Xix seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica sendi 2010 – 22 a 26 de novembro



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XIX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica
SENDI 2010 – 22 a 26 de novembro

São Paulo - SP - Brasil

Avaliação comparativa das perdas em transformadores de distribuição de núcleo empilhado e núcleo enrolado




Marcos A. M. de Mattos

Sandro Alberto Bock

Moisés Machado Santos

Tafarel Franco Milke

DEMEI

DEMEI

UNIJUI

DEMEI

marcos@demei.com.br

bock@demei.com.br

moises.santos@unijui.edu.br

tafarel@demei.com.br



Palavras-chave


Perdas de Energia Elétrica.

Transformador de Distribuição.

Núcleo Empilhado e Enrolado.

Resumo

As perdas nos sistemas de distribuição de energia elétrica têm sido tema de grande relevância e uma preocupação constante da comunidade científica, empresas e órgãos governamentais. Diversas alternativas vêm sendo propostas visando reduzir o custo final da energia para os consumidores e conduzir à utilização mais eficiente dos recursos energéticos. Dentre tais alternativas, cita-se a concepção de smart-grid, o aperfeiçoamento de materiais e equipamentos, a melhoria dos sistemas de gestão e supervisão, dentre outras possibilidades. Especificamente no âmbito das perdas técnicas, os estudos de estratificação têm demonstrado que os transformadores de distribuição têm sido um dos fatores preponderantes na composição das perdas totais da distribuição, sinalizando um grande potencial de eficientização energética. Nesse sentido, propõe-se no presente artigo um estudo comparativo das perdas em transformadores de distribuição, frente a diferentes tipos arranjos de núcleo. A metodologia proposta se baseia na realização de experimentos computacionais, ensaios de campo e avaliação econômica das perdas. Os resultados obtidos são apresentados e discutidos.



1. Introdução

Com o crescimento progressivo da demanda, existe a preocupação das distribuidoras em otimizar o montante dos investimentos na ampliação dos sistemas de distribuição. Para tanto, além da racionalização do consumo prevista pelos programas de eficiência energética do Governo Federal, uma importante alternativa para reduzir investimentos e tornar o sistema mais eficiente é o tratamento das perdas nos sistemas de distribuição.

Isto foi ratificado pelo novo modelo do setor elétrico, uma vez que no arcabouço regulatório está previsto o investimento de parte da receita operacional das distribuidoras em programas de redução de perdas de energia (STRAUCH, 2002).

De acordo com Campos (2006), dados divulgados pelo PROCEL - Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica da Eletrobrás - mostram estimativas de que 14% de toda a energia gerada no Brasil é desperdiçada pelas perdas globais (geração-transmissão-distribuição), e que 30% dessas perdas técnicas estão concentradas nos núcleos dos transformadores.

Os dados demonstram a importância do estudo de alternativas para a redução de perdas técnicas nos transformadores de distribuição, em razão de que a maior parte das perdas técnicas no segmento de distribuição está concentrada nesses equipamentos. Nesse contexto, o objetivo do presente trabalho consiste em avaliar as perdas em transformadores com diferentes tipos de núcleo, mais especificamente núcleos do tipo enrolado e empilhado. Fundamentalmente, propõe-se uma metodologia baseada na realização de experimentos computacionais, ensaios de campo e na implementação de métodos para determinação do custo das perdas.

O artigo está estruturado como descrito a seguir. No item 2, apresenta-se o equacionamento matemático do circuito equivalente dos transformadores de distribuição em regime permanente, a simulação computacional, os ensaios realizados a campo e a avaliação econômica das perdas. No item 3 são discutidos os dados obtidos com as conclusões do trabalho.


2. Desenvolvimento
Objetivando o estudo das perdas em transformadores de núcleo empilhado e enrolado, realizaram-se experimentos computacionais, ensaios de campo e aplicação de metodologia para determinação das perdas e dos custos associados às mesmas. Durante a realização desses estudos, analisaram-se transformadores da classe 25 kV e potências de 45 kVA e 75 kVA.

Os estudos e experimentos computacionais contemplaram a modelagem matemática do transformador, em regime permanente, bem como implementação do mesmo em ambiente Matlab®. Os resultados dessa análise compreenderam a determinação dos parâmetros do circuito equivalente do transformador, a partir dos ensaios a vazio e em curto-circuito, e a avaliação do seu desempenho para diferentes patamares de carga.

