 2 a 4 espiras curto circuitadas num dos enrolamentos. A
secção para passagem da corrente de curto-circuito entre duas espiras consecutivas deve
ser suficiente para evitar a sua fusão e isolamento do CC durante o ensaio.
Prescrições particulares: Durante o ensaio o aparelho deve alimentar uma carga
trifásica indutiva correspondente à sua potência nominal.
5.9.5.2. APARELHO COM FUGA DE ÓLEO
Objectivo: verificar que em caso de fuga de óleo, alimentando o aparelho uma carga
correspondente à potência nominal, não é provocado um defeito que resulte em
explosão ou incêndio.
Como não se prevê que seja incorporado no produto um detector de fugas de
óleo a condução do ensaio é a seguinte.
Preparação: Antes do ensaio retirar do aparelho óleo (bombagem) até descobrir 50%
da altura dos enrolamentos. Fechar o orifício de enchimento.
Prescrições particulares: Durante o ensaio o aparelho deve alimentar uma carga
trifásica indutiva correspondente à sua potência nominal.
5.9.5.3. SOBRECARGA MONOFÁSICA NA BT
Objectivo: criar uma elevação de temperatura que provoque o aquecimento dos
enrolamentos,
com
as
correntes
iniciais
insuficientes
para
fazer
funcionar
imediatamente o dispositivo de protecção.
Prescrições particulares:
Uma carga indutiva é ligada entre uma fase e neutro na baixa tensão.
A corrente de circulação inicial na BT é igual a 3 vezes a corrente nominal BT
do transformador.
Durante o ensaio devem ser registadas as três tensões simples BT.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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5.9.5.4. CURTO-CIRCUITO
TRIFÁSICO
NA
ENTRADA
DOS
ENROLAMENTOS MT
Objectivo:
Verificar o bom comportamento mecânico e térmico das ligações entre as
travessias MT e o dispositivo de protecção.
Verificar a capacidade de corte em caso de circulação de corrente de defeito
máxima.
Prescrições particulares:
Este ensaio pode ser efectuado sobre uma maqueta, desde que seja a reprodução
parcial do aparelho: travessias MT, entrada dos enrolamentos MT e massas
vizinhas.
O local do curto-circuito trifásico franco será entre o equipamento de protecção
e a entrada dos enrolamentos MT.
Se o equipamento não dispõe de detector de fuga de óleo o seu nível deve ser
reduzido até à parte superior dos enrolamentos (operação realizada com
bombagem através do orifício de enchimento) imediatamente antes do ensaio.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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6. CONCLUSÕES
Nas redes de distribuição radiais, em particular nas redes rurais equipadas com
postos de transformação aéreos (tipo PT AS e PT AI), a protecção dos transformadores
é comum aos vários ramos e está localizada na subestação a montante do conjunto de
PT’s, esta configuração da rede resulta numa reduzida qualidade de serviço: em situação
de defeito num dos ramos, a protecção a montante dispara, desligando todos os ramos
que estão pendurados na mesma protecção.
Nesta situação, o procedimento passa por localizar o defeito (tarefa visual nem
sempre fácil), seccionar e isolar o PT em causa, e repor o serviço (aos restantes
consumidores) na subestação a montante.
A alternativa está na implementação de transformadores autoprotegidos que se
desliguem localmente da rede em situação de defeito, sem afectar a qualidade de serviço
nos ramos vizinhos. Tal funcionamento resultará na redução de tempos de detecção de
avaria, número de clientes afectados, bem como dos tempos de reposição de serviço,
aumentando a qualidade de serviço.
A principal dificuldade do projecto em questão residiu no pouco equipamento
disponível para proteger um transformador do tipo poste, pois regra geral um fabricante
desenvolve o seu próprio mecanismo de protecção, não disponibilizando os
componentes utilizados.
No entanto o equipamento a empregar cumpre a função de protecção, permitindo
uma utilização da máquina até ao limite das suas capacidades. A protecção contra
sobrecargas instalada funciona não só com base na corrente mas também na temperatura
do líquido dieléctrico, permitindo maiores sobrecargas com temperatura ambiente mais
baixa, situação em que o consumo aumenta, em resultado da utilização de sistemas de
aquecimento.
Certas sobrecargas monofásicas temporárias não resultam na interrupção do
serviço, pois a elevação de temperatura não resulta da actuação imediata da protecção
ao contrário de um elemento fusível, cujo funcionamento é baseado na intensidade de
corrente.
O MagneX® Interrupter tendo o seu funcionamento baseado num sensor
magneto-térmico não necessita de ajustes após a instalação do equipamento, além de
que sendo colocado no interior da cuba no banho de óleo não é afectado pela poluição
ambiental.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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Em caso de interrupção de serviço a recuperação do mesmo é exequível através
do seu rearme, sem necessidade de substituição de elementos fusíveis.
