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Revista O Setor Elétrico


Atitude Editorial

 

 

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TCC – Reprojeto de transformador com aumento de potencia

Edição 38, Março de 2009

Por José Roberto Carvalho Rêgo, Jairo Antônio Batista de Souza, Luis Felipe Ponik, Paulo Henrique Marques Lopes e Thiago Floriano Rodrigues Camargo

Nesta seção, são publicados trabalhos desenvolvidos durante a graduação ou a pós-graduação de profissionais de engenharia elétrica. Publicado semestralmente, este espaço oferece a possibilidade de o estudante divulgar seu trabalho para o meio técnico, desde que o estudo obedeça aos critérios de pesquisa, inovação e viabilidade.

Apresentamos, a seguir, um projeto criado pelos alunos José Roberto Carvalho Rêgo, Jairo Antonio Batista Souza, Luis Felipe Ponik, Paulo Henrique Marques Lopes e Thiago Floriano Rodrigues Camargo, do curso de engenharia elétrica da Faculdade de Ciências da Fundação Instituto Tecnológico de Osasco (FAC-Fito) sob a orientação do professor Dr. Silvio Xavier Duarte.

O trabalho consiste em uma metodologia aplicada no reprojeto de um transformador de distribuição, no qual foram aplicadas novas técnicas de projeto e materiais isolantes com melhores características térmicas e dielétricas. Obteve-se um acréscimo de 100% da potência original, além de ter agregado ao equipamento algumas vantagens ecológicas que o diferencia dos transformadores de distribuição convencionais.

 

REPROJETO DE TRANSFORMADOR COM AUMENTO DE POTÊNCIA

Entre os equipamentos que compõem um sistema de distribuição de energia elétrica, destaca-se o transformador. Este equipamento é essencial na distribuição de energia por adequar os níveis de tensão do sistema elétrico de potência. Os transformadores de distribuição representam mais de 2.300.000 unidades em todo o território nacional, destes 57% são monofásicos e 43% trifásicos.

Estima-se que, no território brasileiro, exista grande quantidade de transformadores de distribuição operando a mais de 25 anos. Como a vida útil de um transformador de distribuição é estimada em 30 anos, algumas opções surgem para destinação desses equipamentos ultrapassados tecnologicamente e/ou fora da norma de regulamentação.

Uma das opções é elaborar estudos e aplicar métodos como a repotenciação (Retrofit), que vem sendo adotado pelas concessionárias e empresas que reusam seus transformadores antigos, visando menor custo, prazo de fornecimento e confiabilidade.

A repotenciação tem o objetivo de implantar novas tecnologias aos transformadores, resultando em um aumento de potência e uma diminuição na utilização de materiais novos, já que a tendência mundial está voltada ao desenvolvimento sustentável, em que a reutilização de materiais é imprescindível para a diminuição do impacto ambiental.

As novas tecnologias para o desenvolvimento de transformadores resumem-se na evolução dos materiais e em técnicas de projeto. A utilização dessas tecnologias permite projetar transformadores que operem em temperaturas mais elevadas, resultando em consequência, um aumento de potência significativo. Por exemplo, um transformador que trabalha com um ciclo de carga que eleve sua temperatura até 150 °C, com o emprego desses isolantes, têm uma espectativa de vida útil de até 100 anos. Outro transformador construído com isolantes sólidos a base de celulose trabalharia a uma temperatura próxima dos 100 °C por, no máximo, sete anos.

O emprego desses materiais isolantes nos enrolamentos aumenta a confiabilidade do transformador, pois essa isolação não apresenta perda de vida útil significativa para temperaturas inferiores a 150 °C. Neste artigo, estudou-se e alterou-se a concepção de projeto de um transformador antigo, a fim de obter aumento de sua potência original e ainda diminuir o impacto ambiental.

 

ESCOLHA DO TRANSFORMADOR

Optou-se por utilizar um transformador de distribuição imerso em óleo, de pequena potência, com tecnologia ultrapassada e de fácil aquisição no mercado, que possibilitou as maiores modificações em relação à temperatura de trabalho.

