17 Perguntas Comuns Sobre Transformadores de Energia

1 Por que o núcleo do transformador deve ser aterrado?
Durante a operação normal dos transformadores de potência, o núcleo deve ter uma conexão de aterramento confiável. Sem aterramento, uma tensão flutuante entre o núcleo e o solo causaria descargas intermitentes de quebra. O aterramento em um único ponto elimina a possibilidade de potencial flutuante no núcleo. No entanto, quando existem dois ou mais pontos de aterramento, potenciais desiguais entre as seções do núcleo criam correntes circulantes entre os pontos de aterramento, causando falhas de aquecimento por aterramento múltiplo. As falhas de aterramento do núcleo podem causar superaquecimento localizado. Em casos graves, a temperatura do núcleo aumenta significativamente, acionando alarmes de gás leve e, potencialmente, causando a ativação da proteção de gás pesado. Seções do núcleo derretidas criam curtos-circuitos entre as laminas, aumentando as perdas no núcleo e afetando seriamente o desempenho e a operação do transformador, às vezes exigindo a substituição das lâminas de aço silício do núcleo. Portanto, os núcleos dos transformadores devem ter exatamente um ponto de aterramento - nem mais, nem menos.

2 Por que as lâminas de aço silício são usadas para os núcleos dos transformadores?
Os núcleos comuns de transformadores são feitos de lâminas de aço silício. O aço silício é aço contendo silício (também chamado de areia) na proporção de 0,8-4,8%. O aço silício é usado porque possui excelentes propriedades magnéticas e pode gerar alta densidade de fluxo magnético nas bobinas energizadas, permitindo um tamanho menor do transformador. Os transformadores sempre operam sob condições de corrente alternada, com perdas de energia ocorrendo não apenas na resistência das bobinas, mas também no núcleo sob magnetização alternada. As perdas de energia no núcleo são chamadas de "perdas de ferro", consistindo em "perda de histerese" e "perda por corrente de fóca". A perda de histerese ocorre durante a magnetização devido à histerese magnética, com a perda proporcional à área delimitada pelo ciclo de histerese do material. O aço silício tem um ciclo de histerese estreito, resultando em perdas de histerese menores e redução do aquecimento.

Se o aço silício tem essas vantagens, por que não usar blocos sólidos? Porque os núcleos laminados reduzem outro tipo de perda de ferro - a perda por corrente de fóca. Durante a operação, a corrente alternada nas bobinas cria fluxo magnético alternado, induzindo correntes no núcleo. Essas correntes induzidas fluem em loops fechados perpendiculares à direção do fluxo, formando correntes de fóca que causam aquecimento. Para reduzir as perdas por corrente de fóca, os núcleos dos transformadores usam lâminas de aço silício isoladas empilhadas, forçando as correntes de fóca a passarem por caminhos estreitos com seções transversais menores para aumentar a resistência. Além disso, o silício no aço aumenta a resistividade, reduzindo ainda mais as correntes de fóca. Os núcleos dos transformadores geralmente usam lâminas de aço silício frio-laminado com 0,35mm de espessura, cortadas e empilhadas em formas "E-I" ou "C". Teoricamente, lâminas mais finas e tiras mais estreitas reduziriam melhor as correntes de fóca. Isso reduziria as perdas por corrente de fóca, diminuiria o aumento de temperatura e economizaria material. No entanto, a fabricação prática do núcleo considera vários fatores - lâminas excessivamente finas aumentariam muito os custos de mão de obra e reduziriam a área efetiva transversal do núcleo. Portanto, as dimensões das lâminas de aço silício para os núcleos dos transformadores devem equilibrar várias considerações para alcançar um design ótimo.

