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CARACTERÍSTICAS E
ESPECIFICAÇÕES DETRANSFORMADORES DE
DISTRIBUIÇÃO E FORÇA
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Transformador 200 MVA - 550 kVUsina Capivara – Taciba - SP
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ÍNDICE
HISTÓRICO ...................................................................................................................................11
1. NOÇÕES FUNDAMENT AIS ...................................................................................................131.1. TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES ............................................................... 13
1.2. TIPOS DE TRANS FORMADORES ..................................................................................... 15
1.2.1. Divisão dos Transformadores quanto à Finalidade ......................................................... 15
1.2.2. Divisão dos Transf ormadores quanto aos Enrolamentos ............................................... 15
1.2.3. Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos ....................................... 15
1.3. COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR ....................................................................... 16
1.4. SISTEMAS ELÉTRICOS ...................................................................................................... 19
1.4.1. Sistemas de Corrente Alternada Monofásica .................................................................. 19
1.4.1.1. Generalid ades............. ................. ................ ................. ................ ................. ...........19
1.4.1.2. Tipos de ligação... ................ ................. ................ ................. ................ ................. ..19
1.4.2. Sistemas de Corrente Alternada Trifásica...... ................ ................. ................ ............20
1.4.2.1. Tipos de ligação... ................ ................. ................ ................. ................ ................. ..21
1.4.2.2. Autotrans formador ................. ................ ................. ................ ................. ................ .26
1.5. POTÊNCIAS ................ ................. ................ ................. ................ ................. ................ .28
1.5.1 . Potência Ativa ou Útil......... ................ ................. ................ ................. ................ ........28
1.5.2 . Potência Reativa ................................................................................................................ 29
1.5.3. Potência Aparente .............................................................................................................. 29
2. DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃ O...........................................................33
2.1. POTÊNCIA NOMINAL .......................................................................................................... 33
2.1.1 . Transf ormadores Trifásicos ............................................................................................... 33
2.1.2. Transformadores Monof ásicos ......................................................................................... 33
2.1.3. Potências Nominais Normalizadas ................................................................................... 33
2.2. TENSÕES .............................................................................................................................. 34
2.2.1. Definições ........................................................................................................................... 34
2.2.2. Escolha da Tensão Nominal ............................................................................................. 35
2.2.2.1. Transformadores de distribuição ................................................................................... 36
2.2.2.2. Transformador de distribuição a ser instalado no domínio de uma concessionária. 37
2.2.2.3. Transformador para uso industria l. ............................................................................... 37
2.3. DERIVAÇÕES ....................................................................................................................... 38
2.3.1. Definições ........................................................................................................................... 39
2.4. CORRENTES ........................................................................................................................ 41
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2.4.1. CORRENTE NOMINAL................................ ................................ ....... 41
2.4.2 . Corrente de Excitação ....................................................................................................... 41
2.4.3. Corrente de Curto-Circuito ................................................................................................ 42
2.4.3.1. Corrente de curto-circuito per manente....... ................. ................. ................ ............422.4.3.2.Corrente de curto-circuito de pico.......... ............ ................ ................. ................ ........43
2.4.4. Corrente de Partida ou Inrush ........................................................................................... 43
2.5. FREQÜÊNCIA NOMINAL ..................................................................................................... 44
2.6. NÍVEL DE ISOLA MENTO ..................................................................................................... 44
2.7. DESLOCAMENTO A NGULAR............................................................................................. 45
2.8. IDENTIFICAÇÃO DOS TERMINAIS .................................................................................... 49
3. CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO ............................................................................53
3.1. PERDAS ................................................................................................................................ 53
3.1.1. Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em Carga ou no Cobre) ...................... 53
3.1.2. Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas em Vazio) ............................................ 53
3.2. RENDIMENTO....................................................................................................................... 57
3.3. REGULAÇÃO ........................................................................................................................ 58
3.4. CAPA CIDADE DE SOBRECARGA ..................................................................................... 59
4. SELEÇÃO DOS TRAN SFORMADORES ..............................................................................66
4.1. DETERMINAÇÃO DA POTÊNCIA DO TRANSFORMADOR ........................................... 66
4.2. FATOR DE DEMANDA ( d ) ................................................................................................... 66
4.2.1. Determinação da Demanda Máxima de um Grupo de Motores .................................... 67
4.2.2. Determinação da Demanda Máxima da Instalação ........................................................ 70
4.3. CONSIDERAÇÕES SOBRE O USO DAS TABELAS........................................................ 70
4.4. CRITÉRIOS DE ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES COM BASE NO VALOR
OBTIDO NA DEMANDA ...................................................................................................... 71
4.4.1. Eventuais Aumentos da Potência Instalada .................................................................... 76
4.4.2. Conveniência da Subdivisão em mais Unidades ............................................................ 76
4.4.3. Potência Nominal Normalizada ......................................................................................... 77
4.5. DADOS NECESSÁRIOS PARA IDENTIFICAÇÃ O DO TRANSFORMADOR ................. 78
4.6. SOFTWARE PARA CÁLCULO DE DIMENSIONAMENTO DE
TRANSFORMADOR ES.................. ................ ................. ................. ................ ...............7 8
4.6.1. Processo 1............. ................ ................. ................ ................. ................ ................. ....78
4.6.2. Processo 2............. ................ ................. ................ ................. ................ ................. ....82
5. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS................................................................................85
5.1. PARTE ATIVA ....................................................................................................................... 85
5.1.1. Núcleo ................................................................................................................................. 87
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5.1.2. Enrolamento ....................................................................................................................... 88
5.1.3. Dispositivos de Prensagem, Calços e Isolamento .......................................................... 91
5.1.4. Comutador de Derivações ................................................................................................. 91
5.1.4.1.Tipo painel....... ................ ................. ................ ................. ................ ................. ........915.1.4.2.Comuta dor acionad o à vazio.. ................. ................ ................. ................. ................ .92
5.1.4.3. Comutador sob carga..... ...................... ...................... ...................... ............ .............94
5.2. BUCHAS ................................................................................................................................ 96
5.3. TANQUE .............................................................................................................................. 100
5.3.1 . Selados ............................................................................................................................. 101
5.3.2. Com Conservador de Óleo .............................................................................................. 102
5.3.3. Transformadores Flangeados ......................................................................................... 102
5.4. RADIADORES ..................................................................................................................... 103
5.5. TRATAMENTO SUP ERFICIAL E PINTURA .................................................................... 104
5.6. LÍQUIDO DE ISOLAÇÃO E REFRIGERAÇÃO ................................................................ 104
5.7. PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO E DIAGRAMÁ TICA ........................................................ 108
5.8. ACESSÓRIOS ..................................................................................................................... 112
5.8.1. Indicador de Nível do Óleo .............................................................................................. 114
5.8.2. Termômetros .................................................................................................................... 114
5.8.3. Termômetro do Enrolamento com Imagem Térmica .................................................... 116
5.8.4. Controladores Microprocessados de Temperatura ....................................................... 118
5.8.5. Válvula de Alívio de Pressão (VAP) ............................................................................... 119
5.8.6. Relê Detetor de Gás Tipo Buchholz ............................................................................... 120
5.8.7. Secador de Ar de Sílica Gel ............................................................................................ 121
5.8.8. Relê de Pressão Súbita ................................................................................................... 123
5.8.9. Manômetro e Manovacuômetro ...................................................................................... 124
5.8.10. Regulador de Tensão .................................................................................................... 124
5.8.11. Paralelismo de Transformadores com Comutadores em Carga ............................... 124
5.8.12. Sistema de Ventilação Forçada .................................................................................... 125
5.8.13. Sistema de Óleo Forçado .............................................................................................. 126
5.8.13.1. Sistema OFWF ............................................................................................................ 127
5.8.13.2. Sistema OFAF com trocador de calor óleo-ar (aerotermo) ..................................... 127
5.8.13.3. Sistema ONAN/OFA N/ONAF/OFAF ......................................................................... 128
6. TRANSFORMADORES A SECO ......................................................................................... 130