Escolheu-se um transformador trifásico com potência nominal de 15 kVA em 60 Hz, fabricado em 1973. Ele estava em estado de degradação como mostrado na figura 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 1 – Estado inicial do transformador


ENSAIOS INICIAIS

Para dar início ao reprojeto, foi necessário realizar os ensaios de rotina para conhecer suas características e possibilitar uma comparação ao final do reprojeto. Como o transformador estava em estado de degradação, foi necessário submetê-lo a um processo de lavagem, secagem e pintura, além da substituição das buchas isoladoras, que estavam danificadas. Dessa forma foi possível deixá-lo em condições de funcionamento como mostra a figura 2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 2 – Transformador em condições de funcionamento

Devido aos riscos envolvidos e à complexidade dos ensaios, foi necessário realizá-los em uma empresa especializada em transformadores, que possui em suas instalações todos os equipamentos necessários, além de profissionais qualificados para a realização dos ensaios.

Durante o processo, verificou-se que os enrolamentos de alta tensão (AT) eram ligados em ? (delta) e os enrolamentos de baixa tensão (BT) em Y (estrela), configurando um grupo de ligação que é denominado pela norma NBR 5356:2007 de Dyn1. A figura 3 ilustra o diagrama de ligação dos enrolamentos e seu respectivo diagrama fasorial.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 3 – Diagrama de ligação e diagrama fasorial

O enrolamento de AT possuía seis derivações (TAP’s) que, por meio de um quadro de ligações, permitia a mudança do nível de tensão de alimentação. A Tabela 1 apresenta as tensões nominais de cada TAP.

 

Tabela 1 – Tensões nominais – ORIGINAL

 

 

 

 

 

DESENVOLVIMENTO

Após os ensaios iniciais, deu-se início ao processo de desmontagem do equipamento para obtenção de outros dados essenciais para o reprojeto, como mostra a figura 4.

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 4 – Processo de desmontagem do transformador

Após a obtenção das medidas necessárias, foram realizados alguns estudos para determinar a nova potência nominal. Foram realizadas tentativas de reprojeto para 25 kVA, 30 kVA e 35 kVA, em que o critério para decisão era a dimensão física final dos enrolamentos e o espaço disponível no núcleo e no tanque. A potência original de 15 kVA foi alterada para 30 kVA com modificações nos enrolamentos, nos materiais isolantes, na disposição física de montagem e no circuito magnético.

Com o objetivo de obter um transformador que tenha ampla aplicação nos sistemas elétricos de potência atuais, foi preciso readequar os níveis de tensão para valores padronizados pela norma NBR 5440:1999. Os níveis de tensão de alimentação adotados estão indicados na Tabela 2.

 

Tabela 2 – Tensões nominais – REPROJETO

 

 

 

 

 

NÚCLEO

Para definir a nova potência do transformador, foi preciso obter algumas medidas no núcleo e enrolamentos, além do ensaio inicial para conhecer as perdas no ferro devido à indução magnética máxima a que estava sendo submetido.

Durante a desmontagem do equipamento, quantificou-se o número de espiras do enrolamento de BT, que serviu para determinar por cálculo, o valor da indução magnética máxima do projeto original. Foram encontradas 73 espiras no enrolamento BT. Por cálculo, foi possível conhecer a indução magnética ao qual o núcleo estava submetido, que era de 1,47 T (Tesla). A figura 5 mostra a bobina durante sua desmontagem.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 5 – Processo de desmontagem da bobina

Uma das lâminas que compõe o núcleo foi retirada para análise. Foi possível então concluir que o núcleo original era constituído de chapas de grãos orientados (GO) denominada M125-27. As chapas GO tem como característica principal suportar maior indução, apresentando menores perdas em relação às chapas de grãos não orientados (GNO). Atualmente, as indústrias de transformadores utilizam para essa aplicação, a indução entre 1,7 e 1,8 T.

A primeira etapa da repotenciação nesse projeto foi adotar a indução de 1,7 T (Tesla). Com essa alteração, o número de espiras passou a ser menor para a mesma tensão e, consequentemente, ganhou-se espaço para aumentar a seção dos condutores, permitindo assim uma circulação de corrente maior.

Adotando uma indução magnética maior, tem-se que as perdas magnéticas e o nível de ruído acústico do equipamento também serão maiores. Para minimizar esses efeitos, optou-se pela aplicação do método da remontagem do núcleo.

