DIEGO FALCHI TEIXEIRA BARROS - DEE - UFC

Transcrição

Universidade Federal do Ceará
Centro de Tecnologia
Curso de Graduação em Engenharia Elétrica
ANÁLISE DA VIABILIDADE FINANCEIRA DA UTILIZAÇÃO DE
TRANSFORMADORES DE NÚCLEO AMORFO
ESTUDO DE CASO APLICADO AO PROJETO DE SUBESTAÇÃO
AÉREA DE 75 KVA
Diego Falchi Teixeira Barros
Fortaleza
Junho de 2011
ii
Diego Falchi Teixeira Barros
ANÁLISE DA VIABILIDADE FINANCEIRA DA UTILIZAÇÃO DE
TRANSFORMADORES DE NÚCLEO AMORFO – ESTUDO DE CASO
APLICADO AO PROJETO DE SUBESTAÇÃO AÉREA DE 75 KVA
Monografia submetida à Universidade Federal
do Ceará como parte dos requisitos para
obtenção do título de Graduado em Engenharia
Elétrica.
Orientador: Prof. MSc. Carlos Gustavo Castelo
Branco.
Fortaleza
Junho de 2011
iii
iv
Aos meus avós, Matuzalém (in
memoriam) e Aparecida que foram os
maiores incentivadores para que essa
caminhada tivesse um final feliz.
v
AGRADECIMENTOS
Como todo fechamento de ciclo, este trabalho encerra uma fase essencial da minha
vida acadêmica, profissional e pessoal. Da mesma forma, como em qualquer outra fase, não
há como não agradecer a pessoas tão importantes, cujo apoio me foi fundamental para estar
onde estou.
Inicialmente, agradeço aos meus pais, Moura e Inácia, por todo o apoio que, muitas
vezes, vinha recheado de críticas (oportunas ou não!), mas que sem dúvida me ajudaram a
crescer como pessoa e profissional.
Ao meu irmão e sempre companheiro, Diogo, pelas risadas que me proporcionou,
mesmo nos momentos de raiva e decepção.
À minha namorada, Luciana, pelo incentivo inicial que me levou a ingressar na UFC,
pela companhia ao longo do trajeto “Campus do Pici – UNIFOR”, bem como pelo carinho e
compreensão durante toda a graduação, sem os quais não teria alcançado essa tão difícil
conquista.
Aos professores do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Ceará
pelo ensino técnico de qualidade e pelos ensinamentos de vida passados durante as aulas,
durante o trabalho e durante os momentos de descontração. Em especial, cito o professor
Carlos Gustavo Castelo Branco, pela orientação e pelos puxões de orelha dedicados ao
desenvolvimento deste trabalho.
Aos muitos colegas e amigos da graduação que fiz durante esses anos no ambiente
acadêmico.
Às empresas: CEMEC, em nome do amigo Derblaz; Vijai Elétrica do Brasil, em nome
de Darci Araújo, pela colaboração na elaboração deste trabalho.
À empresa FAE Tecnologia, em especial ao Eng. Sérgio Leal, meu primeiro chefe,
que me ajudou a aprender a melhor maneira de tratar com os clientes, sempre disposto a
incentivar e parabenizar quando necessário; à Engª. Fabiana Drummond que sempre me deu
forças dentro da empresa ao me conceder grandes responsabilidades e me ajudou a tomar
decisões difíceis em momentos críticos; e ao Sr. Renzo Sudário que mesmo sendo diretor
executivo da empresa, não tratava diferente, e sempre apoiava nos trabalhos executados.
Lembro, ainda, algumas outras pessoas que participaram do convívio diário, praticamente
desde quando entrei até minha saída, sempre com bom humor: Geilza, Carlos Ponte, André,
E. Soares, Natália, Raymond e Paulo.
A todos, o meu mais sincero: Muito Obrigado!
vi
Barros, D. F. T. “Análise da viabilidade financeira da utilização de transformadores de núcleo
amorfo - Estudo de caso aplicado ao projeto de subestação aérea de 75 kVA”, Universidade
Federal do Ceará – UFC, 2011, 50 p
A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL - tem direcionado grandes esforços para o
estabelecimento de metas junto às concessionárias no que diz respeito à conservação de
energia elétrica, de forma que o crescimento da matriz energética acompanhe o crescimento
da economia do Brasil. Desta maneira, as concessionárias buscam cada vez mais encontrar
meios que possibilitem a diminuição de perdas no que se refere a distribuição de energia. Os
transformadores eficientes consistem em uma alternativa concreta para viabilizar isso.
Essa monografia traz uma análise técnica dos TDMAs - transformadores de distribuição com
núcleo de metal amorfo, em comparação aos transformadores convencionais, chegando a ter
as perdas operando em vazio até 80% menores, com valores baseados da Norma Brasileira
5440, menores correntes de excitação (da ordem de 60% inferiores) e uma diminuição de 15%
na temperatura do núcleo; e uma análise financeira, que por mais que o TDMA tenha um
preço maior que o convencional, essa diferença acaba sendo compensada pela redução nas
perdas.
Palavras-Chave: Conservação de Energia, Transformadores, Núcleo Amorfo.
vii
Barros, D. F. T. “Analysis of the financial viability of the use of amorphous core transformers
- A case study applied to the project of a 75 kVA pole mounted transformer”, Universidade
Federal do Ceará – UFC, 2011, 50 p
The Electric Energy National Agency has directed great efforts to the establishment of goals
for the utilities to obey in regarding of the energy conservation, in the way that the growth of
the energy matrix to follow the growth of Brazil's economy. In that way, the utilities have
been searching for solutions that allow the decrease of losses on the energy distribution. The
efficient processors consist in a concrete alternative to enable that.
This monograph provides a technical analysis of TDMAs - distribution transformers with
amorphous metal core, compared to conventional transformers, have no load operating losses
80% lower, with values based on the Brazilian Standard 5440, under current excitation
(around 60% lower) and a 15% decrease in core temperature, and a financial analysis that
even though TDMA has a higher price than conventional, finishes being compensated for the
reduction in the losses.
Key-Words: Energy Conservation, Transformer, Amorphous Core.