6.1. HISTÓRIA DO TRANSFO RMADOR .................................................................................130
6.1.1. Retrospecto ...................................................................................................................... 130
6.1.2. A Situação Hoje ................................................................................................................ 133
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6.2. TRANSFORMADORES ENCAPSULADOS A VÁCUO WEG .........................................133
6.3. CARACTERÍSTICA S CONSTRUTIVAS ...........................................................................134
6.3.1. Núcleo e Ferragens ......................................................................................................... 134
6.3.2. Bobinas de Baixa Tensão ...............................................................................................1346.3.3. Bobinas de Alta Tensão .................................................................................................. 135
6.3.4. Acessórios ........................................................................................................................ 137
6.3.4.1. Comutador de tensão sem carga ................................................................................ 137
6.3.4.2. Sistema de monitoramento térmico ............................................................................. 137
6.3.4.3. Sistema de ventilação forçada ..................................................................................... 138
6.3.4.4. Cubículo de proteção.................................................................................................... 139
6.4. GARA NTIA DE QUALIDADE E TESTES ..........................................................................141
6.5. VANTAGENS.......................................................................................................................143
6.5.1. Minimizada Manutenção .................................................................................................. 143
6.5.2. Fácil Instalação ................................................................................................................ 143
6.5.2.1 Ambiente de instalação .................................................................................................144
6.5.3. Baixíssimos Níveis de Descargas Parciais .................................................................... 147
6.5.4. Alta Suportabilidade a Sobretensões ............................................................................. 148
6.5.5. Alta Capacidade de Sobrecarga ..................................................................................... 149
6.5.6. Insensíveis ao Meio ......................................................................................................... 149
6.5.7. Alto Extinguível ................................................................................................................. 151
6.5.8. Resistente a Curto-Circuito ............................................................................................. 153
6.5.9. Baixo Nível de Ruído ....................................................................................................... 154
6.5.10. Assistência Técnica WEG ............................................................................................. 155
6.5.11. Compatíveis com o Meio Ambiente .............................................................................. 155
6.6. APLICAÇÕES ...................................................................................................................... 156
6.7. ESPECIFICAÇÕES .............................................................................................................157
6.7.1 Normas ............................................................................................................................... 157
6.7.2. Potências .......................................................................................................................... 157
6.7.3. Classes de Tensão .......................................................................................................... 157
6.7.4. Tensão Nominais e Derivações ...................................................................................... 158
6.7.5. Freqüência e Ligações .................................................................................................... 158
6.7.6. Temperaturas ................................................................................................................... 158
6.7.7. Perdas, Corrente de Excitação e Impedância ...............................................................159
6.7.8. Dimensões ........................................................................................................................ 159
6.8. NORMA BRASILEIRA PARA ESPECIFICAÇÃ O DE SECOS ........................................160
7. ENSAIOS .............................................................................................................................169
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7.1. ENSAIOS DE ROT INA ....................................................................................................... 169
7.1.1. Relação de Tensões ........................................................................................................ 170
7.1.2. Polaridade ......................................................................................................................... 171
7.1.3. Deslocamento Angular e Sequência de Fases .............................................................1717.1.4. Resistência do Isolamento .............................................................................................. 172
7.1.5. Resistência Elétrica dos Enrolamentos .......................................................................... 174
7.1.6 Tensão aplicada ................................................................................................................ 174
7.1.7. Tensão induzida ................................................................................................................ 176
7.1.8 . Perdas em Vazio e Corrente de Excitação ..................................................................... 176
7.1.9 Perdas em Carga .............................................................................................................. 177
7.2. ENSAIOS DE TIPO E ESPECIAIS ................................................................................... 178
7.2.1. Descargas Parciais .......................................................................................................... 178
7.2.2. Ensaio de Fator de Potência do Isolamento .................................................................. 179
7.2.3. Impulso Atmosférico ........................................................................................................ 181
7.2.4. Elevação de Temperatura ...............................................................................................181
7.3. ENSAIO EM OL EO ISOLANTE ....................................................................................... 183
7.3.1. Tipo de Oleo Mineral Isolante .......................................................................................... 184
7.3.2. Características do Oleo .................................................................................................... 184
7.3.3. Ensaios Físico- Químicos realizados na WEG ................................................................ 185
8. CARACTERÍSTICAS DA INSTALAÇÃO ............................................................................186
8.1. OPERAÇÃO EM CO NDIÇÕES NORMAIS E ES PECIAIS DE FUNCIONAM ENTO....186
8.2. CONDIÇÕES NORMAIS DE TRANSPORTE E INSTALAÇÃO.......... ................. .........187
8.3. OPERAÇÃO EM PA RALELO........... ................. ...................... ...................... ........... ....189
8.3.1. Diagramas Vetoriais com mesmo Deslocamento Angular..................................... ...190
8.3.2. Relações de Transformação Idênticas inclusive Deriv ações..... ...................... .........190
8.3.3. Impedância. ................. ................ ................. ................ ................. ................ ............19 0
8.4. OPERAÇÃO EM PARALELO...................... ...........................................................................193
9. INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO ........................................................................................ 195
9.1. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ................................................................... 195
9.1.1. Recebimento ..................................................................................................................... 195
9.1.2. Manuseio .......................................................................................................................... 196
9.1.3. Armazenagem .................................................................................................................. 196
9.1.4. Instalação .......................................................................................................................... 196
9.1.5. Manutenção ...................................................................................................................... 197
9.1.6. Inspeção Periódica ........................................................................................................... 197
9.1.7. Revisão Completa ............................................................................................................ 198
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9.2. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA (FORÇA) .......................................................... 198
9.2.1. Recebimento ..................................................................................................................... 198
9.2.2. Descarregamento e Manuseio ........................................................................................ 199
9.2.3. Verificações e Ensaios de Recebimento ........................................................................ 1999.2.4. Armazenamento ............................................................................................................... 200
9.2.5. Instalação .......................................................................................................................... 200
9.2.6. Montagem do Transformador .......................................................................................... 201
9.2.7. Cuidados Recomendados durante e após a Montagem .............................................. 201
9.3. ENSAIOS ............................................................................................................................. 202
9.4. ENERGIZAÇÃO .................................................................................................................. 203
9.5. MANUTENÇÃO ................................................................................................................... 203
ANEXO I - FOLHA DE D ADOS:TRANSFORMADOR D E DISTRIBUIÇÃO .........................207
ANEXO II - FOLHA DE DADOS:TRANSFORMADOR DE FORÇA ...................................... 210
ANEXO III - FOLHA DE DADOS: TRANSFORMADO R A SECO .........................................214
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HISTÓRICO
A invenção do transformador de potência, que remonta o fim do século dezenove,
tornou-se possível o desenvolvimento do moderno sistema de alimentação em
corrente alternada, com subestações de potência freqüentemente localizadas a
muitos quilômetros dos centros de consumo (carga). Antes disto, nos primórdios do
suprimento de eletricidade pública, estes eram sistemas de corrente contínua, com a
fonte de geração, por necessidade, localizados próximo do local de consumo.
Indústrias pioneiras no fornecimento de eletricidade foram rápidas em reconhecer os
benefícios de uma ferramenta a qual poderia dispor alta corrente, normalmenteobtida a baixa tensão de saída de um gerador elétrico, e transformá-lo para um
determinado nível de tensão possível de transmiti-la em condutores de dimensões
práticos a consumidores que, naquele tempo, poderiam estar afastados a um
quilômetro ou mais e poderiam fazer isto com uma eficiência e que, para os padrões
da época, era nada menos que fenomenal.
Atualmente, sistemas de transmissão e distribuição de energia são, é claro,vastamente mais extensos e totalmente dependentes de transformadores os quais,
por si só, são muito mais eficientes que aqueles de um século atrás; dos enormes
transformadores elevadores, transformando, por exemplo, 23,5kV (19.000A) em
400kV, assim reduzindo a corrente a valores práticos de transmissão de 1.200A, ou
então, aos milhares de pequenos transformadores de distribuição, as quais operam
quase continuamente, dia-a-dia, com menor ou maior grau de importância, provendo
suprimento para consumidores industriais ou domésticos.