O núcleo original era montado em grupos intercalados de três chapas, como ilustrado na figura 6. Esse tipo de montagem apresenta menor custo de fabricação, pois o tempo de montagem é menor, em contrapartida, têm-se maiores perdas magnéticas e nível de ruído acústico, pois essa forma de montagem o deixa menos compactado.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 6-Perfil do núcleo - montagem original


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 7 – Perfil do núcleo após a remontagem

A remontagem foi realizada intercalando e sobrepondo as chapas uma a uma, conforme ilustração da figura 7. Dessa forma, foi possível mantê-las mais compactadas, diminuindo assim as perdas magnéticas e prováveis vibrações.

MATERIAIS ISOLANTES

Outro método aplicado no processo de repotenciação foi a substituição dos materiais isolantes por materiais com maior suportabilidade térmica e melhores propriedades dielétricas.

A isolação sólida original era composta de papel (KRAFT/PRESSPAHN) à base de celulose. O material adotado para substituir a isolação sólida foi o papel NOMEX® à base de aramida. A Tabela 3 apresenta as principais características desses isolantes. A isolação líquida original era o óleo mineral tipo AV-58 à base de petróleo. O fluído aplicado ao transformador foi o óleo vegetal tipo ENVIROTEMP FR3 que é fabricado a partir de sementes. A Tabela 4 apresenta as principais características desses isolantes.

 

Tabela 3 – Tabela comparativa da isolação sólida

 

 

 

 

 

 

Fonte: CATALOGO ADAMAS, 2002

CATALOGO DUPONT, 2003

 

Tabela 4 – Tabela comparativa dos fluidos isolantes

 

 

 

 

 

Fonte: FOLHA DE DADOS PETROBRÁS, 2001

FOLHA DE DADOS COOPER, 2007

Para dimensionamento dielétrico das bobinas, foram adotados valores conservativos de rigidez dielétrica com o intuito de reduzir a possibilidade de ocorrência de descargas parciais durante a operação do transformador.

Como esses materiais possuem melhores propriedades dielétricas que os materiais originais, foi possível reduzir as distâncias entre as partes energizadas e, assim, aumentar o volume das bobinas, de forma que os condutores tivessem uma seção maior. Com a substituição dos materiais isolantes por materiais com maior suportabilidade térmica, os limites de elevação de temperatura também mudaram. A Tabela 5 apresenta os limites de elevação de temperatura para o enrolamento e o limite de elevação de temperatura adotado para o topo do óleo.

A elevação de temperatura é o aumento de temperatura sobre a temperatura ambiente que pode ser no máximo 40 °C, portanto, para determinar a temperatura nos enrolamentos, basta somá-la à temperatura ambiente estabelecida por norma.

 

Tabela 5 – Limites de elevação de temperatura

ENROLAMENTOS

Outro método aplicado ao processo de repotenciação foi a mudança na forma construtiva do enrolamento de AT, visando melhorar a troca de calor dos enrolamentos com o meio isolante-refrigerante. As figuras 8 e 9 apresentam a disposição dos enrolamentos de AT antes e após o reprojeto.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 8 – Enrolamento AT – Original Figura

Figura 9 – Enrolamento AT – Reprojeto

O novo enrolamento de AT é composto de quatro bobinas denominadas “panquecas”. Esse tipo de construção agrega a vantagem de aumentar a superfície de dissipação de calor do enrolamento e melhorar a eficiência dos canais de refrigeração, como mostrado na figura 10.

Figura 10 – Canais de óleo entre enrolamentos de AT e BT

Nessa nova configuração, o diagrama de ligação dos enrolamentos foi alterado, o novo diagrama de ligação está mostrado na figura 11.

Figura 11 – Diagrama de ligação – Reprojeto

Para escolha dos condutores adequados, foi preciso considerar a corrente nominal de cada enrolamento, as dimensões finais do enrolamento, a isolação entre espiras, a isolação entre camadas, o espaço disponível no núcleo e o espaço disponível no tanque.

O enrolamento de BT era constituído de 73 espiras formadas por um único condutor com seção de 18,95 mm², enroladas em camada única. O novo enrolamento de BT passou a ter 63 espiras formadas por um único condutor com seção de 23,45 mm².