viii
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO GERAL ........................................................................................................ 11
1.1
INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 11
CAPÍTULO 2 – ANÁLISE DO MATERIAL MAGNÉTICO DOS TRANSFORMADORES..................... 14
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 14
MATERIAIS DO NÚCLEO ...................................................................................................................... 14
PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE O AÇO SILÍCIO E O METAL AMORFO .................................................... 19
INTERAÇÕES COM O MEIO AMBIENTE .................................................................................................. 22
CONCLUSÃO DO CAPÍTULO .................................................................................................................. 24
CAPÍTULO 3 – APLICAÇÃO DOS TDMAS NO MUNDO E NO BRASIL................................................. 25
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
NO MUNDO ......................................................................................................................................... 25
NO BRASIL .......................................................................................................................................... 26
PANORAMA ATUAL.............................................................................................................................. 32
PANORAMA FUTURO ........................................................................................................................... 33
CAPÍTULO 4 – VIABILIDADE ECONÔMICA ............................................................................................. 35
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 35
METODOLOGIA UTILIZADA NA ANÁLISE .............................................................................................. 35
CÁLCULO DOS SOBRECUSTOS ADMISSÍVEIS PARA OS TRANSFORMADORES AMORFOS (∆C):................ 42
INFLUÊNCIA DO FATOR DE CARGA NO SOBRECUSTO ADMISSÍVEL ...................................................... 44
IMPACTO DA DIFERENÇA DE PREÇOS ENTRE OS TRANSFORMADORES................................................... 45
CAPÍTULO 5 - CONCLUSÃO .......................................................................................................................... 47
5.1
5.2
CONSIDERAÇÕES FINAIS ..................................................................................................................... 47
SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ............................................................................................ 48
REFERÊNCIAS .................................................................................................................................................. 49
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Perdas de energia elétrica na transmissão e distribuição .....................................11
Figura 1.2 – Imagens de infravermelho de núcleos de a) metal amorfo b) Aço Silício ...........12
Figura 2.1 – Processo de fabricação do metal amorfo..............................................................15
Figura 2.2 - Características de magnetização da liga amorfa do aço silício.............................20
Figura 2.3 – Ciclo de histerese da liga amorfa e do aço silício(CGO) .....................................20
Figura 3.1 – Transformador de núcleo amorfo abrigado experimental fabricado pela General
Electric......................................................................................................................................25
Figura 3.2 – Transformador de núcleo amorfo aéreo experimental fabricado pela
Westinghouse Electric ..............................................................................................................26
Figura 3.3 - Pré-protótipo de transformador monofásico com núcleo de liga amorfa: 100VA,
220V/110V, 60 Hz....................................................................................................................27
Figura 3.4 – Transformadores MRT no ambiente da fábrica, antes da realização dos ensaios
de rotina ....................................................................................................................................29
Figura 3.5 – Perdas no núcleo de transformadores com núcleo de liga amorfa e de
transformadores com núcleo de FeSi GO convencional ..........................................................30
Figura 3.6 – Transformador com buchas de baixa tensão em curto-circuito ...........................31
Figura 4.1 – Diagrama unifilar da subestação aérea 75 kVA utilizada para o estudo de caso .35
Figura 4.2 – Exemplo de curva de carga ..................................................................................41
x
LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 – Comparativo de perdas por potência entre transformadores de metal amorfo e
aço silício..................................................................................................................................13
Tabela 2.1 – Desenvolvimento das ligas amorfas para núcleos de transformadores [3]..........17
Tabela 2.2 – Tendência de redução das perdas nos núcleos de material amorfo. ....................18
Tabela 2.3 – Comparação de perdas em transformadores de distribuição trifásicos, em função
do material do núcleo ...............................................................................................................19
Tabela 2.4 – Comparação de perdas em transformadores de distribuição monofásicos, em
função do material do núcleo ...................................................................................................19
Tabela 2.5 – Benefícios potenciais da utilização de TDMAs ..................................................23
Tabela 3.1 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo ..........................26
Tabela 3.2 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo, classe 15kV .....28
Tabela 3.3 – Ensaios de transformadores com núcleo de metal amorfo pelo CEPEL .............28
Tabela 3.4 – Comparativo de perdas e corrente de excitação entre transformadores
monofásicos com tensões máximas de 24,2kV e 36,2kV [16].................................................30
Tabela 3.5 – Comparativo obtido através dos ensaios de curto-circuito para os
transformadores monofásicos com tensões máximas de 24,2kV e 36,2kV..............................31
Tabela 4.1 – Características do transformador adotado ...........................................................34
Tabela 4.2 – Tarifa horosazonal verde para clientes da categoria A4 – 13,8kV abril/2011.....39
Tabela 4.3–Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,15 e 0,20.39
Tabela 4.4 – Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,17.........39
Tabela 4.5 – Parâmetros para determinação de EE e de RDP..................................................40
Tabela 4.6 – Cálculo do Benefício (B) .....................................................................................41
Tabela 4.7 – Cálculo do sobrepreço do transformador.............................................................43
Tabela 4.8 – Cálculo de sobrecusto dos transformadores em função do fator de carga [1] .....44
Tabela 4.9 – Preços dos transformadores em abril de 2011 .....................................................44
CAPÍTULO 1
1 INTRODUÇÃO GERAL
1.1 Introdução
No sistema elétrico, o transformador é um equipamento de extrema importância,
utilizado para viabilizar a transmissão de energia em alta tensão. Dessa maneira, o
transformador se faz presente na geração, elevando a tensão acima de 69kV, baixando esse
nível quando a energia chega às subestações de grandes consumidores (redes de distribuição)
para valores normalmente na faixa de 13,8kV e 23kV (Brasil), além das subestações de
interligação para equiparar os níveis de tensão, quando se tem uma variação de linhas de
transmissão, como no Sistema Interligado Nacional[9].
A eficiência do transformador está diretamente ligada à sua perda técnica. Essa perda é
responsável por aproximadamente um terço das perdas totais de transmissão e distribuição na
Europa. Na Figura 1.1, podemos observar as perdas totais em transmissão e distribuição pelo
mundo. São áreas de atuação de engenheiros eletricistas e de materiais, pesquisas para a
diminuição dessas perdas, o que resulta no aumento da vida útil técnica e no custo de
operação.
Figura 1.1 – Perdas de energia elétrica na transmissão e distribuição[11].
Introdução Geral
12
Porém, não necessariamente quando se aumenta a vida útil técnica com o aumento da
eficiência do transformador, resulta no aumento da sua vida útil econômica, pois para se
aumentar a eficiência deve-se utilizar materiais de uma melhor qualidade, agregar novas
tecnologias de fabricação, o que aumenta o custo inicial, com a aquisição do equipamento.
Caso o aumento da eficiência do transformador não resulte em um aumento excessivo do
preço de compra do equipamento, o acréscimo da sua vida útil técnica poderá influenciar no
aumento da sua vida útil econômica.
Com isso, o custo de operação do transformador é diretamente proporcional às perdas,
enquanto o capital inicial está ligado ao custo de compra ou de fabricação do equipamento.
Um dos principais requisitos utilizados na busca do equilíbrio entre a vida útil
econômica e a vida útil técnica do equipamento é a estimativa das perdas técnicas. Com o
aumento na capacitação tecnológica dos fabricantes, e na quantidade de alternativas
disponíveis para o cliente, com diversos custos e níveis de perdas, ele pode escolher o que
mais se adéqua as suas necessidades, sabendo o que tem disponível para tal investimento [9].
O Transformador de Distribuição de Metal Amorfo (TDMA) vem para diminuir as
perdas técnicas no que diz respeito a perdas a vazio, que ocorrem devido à histerese
magnética e às correntes de Foucalt. Em média, a utilização do TDMA reduz 75% das perdas
em vazio como pode-se observar na Tabela 1.1, possui uma menor corrente de excitação,
reduz a elevação da temperatura como é verificado na Figura 1.2, reduz o consumo e o
desperdício de energia, reduz também os investimentos em geração de energia, além da
possibilidade de realocação dos recursos de investimento, que quando capitalizado, vem a ser
menor que o custo de um transformador tradicional [11].
a)
b)
Figura 1.2 – Imagens de infravermelho de núcleos de a) metal amorfo b) Aço Silício [11].
Introdução Geral
13
Tabela 1.1 – Comparativo de perdas por potência entre transformadores de metal amorfo e aço silício[11].