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1. NOÇÕES FUNDAMENTAIS
1.1. TRANSFORMADORES E SUAS APLICAÇÕES
A energia elétrica, até chegar ao ponto de consumo, passa pelas seguintes etapas:
a) geração: onde a energia hidráulica dos rios, a energia do vapor
superaquecido, ou a energia dos ventos é convertida em energia elétrica
nos chamados geradores;
b) transmissão: os pontos de geração normalmente encontram-se longe doscentros de consumo; torna-se necessário elevar a tensão no ponto de
geração, para que os condutores possam ser de seção reduzida, por
fatores econômicos e mecânicos, e diminuir a tensão próx ima do centro
de consumo, por motivos de segurança; o transporte de energia é feito em
linhas de transmissão, que atingem até centenas de milhares de volts e
que percorrem milhares de quilômetros;
c) distribuição: como dissemos acima, a tensão é diminuída próximo ao
ponto de consumo, por motivos de segurança; porém, o nível de tensão
desta primeira transformação não é, ainda, o de utilização, uma vez que é
mais econômico distribuí-la em média tensão; então, junto ao ponto de
consumo, é realizada uma segunda transformação, a um nível compatível
com o sistema final de consumo (baixa tensão).
A seguir, apresentamos, esquematicamente, um sistema de potência, incluindo
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
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Figura 1.1
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1.2. TIPOS DE TRANSFORMADORES
Sendo um equipamento que transfere energia de um circuito elétrico a outro, o
transformador toma parte nos sistemas de potência para ajustar a tensão de saída
de um estágio do sistema à tensão da entrada do seguinte. O transformador, nos
sistemas elétricos e eletromecânicos, poderá assumir outras funções tais como
isolar eletricamente os circuitos entre si, ajustar a impedância do estágio seguinte
a do anterior, ou, simplesmente, todas estas finalidades citadas.
A transformação da tensão (e da corrente) é obtida graças a um fenômeno chamado
“indução eletromagnética”, o qual será detalhado mais adiante.
1.2.1. Divisão dos Transformadores quanto à Finalidade
a) Transformadores de corrente
b) Transformadores de potencial
c) Transformadores de distribuição
d) Transformadores de força
1.2.2. Divisão dos Transformadores quanto aos Enrolamentos
a) Transformadores de dois ou mais enrolamentos
b) Autotransformadores
1.2.3. Divisão dos Transformadores quanto aos Tipos Construtivos
a) Quanto ao material do núcleo:
- com núcleo ferromagnético;
- com núcleo de ar.
b) Quanto a forma do núcleo:
- Shell;
- Core:
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Ø Enrolado: é o mais utilizado no mundo na fabricação de
transformadores de pequeno porte (distribuição), alguns fabricantes
chegam a fazer transformadores até de meia-força (10MVA):
§Envolvido;
§Envolvente.
Ø Empilhado:
§Envolvido;
§Envolvente.
c) Quanto ao número de fases:
- monofásico;- polifásico (principalmente o trifásico).
d) Quanto à maneira de dissipação de calor:
- parte ativa imersa em líquido isolante (transformador imerso);
- parte ativa envolta pelo ar ambiente (transformador a seco).
(A) TIPO SHELL (B) TIPO CORE ENVOLVIDO (C) TIPO CORE: CINCO
COLUNA S ENVOLVENTE
Figura 1.2
1.3. COMO FUNCIONA O TRANSFORMADOR
O fenômeno da transformação é baseada no efeito da indução mútua. Veja a Figura
1.3, onde temos um núcleo constituído de lâminas de aço prensadas e onde foram
construídos dois enrolamentos.
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Figura 1.3
onde:
U1 = tensão aplicada na entrada (primária)
N1 = número de espiras do primário
N2 = número de espiras do secundário
U2 = tensão de saída (secundário)
Se aplicarmos uma tensão U 1 alternada ao primário, circulará por este enrolamento
uma corrente I1 alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo
magnético também alternado.
A maior parte deste fluxo ficará confinado ao núcleo, uma vez que é este o caminho
de menor relutância. Este fluxo originará uma força eletromotriz (f.e.m.) E1 no
primário e E2 no secundário, proporcionais ao número de espiras dos respectivos
enrolamentos, segundo a relação:
a N
N
E
E ==
2
1
2
1
onde:
a = razão de transformação ou relação entre espiras.
As tensões de entrada e saída U1 e U 2 diferem muito pouco das f.e.m. induzidas E1 e
E2 e para fins práticos podemos considerar:
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a N
N
U
U ==
2
1
2
1
Podemos também provar que as correntes obedecem à seguinte relação:
a N
N
I
I
ou
N I N I
==
⋅=⋅
2
1
1
2
2211
onde:
l 1 = corrente no primário
l 2 = corrente no secundário
Quando a tensão do primário U 1 é superior a do secundário U2, temos um
transformador abaixador (step down). Caso contrário, teremos um transformador
elevador de tensão (step up).
Para o transformador abaixador, a > 1 e para o elevador de tensão, a < 1.
Cabe ainda fazer notar que sendo o fluxo magnético proveniente de corrente
alternada, este também será alternado, tornando-se um fenômeno reversível, ou
seja, podemos aplicar uma tensão em qualquer dos enrolamento que teremos a
f.e.m. no outro.
Baseando-se neste princípio, qualquer dos enrolamentos poderá ser o primário ou
secundário. Chama-se de primário o enrolamento que recebe a energia e secundário
o enrolamento que alimenta a carga.
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1.4. SISTEMAS ELÉTRICOS
Faremos uma rápida revisão de conceitos e fórmulas de cálculo, envolvidos nos
sistemas elétricos com o objetivo de reativar a memória e retirar da extensa teoria
aquilo que realmente interessa para a compreensão do funcionamento e para o
dimensionamento do transformador.
1.4.1. Sistemas de Corrente Alternada Monofásica
1.4.1.1. Generalidades
A corrente alternada se caracteriza pelo fato de que a tensão, em vez de
permanecer fixa, como entre os pólos de uma bateria, varia senoidalmente com o
tempo, mudando de sentido alternadamente, donde o seu nome. O número de vezes
por segundo que a tensão muda de sentido e volta à condição inicial é a freqüência
do sistema, expressa em “ciclos por segundo” ou “h ertz”, simbolizada por “Hz”.
No sistema monofásico, uma tensão alternada U (Volt) é gerada e aplicada entredois fios, aos quais se liga a carga, que absorve uma corrente I (Ampère), conforme
Figura 1.4.
Figura 1.4
1.4.1.2. Tipos de ligação
Se ligarmos duas cargas iguais a um sistema monofásico, esta ligação poderá ser
feita de dois modos:
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- ligação em série (Figura 1.5): na qual duas cargas são atravessadas pela
corrente total ou de circuito; neste caso, a tensão em cada carga será a
metade da tensão do circuito;
- ligação em paralelo (Figura 1.6): na qual é aplicada as duas cargas, a
tensão do circuito; neste caso, a corrente em cada carga será a metade da
corrente total do circuito.
Figura 1.5
Figura 1.6
1.4.2. Sistemas de Corrente Alternada Trifásica
O sistema trifásico é formado pela associação de t rês sistemas monofásicos de
tensões, U1, U2 e U 3 tais que a defasagem entre elas seja 120° e os “atrasos” de U2
e U 1 em relação a U3 sejam iguais a 120°, considerando um ciclo completo 360°.
(Figura 1.7)
-
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Informações Técnicas DT-11
21
Ligando entre si os t rês sistemas monofásicos e eliminando os fios desnecessários,
teremos um sistema trifásico de tensões defasadas de 120° e aplicadas entre os três
fios do sistema.
Figura 1.7
1.4.2.1. Tipos de ligação
a) Ligação triângulo
Chamamos “tensões e correntes de fase” as tensões e correntes de cada um dos
três sistemas monofásicos considerados, indicados por U f e I f .
Se ligarmos os três sistemas monofásicos entre si, como indica a Figura 1.8,
podemos eliminar três fios, deixando apenas um em cada ponto de ligação, e o
sistema trifásico ficará reduzido a três fios U, V e W.
Figura 1.8
-
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Informações Técnicas DT-11
22
A tensão em qualquer destes três fios chama-se “tensão de linha”, UL, que é a
tensão nominal do sistema trifásico. A corrente em qualquer um dos fios chama-se
“corrente de linha”, IL.
Examinando o esquema da Figura 1.9, vê-se que:
- a carga é aplicada a tensão de linha U L que é a própria tensão do sistema
monofásico componente, ou seja, UL = U f ;
- a corrente em cada fio de linha, ou corrente de linha IL é a soma das
correntes das duas fases ligadas a este fio, ou seja, I = If1 + I f2.