O enrolamento AT era constituído de 7.777 espiras formadas por um fio esmaltado, enrolado em camadas múltiplas. Esse enrolamento possuía seis derivações que possibilitavam sua religação para seis níveis de tensões diferentes. O condutor original apresentava seção de 0,2051 mm².

Com o reprojeto, verificou-se que a melhor opção para o condutor seria o fio de cobre esmaltado com seção de 0,2588 mm². O novo enrolamento de AT passou a ter religação para cinco níveis de tensão (ver Tabela 2), e a nova quantidade de espiras passou a ser de 7.169 espiras, distribuídas em quatro bobinas denominadas “panquecas”. A figura 12 mostra a configuração de montagem dessas bobinas.

Figura 12 – Disposição de montagem e ligação das bobinas

A fabricação e a montagem das bobinas foram realizadas por profissionais qualificados e experientes, os quais, com equipamentos adequados e específicos, desenvolveram um bom trabalho. A figura 13 apresenta as bobinas durante sua confecção e, depois, prontas para a montagem. A figura 14 apresenta a parte ativa completamente montada.

Figura 13 – Respectivamente, as bobinas BT e AT em confecção e depois prontas para montagem


Figura 14 – Parte ativa finalizada, pronta para montagem no tanque


MELHORIAS IMPLANTADAS

Com intuito de atualizar o transformador de acordo com as novas tendências do mercado, foram implantados alguns dispositivos: a válvula de alívio de pressão, o visor de nível de óleo e o comutador de “TAP’s”. Este último é mais importante, pois interfere diretamente no manuseio do equipamento. Na figura 15, é possível verificar que os “TAP’s” do transformador eram trocados de forma manual, fase por fase, já na figura 16 verifica-se o uso de uma chave comutadora de “TAP’s”.


Figura 15 – Quadro de ligações – projeto original

 

Figura 16 – Chave comutadora de TAP’s – REPROJETO

 

ENSAIOS FINAIS

No transformador repotenciado foi realizado, além dos ensaios de rotina, o ensaio de elevação de temperatura. Este tem por finalidade a comprovação de que o equipamento atenderá aos limites de temperatura quando estiver em operação. É realizado sob um regime determinado pela norma NBR 5356-2.

A Tabela 6 apresenta os resultados do ensaio de elevação de temperatura aplicado ao transformador após a repotenciação.

Tabela 6 – Resultados do ensaio de elevação de temperatura

 

ANÁLISE DOS RESULTADOS

Os resultados dos ensaios finais comprovaram que o aumento de potência estipulado inicialmente foi correto, proporcionando 100% de acréscimo à potencia original. A fim de comparar os resultados previstos e obtidos para o reprojeto com os dados originais, os valores característicos foram transcritos na Tabela 7.

Tabela 7 – Tabela comparativa dos valores característicos

 

A perda em vazio medida é 33% maior do que o estimado no reprojeto, no entanto, as perdas totais medidas no ensaio são bem próximas do valor estimado. O rendimento do transformador reprojetado apresentou um resultado próximo ao rendimento do projeto original. A figura 17 ilustra a característica de rendimento dos dois casos para cargas de até 45 kVA.

O transformador original apresentou seu rendimento máximo com carga de 8 kVA (97,76 %), com o reprojeto, o rendimento máximo foi obtido com carga de 15 kVA (97,41 %). Os ensaios iniciais permitiram o conhecimento da resistência ôhmica dos enrolamentos e as perdas em vazio do transformador original. Com esses dados, foi feita uma simulação variando a carga de 0 kVA a 45 kVA (considerando o FP=1). O mesmo procedimento foi realizado após o reprojeto. As simulações mostraram o "rendimento máximo" do equipamento (projeto original e reprojeto) e permitiram a produção do gráfico da figura 17, que representa a curva de rendimento do transformador (projeto original e reprojeto). Nesse caso, o rendimento máximo do equipamento reprojetado apresentou menor diferença em relação a uma ampla faixa de variação da carga aplicada ao rendimento.