Perdas em Vazio
Potência
no Trafo com Aço
(kVA)
Silício (W)
5(1fase)
50
10(1fase)
60
15(1fase)
85
45(3fases)
220
75(3fases)
330
112,5(3fases)
440
Perdas em Vazio no
Redução das
Trafo com Metal Perdas em Vazio
Amorfo (W)
(%)
9
82
12
80
15
82
50
77
70
79
92
79
Essa monografia traz uma análise técnica do TDMA, dando um comparativo com o
transformador tradicional de ferro silício, citando vantagens e desvantagens entre as
tecnologias, bem com uma análise financeira, mostrando a vantagem do TDMA, mesmo com
seu custo inicial mais elevado.
No capítulo 2 será tratado sobre os principais materiais do núcleo dos transformadores,
características mais importantes do metal amorfo e as diferenças entre o aço silício e o metal
amorfo. Será abordado também um dos temas de maior destaque nos dias atuais: O meio
ambiente. Os impactos que o TDMA pode trazer e a forma de descarte do material, dado o
término da vida útil do transformador.
O capítulo 3 abordará algumas das principais experiências da aplicação dos TDMAs
no mundo e no Brasil, desde o início, na década de 80, a evolução na década de 90 até os dias
de hoje no Brasil, com uma aplicação de 2009, além de dar o panorama atual, principalmente
no Brasil, e a evolução da aplicação dos TDMAs, com a expectativa do futuro dos TDMAs.
Já no capítulo 4 será tratada a viabilidade econômica da utilização dos TDMAs,
utilizando dados da concessionária local, abordando os valores economizados com a sua
utilização.
A conclusão do trabalho se dará no capítulo 5, quando serão também citadas sugestões
para trabalhos futuros.
CAPÍTULO 2
2 ANÁLISE DO MATERIAL MAGNÉTICO DOS
TRANSFORMADORES
2.1 Introdução
Os tipos de núcleos utilizados ao longo do tempo em transformadores de distribuição
são mostrados neste capítulo, bem como as características típicas de cada um, bem como as
vantagens e desvantagens que envolvem essas características.
2.2 Materiais do Núcleo
2.2.1
Aço Silício
No começo do século XX, o metalurgista Robert Hadfield e outros, estudando as
propriedades eletromagnéticas das ligas de ferro-silício (Fe-Si), observaram que a
resistividade do Fe era bastante aumentada com a adição do silício, o que contribuía para a
redução das perdas causadas por correntes parasitas.
A partir desse estudo, teve início o desenvolvimento tecnológico da fabricação e
utilização do aço silício. No início, foram desenvolvidos os aços de grão não orientados
(GNO), nos quais a estrutura cristalina não possui orientação definida, proporcionando
facilidade de passagem do fluxo magnético em qualquer direção (anisotropia magnética). Esse
tipo de aço é particularmente indicado para uso em estatores de máquinas elétricas rotativas.
Em 1934, Norman Goss criou um método de produção de chapas de aço silício de
grãos orientados (GO), cuja estrutura cristalina possui uma direção preferencial de
magnetização, potencializando assim a sua utilização em núcleos de transformadores.
Quando medidas na direção paralela á direção de magnetização, as perdas magnéticas
do aço silício GO são inferiores àquelas do aço silício GNO.
Atualmente, estão disponíveis para o comércio três grandes classes de aço GO:
1. NORMAL: (RGO – Regular Grain Oriented);
2. ALTA INDUÇÃO: (HGO – High permeabiality Grain Oriented, ou HiB);
Análise do material magnético dos transformadores
3. COM REFINO DE DOMÍNIOS: (DR – Domain Refined).
O silício apresenta características favoráveis e desfavoráveis:
Características favoráveis:
•
Diminuição da magnetostricção;
•
Diminuição da anisotropia magnetocristalina;
•
Aumento da resistividade elétrica;
Características desfavoráveis:
•
Diminuição da ductibilidade;
•
Diminuição da saturação magnética.
No Brasil, a produção de aço silício GNO teve início na Acesita, no final do ano de
1957, evoluindo para a produção de aço silício GO a partir de 1973.
A Acesita que veio a se tornar ArcelorMittal Inox Brasil, é o único fabricante de aço
silício de grão orientado da América Latina, utilizando a tecnologia ARMCO.[1]
2.2.2
Ligas Amorfas
O Metal Amorfo é uma liga de Fe78B13Si9, que possui uma estrutura não-cristalina,
que é formada pelo resfriamento rápido do metal fundido a taxas de resfriamento de
106°C/sec.
Os átomos não ficam organizados em uma estrutura orientada de grãos (GO), mas,
sim, distribuídos aleatoriamente. Depois do recozimento sob um campo magnético, esta liga
exibe baixas perdas e ganha excelentes propriedades Magnéticas e Químicas, quando
comparada ao material convencional.
O processo de fabricação do metal amorfo, conforme esquema da Figura 2.1, consiste
nos seguintes passos:
•
As matérias primas são carregadas e misturadas num forno de indução (a) para serem
fundidas;
•
O material liquefeito é transferido para um reservatório (b);
•
Um bocal projeta um fino jato camada de metal derretido sobre um cilindro metálico
rotativo (c) para rápida solidificação, onde o fluxo ejetado é rapidamente resfriado
para formar a tira amorfa;
•
Dimensões como a espessura e a largura da tira são medidas por instrumentos (d e e)
para realimentar o controle;
15
•
A tira amorfa produzida é enrolada em (f);
Figura 2.1 – Processo de fabricação do metal amorfo[11].
O desenvolvimento das ligas amorfas aplicáveis em núcleos de transformadores teve
inicio em 1975, sendo que a introdução no mercado destes materiais só ocorreu a partir de
1976.
Este desenvolvimento cronológico, até 1980, ano da introdução da liga Fe78B13Si9, é
apresentado na Tabela 2.1, onde:
•
Indução de saturação, Bs(T): definida a partir da característica B-H do material
magnético e expressa em tesla (T), a indução de saturação representa um valor
de indução magnética B, acima do qual praticamente não ocorre mais
orientação dos momentos magnéticos com o aumento da intensidade do campo
magnético aplicado H;
•
Força coerciva, HC(A/m): definida no laço de histerese descrito plano B-H, á
força coerciva é associado o valor da intensidade de campo magnético
correspondente ao valor nulo da indução magnética;
•
Os termos as-cast e annealed correspondem, respectivamente, ás situações das
ligas antes de depois de as mesmas serem submetidas ao tratamento térmico
sob a ação de campo magnético; tratamento este que tem por objetivo melhorar
o desempenho magnético desses materiais, introduzindo uma anisotropia
direcional e reduzindo as perdas específicas (W/kg);
16
•
17
Temperatura de Curie: temperatura acima da qual o material ferromagnético
passa a ser diamagnético, reduzindo significativamente a sua permeabilidade
magnética;
•
Temperatura de cristalização: temperatura a partir da qual a liga amorfa se
transforma em material cristalino.
Tabela 2.1 – Desenvolvimento das ligas amorfas para núcleos de transformadores [3].