Figura 1.9
Como as correntes estão defasadas entre si, a soma deverá ser feita graficamente,
como mostra a Figura 1.10. Pode-se verificar que: f f L I I I ×=×= 732,13
Figura 1.10
-
8/20/2019 Especificação de Trafos
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Informações Técnicas DT-11
23
Exemplo: Em um sistema trifásico equilibrado de tensão nominal 220V, a corrente
de linha medida é de 10A. Ligando a este sistema uma carga trifásica composta de
três cargas iguais ligadas em triângulo, qual a tensão e a corrente ligada em cada
uma das cargas?
Temos:
V U U L f 220== , em cada uma das fases
A I I I I L f f L 77,510577,0577,0732,1 =×=×=∴×= , em cada uma das cargas
b) Ligação estrela
Ligando um dos fios de cada sistema monofásico a um ponto comum aos três
restantes, forma-se um sistema trifásico em estrela (Figura 1.11). Às vezes o
sistema trifásico em estrela é a “quatro fios” ou “com neutro”.
O quarto fio é ligado ao ponto comum às três fases. A tensão de linha, ou a tensão
nominal do sistema trifásico, e a corrente de linha são definidas do mesmo modo
que na ligação triângulo.
U V W
I1 I2 I 3
U f1 U f2 U f3
If1 I f3I f2
Figura 1.11
Examinando o esquema da Figura 1.12 vê-se que:
- a corrente em cada fio da linha, ou corrente da linha IL = I f ;
-
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Informações Técnicas DT-11
24
- a tensão entre dois fios quaisquer do sistema trifásico é a soma gráfica
(Figura 1.13) das tensões de duas fases as quais estão ligados os fios
considerados, ou seja: f f L U U U ×=×= 732,13 .
Figura 1.12
Figura 1.13
Exemplo: Em uma carga trifásica composta de três cargas iguais, cada carga é feita
para ser ligada a uma tensão de 220V, absorvendo 5,77A. Qual a tensão nominal do
sistema trifásico que alimenta esta carga em suas condições normais (220V e 5,77A)
e qual a corrente de linha?
Temos:
V U f 200= , em cada uma das cargas
V U L 380220732,1 =×=
A I I f L 77,5==
-
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Informações Técnicas DT-11
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c) Ligação zig-zag
Este tipo de ligação é preferível onde existem desequilíbrios acentuados de carga.
Cada fase do secundário, compõe-se de duas bobinas dispostas cada uma sobre
colunas diferentes, ligadas em série, assim a corrente de cada fase do secundário
afeta sempre por igual as duas fases do primário.
Na Figura 1.14 temos um diagrama mostrando as ligações e os sentidos das
correntes em cada enrolamento. Na Figura 1.15 temos o diagrama fasorial da
ligação zig-zag.
Figura 1.14
Figura 1.15
-
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Informações Técnicas DT-11
26
O transformador torna-se mais caro, principalmente pelo aumento de 15,5% no
volume de cobre e pela complexidade de sua montagem.
Além de atenuar a 3ª harmônica, oferece a possibilidade de 3 tensões: 220/127V,
380/220V e 440/254V.
Supondo tensões de linha para V 1 = 220/127V. (Figura 1.16)
Figura 1.16
oo
ZZ V V V 060 11 ∠+∠= ondeo
V V 012 ∠= 017,12760017,127 +∠= o ZZ V
110527,190 jV ZZ +=
o
ZZ V 30220∠= (tensão de fase)
V V L ZZ 3803220)( =×=
Desta maneira com dois enrolamentos em ligação zig -zag, conseguimos 380/220V.
Para obtermos 220/127V ligamos em paralelo as duas bobinas de uma mesma
coluna e para 440/254V ligamos as bobinas em série.
1.4.2.2. Autotransformador
Possui estrutura magnética semelhante aos transformadores normais, diferenciando-
se apenas na parte elétrica, isto é, os enrolamentos do primário e secundário
-
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Informações Técnicas DT-11
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possuem um certo número de espiras em comum, Figura 1.17.
Figura 1.17
11
V
P I =
22
V
P I =
12 I I I −=
A relação entre a tensão superior e a tensão inferior não deve ser superior a 3. Éreversível, pode ser abaixador ou elevador. Quando tiver várias tensões, é dotado
de painel de religação, comutador de derivações ou as diversas saídas podem ser
conectadas diretamente nas buchas.
O autotransformador trifásico é realizado com agrupamento das fases em estrela.
Vantagens: - deslocamento angular entre AT e BT é sempre nulo;- possibilidad e de ligação do centro à terra, a fim de eliminar o perigo de
sobretensões com respeito à terra linha BT.
- Quanto menor a relação entre a tensão superior e a tensão inferior, maior
a vantagem econômica entre autotransformador e transformador.
-
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1.5. Potências
Em um sistema elétrico, temos três tipos de potências: potência aparente, ativa e
reativa.
Estas potências estão intimamente ligadas de tal forma que constituem um triângulo,
o chamado “triângulo das potências”. (Figura 1.18)
Figura 1.18
onde:
S = potência aparente, expressa em VA (Volts-Ampère)
P = potência ativa ou útil, expressa em W (Watt)Q = potência reativa, expressa em VAr (Volt Ampère reativa)
Ø = ângulo que determina o fator de potência.
1.5.1. Potência Ativa ou Útil
É a componente da potência aparente (S) que realmente é utilizada em um
equipamento na conversão da energia elétrica em outra forma de energia.
Em um sistema monofásico:
Ø I U P cos⋅⋅= [W]
-
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Em um sistema trifásico:
Ø I U P f f cos3 ⋅⋅⋅= [W]
ou
Ø I U P L L cos3 ⋅⋅⋅= [W]
1.5.2. Potência Reativa
É a componente da potência aparente (Q) que não contribui na conversão de
energia.
Em um sistema monofásico:
Ø I U Q sen⋅⋅= [VAr]
Em um sistema trifásico:
Ø I U Q f f sen3 ⋅⋅⋅= [VAr]
ou
Ø I U Q L L sen3 ⋅⋅⋅= [VAr]
1.5.3. Potência Aparente
É a soma vetorial da potência útil e a reativa, e define o dimensionamento dos
condutores, transformadores, equipamentos de proteção e de manobra. É uma
grandeza que, para ser definida, precisa de módulo e ângulo, características do
vetor.
Módulo: 22 Q P S +=
Ângulo:
= P
Qarctg Ø
Aqui podemos notar a importância do fator de potência. É definido como:
S
P
Ø fp == cos
-
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Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S) e por aí se nota a
importância da manutenção de um fator de potência elevado numa instalação. O
baixo fator de potência causa sérios problemas às instalações elétricas, entre as
quais podem ser destacados: sobrecargas nos cabos e transformadores,
crescimento da queda de tensão, redução do nível de iluminância, aumento das
perdas no sistema de alimentação.
Além disto, as concessionárias de energia cobram pesadas multas sobre a tarifa de
energia para aqueles que apresentarem fator de potência inferior a 0,92.
Em um sistema monofásico:
I U S ⋅= [VA]
Em um sistema trifásico:
f f I U S ⋅⋅= 3 [VA]
ou
L L I U S ⋅⋅= 3 [VA]
Outras relações importantes:
Ø
P S
cos= [VA]
Ø
QS
sen= [VA]
-
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A seguir, introduzimos uma tabela prática para determinação dos valores de tensão,
corrente, potência e fator de potência de transformadores em função do tipo de
ligação. (Tabela 1.1)
Tabela 1.1Determinação Estrela Triângulo Zig-Zag
Tensão de Linha U L U L U L
Tensão no
Enrolamento 3 LU U L
3 LU
Corrente de Linha IL IL IL
Corrente de
Enrolamento IL 3 L I
IL
Liga ções dos
Enrolamentos
Esquemas
Potência Aparente kVA L L f f I U I U S ⋅⋅=⋅⋅= 33
Potência Ativa kW Ø I U Ø I U P L L f f cos3cos3 ⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=
Potência Reativa kVAr Ø I U Ø I U Q L L f f sen3sen3 ⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=
Potência Absorvida
da Rede PrimáriaKVA
η
kVAS P =
Fator de Potência do
Primário( ) r u eeØ Ø −−⋅= 100coscos 21 (*)
Fator de Potência do
SecundárioDo projeto de instalação (cosØ2 )
(*) ey = Tensão de curto -circuito
er = componente da tensão de curto -circuito
-
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Exemplo: Cálculo da potência aparente requerida por dois equipamentos com fator
de potência (cosØ)
APARELHO 1 APARELHO 2
S
P Ø
Ø
W P
=
==
cos
5,0cos
1000
S
P Ø
Ø
W P
=
==
cos
92,0cos
1000
APARELHO 1 : VAS 20005,01000 ==
APARELHO 2 : VAS 108792,0
1000==
CONCLUSÃO:
Verificamos que o equipamento 2 que possui o maior fator de potência requer
apenas 1087 VA, enquanto que o equipamento 1 requer 2000 VA de potência
aparente.