3 Qual é a faixa de proteção da proteção Buchholz (gás)?

• Curto-circuitos multipolares internos no transformador
• Curto-circuitos entre espiras, curto-circuitos entre enrolamentos e núcleo ou tanque
• Falhas no núcleo
• Diminuição do nível de óleo ou vazamento de óleo
• Contato ruim nos reatores de derivacão ou soldagem inadequada dos condutores

4 Quais são as diferenças entre a proteção diferencial principal do transformador e a proteção Buchholz?

• A proteção diferencial principal do transformador opera com base nos princípios de corrente circulante, enquanto a proteção Buchholz opera com base na geração de gás durante falhas internas no transformador.
• A proteção diferencial serve como a proteção principal para transformadores, enquanto a proteção Buchholz é a proteção principal para falhas internas no transformador.
• As faixas de proteção são diferentes:
  A) A proteção diferencial cobre:
  • Curto-circuitos multipolares nos cabos principais e enrolamentos do transformador
  • Curto-circuitos severos entre espiras unifásicos
  • Falhas de aterramento nos enrolamentos e cabos em sistemas de aterramento de alta corrente
• B) A proteção Buchholz cobre:
• • Curto-circuitos multipolares internos no transformador
  • Curto-circuitos entre espiras, curto-circuitos entre espiras e núcleo ou tanque
  • Falhas no núcleo (dano por superaquecimento)
  • Diminuição do nível de óleo ou vazamento de óleo
  • Contato ruim nos reatores de derivacão ou soldagem inadequada dos condutores

5 Como lidar com falhas nos resfriadores do transformador principal?

• Quando as fontes de alimentação de trabalho para as seções I e II dos resfriadores são perdidas, um sinal de "falha de energia #1, #2" aparece, e o circuito de disparo total do resfriador do transformador principal é ativado. Relate imediatamente ao despacho e desative este conjunto de proteção.
• Se a troca entre as fontes de alimentação I e II falhar durante a operação, o indicador "parada total do resfriador" ilumina-se, ativando o circuito de disparo total do resfriador do transformador principal. Relate imediatamente ao despacho para desativar este conjunto de proteção e realize rapidamente a troca manual. Se os contatores KM1 ou KM2 falharam, não force a excitação.
• Quando qualquer circuito de resfriador individual falhar, isole o circuito de resfriador com falha.

6 Quais são as consequências quando transformadores que não atendem às condições de operação em paralelo são operados em paralelo?
Quando transformadores com diferentes razões de transformação operam em paralelo, correntes circulantes se desenvolvem, afetando a capacidade de saída do transformador. Quando transformadores com diferentes impedâncias percentuais operam em paralelo, as cargas não podem ser distribuídas de acordo com as razões de capacidade dos transformadores, também afetando a capacidade de saída. Quando transformadores com diferentes grupos de conexão operam em paralelo, ocorrerão curtos-circuitos nos transformadores.

7 O que causa sons anormais em transformadores?

• Sobrecarga
• Contatos internos ruins causando arco elétrico
• Componentes soltos
• Aterramento ou curto-circuito no sistema
• Início de motores grandes causando flutuações significativas de carga

8 Quando o regulador de tensão de um transformador com regulação sob carga não deve ser ajustado?

• Durante a operação de sobrecarga do transformador (exceto em circunstâncias especiais)
• Quando a proteção de gás leve do regulador de tensão sob carga ativa frequentemente
• Quando o manômetro de óleo do regulador de tensão sob carga indica ausência de óleo
• Quando o número de mudanças de passo excede os limites especificados
• Quando o dispositivo de mudança de passo apresenta anomalias

9 O que representam os valores nominais na placa de identificação de um transformador?
Os valores nominais de um transformador são especificações estabelecidas pelos fabricantes para a operação normal do transformador. Operar dentro desses valores nominais garante uma operação confiável a longo prazo com bom desempenho. Os valores nominais incluem:

• Capacidade nominal: A capacidade de saída garantida sob condições nominais, expressa em volt-amperes (VA), quilovolt-amperes (kVA) ou megavolt-amperes (MVA). Devido à alta eficiência do transformador, as capacidades nominais das bobinas primária e secundária são geralmente projetadas para ser iguais.
• Tensão nominal: A tensão terminal garantida sob condições de carga nula, expressa em volts (V) ou quilovolts (kV). A menos que seja especificado de outra forma, a tensão nominal refere-se à tensão de linha.
• Corrente nominal: A corrente de linha calculada a partir da capacidade nominal e da tensão nominal, expressa em amperes (A).
• Corrente de carga nula: A corrente de excitação como porcentagem da corrente nominal durante a operação de carga nula.
• Perda de curto-circuito: A perda de potência ativa quando uma bobina está em curto-circuito e a tensão é aplicada à outra bobina para alcançar a corrente nominal em ambas as bobinas, expressa em watts (W) ou quilowatts (kW).
• Perda de carga nula: A perda de potência ativa durante a operação de carga nula, expressa em watts (W) ou quilowatts (kW).
• Tensão de curto-circuito: Também chamada de tensão de impedância, a porcentagem da tensão aplicada em relação à tensão nominal quando uma bobina está em curto-circuito e a outra bobina carrega a corrente nominal.
• Grupo de conexão: Indica os métodos de conexão das bobinas primária e secundária e a diferença de fase entre as tensões de linha, representada usando notação de relógio.

10 Por que os inversores de fonte de corrente requerem maior capacidade de transformador?
O projeto do transformador geralmente considera a capacidade nominal em vez da potência nominal, pois a corrente relaciona-se apenas à capacidade nominal. Para inversores de fonte de tensão, o fator de potência de entrada é próximo de 1, então a capacidade nominal e a potência nominal são quase iguais. Inversores de fonte de corrente diferem - seu fator de potência do lado de entrada do transformador é no máximo igual ao fator de potência do motor de indução da carga. Portanto, para o mesmo motor de carga, a capacidade nominal deve ser maior do que para transformadores usados com inversores de fonte de tensão.

11 Quais fatores afetam a capacidade do transformador?
A seleção do núcleo relaciona-se à tensão, enquanto a seleção do condutor relaciona-se à corrente - a espessura do condutor afeta diretamente a geração de calor. Em outras palavras, a capacidade do transformador relaciona-se apenas à geração de calor. Para um transformador bem projetado operando em condições de dissipação de calor inadequadas, uma unidade de 1000kVA pode operar em 1250kVA com resfriamento aprimorado. Além disso, a capacidade nominal relaciona-se à elevação de temperatura permitida. Por exemplo, um transformador de 1000kVA com uma elevação de temperatura permitida de 100K pode exceder a capacidade de 1000kVA se for permitido operar em 120K em circunstâncias especiais. Isso mostra que melhorar as condições de resfriamento do transformador pode aumentar sua capacidade nominal. Por outro lado, para o mesmo inversor de capacidade, o tamanho do gabinete do transformador pode ser reduzido.

12 Como melhorar a eficiência do transformador?

• Sempre que possível, selecione transformadores de baixa perda e alta eficiência energética
• Escolha a capacidade do transformador de forma razoável com base nas condições de carga
• Mantenha o fator de carga médio do transformador acima de 70%
• Considere a substituição por transformadores de menor capacidade quando o fator de carga médio estiver consistentemente abaixo de 30%
• Melhore o fator de potência da carga para aumentar a capacidade do transformador de fornecer potência ativa
• Configure as cargas de forma razoável para minimizar o número de transformadores em operação

13 Por que acelerar a modernização técnica de transformadores de distribuição de alto consumo de energia?
Transformadores de distribuição de alto consumo de energia se referem principalmente a transformadores das séries SJ, SJL, SL7, S7, cujas perdas de ferro e cobre são muito maiores do que os transformadores da série S9 atualmente difundidos. Por exemplo, comparado ao S9, o S7 tem 11% mais perdas de ferro e 28% mais perdas de cobre. Transformadores mais recentes, como S10 e S11, são ainda mais eficientes em termos de energia do que o S9, enquanto os transformadores de ligas amorfos têm perdas de ferro equivalentes a apenas 20% dos transformadores S7. Os transformadores geralmente têm uma vida útil de várias décadas. Substituir transformadores de alto consumo de energia por modelos de alta eficiência não apenas melhora a eficiência de conversão de energia, mas também proporciona consideráveis economias de eletricidade durante sua vida útil.