Composição (% at.) Fe80B20 Fe82B12Si6
Ano de introdução
1976
1978
no mercado
Indução de saturação
1,60
1,61
(T)
Força coerciva
8,0
(A/m, as-cast)
Força coerciva
2,4
(A/m, annealed)
Temperatura de
374
374
Curie (°C)
Temperatura de
390
472
cristalização (°C,
20K/min)
Fe81B13,5Si3,5C2
1979
Fe78B13Si9
1980
FeSi (GO)
1935
1,61
1,58
1,89
6,4
4,0
-
3,0
1,6
10,0
370
420
-
480
560
-
A liga Fe80B20 (Allied-Signal METGLAS 2605) foi a primeira liga do sistema binário
Fe-B a apresentar indução de saturação superior a 1,5 Tesla. A liga subseqüente, Fe82B12Si6
(METGLAS 2605S), obtida a partir do sistema ternário Fe-B-Si, mostrou-se termicamente
mais estável que a liga Fe80B20, apresentando porém sérios problemas de cristalização e
irregularidades superficiais. Para superar esta limitação, a liga Fe81B13,5Si3,5C2 (METGLAS
2605SC) foi introduzida em 1978 e segundo [6], com esta liga os técnicos da Allied-Signal
Inc. (USA) construíram no Laboratório Lincoln do Instituto Tecnológico de Massachusetts
(USA) o primeiro transformador com núcleo de metal amorfo, em escala comercial: um
transformador de 15kVA, com núcleo toroidal.
Conforme [6], o transformador com núcleo de material amorfo foi confrontado com
um transformador convencional com núcleo de aço-silício de igual potência nominal.
Realizados os ensaios comparativos, com potência de saída de até 30 kVA, os resultados
obtidos foram amplamente favoráveis ao transformador com núcleo de material amorfo,
particularmente no que toca as perdas e a corrente de excitação. Houve uma redução de 60%
nas perdas totais (87,5% nas perdas do núcleo e 21% nas perdas do cobre) e a corrente de
excitação foi reduzida de 2,5 A para 0,12 A. Entretanto, no que diz respeito ao peso, o
transformador com núcleo de material amorfo apresentou um aumento de 15% com relação ai
seu concorrente.
Particularmente, comparando-se as composições apresentadas na Tabela 2.1, percebese que a liga amorfa Fe78B13Si9 (METGLAS 2605S-2) é a que no conjunto de propriedades se
mostra mais adequada ao uso em núcleo de transformadores de distribuição. Esta liga,
conforme [1], foi empregada no primeiro transformador de distribuição com núcleo de metal
amorfo instalado nos EUA.
Atualmente existem no mercado ligas amorfas a base de ferro-silício, ferro-níquel e
ferro cobalto, nas mais variadas composições. Dentre estas, as de composições básicas em
torno de 80% at. de ferro e 20% at. de metalóides são as que reúnem características mais
adequadas as aplicações em núcleos de transformadores que operam na freqüência industrial.
Esta constatação provém desde os estudos experimentais, realizados com diversas
composições nos quais a liga Fe78B13Si9 tem sido aquela que vem demonstrando melhor
desempenho [7].
A tendência que é vista nos projetos de transformadores e nas próprias ligas amorfas
tem sido reduzir as perdas; conforme apresentado em [8] e de acordo com o levantamento
feito por [13], aqui reproduzido na Tabela 2.2, tomando como base um transformador de
distribuição monofásico de 25kVA.
Tabela 2.2 – Tendência de redução das perdas nos núcleos de material amorfo[1].
Ano
1982
1985
1986
1989
Perdas no núcleo(W)
35
28
18
16
Nos projetos de TDMA, uma das maiores dificuldades encontradas pelos projetistas
são as propriedades mecânicas do material amorfo, e o tratamento térmico que precisa ser
feito após a confecção do núcleo, para que os níveis de perda e corrente de excitação
esperados sejam atingidos.
Para que se possa perceber melhor a diferença entre as perdas no núcleo e nos
enrolamentos, quando os mesmos são de aço-silício e metal amorfo, são apresentadas as
Tabelas 2.3 e 2.4.
18
19
Tabela 2.3 - Comparação de perdas em transformadores de distribuição trifásicos, em função do material do
núcleo[5].
Potência do
Perdas no
Perdas no
Perdas no Perdas no cobre
transformador núcleo (W) núcleo (W)
cobre (W)
(W) Metal
(kVA, Trifásico) Aço Silício Metal Amorfo Aço Silício
Amorfo
100
180
55
1.750
1.648
160
210
90
3.100
2.954
250
310
130
3.500
3.440
400
415
160
4.600
4.625
630
575
220
6.000
5.835
1.000
1.129
374
5.983
5.626
2.500
2.251
843
13.234
13.401
Tabela 2.4 - Comparação de perdas em transformadores de distribuição monofásicos, em função do material do
núcleo[5].
Potência do
transformador
(kVA, Monofásico)
10
25
50
75
100
Perdas no
núcleo (W)
Aço Silício
29
57
87
122
162
Perdas no
núcleo (W)
Metal Amorfo
12
16
29
37
49
Perdas no
cobre (W)
Aço Silício
111
314
462
715
933
Perdas no
cobre (W)
Metal Amorfo
102
330
455
715
944
Segundo [1], em 2006 os Estados Unidos contavam com mais de um milhão de
TDMAs, que correspondem a 10% do total instalado no sistema de distribuição de energia
elétrica. O Japão segue logo atrás com mais de 120 mil transformadores.
A utilização dos TDMAs no lugar dos convencionais de ferro-silício é feita geralmente
onde os transformadores operam por grandes períodos em condições de vazio ou baixo
carregamento, como acontece principalmente em zonas rurais.
2.3 Principais diferenças entre o aço silício e o metal amorfo
2.3.1
Curvas de magnetização
A capacidade de magnetização de um material é expressa pela relação entre indução
magnética B e o campo magnético H. Conforme pode-se observar na Figura 2.2, a curva de
magnetização da liga amorfa Fe80B11Si9 possui uma pequena variação, isso somado a alta
permeabilidade e a baixa histerese, como podemos observar na Figura 2.3, são fatores
altamente favoráveis com relação a eficiência magnética, refletindo em perdas menores com
relação ao aço silício de grão orientado.
Figura 2.2 - Características de magnetização da liga amorfa do aço silício[18].
Figura 2.3 – Ciclo de histerese da liga amorfa e do aço silício(CGO)[2].
2.3.2
Espessura e dureza das lâminas
As chapas do metal amorfo têm espessura da ordem de dez vezes menor que as chapas
de aço silício convencionais, devido à necessidade de resfriamento rápido na fundição do
metal amorfo. Porém, tal processo causa um aumento nos custos de produção, pois o corte
20
deste material necessita técnicas avançadas, perícia e ferramentas especiais, devido sua grande
dureza, da ordem de quatro vezes maior que o aço silício.
2.3.3
Fator de empilhamento
Se forem observadas as características de alta dureza e pequena espessura das lâminas
com superfície rugosa, são pontos que contribuem para um baixo fator de empilhamento, da
ordem de 80%, bem diferente dos aproximadamente 95% dos transformadores convencionais.
Com isso, a área de seção reta do núcleo de um TDMA é de 15 a 18% maior que de um
transformador convencional.
2.3.4
Efeito de recozimento
Os aços elétricos convencionais por serem magneticamente orientados têm stress
elástico em condições bem menos rigorosas que os metais amorfos. Estes, por não serem, a
priori, magneticamente orientados e por terem elevado stress elástico introduzido durante o
processo de fabricação devem ser imperativamente recozidos.
O recozimento na presença de um campo magnético longitudinal melhora
significantemente suas propriedades magnéticas, tais como indução de saturação, força
coerciva, perdas ativas e potência de excitação, promovendo a relaxação estrutural do
material.