Um transformador é dimensionado pela potência aparente (S), e por aí nota-se a
importânci a da manutenção de um fator de potência elevado em uma instalação.
-
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2. DEFINIÇÕES IMPORTANTES E NORMALIZAÇÃO
2.1. POTÊNCIA NOMINAL
Entende-se por potência nominal de um transformador, o valor convencional de
potência aparente. Serve de base ao projeto, aos ensaios e às garantias do
fabricante e determina o valor da corrente nominal que circula, sob tensão nominal,
nas condições especificadas na respectiva norma.
2.1.1. Transformadores Trifásicos
A potência nominal de um transformador trifásico é a potência aparente definida pela
expressão:
Potência nominal =1000
3⋅⋅nn
I U [kVA]
2.1.2. Transformadores Monofásicos
A potência nominal de um transformador monofásico é a potência aparente definida
pela expressão:
Potência nominal =1000
nn I U ⋅
[kVA]
2.1.3. Potências Nominais Normalizadas
As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR 5440), dos
transformadores de distribuição para instalação em postes e plataformas, são as
seguintes:
a) transformadores monofásicos para instalação em postes: 5, 10, 15, 25,
37.5, 50, 75 e 100 kVA;
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b) transformadores trifásicos para instal ação em postes 15, 30, 45, 75, 112.5
e 150kVA;
c) transformadores trifásicos para instalação em postes ou plataformas: 225
e 300kVA.
As potências nominais em kVA, normalizadas pela ABNT (NBR 12454 e NBR 9369),
para transformadores de potência, são as seguintes: 225, 300, 500, 750,1000, 1500,
2000, 2500, 3000, 3750, 5000, 7500, 10000, 15000, 25000, 30000.
Quando de transformadores providos de um ou mais estágios de resfriamento
forçado, entende-se como potência nominal o último estágio.
Recomenda-se a escolha de um destes valores, pois os fabricantes já possuem
projetos prontos para os mesmos, o que reduz os custos e o tempo de entrega dos
referidos transformadores.
Os transformadores com potências superiores a 40MVA não são normalizados, e
dependem da solicitação do cliente.
2.2. TENSÕES
2.2.1. Definições
Tensão Nominal (U n ): É a tensão para a qual o enrolamento foi projetado.
Tensão a Vazio (U o ): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador
energizado, porém sem carga.
Tensão sob Carga: (U c ): É a tensão entre os bornes do secundário do transformador,
estando o mesmo sob carga, correspondente a sua corrente nominal. Esta tensão é
influenciada pelo fator de potência (cosØ)
-
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Regulação: É a variação entre a tensão a vazio e sob carga e sob determinado fator
de potência.
Tensão Superior (TS): É a tensão correspondente à tensão mais alta em um
transformador. Pode ser tanto referida ao primário ou secundário, conforme o
transformador seja abaixador ou elevador.
Tensão Inferior (TI): É a tensão correspondente à tensão mais baixa em um
transformador. Pode ser também referida ao primário ou secundário, conforme o
transformador seja elevador ou abaixador.
Tensão de Curto-circuito (U cc ): Comumente chamada de impedância, é a tensãoexpressa, usualmente, em porcentagem (referida a 75°C) em relação a uma
determinada tensão, que deve ser ligada aos terminais de um enrolamento para
obter a corrente nominal no outro enrolamento, cujos terminais estão curto-
circuitados.
A tensão de curto-circuito medida deve manter-se dentro de ± 7,5% de tolerância,
em relação ao valor declarado pelo fabricante.
Nas Tabelas 3.1, 3.2, 3.3 e 3.4 encontraremos os valores de impedância (coluna 5)
para os transformadores que trata este manual.
Impedância de Seqüência Zero (Z 0 ): É a impedância, por fase e sob freqüência
nominal, entre os terminais de linha de um enrolamento polifásico em estrela ou zig-
zag, interligados e o terminal de neutro. Seu valor depende do tipo de ligação.
É necessário conhecer a impedância de seqüência zero para o estudo de circuitos
polifásicos desequilibrados (curto-circuito) e é somente levada em consideração em
transformadores delta-estrela (zig-zag) aterrado ou estrela-estrela (zig-zag)
duplamente aterrado.
2.2.2. Escolha da Tensão Nominal
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2.2.2.1. Transformadores de distribuição
Tabela 2.1 - Transformadores sem DerivaçõesTensão [V]
Primário Secundário
Tensão
máxima do
equipamento
kVeficaz Trifásico e
monofásico (FF)
Monofásico
(FN)Trifásico Monofásico
1513800
13200
7967
7621
24,223100
22000
13337
12702
36,2
34500
33000
19919
19053
380/220
ou
220/127
Dois terminais: 220 ou 127
Três terminais: 440/220, 254/127,
240/120 ou 230/115
NOTA: FF = tensão entre fases
FN = tensão entre fase e neutro
Tabela 2.2 - Derivações e Relações de Tensões
Tensão [V]
Primário SecundárioTensão máxima
do equipamento
kVeficaz
Derivação n o Trifásico e
monofásico
(FF)
Monofásico
(FN)Trifásico Monofásico
1 2 3 4 5 6
15
1
2
3
13800
13200
12600
7967
7621
7275
24,2
1
2
3
23100
22000
20900
13337
12702
12067
36,2
1
2
3
34500
33000
31500
19919
19043
18187
380/220
ou220/127
Dois
terminais: 220
ou 127
Trêstermin ais:
440/220,254/
127, 240/120
ou 230/115
NOTA: FF = tensão entre fases
FN = tensão entre fase e neutro
-
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2.2.2.2. Transformador de distri buição a ser instalado no domínio de uma
concessionária.
A concessionária de energia elétrica possui norma próp ria. As tensões serão,
portanto, definidas pela mesma.
Exemplo:
AMPLA:
AT: 13800 - 13200 - 12600 - 12000 - 11400 - 10800V
BT: 220/127V
RGE:
AT: 13800 - 13200 - 12600V ou
23100 - 22000 - 20900V
BT: 380/220V ou 220/127V
Existem concessionárias que quando do fornecimento de transformadores aomercado particular exigem que estes sejam construídos e ensaiados em
atendimento integral as suas normas, recomenda-se verificar esta particularidade
com a concessionária local antes da aquisição dos transformadores.
2.2.2.3. Transformador para uso industrial .
Em uma indústria poderemos ter três ou até quatro níveis de tensão:
- Subestações de entrada:
• Primário - 72,5kV e 138kV ;
• Secundário - 36,2kV - 24,2kV ou 13,8kV.
- Subestações de distribuição:
•Primário - 36, 2kV - 24,2kV ou 13,8kV;
• Secundário - 440/254V, 380/220V ou 220/127V.
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Quando a potência dos transformadores for superior a 3MVA não se recomenda
baixar a tensão diretamente para tensão de uso, pois os mesmos tornam-se muito
caros devido as altas correntes. Recomenda-se baixar para uma média tensão, ou
seja, 6,9kV, 4,16kV ou 2,4kV e, próximo aos centros de carga rebaixar novamente
para as tensões de uso.
Ainda um caso particular de nível de tensão primária deve ser comentado. Existem
algumas regiões onde o nível de tensão de distribuição está sendo alterado. Neste
caso, a concessionária avisa o interessado, que a tensão atual passará a outro nível
dentro de um determinado período de tempo; logo, o transformador a ser instalado
deverá ser capaz de operar em duas tensões primárias, para evitar a necessidadede aquisição de novo equipamento quando da alteração. Estes transformadores
especiais são chamados de religáveis.
A escolha da tensão do secundário depende de vários fatores. Dentre eles
destacamos:
a) econômicos, a tensão de 380/220V requer seções menores doscondutores para uma mesma potência;
b) segurança, a tensão de 220/127V é mais segura com relação a contatos
acidentais.