A inclusão do equipamento de protecção em nada altera as características
eléctricas da unidade transformadora, sendo a substituição de transformador sem
protecção por um com protecção efectuada facilmente.
Numa primeira fase será necessário utilizar um interruptor auxiliar em resultado
das exigências das tensões de isolamento do distribuidor público, no entanto a breve
prazo poderá ser retirado, em resultado dos testes a que o equipamento está a ser
submetido pelo fabricante.
Pese embora a necessidade de se compararem os custos globais de instalação
(investimento inicial), a redução do custo global de exploração parece ser um dado
adquirido. Esta configuração permite:
eliminar o disjuntor BT (actualmente em desuso);
eliminar fusíveis MT externos (quando existem localmente) e respectivas
ligações;
proteger o transformador contra sobrecargas e curto-circuitos na baixa
tensão;
programar a protecção de acordo com a sobrecarga admissível do
transformador;
proteger o transformador contra defeitos internos;
reduzir o tempo de reposição de serviço em caso de actuação da protecção;
reduzir custos com falha de serviço.
Por tudo o que foi exposto neste relatório, conclui-se que os objectivos
inicialmente propostos foram alcançados.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] – Manual de Cálculo de Transformadores de Distribuição Imersos em Óleo
da EFACEC DT;
[2] – Distribuição de Energia I / A. Almeida do Vale; António Machado e
Moura / FEUP – DEEC 1986;
[3] – Protection of MV/LV substation transformers / Didier Fulchiron / Cahier
Technique Schneider 1998;
[4] – Transformer & System Protection With Chance SloFast Fuse Links /
Hubbell Power Systems, Inc.;
[5] – Merlin Gerin Medium Voltage Fuses from 3,6 up to 36 kV / Schneider
Electric;
[6] – Three Phase MagneX®: An Alternative to Convencional Distribution
Transformer Protection / Eugene Knabe; Antonio M. Vázquez Villot; Nick
Vassiliou / CIRED – 17th Conference on Electricity Distribution – 2003;
[7] – Basic MagneX® Interrupter Operation / Cooper Power Systems;
[8] – Two and Three Phase MagneX® Interrupter / Cooper Power Systems;
[9] – Two and Three Phase MagneX® Interrupter Installation Instructions /
Cooper Power Systems;
[10] – ELSP Current – Limiting Back-up Fuse / Cooper Power Systems;
[11] – VariSTAR® Type AZU Heavy-duty Distribution Class Under-oil MOV
Arrester / Cooper Power Systems;
[12] – Two Position Sidewall (Horizontal) Mounted Loadbreak Switches /
Cooper Power Systems.
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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LISTA DE SÍMBOLOS
UAT,i – tensão composta no enrolamento AT na posição de regulação i (V)
UAT,0 – tensão nominal composta no enrolamento AT (V)
i – posição de regulação
R – escalão de regulação da tensão AT , em percentagem da tensão nominal
UFaseAT,i– tensão na fase na AT para a posição de regulação i (V)
UFaseBT – tensão na fase para a BT (V)
S – potência aparente nominal do transformador (kVA)
IlinhaAT,i – corrente na linha na AT na posição de regulação i (A)
IlinhaBT – corrente na linha na BT
IAT,i – corrente nas fases AT na posição de regulação i (A)
IBT,i – corrente nas fases BT (A)
cc –
diâmetro circulo circunscrito (mm)
LaxBT – altura axial do enrolamento BT (mm)
LaxAT – altura axial do enrolamento AT (mm)
SN – secção do núcleo (mm2)
SC – secção da culassa (mm2)
FE – distância Ferro – BT (mm)
VS – tensão por espira (mm)
BN – indução nominal do núcleo (T)
BC – indução nominal da culassa (T)
NBT – número de espiras do enrolamento BT
NAT – número de espiras do enrolamento AT
aBT – altura axial do condutor do enrolamento BT sem isolamento (mm)
bBT – espessura do condutor do enrolamento BT sem isolamento (mm)
iBT – espessura do isolamento do condutor BT (mm)
l
– enchimentos a realizar em enrolamentos BT em barra de cobre (mm)
ncBT – número de camadas no enrolamento BT
ncAT – número de camadas no enrolamento AT
NsBT – número de espiras por camada no enrolamento BT
NsAT – número de espiras por camada no enrolamento AT
EaxBT – altura axial da espira do enrolamento BT (mm)
