Breve Discussão sobre a Seleção de Transformadores de Aterramento em Subestações Elevadoras
Transformadores de aterramento, comumente referidos como "transformadores de aterramento" ou simplesmente "unidades de aterramento", operam em condições sem carga durante a operação normal da rede e experimentam sobrecarga durante falhas de curto-circuito. Com base no meio de enchimento, são comumente categorizados em tipos a óleo e seco; com base no número de fases, podem ser transformadores de aterramento trifásicos ou monofásicos.
Um transformador de aterramento cria artificialmente um ponto neutro para conectar um resistor de aterramento. Quando ocorre uma falha de aterramento no sistema, apresenta alta impedância para correntes de seqüência positiva e negativa, mas baixa impedância para corrente de seqüência zero, garantindo assim o funcionamento confiável da proteção contra falhas de aterramento. A seleção adequada e racional de transformadores de aterramento é de grande importância para a extinção do arco durante curtos-circuitos, eliminação de sobretensões ressonantes eletromagnéticas e garantia da operação segura e estável da rede elétrica.
A seleção de transformadores de aterramento deve ser avaliada de forma abrangente com base nos seguintes critérios técnicos: tipo, capacidade nominal, frequência, tensão e corrente nominais, nível de isolamento, coeficiente de elevação de temperatura e capacidade de sobrecarga. As condições ambientais também devem ser consideradas cuidadosamente, incluindo temperatura ambiente, altitude, variação de temperatura, severidade de poluição, intensidade sísmica, velocidade do vento e umidade.
Quando o ponto neutro do sistema pode ser acessado diretamente, um transformador de aterramento monofásico é preferível; caso contrário, um transformador de aterramento trifásico deve ser utilizado.
Seleção da Capacidade do Transformador de Aterramento
A seleção da capacidade de um transformador de aterramento depende principalmente de seu tipo, das características dos equipamentos conectados ao ponto neutro e de haver ou não carga no lado secundário. Geralmente, já foi incorporada uma margem suficiente no cálculo da capacidade dos equipamentos conectados ao ponto neutro (por exemplo, bobina de extinção de arco), portanto, não é necessário nenhum derating adicional ou fator de segurança na seleção.
Em estações fotovoltaicas, o lado secundário do transformador de aterramento geralmente fornece cargas auxiliares. Portanto, o autor explica brevemente como determinar a capacidade do transformador de aterramento quando há uma carga secundária presente.
Nessa condição, a capacidade do transformador de aterramento é determinada principalmente com base na capacidade da bobina de extinção de arco conectada ao ponto neutro e na capacidade da carga secundária. O cálculo é realizado usando uma duração nominal de 2 horas equivalente à capacidade da bobina de extinção de arco. Para cargas críticas, a capacidade também pode ser determinada com base no tempo de operação contínuo. A bobina de extinção de arco é tratada como potência reativa (Qₓ), enquanto a carga secundária é calculada separando a potência ativa (Pf) e a potência reativa (Qf). A fórmula de cálculo é a seguinte:
Ao utilizar a proteção contra falhas de aterramento baseada no componente ativo de corrente de seqüência zero em direção reversa, um resistor de aterramento de valor apropriado é adicionado ao lado primário ou secundário da bobina de extinção de arco para aumentar a sensibilidade e a precisão da seleção da proteção de aterramento. Embora este resistor consuma potência ativa durante a operação, seu uso tem duração curta e o aumento resultante da corrente é pequeno; portanto, não é necessária nenhuma capacidade adicional para o transformador de aterramento.