De uma forma geral, podemos dizer que para instalações onde equipamentos como
motores, bombas, máquinas de solda e outras máquinas constituem a maioria da
carga, deve-se usar 380/220V e para instalações de iluminação e força deresidências deve-se adotar 220/127V. Na NBR 5440 da ABNT encontramos a
padronização das tensões primárias e secundárias.
2.3. DERIVAÇÕES
Para adequar a tensão primária do transformador à tensão de alimentação, o
enrolamento primário, normalmente o de TS, é dotado de derivações (taps), que
podem ser escolhidos mediante a utilização de um painel de ligações ou comutador,
-
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conforme projeto e tipo construtivo, instalados junto à parte ativa, dentro do tanque.
Este aparato, na maioria dos transformadores de baixa potência, deve ser
manobrado com o transformador desconectado da rede de alimentação.
Em geral o valor da tensão primária, indicada pela concessionária constitui o valor
médio entre aqueles que efetivamente serão fornecidos durante o exercício.
2.3.1. Definições
Derivação principal: Derivação a qual é referida a característica nominal do
enrolamento, salvo indicação diferente à derivação principal é:
a) no caso de número ímpar de derivações, a derivação central;
b) no caso de número para de derivações, aque la das duas derivações
centrais que se acha associada ao maior número de espiras efetivas do
enrolamento;
c) caso a derivação determinada segundo ”a” ou “b” não seja de plena
potência, a mais próxima derivação de plena potência.
Figura 2.1
-
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Derivação superior: Derivação cujo fator de derivação é maior do que 1.
Derivação inferior: Derivação cujo fator de derivação é menor do que 1.
Degrau de derivação: Diferença entre os fatores de derivação, expressos em
percentagem, de duas derivações adjacentes.
Faixa de derivações: Faixa de derivação do fator de derivação, expresso em
percentag em e referido ao valor 100. A faixa de derivações é expressa como segue:
a) se houver derivações superiores ou inferiores:+ a %, - b % ou + a % (quando a = b);
b) se houver somente derivações superiores:
+ a %;
c) se houver somente derivações inferiores:
- b %.
A Figura 2.1 é a representação esquemática de um enrolamento trifásico com trêsderivações e a forma de suas conexões.
Tabela 2.3
Posições do comutador 1 2 3
Comutador conecta os pontos
10-7
11-8
12-9
7-13
8-14
9-15
13-4
14-5
15-6
Tensão em cada derivação UN + a% UN UN - b%
Percentual de variação por degrau a
b
Tabela 2.4
ClasseDerivação
Superior
Derivação
Principal
Derivação
Inferior
Degrau de
Derivação
15 13800 13200 12600 + 4,5
24,2 23100 22000 20900 + 5%
36,2 34500 33000 31500 + 4,5
-
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2.4. CORRENTES
2.4.1. Corrente Nominal
A corrente nominal (In) é a corrente para a qual o enrolamento foi dimensionado, e
cujo valor é obtido dividindo-se, a potência nominal do enrolamento pela sua tensão
nominal e pelo fator de fase aplicável (1 para transformadores monofásicos e 3
para transformadores trifásicos).
2.4.2. Corrente de Excitação
A corrente de excitação ou a vazio (Io) é a corrente de linha que surge quando emum dos enrolamentos do transformador é ligada a sua tensão nominal e freqüência
nominal, enquanto os terminais do outro enrolamento (secundário) sem carga,
apresentam a tensão nominal.
A corrente de excitação é variável conforme o projeto e tamanho do transformador,
atingindo valores percentuais mais altos quanto menor for a potência do mesmo.
A corrente de excitação, conforme Figura 2.2 apresenta as suas componentes ativa
e reativa, que se determinam pelas seguintes expressões:
Figura 2.2
0
0
sen
cos
Ø I I
Ø I I
oq
o p
⋅=
⋅=
-
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sendo:
o
o
I V
P Ø
⋅=cos
A componente reativa originada pela magnetização representa mais que 95% da
corrente total, de forma que uma igualdade de I q com l o leva somente a um pequeno
erro.
Em transformadores trifásicos normais, Io não é idêntico nas três fases, em virtude
do caminho mais longo no ferro, relativo às fases externas. Por isso I o referente a
fase central é menor que das outras.
Devido ao fato acima, o valor de Io fornecido pelo fabricante, representa a média das
três fases e é expresso em porcentagem da corrente nominal.
2.4.3. Corrente de Curto-Circuito
Em um curto-circuito no transformador, é preciso distinguir a corrente permanente
(valor efetivo) e a corrente de pico (valor de crista).
2.4.3.1. Corrente de curto-circuito permanente
Quando o transformador, alimentado no primário pela sua tensão e freqüência
nominal e o secundário estiver curto-circuitado nas três fases, haverá uma corrente
de curto-circuito permanente, que se calcula pela seguinte expressão:
100(%)
)( ⋅= Z
N CAcc
E
I I
onde:
I N = corrente nominal
E z = impedância a 75oC (%)
-
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Informações Técnicas DT-11
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A intensidade e a duração máxima da corrente de curto, que deve suportar o
transformador, são normalizadas.
A duração da corrente de curto-circuito simétrica, a ser utilizada no cálculo da
capacidade térmica de suportar curto-circuitos, é 2 s, salvo especificação diferente.
Para autotransformadores e transformadores com correntes de curto-circuito
superior a 25 vezes a corrente nominal, pode ser adotada uma duração de corrente
de curto-circuito inferior a 2 s, mediante acordo entre fabricante e comprador.
2.4.3.2. Corrente de curto-circuito de pico
Entende-se como corrente de curto-circuito de pico, o valor máximo instantâneo da
onda de corrente, após a ocorrência do curto-circuito.
Esta corrente provoca esforços mecânicos elevados e é necessário que os
enrolamentos estejam muito bem ancorados por cuidadosa disposição de cabos e
amarrações para tornar o conjunto rígido.
Enquanto a corrente de pico afeta o transformador em sua estrutura mecânica, a
corrente permanente afeta de forma térmica.
Os esforços mecânicos advindos da corrente de curto são mais acentuados em
transformadores de ligação zig-zag, porque somente a metade de cada enrolamento
de fase é percorrido pela corrente induzida de outra fase.
2.4.4. Corrente de Partida ou Inrush
É o valor máximo da corrente de excitação (Io) no momento em que o transformador
é conectado à linha (energizado) ela depende das características construtivas do
mesmo.
-
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A corrente de partida é maior quanto maior for a indução usada no núcleo e maior
quanto menor for o transformador. O valor máximo varia em média de 4 a 20 vezes a
corrente nominal.
O fabricante deverá ser consultado para se saber o seu valor. Costuma-se admitir
seu tempo de duração em torno de 0,1s (após a qual a mesma já desapareceu).
2.5. FREQÜÊNCIA NOMINAL
Freqüência nominal é a freqüência da rede elétrica de alimentação para a qual o
transformador foi projetado.
No Brasil todas as redes apresentam a freqüência de 60Hz, de forma que os
equipamentos elétricos são projetados para esta mesma freqüência. Existem muitos
países onde a freqüência nominal padrão é 50HZ, como Argentina, Uruguai,
Paraguai, etc.
2.6. NÍVEL DE ISOLAMENTO
O nível de isolamento dos enrolamentos deve ser escolhido entre os valores
indicados na Tabela 2.5 (NBR 5356).
A escolha entre as tensão suportáveis nominais, ligadas a dada tensão máxima do
equipamento da tabela acima, depende da severidade das condições de
sobretensão esperadas no sistema e da importância da instalação.
Na NBR 6939, os valores escolhidos devem ser claramente indicados naespecificação ou solicitação de oferta.
-
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Tabela 2.5 - Níveis de Isolamento para Tensão Máxima Igual ou Inferior a 242kV
Tensão máximado equipamento
kV ( eficaz)
Tensão suportável nominal deimpulso atmosférico
PlenokV ( crista)
CortadokV ( crista)
Tensão suportável nominal à freqüênciaindustral, durante 1 min. e tensão induzi da
kV (eficaz)
1
0,61,2
7,2
15
24,2
36,2
72,5
92,4
145
242
2
40
6095
110125
150150170
200350380
450450
550
650750850950
3
44
66105
121138
165165187
220385418
495495
605
7158259351045
4
410
20
34
50
70
140150
185185
230
275325360395
2.7. DESLOCAMENTO ANGULAR
Em transformadores trifásicos, os enrolamentos de cada fase são construídos
trazendo intrinsecamente o conceito de polaridade, isto é, isolando-se eletricamente
cada uma das fases, podemos realizar o teste de polaridade do mesmo modo que
para os transformadores monofásicos. No entanto tal procedimento torna-se pouco
prático, além do mais, não nos informa a maneira como estão interligados os
enrolamentos.