14 O que é corrente parasita? Quais danos a corrente parasita causa?
Quando a corrente alternada flui através de um condutor, cria um campo magnético alternante ao redor do condutor. Este campo alternante induz correntes dentro de condutores sólidos. Como essas correntes induzidas formam loops fechados dentro do condutor, semelhantes a vórtices de água, elas são chamadas de correntes parasitas. As correntes parasitas não apenas desperdiçam energia elétrica, reduzindo a eficiência do equipamento, mas também causam aquecimento em dispositivos elétricos (como núcleos de transformadores), possivelmente afetando a operação normal do equipamento quando severas.

15 Por que a proteção instantânea do transformador deve evitar a corrente de curto-circuito de baixa tensão?
Isso é principalmente considerado para a seletividade na operação da proteção por relé. A proteção instantânea do lado de alta tensão protege principalmente contra falhas externas graves no transformador. Durante a configuração, se a proteção não evitar a corrente máxima de curto-circuito no lado de baixa tensão do transformador, a faixa de proteção se estenderá para as linhas de saída de baixa tensão, pois os valores de corrente de curto-circuito não mudam significativamente em um intervalo curto próximo à saída de baixa tensão. Isso comprometeria a seletividade. Embora a proteção não seletiva seja mais confiável, ela cria inconveniências operacionais. Por exemplo, muitos parques industriais têm salas de distribuição principal de 10kV (barramento de 10kV + disjuntores de saída), com cada oficina tendo anéis de distribuição de baixa tensão (unidades de anel principal + transformadores). Se os disjuntores não evitarem a corrente máxima de curto-circuito no lado de baixa tensão do transformador, os disjuntores principais de baixa tensão (fusíveis de carga de unidade de anel) e os disjuntores de alta tensão operariam simultaneamente, causando dificuldades operacionais.

16 Por que não é permitido que dois transformadores em paralelo tenham pontos neutros aterrados simultaneamente?
Em sistemas de alta corrente, para atender aos requisitos de coordenação de sensibilidade da proteção por relé, alguns transformadores principais devem ser aterrados, enquanto outros permanecem não aterrados. Em uma estação com dois transformadores principais, não aterrar ambos os pontos neutros simultaneamente aborda principalmente a coordenação da proteção de corrente e tensão de sequência zero. Em subestações com vários transformadores em paralelo, geralmente alguns pontos neutros de transformadores são aterrados, enquanto outros permanecem não aterrados. Isso limita a corrente de falha a níveis razoáveis e minimiza o impacto das mudanças de modo operacional na magnitude e distribuição das correntes de sequência zero em toda a rede, melhorando a sensibilidade dos sistemas de proteção de corrente de sequência zero.

17 Por que realizar testes de fechamento sob impulsão antes de colocar em operação transformadores recém-instalados ou reformados?
Desconectar um transformador desencargado da rede cria sobretensões de comutação. Em sistemas de aterramento de corrente pequena, essas sobretensões podem chegar a 3-4 vezes a tensão nominal de fase; em sistemas de alta corrente de aterramento, podem chegar a 3 vezes a tensão nominal de fase. Portanto, para verificar se a isolação do transformador pode suportar a tensão nominal e as sobretensões de comutação operacionais, é necessário realizar múltiplos testes de fechamento sob impulsão antes da comissionamento. Além disso, energizar transformadores desencargados produz corrente de inrush de magnetização, que pode chegar a 6-8 vezes a corrente nominal. Como o inrush de magnetização cria forças eletromagnéticas significativas, os testes de fechamento sob impulsão também verificam efetivamente a resistência mecânica do transformador e se a proteção por relé pode mal funcionar.