Figura 17 – Curva de rendimento do transformador (FP = 1)

Quanto à elevação de temperatura do óleo e do enrolamento, os valores obtidos no ensaio de elevação de temperatura foram menores do que os limites apresentados na Tabela 5. Com o produto desse ensaio, foi possível realizar um estudo de sobrecarga do transformador, ou seja, estimar a capacidade que o transformador reprojetado possui para trabalhar em sobrecarga sem apresentar perda de vida útil. Como resultado, o transformador em questão poderá operar com cargas de até 39 kVA nos horários de pico, ou seja, aproximadamente 30% de sua capacidade nominal.

De forma geral, realizaram-se as comparações de reprojeto para um protótipo. Para aplicação em linha, as perdas podem ser minimizadas com a realização de estudos para adequação aos valores de referência da norma NBR 5440. Com isso, o rendimento tende a apresentar resultados melhores que o projeto original.

Como informação adicional, podemos citar os custos envolvidos no protótipo, que foram divididos em custo dos materiais, referente à compra de objetos e/ou materiais e custo de mão-de-obra; à quantidade de horas trabalhadas por um profissional realizando serviços técnicos e/ou específicos. O custo total aproximado foi estimado no dobro do valor de um transformador novo convencional de 30 kVA. O elevado valor deve-se ao fato de que foi fabricado apenas um protótipo, pois, se o mesmo projeto fosse utilizado para fabricação em linha de produção, o valor final seria consideravelmente reduzido.

 

CONSIDERAÇÕES FINAIS

Repotenciação, que é o nome dado ao tipo de serviço apresentado neste trabalho, constitui-se de métodos utilizados para que ocorra um incremento na potência original do transformador que está sendo repotenciado. Neste trabalho, foram aplicados alguns desses métodos. A figura 18 apresenta o transformador reprojetado.

O aumento da indução magnética aplicada ao núcleo, a utilização de materiais com maior suportabilidade à temperatura e a aplicação de técnicas de montagem mais refinadas, que alteram a disposição das bobinas e canais de óleo, fundamentam a metodologia aplicada.

Os resultados comprovaram que a aplicação dessa metodologia foi a correta para se obter um aumento de potência e conclui-se ainda que sua eficiência foi tão satisfatória que possibilitou dobrar a potência original, de 15 kVA para 30 kVA, aumentando ainda a expectativa de vida útil em relação ao transformador convencional.

Essa metodologia também pode ser aplicada na fabricação de transformadores novos, com o intuito de aumentar a expectativa de vida útil, pois com a utilização de materiais tecnologicamente mais avançados, compatíveis entre si e que não apresentam degradação significativa para determinadas temperaturas, permite-se obter comprovadamente esse aumento, considerando que haja uma manutenção preventiva periódica.

Figura 18 – Transformador reprojetado

Houve vantagens ecológicas agregadas ao projeto que cumprem os objetivos propostos de diminuição do impacto ambiental, são elas:

• Reutilização de materiais;

• Destinação de outros materiais para a reciclagem;

• Utilização de óleo vegetal biodegradável, em substituição ao óleo mineral, que é pouco biodegradável e tóxico;

• Expectativa de vida útil superior aos transformadores convencionais, influindo na fabricação de novos materiais.

Uma ressalva muito importante que deve ser destacada é que essa metodologia foi aplicada a um único transformador de 15 kVA, fazendo-o dobrar de potência, mas não necessariamente ou ainda não comprovadamente o mesmo acréscimo de potência aconteceria para transformadores de maior porte.

AGRADECIMENTOS

Às empresas: TEMASE, DENSITEL, PAULISTA, COOPER POWER, WEIDMANN, INDUBRÁS e TECNOGRAV por acreditarem no trabalho e disponibilizarem recursos e materiais para sua realização.

 


 

José Roberto Carvalho Rêgo, Jairo Antônio Batista de Souza, Luis Felipe Ponik, Paulo Henrique Marques Lopes e Thiago Floriano Rodrigues Camargo são engenheiros eletricistas formados pela Faculdade de Ciências da Fundação Instituto Tecnológico de Osasco (FAC-Fito) e foram orientados pelo professor Dr. Silvio Xavier Duarte.

 


 

Este trabalho participou do 10º Simpósio de Iniciação Científica e Tecnológica da Faculdade de Tecnologia de São Paulo (Fatec-SP) e foi publicado em seu Boletim Técnico (BT/25), pág. 99 – Outubro/2008.

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