Assim uma nova grandeza foi introduzida, o “deslocamento angular” que é o ângulo
que define a posição recíproca entre o triângulo das tensões co ncatenadas primárias
e o triângulo das tensões concatenadas secundárias e será medido entre fases.
-
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De uma maneira prática: seja o transformador ligado na configuração mostrada na
Figura 2.3.
Figura 2.3
Traçamos os diagramas vetoriais de tensão do transformador, Figura 2.4. Tomandoo fasor de AT como origem, determinamos o deslocamento angular através dos
ponteiros de um relógio cujo ponteiro grande (minutos) se acha parado em 12
coincide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário) e um
terminal de linha do enrolamento de alta tensão e cujo ponteiro pequeno (horas)
coincide com o fasor da tensão entre o ponto neutro (real ou imaginário e o terminal
de linha correspondente do enrolamento considerado.
H1
H3 H2
X1
X2
X3
Figura 2.4
-
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Para os transformadores de que tratamos nesta especificação, o mais comum é a
utilização da ligação triângulo na alta t ensão e estrela na baixa (designado por Dy).
Quando ao deslocamento angular, o normal é de 30o para mais ou menos (avanço
ou atraso), cujas designações são Dy11 e Dy1.
As demais ligações e deslocamentos angulares não requerem nenhum cuidado
especial e podem ser facilmente fornecidas.
A Tabela 2.6 mostra designação de ligações de transformadores trifásicos de uso
generaliza do, e o correspondente deslocamento angular.
Os diagramas de ligação pressupõem igual sentido de bobinagem para todos os
enrolamentos.
A Figura 2.5 mostra o defasamento do exemplo, usando indicação horário de
fasores, o deslocamento no caso é Dy11, ou seja, - 30 º.
-
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Tabela 2.6 – Deslocamento Angular
-
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trocar um dos transformadores por um de reserva, com menor tempo de parada,
caso existir o de reserva à disposição. Porém, a desvantagem está no c apital inicial
empregado em 3 ou 4 transformadores monofásicos ao invés de 2 transformadores
trifásicos de potência equivalente a custo menor.
Figura 2.6 – Transformador M onofásico FN
(1 Bucha de AT e 2 Buchas de BT)
Figura 2.7 – Transformador Monofásico FN
(1 Bucha de AT e 3 Buchas de BT)
-
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Figura 2.8 – Transformador M onofásico FF
(2 Buchas de AT e 2 Buchas de BT)
Figura 2.9 – Transformador Monofásico FF
(2 Buchas de AT e 3 Buchas de BT)
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Figura 2.10 – Transformador Trifásico FF
(3 Buchas de AT e 4 Buchas de BT)
Figura 2.11 – Transformadores Monofásicos Ligados em Banco Trifásico Dyn
-
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3. CARACTERÍSTICAS DE DESEMPENHO
3.1. PERDAS
Em condições normais de funcionamento e altitude de instalação até 1000m, é
considerado que a temperatura ambiente não ultrapasse os 40oC a média diária não
seja superior aos 30 oC. Para estas condições, os limites de elevação de temperatura
previstos em normas são:
- média dos enrolamentos: 55 oC ou 65 (com conservador);
- do ponto mais quente dos enrolamentos: 65 oC ou 80ºC (com conservador);- do óleo (próximo à superfície): 50 oC (selados),
55 oC ou 65ºC (com conservador)
3.1.1. Perdas no Material dos Enrolamentos (Perdas em Carga ou Perdas no Cobre)
a) perdas na resistência ôhmica dos enrolamentos: são perdas que surgem
pela passagem de uma corrente (I) por um condutor de determinadaresistência (R); estas perdas são representadas pela expressão I 2 R e
dependem da carga aplicada ao transformador;
b) perdas parasitas no condutor dos enrolamentos: são perdas produzidas
pelas correntes parasitas induzidas, nos condutores das bobinas, pelo
fluxo de dispersão; são perdas que dependem da corrente (carga), do
carregamento elétrico e da geometria dos condutores das bobinas;
c) perdas parasitas nas ferragens da parte ativa e tanque.
3.1.2. Perdas no Ferro do Núcleo Magnético (Perdas em Vazio)
a) perdas por histerese: são perdas provocadas pela propriedade das
substâncias ferromagnéticas de apresentarem um atraso entre a indução
-
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magnética (B) e o campo magnético (H); o fenômeno da histerese é
análogo ao da inércia mecânica;
b) perdas por correntes parasitas: assim como no caso das perdas parasitas
no material condutor dos enrolamentos, o fluxo indutor variável induz no
ferro forças eletromotrizes que por sua vez farão circular as correntes
parasitas em circuitos elétricos fechados; estas são proporcionais ao
quadrado da indução.
Como vimos, as perdas se apresentam principalmente no núcleo e nos
enrolamentos, e são expressas em watts.
Existem perdas originárias de indução nas ferragens e no tanque; e outras de
origens aleatórias nem sempre de perfeita definição, que porém comparadas as
descritas nos itens 3.1.1 e 3.1.2 deste capítulo, podem ser desprezadas. Quando da
realização de ensaio para determinação das perdas, estas aleatórias são detectadas
juntamente com as principais.
Além da elevação de temperatura, a ABNT também estabelece as perdas máximaspara transformadores de distribuição imersos em óleo, em função da potência, do
número de fases e da tensão do primário.
Transformadores com características elétricas idênticas podem ser construídos com
diferentes valores de perdas desde que respeitado os limites de elevação de
temperatura. Para isto é necessário a adequação da quantidade de radiadores, o
que influi diretamente nas dimensões externas do transformador.
Reproduzimos a seguir as tabelas da ABNT encontradas na NBR 5440, onde consta
o valor das perdas acima descritas.
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Tabela 3.1 – Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de
Curto-Circuito em Transformadores Trifásicos de Tensão Máxima do Equipamento
de 15 kV
Potência
[kVA]
Corrente de excitação
máxima [%]
Perdas em vazio
máxima [W]
Perdas totais
máxima [W]
Tensão de curto -
circuito a 75 oC [%]
1 2 3 4 5
15
30
45
75
112.5
150
4,8
4,1
3,7
3,1
2,8
2,6
100
170
220
330
440
540
440
740
1000
1470
1990
2450
3,5
225
300
2,3
2,2
765
950
3465
4310
4,5
Tabela 3.2 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de
Curto-Circuito em Transformadores Trifásicos de Tensões Máximas do Equipamento
de 24,2 kV e 36,2 kV
Potência
[kVA]
Corrente de excitação
máxima [%]
Perdas em vazio
máxima [W]
Perdas totais
máxima [W]
Tensão de curto -
circuito a 75 oC [%]
1 2 3 4 5
15
30
45
75
112,5
150
5,7
4,8
4,3
3,6
3,2
3,0
110
180
250
360
490
610
500
825
1120
1635
2215
2755
4,0
225
300
2,7
2,5
820
1020
3730
46205,0
-
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Tabela 3.3 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excit ação e Tensões de
Curto-Circuito em Transformadores Monofásicos com Tensão Máxima de 15 kV
Potência
[kVA]
Corrente de excitação
máxima [%]
Perdas em vazio
máxima [W]
Perdas totais
máxima [W]
Tensão curto -
circuito a 75 oC [%]1 2 3 4 5
3
5
10
15
25
37,5
50
75
100
4,9
4,0
3,3
3,0
2,7
2,4
2,2
2,0
1,9
40
50
60
85
120
160
190
230
280
115
160
260
355
520
700
830
1160
1500
2,5
Tabela 3.4 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de
Curto-Circuito em Transformadores Monofásicos com Tensões Máximas de 24,2kv e
36,2 kV
Potência(kVA)
Corrente de excitaçãomáxima [%]
Perdas em
vazio
máxima [W]
Perdas totaismáxima [W]
Tensão curto -circuito a 75 oC [%]
1 2 3 4 5
3
5
10
15
25
37,550
75
100
5,7
4,8
4,0
3,6
3,1
2,92,7
2,1
1,5
40
50
70
90
130
170220
250
300
115
170
285
395
580
775975
1260
1550
2,5
(para 24,2kV)
3,0(para 36,2kV)
-
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3.2. RENDIMENTO
“Relação, geralmente expressa em porcentagem, entre a potência ativa fornecida e
a potência ativa recebida por um transformador.” Esta é a definição dada aorendimento pela norma NBR 5356. É dada pela expressão
100⋅+
=t P P
P η [%]
onde:
η = rendimento do transformador em %
Pt = perdas totais, em kWP = potência fornecida pelo transformador em kW.