No que se refere aos estudos de campo, realizaram-se testes a vazio e em curto-circuito em transformadores com características nominais idênticas, diferindo apenas arranjo construtivo de núcleo, empilhado e enrolado. Esses ensaios foram realizados junto à Empresa TSM – Transformadores, localizada na cidade de São Miguel do Oeste/SC. Os resultados dos ensaios foram utilizados na rotina desenvolvida no Matlab® para obtenção dos parâmetros do circuito equivalente dos transformadores e, para posterior análise de desempenho.

Por fim, visando realizar análise técnica-econômica associada às perdas, aplicou-se uma metodologia para determinação das perdas de demanda e energia, considerando uma amostra de 209 e 22 transformadores de 75kVA e 45 kVA, respectivamente. Do ponto de vista econômico, considerou-se o método de custo evitado de Demanda e Energia para ambos os tipos de núcleo, empilhado e enrolado. Aplicou-se, ainda, a metodologia proposta no CODI / ABRADEE 19.34, para determinação do custo das perdas no processo de aquisição de transformadores de núcleo empilhado e enrolado.


2.1 Experimentos Computacionais
2.1.1 – Modelo do Transformador

O modelo de um transformador, referido ao primário, pode ser representado através do circuito equivalente por fase da Figura (1)


Figura 1 – Circuito equivalente referido ao primário do transformador com perdas

Fonte: Jordão, 2002.

Os parâmetros do circuito equivalente representam:


R1 e R2 - Resistência do enrolamento primário e secundário, respectivamente.

X1 e X2 - Reatância indutiva do enrolamento primário e secundário, respectivamente.

Rp e Xm - Perdas ôhmicas no núcleo e reatância de magnetização, respectivamente.
Essencialmente, as perdas em um transformador podem ser divididas em perdas no ferro e no cobre, sendo que o rendimento do mesmo é dado por:
(2.1)

onde,
η - rendimento;

S - potência aparente nominal;

fp - fator de potência;

n - fração de carga nominal;

PCU - perdas no cobre;

PC - perdas no ferro.
As perdas no ferro (PC) apresentam comportamento constante ao longo tempo, independente do carregamento e estão diretamente relacionadas ao ramo de magnetização (Rp e Xm). Por outro lado, as perdas no cobre (PCU) são diretamente dependentes do carregamento do transformador e dos parâmetros R1 e R2.

Os parâmetros do circuito equivalente são obtidos através dos ensaios a vazio e em curto-circuito (Jordão,2002).




2.1.2 Resultados de Simulações
O circuito equivalente do transformador, dado na figura (1), foi modelado utilizando-se o software Matlab®. Inicialmente, desenvolveu-se uma rotina para determinação dos parâmetros do circuito equivalente a partir dos ensaios a vazio e em curto-circuito e, posteriormente, realizou-se a análise de rendimento, considerando as variações de carregamento.

Na tabela 1, são apresentados os parâmetros do circuito equivalente de dois transformadores de 45kVA e 25kV, sendo um de núcleo enrolado e outro empilhado. Esses parâmetros foram obtidos a partir dos dados de ensaios a vazio e em curto-circuito, fornecidos pelo fabricante.


Tabela 1 – Parâmetros do circuito equivalente.

Núcleo

R1

X1

R2

X2

Rp*

Xm*

Enrolado

632,971

456,174

0,177

0,122

697,58

512,55

Empilhado

650,510

520,227

0,177

0,142

656,36

258,48

Observa-se da tabela 1, que os parâmetros mais afetados pela mudança de arranjo do núcleo envolvem basicamente o ramo de magnetização (Rp e Xm). Para o arranjo de núcleo enrolado, considerando o sensível incremento em Xm, em comparação ao valor obtido para o arranjo de núcleo empilhado, verifica-se uma redução importante na corrente de excitação. O impacto dessa variação de parâmetros no rendimento pode ser vista da figura 1.


Gráfico 1 – Rendimento transformador de 45kVA1.


Nota-se que o do transformador com núcleo empilhado apresenta um rendimento superior ao núcleo enrolado, independentemente do carregamento. Tal comportamento se deve a redução das perdas a vazio do transformador.

2.2 Ensaios de campo
O trabalho de campo foi implementado no laboratório da empresa TSM Transformadores, em São Miguel do Oeste-SC, e compreendeu a realização dos ensaios a vazio e em curto-circuito, em transformadores novos fabricados pela própria empresa. Foram realizados ensaios em transformadores de distribuição de 25 kV e potência de 45 kVA, com núcleo enrolado e empilhado.