O alto stress interno das ligas amorfas é resultado da solidificação rápida, não
permitindo a formação de cristais no material e deixando-o instável. A relaxação estrutural
obtida pelo tratamento térmico e magnético realizado durante o recozimento em temperaturas
abaixo da cristalização, leva o material a um estado semi-estável. Com isso, ele reduz a
ductibilidade do material, deixando-o mais rígido e quebradiço.
2.3.5
Massa e volume
Em decorrência do aumento na área de seção reta, conseqüência do maior fator de
empilhamento, o volume dos transformadores com núcleo de material amorfo é maior que os
de ferro-silício em mais de 15%.
Em função da menor indução de saturação dos materiais amorfos, novamente é
necessário aumento da área de seção reta do núcleo para que se tenha o mesmo valor de fluxo
magnético, o que implica em maior quantidade de material necessário para sua construção. A
conseqüência direta disso é o aumento da massa do núcleo do transformador (em média 15%).
21
2.3.6
22
Indução de saturação
Os materiais amorfos têm em geral uma composição de 80% de ferro e 20% de boro.
Esta composição leva estes materiais a terem uma indução de saturação 20% menor quando
comparado aos materiais de ferro puro para mesma temperatura. De fato, tanto o aumento da
temperatura, quanto o aumento de Boro + Silício na liga amorfa, diminuem sua indução de
saturação crescentemente.
2.3.7
Magnetostricção
A alteração das dimensões físicas de um material magnético quando magnetizado
causa ruído e/ou perdas no núcleo. Ligas amorfas baseadas em ferro exibem uma
magnetostricção linear de saturação comparável ás do ferro-silício de grão orientado, assim
como os níveis de ruído de ambas as ligas são praticamente os mesmos.
2.4 Interações com o meio ambiente
2.4.1
Impacto Ambiental
As preocupações ambientais devem ser consideradas juntamente com a pressão do
mercado sobre o custo do fornecimento de energia elétrica. A Terceira Convenção-Quadro
das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima – CQNUMC, realizada em Quioto - Japão, de
01 a 10 de dezembro de 1997 enfatizou essas preocupações no que diz respeito à conservação
de energia e a emissão de gases nocivos a camada de ozônio.
O transformador de núcleo amorfo tem um grande potencial também na ajuda para a
diminuição da emissão de gases, tais como o CO2, NOX, e o SO2, como pode ser visto na
Tabela 2.5. Pode ser constatado ainda na Tabela 2.5 que nos Estados Unidos a energia
equivalente a mais de 70 milhões de barris de petróleo poderiam ser economizados.
Tabela 2.5 – Benefícios potenciais da utilização de TDMAs[18].
Economia de Energia (em bilhões kWh)
Petróleo (em milhões de barris)
CO2 (em milhões de toneladas)
Estados
Unidos
40
70
35
NOX (em milhares de toneladas)
110
Benefícios
Europa
Japão China Índia
25
45
20
11
20
10
9
15
12
2
4
3
70
30
90
22
SO2 (em milhares de toneladas)
2.4.2
260
23
160
75
210
52
Interações com o meio
O metal amorfo, por ser um metal com uma estrutura atômica desordenada, é diferente
dos metais cristalinos cuja estrutura é organizada. Ele possui um comportamento similar aos
materiais vítreos frente as prováveis reações com o meio ambiente, ou seja, esse material é
inerte a agressões de elementos comuns como a umidade, gases oxidantes, água e soluções,
que estão presentes em ambientes urbanos, rurais e industriais. Isso minimiza a preocupação
no que diz respeito aos impactos ambientais.
Como a estrutura do metal amorfo não apresenta contornos de grão, seu
comportamento de resistência a corrosão localizada seja diferente dos materiais cristalinos.
Com isso, os materiais amorfos são protegidos contra algumas formas de corrosão
intergranular, por pites, cavitação, dentre outros.
2.4.3
Reutilização do material amorfo
Os resíduos, como lascas de laminação e também sucatas de núcleos degradados ou
oxidados podem ser reprocessados junto com a nova matéria prima. Com isso, no término da
vida útil do transformador, as sucatas e os materiais descartados podem ser coletados e
reaproveitados pelas empresas que fabricam as ligas amorfas.
Utilização de sucatas de materiais amorfos reciclados para fornos elétricos de
produção de aço não é viável pela estrutura não orientada do material. Porém essas sucatas
podem ser recondicionadas para uso em forno elétrico ou alto-forno, através da re-fusão dos
materiais e o resfriamento em taxas lentas, produzindo um material cristalino, ideal para uso
como reciclado de fornos de produção de aço.
Outra alternativa que pode ser utilizada é a re-fusão dos materiais amorfos para que
sejam feitos novos materiais amorfos. Tal ação de refundir os núcleos amorfos usados ou
descartados pra regenerar o metal amorfo é ambientalmente sustentável visto que são
necessárias temperaturas relativamente baixas para sua produção. Com isso, se comparado
com a produção do FeSi GO, o ganho ambiental se dá devido a menor quantidade de energia
utilizada no processo[19].
2.5 Conclusão do capítulo
Neste capítulo foi feita uma análise dos principais tipos de material magnético do
transformador, das características e diferenças entre o núcleo amorfo e o FeSi GO, com um
breve histórico e o método de confecção do núcleo amorfo.
24
Aplicação dos TDMAs no mundo e no Brasil
25
CAPÍTULO 3
3 APLICAÇÃO DOS TDMAS NO MUNDO E NO BRASIL
3.1 No Mundo
O início da pesquisa dos transformadores de metal amorfo se deu quando, em 1973,
com o embargo do petróleo, a escassez de energia e o alto preço que era cobrado por ela
estimulou o interesse na conservação de energia. Mesmo com a estabilização da oferta e dos
preços praticados no mercado de energia, os altos custos na geração, transmissão e
distribuição da energia elétrica motivaram a continuação de pesquisas no ramo da
conservação. Nessa época, os transformadores com alta eficiência despertaram interesse das
empresas. Nos Estados Unidos, o Electric Power Research Institute (EPRI), deu início ao
desenvolvimento dos TDMAs.
Figura 3.1 – Transformador de núcleo amorfo abrigado experimental fabricado pela General Electric[18].
Em 1983 o Empire State Electric Energy Research Corporation, a General Electric e a
AlliedSignal deram início a um estudo para definir os parâmetros para a produção para que
protótipos fossem desenvolvidos. Em 1985 o trabalho deu origem a 25 transformadores para
subestações abrigadas de 25kVA, conforme pode ser visto na Figura 3.1, e 1.000
transformadores para subestações aéreas de 25 kVA, conforme pode ser visto na Figura 3.2,
que foram instalados por 90 concessionárias pelos Estados Unidos. Na Tabela 3.1, onde é
mostrado o comparativo destes transformadores de núcleo amorfo com os de aço silício de
grãos orientados, é verificado que apesar do TDMA possuir um maior peso (diferença de 8%),
26
e uma perda em carga levemente superior (diferença de 5%), nos demais quesitos a vantagem
é bem expressiva, como por exemplo, as perdas operando sem carga que chegam a ser
aproximadamente 70% menores, a corrente de excitação é 60% menor, sem contar com o
aumento na temperatura 15% menor[19].