ErBT – altura radial da espira do enrolamento BT (mm)
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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EaxAT – altura axial da espira do enrolamento AT (mm)
ErAT – altura radial da espira do enrolamento AT (mm)
BT
– secção do condutor do enrolamento BT (mm2)
BT
– secção do condutor do enrolamento AT (mm2)
BT
– densidade de corrente no enrolamento BT (A/mm2)
AT
– densidade de corrente no enrolamento AT (A/mm2)
ecBT – isolamento entre camadas na BT (mm)
M(i)
– densidade média de correntes dos enrolamentos (A/mm2)
dnAT – diâmetro da alma condutora do fio de cobre (mm)
diAT – diâmetro da alma condutora mais isolamento do fio de cobre (mm)
SBT – altura radial do enrolamento BT sem canais de ventilação (mm)
SAT – altura radial do enrolamento AT sem canais de ventilação (mm)
cBT,j – espessura do canal de ventilação de ordem j do enrolamento BT (mm)
cAT,j – espessura do canal de ventilação de ordem j do enrolamento AT (mm)
AT/BT
– espaço entre o enrolamento AT e o enrolamento BT (mm)
RBT – altura radial total do enrolamento BT (mm)
RAT – altura radial total do enrolamento AT (mm)
LgBT – altura geométrica do enrolamento BT (mm)
LgAT – altura geométrica do enrolamento AT (mm)
dBT – calagem do enrolamento BT (mm)
dAT – calagem do enrolamento BT (mm)
gi – distância de extremidade inferior (mm)
gs – distância de extremidade superior (mm)
Fl – folga (mm)
Ln – comprimento do núcleo do circuito magnético (mm)
i_BT
– diâmetro interno do enrolamento BT (mm)
e_BT
– diâmetro externo do enrolamento BT (mm)
m_BT
– diâmetro médio do enrolamento BT (mm)
i_BT
– diâmetro interno do enrolamento AT (mm)
e_BT
– diâmetro externo do enrolamento AT (mm)
m_BT
– diâmetro médio do enrolamento AT (mm)
Li_BT – comprimento da espira interna do enrolamento BT (mm)
Le_BT – comprimento da espira externa do enrolamento BT (mm)
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Lm_BT – comprimento da espira média do enrolamento BT (mm)
Li_AT – comprimento da espira interna do enrolamento AT (mm)
Le_AT – comprimento da espira externa do enrolamento AT (mm)
Lm_AT – comprimento da espira média do enrolamento AT (mm)
C – distância entre fases (mm)
dee – distância entre eixos de colunas (mm)
lJ – largura da janela (mm)
LNUC – largura da chapa mais larga do núcleo (mm)
LC – largura da chapa mais larga da culassa (mm)
LCUL – comprimento da culassa (mm)
N–
massa de ferro dos núcleos (kg)
C–
massa de ferro das culassas (kg)
CM –
Fe
massa de ferro do circuito magnético (kg)
– massa volúmica do ferro (kg/mm3)
LPN – comprimento perturbado do núcleo (mm)
LPC – comprimento perturbado da culassa (mm)
WKGN – perdas específicas no núcleo (W/kg)
WKGC – perdas específicas na culassa (W/kg)
BT
– massa total de cobre no enrolamento BT (kg)
AT
– massa total de cobre no enrolamento AT (kg)
enr
– massa total de cobre nos enrolamentos (kg)
Gr – gradiente de temperatura no enrolamento (ºC)
PJ_BT – perdas Joule no enrolamento BT (W)
PJ_AT,i – perdas Joule no enrolamento AT na tomada de ordem i (W)
PLig – perdas Joule nas ligações (W)
PSUP – perdas suplementares nos enrolamentos (W)
Ucc – tensão de curto-circuito (%)
eX – componente reactiva da tensão de curto-circuito (%)
eR – componente resistiva da tensão de curto-circuito (%)
Pev – perdas a evacuar pela cuba (W)
Pcuba – potência evacuável pela cuba (W)
h
– aquecimento do óleo superior (ºC)
c
– aquecimento do cobre médio (ºC)
Projecto de um Transformador de Poste Autoprotegido
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V – variação do volume do líquido (l)
V – volume do líquido a 20 ºC (l)
Ta – temperatura ambiente máxima (ºC)
T – aquecimento médio do líquido em regime nominal (ºC)
– coeficiente de dilatação do líquido (l/ºC)
p – sobrepressão (kg/cm2)
E – módulo de elasticidade do aço da chapa (kg/mm2)
I – momento de inércia por unidade de altura (mm3)
N – número de alhetas da cuba;
i – altura da alheta (mm)
j – profundidade da alheta (mm)
LpA – nível médio de pressão acústica (dBA)
LwA – nível médio de pressão acústica emitida pelo transformador (dBA)
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