A figura 2 mostra o processo de realização do ensaio em vazio no transformador de núcleo enrolado. Neste ensaio, verificou-se que as perdas em vazio desses equipamentos podem ser aproximadamente 6,20% menores que as perdas em vazio do transformadores de núcleo empilhado de mesma potência.



Figura 2 - Ensaio a vazio em transformador de núcleo enrolado

Fonte: TSM, 2009
Um dado importante obtido junto ao responsável técnico da empresa TSM, é que o projeto de reforma de transformadores de distribuição, em geral, visa a colocação dos parâmetros, a vazio e em carga, muito próximos do limite máximo previsto na norma NBR 5440. Desta forma, as empresas conseguem otimizar os custos de manutenção, principalmente relacionados ao cobre aplicado nos enrolamentos, em detrimento da possibilidade de produzir equipamentos com melhores características elétricas, que poderiam contribuir no processo de redução das perdas técnicas da distribuição.

2.3 Avaliação Econômica das Perdas
2.3.1 Cálculo das Perdas de Demanda
Para a análise das perdas de demanda e energia do agrupamento de transformadores, considerou-se a amostra apresentada na tabela 2:
Tabela 2 - Detalhes do agrupamento de transformadores do estudo


Potência transformador (kVA)

Número de Transformadores

Potência Total

(kVA)

45

22

990

75

209

15.675

Fonte: Dados da pesquisa
2.3.1.1 Fator de Carga do Segmento
Considerou-se , valor determinado pela Campanha de Medidas dos transformadores de distribuição com rede secundária associada, para a distribuidora em estudo.
2.3.1.2 Perdas de Demanda no Ferro para Núcleo Empilhado e Enrolado
O valor nominal das perdas em potência no ferro de um transformador “t” ou agrupamento de transformadores, constitui um dado do equipamento, para a tensão nominal de operação do mesmo.

Tabela 3 - Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito para transformadores trifásicos com tensões máximas de 24,2 kV e 36,2 kV

Potência do

Transformador

kVA


Corrente de

Excitação

%


Perda em

Vazio


W

Perda

Total


W

Tensão de curto-circuito a 75°C

%


45

75


4,3

3,6


250

360


1 120

1 635


4,0

Fonte: NBR 5440/1999.
Para os transformadores de núcleo empilhado, a partir da tabela 3, o somatório das perdas no ferro para o quantitativo de transformadores de 45 e 75 kVA, será:

Tabela 4 – Perdas a vazio e Totais para Transformador Trifásico de Núcleo Enrolado

Classe de tensão (kV)

Potência (kVA)

Perdas a vazio (kW)

Perdas totais (kW)

Corrente de excitação (%)

Impedância a 75°C

Valor médio

Valor médio

Valor médio

 

Trifásicos

25

30

152

767

2,31

4.0

45

225

1076

2,85

75

304

1493

2,50

Fonte: Pólo Electro Transformadores,2009

Para os transformadores de núcleo enrolado, a partir da tabela 4, o somatório das perdas no ferro para o quantitativo de equipamentos de 45 e 75 kVA, será:




2.3.1.3 Perdas de Demanda no Cobre para Núcleo Empilhado e Enrolado
Para o cálculo das perdas de demanda no cobre, utilizou-se a equação (2.2).
(2.2)
Para a análise em tela, considerou-se , obtido através do processo de campanha de medidas dos transformadores de distribuição com a rede secundária associada. Entretanto, para determinar as perdas no cobre, é necessário inicialmente determinar as perdas totais e então subtraí-las das perdas no ferro do agrupamento. Da tabela 3 obtém-se a perda total do agrupamento de 231 transformadores de núcleo empilhado, a partir do somatório da perda individual total de cada transformador.

Para os transformadores de núcleo enrolado, a partir da tabela 4 obtém-se o somatório das perdas individuais totais para o quantitativo de transformadores de 45 e 75 kVA:

Para os transformadores de núcleo empilhado, a partir da equação (2.3) obtém-se as perdas no cobre:
(2.3)


Aplicando a mesma relação dada pela equação (2.3) para os transformadores de núcleo enrolado, vem:


Com base nos cálculos realizados, conclui-se que as perdas no ferro são aproximadamente 17,80% menores nos transformadores de núcleo enrolado e as perdas no cobre são aproximadamente 6,80% menores.