Figura 3.2 – Transformador de núcleo amorfo aéreo experimental fabricado pela Westinghouse Electric[18].
Tabela 3.1 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo[18].
Ensaio
Perdas em Vazio (W)
Perdas em carga (W)
Corrente de excitação (%)
Aumento de temperatura (K)
Ruído audível (dB)
Curto Circuito (quantidade)
Peso (kg)
Núcleo de material amorfo
15,4
328
0,14
48
33
40
200
Núcleo de aço silício GO
57
314
0,36
57
40
40
184
Na Ásia, o Japão foi o primeiro país a instalar o TDMA em seu sistema, contando hoje
com pelo menos quatro fabricantes. Índia, China, Taiwan, Bangladesh, Coréia, Filipinas,
Tailândia e Austrália também são fabricantes destes transformadores.
3.2 No Brasil
Ligas amorfas foram produzidas no Brasil através do método “melt spinning”, em
escala de laboratório, em diversas universidades, tais como: a Universidade Federal da
Paraíba (UFPB), o Instituto de Física da Universidade de São Paulo (IFUSP) e a Universidade
Federal de São Carlos (UFSCar).
No que diz respeito ao projeto e montagem de TDMAs, tem-se dois trabalhos
pioneiros, que envolvem pesquisa e desenvolvimento de protótipos [14] e [15]. Neste
27
segundo, foram feitos o projeto e protótipos de transformadores monofásicos com núcleo de
metal amorfo, conforme visto na Figura 3.3.
Figura 3.3 - Pré-protótipo de transformador monofásico com núcleo de liga amorfa: 100kVA, 220V/110V,
60 Hz[1].
Para o protótipo da TDMA da Figura 3.3 foram utilizadas ligas de duas polegadas de
largura e alguns quilogramas de massa, material este adquirido da AlliedSignal.
O professor Dr. Benedito Antonio Luciano apresentou a CEMEC – Construções
Eletromecânicas S/A, empresa brasileira, fabricante de transformadores, localizada em
Fortaleza, capital do estado do Ceará, a idéia de construir transformadores com núcleo de liga
amorfa, em escala industrial, utilizando núcleos fornecidos pela Allied Signal, em 1996.
No início, a CEMEC montou um lote de nove transformadores monofásicos com
potência nominal de 15kVA, 13800/220 V, 60Hz, para teste em sistemas de distribuição de
concessionárias de energia elétrica do nordeste.
Um deles foi instalado pela CELB (Companhia Energética da Borborema), na zona
rural da cidade de Massaranduba, na Paraíba. Será instalado no zona rural devido ao tempo
considerável que o transformador opera em vazio, fazendo com que se possa melhor avaliar as
perdas.
Anteriormente a colocação no campo do transformador, foram realizados ensaios em
vazio e de curto circuito no Laboratório de Ensaios da CELB. Na Tabela 3.2 pode-se observar
que os resultados obtidos foram idênticos a média dos valores obtidos nos ensaios
experimentais realizados no lote montado pela CEMEC conforme a norma ABNT-NBR 5380.
28
Tabela 3.2 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo, classe 15kV[1].
Ensaios
Perdas em vazio (núcleo) (W)
Perdas no cobre (enrolamento) (W)
Corrente de excitação (%)
Tensão de curto-circuito (75°) (%)
Núcleo de
material amorfo
14,7
286,5
0,28
2,47
Núcleo de aço
silício GO
84
266
2,9
2,5
Valores
NBR 5440
85
3
2,5
Um projeto conjunto da CEPEL/ELETROBRÁS/PROCEL ainda em 1996, dando
suporte a LIGHT-RIO deram início a um projeto piloto com um outro lote de nove TDMAs
monofásicos de 75kVA. Na Tabela 3.3 são observados os resultados de ensaios realizados no
laboratório do CEPEL.
Tabela 3.3 – Ensaios de transformadores com núcleo de metal amorfo pelo CEPEL[1].
TDMA-1fase-75kVA Valores da NBR 5440
Perdas no núcleo (W)
Perdas totais (W)
297
1272
Núcleo de material amorfo
48
952
Como pode ser observado na Tabela 3.3, o TDMA chegou a ter redução de perdas no
núcleo maior que 80% do valor máximo estabelecido pela NBR 5440 para transformadores
convencionais.
Com todos os resultados dos ensaios, foram instalados pela LIGHT e pelo CEPEL, em
1997, dois bancos de transformadores, cada um contendo três TDMA monofásicos de 75kVA,
imersos em óleo mineral isolante, com tensão primária de 7620V e secundária de 127V,
interligados em estrela-estrela na rede de 13,2kV.
Depois de instalados, os TDMAs foram acompanhados, principalmente com relação a
estabilidade de suas perdas e correntes de excitação, quando operados no ciclo de carga
normal. Os resultados apresentaram estabilidade com relação aos valores medidos em
laboratório, antes da instalação em campo [1].
Em 2009, a indústria brasileira ITB fabricou transformadores MRT de 5 kVA com
núcleo de liga amorfa, cuja foto é mostrada na Figura 3.4.
29
Figura 3.4 – Transformadores MRT no ambiente da fábrica, antes da realização dos ensaios de rotina[16].
Foram realizados ensaios de rotina com 17 unidades destes transformadores, com as
seguintes características:
•
Potência nominal: 5 kVA;
•
Fases: 1;
•
Tipo aéreo convencional;
•
Frequência: 60 Hz;
•
Tensões no lado de Alta Tensão (kV): 20,90 a 18,19;
•
Tensões no lado de Baixa Tensão (V): 440/220;
•
Derivações: 5; Alta Tensão ligada em 9,92 kV e Baixa Tensão ligada em
440V;
•
Corrente nominal de Alta Tensão: 0,25 A;
•
Corrente nominal de Baixa Tensão: 11,36 A;
•
Polaridade subtrativa.
30
Os ensaios rotineiros seguiram as normas vigentes. Na Tabela 3.4 é mostrado um
comparativo de valores de perdas e corrente de excitação entre os TDMAs e os valores base
da NBR 5440.
Tabela 3.4 – Comparativo de perdas e corrente de excitação entre transformadores monofásicos com tensões
máximas de 24,2kV e 36,2kV [16].
Núcleo
amorfo
Perdas em vazio (W)
8
Corrente de excitação (%) 1,12
Ensaios
Núcleo de
FeSi GO
36
3,17
Valores de acordo
com a NBR 5440
50
4,8
No ensaio a vazio, medição das perdas foi realizada à freqüência nominal, aplicandose a tensão nominal ao enrolamento de BT, e deixando o enrolamento de AT em circuito
aberto[16].
Na Tabela 3.4, pode ser observado novamente a redução nas perdas em vazio e na
corrente de excitação quando se utiliza o TDMA frente ao transformador de núcleo de ferro
silício de grãos orientados mais recentes e aos valores da norma. A redução das perdas no
comparativo núcleo amorfo x FeSi GO foi de aproximadamente 78% nas perdas a vazio e
cerca de 65% de redução na corrente de excitação.
Na Figura 3.5 são mostrados gráficos com os resultados dos ensaios comparativos
entre os 34 transformadores (17 de núcleo de FeSi GO e 17 de núcleo de metal amorfo), com
as perdas em vazio.
Figura 3.5 – Perdas no núcleo de transformadores com núcleo de liga amorfa e de transformadores com núcleo
de FeSi GO convencional[16].