O rendimento de determinado transformador não é fixo ao longo do seu ciclo de
operação, pois depende do fator de potência e da relação entre a potência fornecida
e a potência nominal.
Esta última relação é conhecida como fator de carga. Usa-se então, para o cálculodo rendimento:
100cos
12
2
⋅
⋅++⋅⋅⋅+
−= Pcb P Ø S b
Pcb P
on
oη [%]
onde:
b = fator de carga = n P P
Sn = potência nominal em kVA.
Po = perdas no ferro do núcleo magnético em kW.
Pc = perdas no material dos enrolamentos em kW (perdas de carga)
cos Ø = fator de potência da carga
O rendimento máximo de um transformador ocorre quando as perdas no material
dos enrolamentos e as perdas no ferro forem iguais.
-
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Se quisermos saber qual a carga que deve ser aplicada a um transformador para
que este opere com rendimento máximo, devemos fazer:
n
o
S bS
e
Pc
P b
⋅=
=
Tabela 3.5
Transformadores trifásicos – Rendimentos Potência [kVA] 15 30 45 75 112.5 150 225 300 500
15kV 97,02 97,49 97,74 98,00 98,19 98,32 98,42 98,52 98,32
24,2kV 96,64 97,21 97,48 97,78 97,99 98,12 98,30 98,42 97,80
36,2kV 96,64 97,21 97,48 97,78 97,99 98,12 98,30 98,42 97,30
Transformadores monofásicos – Rendime ntos
Potência [kVA] 5 10 15 25 37.5 50 75 100
15kV 96,15 97,37 97,59 97,88 98,09 98,30 98.42 98,47
24,2kV 96,52 97,08 97,33 97,65 97,88 98,01 98,29 98,42
36,2kV 96,52 97,08 97,33 97,65 97,88 98,01 98,29 98.42
3.3. REGULAÇÃO
Na linguagem prática a queda de tensão industrial ∆V, referida à corrente de plena
carga, é chamada de regulação, sendo expressa em porcentagem da tensão
secundária nomin al e é dada pela expressão:
⋅−⋅
+⋅+⋅⋅=
2
200
sencos
sencos%
Ø E Ø E
Ø E Ø E a R
R X
x R
sendo:
a = fator de carga
E R = componente resistiva da impedância em %
E x = componente reativa da impedância em %
cos Ø = fator de potência da carga do transformador
Ø Ø 2cos1sen −=
-
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Exemplo: Cálculo de rendimento e regulação, com os seguintes dados: Potência
nominal = 300kVA; Perda a vazio = 1120W; Perda total = 4480; Impedância = 4,5%
Tabela 3.6
CosØ Carga % Rend % Regul %
0,8
0,8
0,8
0,8
25
50
75
100
97,83
98,39
98,35
98,16
0,8876
1,775
2,662
3,550
0,9
0,9
0,90,9
25
50
75100
98,06
98,56
98,5398,36
0,7416
1,483
2,2252,966
1,0
1,0
1,0
1,0
25
50
75
100
98,25
98,71
98,67
98,52
0,3037
0,6074
0,9112
1,214
3.4. CAPACIDADE DE SOBRECARGA
Como dissemos anteriormente, é a elevação de temperatura que limita a potência a
ser fornecida por um transformador. O aquecimento em excesso, contribui para o
envelhecimento precoce do isolamento, diminuindo a vida útil do transformador que
teoricamente é de 65.000 horas de operação contínua com o ponto mais quente do
enrolamento a 105oC.
A temperatura ambiente é um fator importante na determinação da capacidade decarga dos transformadores, uma vez que a elevação de temperatura para qualquer
carga, deve ser acrescida a temperatura ambiente para se determinar a temperatura
de operação.
Os transformadores normalmente operam num ciclo de carga que se repete a cada
24 horas. Este ciclo de carga, pode ser constante, ou pode ter um ou mais picos
durante o período.
-
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Para se usar as recomendações de carregamento da NBR 5416/97, mostradas nas
tabelas 3.7, 3.8, 3.9 e 3.10, o ciclo de carga real precisa ser convertido para um ciclo
de carga retangular simples, mas termicamente equivalente. A carga permissível,
obtida das tabelas acima citadas, são funções da carga inicial, da ponta de carga e
da sua duração. Cada combinação de cargas nas tabelas deve ser considerada
como um ciclo retangular de carga, constituído de uma carga inicial, essencialmente
constante de 50, 70, 90 ou 100% da capacidade nominal, seguida de uma ponta de
carga retangular de grandeza e duração dadas.
Não há um critério único para a avaliação do fim da vida do transformador.
Entretanto é possível fazer-se um avaliação da velocidade do envelhecimentoadicional a que está sendo submetido o equipamento, comparando a perda de vida
com uma taxa de perda de vida média de referência.
Calcula-se a perda de vida, ao longo de um período de tempo ∆t (horas), em que a
temperatura do ponto mais quente do enrolamento (θe) permanece constante, pela
equação:
t PV A
B
e ∆⋅×=
+
+−
10010% 273 θ
onde:
A é igual a –14,133 (transformador de 55oC)
A é igual a –13,391 (transformador de 65oC)
B é igual a 6972,15
PV é a perda de vida
∆t é o intervalo de tempo genérico
θe é a de temperatura do ponto mais quente do enrolamento
Normalmente, os transformadores devem operar, segundo ciclos de carga que não
propiciem perdas de vida adicionais, mas nos casos extremos de operação, onde
esta perda de vida se torna necessária, deve-se impor um valor máximo de perda de
vida adicional.
-
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A Tabela 3.8 mostra a carga admissível, após um carregamento contínuo de 70%,
com temperatura ambiente a 30oC, é de 133% durante uma hora, sem que sejam
ultrapassados os valores-limite de temperatura prescritos na norma NBR 5416.
Deve-se evitar operar o transformador com temperaturas do ponto mais quente do
enrolamento superiores a 140oC, devido a provável formação de gases na isolação
sólida e no óleo, que poderiam representar um risco para a integridade da rigidez
dielétrica do equipamento.
Nesta norma, também são admitidas cargas programadas de até 1,5 vezes acorrente nominal, para as quais, segundo a NBR 5416, não devem existir quaisquer
outras limitações além das capacidades térmicas dos enrolamentos e do sistema de
refrigeração.
-
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Tabela 3.7 - Carregamento de Transformadores de 55oc – Onan Carga Inicial = 50% DP (h) Ta (
oC) CP(%) TO(
oC) TE(
oC) OBS.
10 150 36 84
15 150 41 89
20 150 46 94
25 150 51 99
30 144 56 104
35 150 61 105
0,5
40 135 65 105
10 150 44 92
15 150 49 97
20 150 54 102
25 148 58 105
30 141 62 105
35 133 65 105
1,0
40 126 69 105
10 150 56 104
15 146 59 105
20 140 62 105
25 134 65 105
30 128 68 105
35 121 71 105
2,0
40 115 74 105
10 139 63 105
15 133 65 105
20 128 68 105
25 123 70 105
30 118 73 105
35 112 75 105
4,0
40 106 78 105
10 131 66 105
15 127 69 105
20 122 71 105
25 117 73 105
30 112 75 105
35 107 77 105
8,0
40 101 79 105
10 129 67 104 X
15 125 69 105 X
20 120 71 105 X
25 115 73 105 X
30 110 76 105 X
35 105 78 105 X
24,0
40 100 80 105 X
NOTAS
1 DP é a duração do tempo de ponta de carga;
Ta é a temperatura ambiente;
CP é a carga durante o tempo de ponta;
TO é a temperatura do topo do óleo;
TE á a temperatura do ponto ma is quente do enrolamento.
2 Os carregamentos assinalados com X provocam envelhecimento acelerado do papel isolante.