2.3.2 Cálculo das Perdas de Energia
2.3.2.1 Determinação do Fator de Perdas do Segmento
O fator de perdas típico do segmento de rede A4/B é obtido através do processo de campanha de medidas dos transformadores de distribuição com rede secundária associada, de maneira a utilizar um valor médio real a partir dos equipamentos em serviço. Esse parâmetro é imprescindível para a determinação das perdas de energia, e é calculado a partir da equação (2.4):
(2.4)
Onde:

(2.5)

=constante k0 apurada para a transformação A4/B;

=fator de carga do segmento A4/B.
Assim, considerando os dados , obtidos junto à distribuidora em estudo, o fator de perdas resultante será:

A determinação das perdas de energia é realizada a partir da soma das perdas médias de potência de cada unidade transformadora, acrescida de um porcentual de outras perdas:
(2.6)

- valor este adotado de acordo com o manual de Perdas Técnicas nas Instalações de Distribuição.
2.3.2.2 Perdas de Energia para Núcleo Empilhado

2.3.2.3 Perdas de Energia para Núcleo Enrolado

Assim, foram determinadas as perdas de energia por ano, em função das perdas no cobre e no ferro do agrupamento de transformadores, considerando os núcleos tipo empilhado e enrolado. As perdas de energia no agrupamento de núcleo empilhado são aproximadamente 14% maiores em relação ao núcleo enrolado.
2.3.3 Cálculo do Custo Evitado das Perdas de Demanda e Energia
As tabelas apresentadas nesta seção têm como objetivo servir de auxilio para a realização dos cálculos dos custos evitados em R$, em decorrência da economia anual obtida em todo o sistema elétrico a montante da unidade consumidora.

Na determinação dos "custos unitários evitados" considera-se a estrutura de valores da tarifa horosazonal azul para cada subgrupo tarifário, homologadas para cada concessionária, pela ANEEL:


Tabela 5 - Parâmetros da concessionária utilizados na análise econômica

TARIFA HOROSAZONAL AZUL

GRUPO

DEMANDA (R$/kW)



CONSUMO (R$/MWh)

PONTA

F. PONTA

PONTA C1

F. PONTA C2

SECA C3

ÚMIDA C4

SECA C5

ÚMIDA C6

A4


19,73

4,23

266,37

240,63

164,98

150,05

Fonte: Demei, 2009.

2.3.3.1 Cálculo do Custo Unitário Evitado de Demanda (CED)
Para o cálculo do custo evitado de demanda, utilizamos a equação (2.7) e os parâmetros fornecidos pela concessionária, da tabela 5.
CED = (12*) + (12*) [R$/kW.ano] (2.7)

0,4225) = 258,21
Como os valores de LP, que é a constante de perda de demanda no horário fora de ponta, são os mesmos para qualquer valor k, podemos montar a tabela 6, com o custo unitário das perdas de demanda para diferentes fatores de carga.
Tabela 6 - Custo unitário de perdas de Demanda

Fator de Carga (%)

Custo Unitário de Perdas de Potência (R$/kW.Ano)

45

259,60

50

262,14

55

264,68

60

267,22

Fonte: Dados da pesquisa

2.3.4 Cálculo do Custo das Perdas no Processo de Aquisição de Transformadores
2.3.4.1 Perdas Individuais no Ferro
O valor individual atual do custo das perdas no ferro, para os arranjos de núcleo empilhado (EMP) e enrolado (ENR), é calculado a partir dos dados da tabela 7. O valor de depreciação i = 5% , foi obtido na Resolução ANEEL 044 de 17 de Março de 1999, que define as taxas anuais de depreciação.

Os valores das perdas para cada tipo de núcleo, usados na confecção da tabela 7, foram obtidos da tabela 3, para núcleo empilhado e da tabela 4 para núcleo enrolado.