31
Para a medição das perdas em curto-circuito, esse ensaio foi realizado à freqüência
nominal, conectando os terminas da fonte de ensaio aos terminais do enrolamento de AT do
transformador e mantendo-se os enrolamentos de BT em curto-circuito, como pode ser visto
na Figura 3.6.
O comparativo obtido nos ensaios de curto-circuito, referente aos transformadores
monofásicos de 5 kVA com tensões máximas de 24,2 kV e 36,2 kV são mostrados na Tabela
3.5.
Tabela 3.5 - Comparativo obtido através dos ensaios de curto-circuito para os transformadores monofásicos com
tensões máximas de 24,2kV e 36,2kV[16].
Ensaio de curtocircuito
Perdas (W)
Corrente (A)
Tensão (V)
Núcleo
amorfo
118
0,25
536,05
Núcleo de
FeSi GO
100
0,24
527,34
Valores de acordo
com a NBR 5440
120
0,25
-
A pequena diferença entre os valores obtidos nos testes de curto circuito vistos na
Tabela 3.5 se dá, pois as perdas ativas são referentes ao efeito Joule nos enrolamentos e não
tem qualquer dependência com o material magnético do núcleo, e a corrente de curto-circuito
depende da impedância de curto-circuito. Pelo modelo teórico do transformador, a impedância
de curto-circuito é dada pela fora complexa: R+jX, na qual R é a resistência ôhmica dos
enrolamentos, refletida ao lado onde o transformador é conectado à fonte durante o ensaio, e
X é a reatância de dispersão, associada fisicamente à quantidade de fluxo magnético disperso
pelo ar. Portanto, tanto R quanto X são parâmetros lineares independentes do material do
núcleo[16].
32
Figura 3.6 – Transformador com buchas de baixa tensão em curto-circuito[16].
A Confederação Nacional da Indústria – CNI e a Eletrobrás fizeram um acordo de
cooperação técnica, em 30 de março de 2010, que visa, dentre outros pontos, a criação de um
programa de capacitação e qualificação para eficiência energética no setor industrial, no
âmbito do Programa de Conservação de Energia Elétrica na Indústria. Um dos tópicos desse
programa trata especificamente da etiquetagem de transformadores industriais, o que envolve
o estabelecimento de índices mínimos de eficiência energética para esses equipamentos com
vistas à redução das perdas nas redes de distribuição de energia elétrica, o que remete a um
incentivo para a utilização dos TDMAs[19].
3.3 Panorama atual
Atualmente no Brasil, só a fabricante Vijai Elétrica do Brasil está instalada e
fornecendo transformadores de núcleo amorfo. A Cemec produziu protótipos, mas ainda não
está preparada para este mercado.
Só a Vijai, desde 2007 quando instalou seu parque na Paraíba, já forneceu
transformadores de núcleo de metal amorfo para as concessionárias:
•
Grupo Energisa – 25.000 unidades
o Energisa Paraíba;
o Energisa Sergipe;
o Energisa Minas Gerais;
o Energisa Nova Friburgo (Rio de Janeiro).
•
33
Grupo Rede – 10.000 unidades
o Celtins (Tocantins)
•
Copel (Paraná) – 6.000 unidades
•
Cemig (Minas Gerais) – 10.000 unidades
•
Eletropaulo (São Paulo) – 1.000 unidades
•
Grupo Endesa – 3.000 unidades
o Coelce (Ceará)
o Ampla (Rio de Janeiro)
OBS: Vale ressaltar que o Grupo Endesa é parte do Grupo Enersis, dos quais também
fazem parte as seguintes concessionárias:
• EDESUR – Argentina
• EDELNOR - Chile
• CHILECTRA - Chile
• CODENSA - Colômbia
Quando os transformadores são aprovados em uma concessionária, está aprovado no
grupo. No site da Coelce, as especificações de transformadores para o Grupo Enersis-Endesa
já constam o transformador de núcleo amorfo como opção de compra.
No Brasil, segundo dados da fabricante, apenas uma concessionária ainda não
homologou os TDMAs que foi a CEEE – D, que geralmente espera mais que as outras
concessionárias para adotar novas tecnologias. O restante do Brasil já está apto a adquirir o
TDMA.
3.4 Panorama Futuro
A expectativa dos fabricantes é que em cinco anos, 90% das compras de
transformadores de distribuição a óleo serão de TDMAs, movido também pelas cada vez mais
severas exigências da ANEEL no controle das perdas técnicas por parte das distribuidoras.
34
O capítulo 3 apresentou aplicações dos TDMAs, desde o início do estudo, na década
de 80, nos EUA, até em 2009, em uma aplicação, dando também uma visão do que está sendo
esperado para os próximos anos no Brasil, em que a expectativa é que em cinco anos 90% das
novas aquisições de transformadores a óleo sejam TDMAs.
CAPÍTULO 4
4 VIABILIDADE ECONÔMICA
4.1 Introdução
A análise apresentada se refere a um estudo de caso considerando um transformador
utilizado em subestação aérea, conforme Figura 4.1 com as características mencionadas na
Tabela 4.1 e a valores de tarifas e custos dos transformadores vigentes no mês de abril de
2011 junto a Coelce – Companhia Energética do Ceará, e as fabricantes de transformadores
Cemec e Vijai, e mostra qual tipo de transformador é mais viável de ser utilizado.
Tabela 4.1 – Características do transformador adotado.
Potência Nominal (kVA)
Tensão Primária (V)
Tensão Secundária (V)
Classe (kV)
75
13800
380/220
15
4.2 Metodologia utilizada na análise
O método utilizado para a análise da viabilidade econômica foi baseado no método
que consta em [20], que estabelece condições para a aplicação de recursos e as regras da
avaliação do custo/benefício que subsidiam as decisões da autorização da utilização de
recursos destinados ás concessionárias de energia elétrica nos Programas de Eficiência
Energética.
Inicialmente, será dada uma visão geral do método, explicando os parâmetros
utilizados, e em seguida apresentado o cálculo, com as devidas considerações.
Esse método considera os custos verificados em virtude da economia anual obtida nos
custos dos sistemas a montante do segmento considerado pelo adiamento dos investimentos
(Custo Evitado Demanda - CED) e/ou redução de despesas operacionais (Custo de Energia
Evitado - CEE).
Os custos totais evitados são obtidos multiplicando-se a quantidade de demanda e da
energia evitadas, por cada custo unitário evitado equivalente.
Viabilidade Econômica
Figura 4.1 – Diagrama unifilar da subestação aérea 75 kVA utilizada para o estudo de caso.
36
37
Os custos (de demanda e de energia) considerados para o atendimento de uma unidade
consumidora são os que ocorrem em todo o sistema elétrico antes da unidade consumidora,
inclusive aqueles do segmento onde a mesma encontra-se ligada.
A viabilidade econômica do projeto será analisada através do calculo da relação custobenefício (RCB) de cada uso final, devendo obedecer a seguinte metodologia:
RCB=
Custo Anualizado Total
Beneficios
(4.1)
Essa RCB deve ser inferior a 0,80 para que o projeto possa ser considerado viável.
