Especificação de Trafos

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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:

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    18

    a N 

     N 

    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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

    20/218

     

    Informações Técnicas DT-11

    19

    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:

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

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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)

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    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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     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

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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 ;

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    - 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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    25

    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

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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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

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    27

    possuem um certo número de espiras em comum, Figura 1.17.

    Figura 1.17

    11

     P  I  =  

    22

     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.  

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    28

    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]

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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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:

     P 

    Ø  fp == cos  

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    30

    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]

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    31

     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   eeؠؠ −−⋅= 100coscos 21   (*)

    Fator de Potência do

    SecundárioDo projeto de instalação (cosØ2  )

    (*) ey = Tensão de curto -circuito

    er = componente da tensão de curto -circuito

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    32

    Exemplo: Cálculo da potência aparente requerida por dois equipamentos com fator

    de potência (cosØ)

     APARELHO 1 APARELHO 2

     P Ø 

    Ø 

    W  P 

    =

    ==

    cos

    5,0cos

    1000

     

     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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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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;

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    34

    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)

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

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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

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    36

    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

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    37

    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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    38

    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,

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    39

    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

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    40

    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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    41

    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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    42

    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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    43

     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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    46

    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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    Informações Técnicas DT-11

    54

    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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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    Informações Técnicas DT-11

    55

    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

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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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

    ؠؠ2cos1sen −=  

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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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

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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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

    62/218

     

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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.

  • 8/20/2019 Especificação de Trafos

    63/218

     

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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.