Tabela 7 – Perdas individuais no ferro

TD

(kVA)


Perdas no Ferro (kW)

Custo Unitário R$/kW

EMP

ENR

45

0,25

0,22

264,68

75

0,36

0,30

Fonte: Dados da pesquisa
O valor do custo unitário, foi obtido da tabela 6, considerando o fator de carga do projeto Fc=0,55. Através da equação (2.8) obtém-se o fator de depreciação (P/A,i,N).
(2.8)
Para N=1 ano, núcleo empilhado, 45 kVA:



(2.9)

Para N=1 ano, núcleo enrolado, 45 kVA:

Aplicando os cálculos para as potências de 45 e 75 kVA, para N=1 , 3, 5 , 10 e 25 anos, obtém-se a relação de custos para (CPER)0 da tabela 8:

Tabela 8 - Cálculo das Perdas no Ferro

TD

kVA



(CPER)0

N=1 ano (R$)

(CPER)0

N=3 anos (R$)

(CPER)0

N=5 anos (R$)

(CPER)0

N=10anos (R$)

(CPER)0

N=25anos(R$)



EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

45

63,01

55,45

180,19

158,57

286,48

252,10

510,94

449,63

932,59

820,68

75

90,74

75,62

259,48

216,23

412,53

343,77

735,76

613,13

1.342,93

1.119,11

Fonte: Dados da pesquisa


2.3.4.2 Perdas Individuais no Cobre
Para o cálculo das perdas no cobre, utilizou-se a equação (2.10). Considerando o horizonte de planejamento da tabela 8, a partir dos cálculos realizados, chegou-se aos valores de perdas no cobre, para cada tipo de núcleo e potência, descritos na tabela 9.

O valor presente, referido a t1, das perdas no cobre ao longo de um período de tempo compreendido entre t1 e t2 , com t2 variando de 1, 3 , 5 , 10 e 25 anos.


(2.10)
Para carregamento nominal, os cálculos de perdas no cobre, aplicando-se a equação (2.10), resultam nos seguintes valores:
Tabela 9 - Custo das perdas no cobre com carregamento de 100%

TD

kVA



N=1 ano (R$)



N=3 anos (R$)


N=5 anos (R$)



N=10anos (R$)

N=25anos(R$)



EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

45

232,66

227,31

705,25

689,04

1187,70

1160,40

2438,40

2382,30

6602,20

6450,50

75

339,63

315,56

1029,50

956,55

1733,80

1610,90

3559,50

3307,20

9637,70

8954,80

Fonte: Dados da pesquisa
Os cálculos da tabela 9 foram realizados através do software Matlab®. Na tabela 10 é apresentado o custo unitário dos equipamentos, dados obtidos junto ao fabricante Romagnole Produtos Elétricos S.A.
Tabela 10 - Custo unitário dos equipamentos

TD

(kVA)


INVESTIMENTO (R$)

EMPILHADO

ENROLADO

45

4.512,00

3.357,00

75

5.790,00

4.132,00

Fonte: Dados da pesquisa
Na tabela 11, são apresentados os valores de perdas totais, para cada horizonte de planejamento, com base no somatório das perdas no ferro e perdas no cobre, para carregamento nominal.
Tabela 11 - Perdas totais, considerando carregamento de 100%

TD

kVA



N=1 ano (R$)



N=3 anos (R$)


N=5 anos (R$)



N=10anos (R$)

N=25anos(R$)



EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

45

295,67

282,76

885,44

847,61

1474,18

1412,5

2949,34

2831,93

7534,79

7271,18

75

430,37

391,18

1288,98

1172,78

2146,33

1954,67

4295,26

3920,33

10980,63

10073,91

Fonte: Dados da pesquisa
Os cálculos da tabela 11 foram obtidos pelo somatório das tabelas 8 e 9, através do software Matlab®. A seguir, nas tabelas 12 e 13, são apresentados os valores do investimento + perdas, no horizonte de planejamento de 1, 3, 5, 10 e 25 anos:
Tabela 12 - Investimento nos transformadores considerando as perdas em 1 e 3 anos




Investimento Inicial mais perdas , Carregamento de 100%

TD

kVA


INVESTIMENTO

Perdas totais

N=1 ano (R$)

Custo Total

Perdas Totais

N=3 anos (R$)

Custo Total

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

45

4512,00

3357,00

295,67

282,76

4.807,67

3.639,76

885,44

847,61

5.397,44

4.204,61

75

5790,00

4132,00

430,37

391,18

6.220,37

4.523,18

1288,98

1172,78

7.078,98

5.304,78

Fonte: Dados da pesquisa
Tabela 13 - Investimento nos transformadores considerando as perdas em 10 e 25 anos




Investimento Inicial mais perdas , Carregamento de 100%

TD

kVA


INVESTIMENTO

Perdas totais

N=10anos (R$)

Custo Total

Perdas Totais

N=25 anos (R$)

Custo Total

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

EMP

ENR

45

4512,00

3357,00

2949,34

2831,93

7.461,34

6.188,93

7534,79

7271,18

12.046,79

10.628,18

75

5790,00

4132,00

4295,26

3920,33

10.085,26

8.052,33

10980,63

10073,91

16.770,63

14.205,91

Fonte: Dados da pesquisa

3. CONCLUSÕES

Este trabalho procurou analisar comparativamente as perdas em transformadores de distribuição com os arranjos de núcleo empilhado e enrolado.

A motivação de estudar o assunto, surgiu da necessidade de otimização de perdas no segmento de distribuição, considerando que vários autores já demonstraram que os transformadores contribuem com a maior parcela das perdas técnicas do segmento em questão. Assim, buscou-se inovar ao estudar um tipo de equipamento pouco utilizado, mas com índices de perdas, principalmente em vazio, menores que os transformadores convencionais (núcleo empilhado), predominantemente utilizados pelas distribuidoras de energia do país. Para tanto, realizaram-se análises experimentais, ensaios de campo e uma avaliação econômica do impacto das perdas.

Através dos trabalhos experimentais, pôde-se observar que a mudança da estrutura do núcleo impactou preponderantemente nos parâmetros do ramo magnetizante, mais especificamente a reatância de magnetização. Por conta dessa variação de parâmetros, observou-se uma redução importante na corrente de excitação do transformador de núcleo enrolado em relação ao núcleo empilhado.

Os ensaios de campo confirmaram os resultados das simulações, sendo que para os casos analisados, as perdas a vazio dos transformadores de núcleo enrolado ficaram em média 6,20% menores em relação ao núcleo empilhado.

Na análise econômica, objetivou-se chegar a uma estimativa dos custos unitários das perdas que ocorrem tanto nos enrolamentos como no ferro do transformador. A metodologia foi aplicada à amostra de transformadores, considerando os níveis de perdas previstos na NBR 5440, para os transformadores convencionais. Para os transformadores de núcleo enrolado, os dados de perdas foram obtidos junto à empresa Pólo Electro, fabricante de transformadores da cidade de Santa Maria- RS.

A seguir, fez-se um comparativo da representatividade dos custos dessas perdas, considerando-se um horizonte de planejamento de um, três, cinco, dez e vinte e cinco anos, este último correspondendo ao tempo de vida útil de um transformador de distribuição. Essa análise objetivou verificar em que período a alternativa convencional deixa de ser atrativa, em comparação com a alternativa de núcleo enrolado.

Diferente da suspeita inicial, os dados de custos do equipamento obtidos junto ao fabricante Romagnole Transformadores S.A., demonstraram que o transformador de núcleo enrolado tem valor de investimento menor que o transformador convencional, apesar da possibilidade de se obterem perdas menores.

Com isso, considerando esses valores somados as perdas totais obtidas através da metodologia de cálculo, é obvio concluir que os transformadores de núcleo enrolado são mais atrativos em qualquer dos horizontes de planejamento do estudo. O fabricante Pólo Electro ainda não produz o transformador de núcleo enrolado em série, mas informou que os custos finais destes equipamentos serão praticamente idênticos aos transformadores convencionais de mesma potência.

Mesmo com a vantagem técnica e econômica que esse estudo aponta, acredita-se que as distribuidoras não optem pela alternativa de núcleo enrolado em razão da carência de manutenção especializada no mercado. As lâminas do núcleo enrolado necessitam estar perfeitamente agrupadas para minimizar a relutância e manter o nível de perdas a vazio satisfatório.



4. REFERÊNCIAS

CODI – COMITÊ DE DISTRIBUIÇÃO. Método para determinação, análise e otimização das perdas técnicas em sistemas de distribuição. Documento Técnico CODI- 3.2.19.34.0, agosto de 1996.

COUTO, Erivaldo Costa et al. A evolução das Perdas em Transformadores de Distribuição no Brasil. Trabalho apresentado no XVII SENDI- Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica, de 21 a 25 de agosto em Belo Horizonte-MG- In: Revista Eletricidade Moderna, 2007

JORDÃO, Rubens Guedes. Transformadores. São Paulo: Editora Edgard Blücher ltda, 1º edição, 2002

MÉFFE, André. Metodologia para Cálculo de Perdas Técnicas por Segmento do Sistema de Distribuição. 2001. Dissertação (Mestrado) Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, 2001.

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1 O curva de rendimento foi obtida considerando um fator de potência de 0,9 indutivo.


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