4.2.1
Parâmetros para o cálculo dos Benefícios (B)
B = ( EE x CEE ) + ( RDP x CED )
(4.2)
Onde:
•
EE – Energia Economizada (MWh/ano)
•
CEE – Custo Evitado de Energia (R$/MWh)
•
RDP – Redução de Demanda na Ponta (kW)
•
CED – Custo Evitado de Demanda (R$/kW)
4.2.1.1 Método de Cálculo do Custo Evitado de Demanda (CED) e Energia (CEE)
Para que sejam determinados os custos evitados de demanda, deve-se considerar a
estrutura a seguir de valores da tarifa horosazonal verde para cada subgrupo tarifário,
homologadas por empresa pela ANEEL:
4.2.1.1.1 Custo Unitário Evitado de Demanda (CED)
CED=(12 x C1 ) + (12 x C 2 x LP) [ R$/kW.ano ]
(4.3)
4.2.1.1.2 Custo Unitário Evitado de Energia (CEE)
CEE =
(C3 x LE1 ) + (C 4 x LE 2 ) + (C5 x LE 3 ) + (C6 x LE 4 )
[ R$/MWh ]
LE1 + LE 2 + LE 3 + LE 4
(4.4)
38
Onde:
LP – constante de perda de demanda no posto fora de ponta, considerando 1kW de
perda de demanda no horário de ponta;
LE1, LE2, LE3 e LE4 – constantes de perdas de energia nos postos de ponta e fora de
ponta para os períodos seco e úmido, considerando 1kW de perda de demanda no horário de
ponta;
C1 – custo unitário da demanda no horário de ponta [R$/kW.mês];
C2 – custo unitário da demanda fora do horário de ponta [R$/kW.mês];
C3 – custo unitário da energia no horário de ponta de períodos secos [R$/MWh];
C4 – custo unitário da energia no horário de ponta de períodos úmidos [R$/MWh];
C5 – custo unitário da energia fora do horário de ponta de períodos secos [R$/MWh];
C6 – custo unitário da energia fora do horário de ponta de períodos úmidos [R$/MWh].
Os valores as constantes LP e LE são calculados a partir dos postos horários da tarifa
horosazonal verde, com base em Fatores de Carga (FC) e Fatores de Perdas (Fp), de acordo
com a Equação 4.5.
Fp = k x FC + (1-k) x FC2
(4.5)
Onde:
•
k varia de 0,15 a 0,30. Este valor deve ser indicado no projeto;
•
FC – Fator de Carga do segmento elétrico, imediatamente anterior daquele
considerado ou, que sofreu a intervenção, ou ainda, na falta deste, irá se
admitir o médio da Empresa dos últimos 12 meses.
O Fator de Carga é a relação entre a demanda média verificada em um dado intervalo
de tempo e a máxima demanda registrada nesse mesmo intervalo é denominada Fator de
Carga, conforme Equação 4.6.
Fator de Carga =
Dmedia
Dmaxima
(4.6)
Para facilitar a compreensão conceito de Fator de Carga é mostrado um exemplo de
curva de carga na Figura 4.2.
39
Figura 4.2 – Exemplo de curva de carga[1].
Na Figura 4.2 é observado o comportamento da demanda diária de um prédio
hipotético, medida a cada quarto de hora, de acordo com a concessionária. Como a demanda
máxima é bem superior a demanda média, o fator de carga é baixo. Para esses casos, indica-se
uma realocação de parte das cargas que estão operando no período de carga máxima em
outros horários, de modo a tentar linearizar a curva de carga, pois quanto maior o fator de
carga, melhor está sendo a utilização da energia elétrica de uma instalação. Em outras
palavras, o Fator de Carga é um indicador de ociosidade da instalação elétrica.
4.2.1.1.3 Dados referidos a concessionária:
FC = 0,67 (fator de carga médio da empresa)
k = 0,16 (subestações);
k = 0,17 (alimentadores);
k = 0,18 (transformador distribuição);
k = 0,22 (circuito secundário).
•
Tarifas da Concessionária para o período em análise (não está sendo levada em
consideração a tarifa de ultrapassagem de demanda) – Tabela 4.2.
40
Tabela 4.2 – Tarifa horosazonal verde para clientes da categoria A4 – 13,8kV abril/2011 - Coelce
TARIFA HOROSAZONAL VERDE
DEMANDA - R$/kW
NORMAL
SUB-GRUPO/NIV
TENSÃO
PONTA (C1)
A4 - 13,8kV COMERCIAL, SERVIÇOS,
INDUSTRIAL, OUTRAS
ATIVIDADES.
FORA DE PONTA (C2)
16,97
16,97
CONSUMO - R$/MWh
PONTA
FORA DE PONTA
SECA
ÚMIDA
SECA
ÚMIDA
(C3)
(C4)
(C5)
(C6)
1744,78
1710,45
221,51
201,57
4.2.1.1.4 Determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4.
Com base nos dados fornecidos no Anexo 1 de [20] temos a Tabela 4.3:
Tabela 4.3 – Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,15 e 0,20.
Fator de Carga
0,65
0,70
LP
0,5041
0,5476
Fator de Carga
0,65
0,70
LP
0,5041
0,5476
para k=0,15
LE
LE1
4,00004 0,3695
4,56834 0,38516
para k=0,20
LE
LE1
4,09968 0,3695
4,66032 0,38516
LE2
LE3
LE4
0,25865 1,97632 1,39557
0,26961 2,29381 1,61977
LE2
LE3
LE4
0,25865 2,03473 1,43681
0,26961 2,34772 1,65783
Considerando que em [20] são estipulados valores á montante e que este montante dos
transformadores é o alimentador, pode-se considerar os valores de FC = 0,67 e k=0,17,
interpolando os dados da Tabela 4.3, gerando a Tabela 4.4.
Tabela 4.4 – Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,17
para k=0,17
Fator de Carga
LP
LE
LE1
LE2
LE3
LE4
0,67
0,5215 4,26599 0,375764 0,263034 2,12596 1,501237
4.2.2
41
Cálculo do Custo Evitado de Demanda (CED) e Energia (CEE)
4.2.2.1 Cálculo do Custo Unitário Evitado de Demanda (CED)
Com base na Equação 4.3 temos que:
CED = (12 x C1 ) + (12 x C 2 x LP) [ R$/kW.ano ]
(4.7)
CED = (12 x 16, 97) + (12 x 16,97x 0,5215)
CED = 309,83 [R$/kW.ano]
4.2.2.2 Cálculo do Custo Unitário Evitado de Energia (CEE)
Com base na Equação 4.4, será calculado o CEE.
CEE =
(C3 x LE1 ) + (C4 x LE2 ) + (C5 x LE3 ) + (C6 x LE4 )
[ R$/MWh]
LE1 + LE2 + LE3 + LE4
CEE =
(1744,78 x 0,375764) + (1710,45 x 0,263034) + (221,51 x 2,12596) + (201,57 x 1,501237)
(4.8)
0,375764 + 0,263034 + 2,12596 + 1,501237
CEE = 440,47 [ R$/MWh ]
4.2.3
Cálculo da Energia Evitada (EE) e Demanda Evitada (RDP)
O calculo da energia e da demanda evitada é dado pela redução das perdas em vazio
do transformador. Assim, foi adotada uma redução de 80% dessas perdas, que é a média que
ocorre nos transformadores de núcleo amorfo em relação aos transformadores de aço-silício
de grãos orientados, conforme já mostrado nos capítulos 2 e 3. Com isso, tem-se a Tabela 4.5.
Tabela 4.5 – Parâmetros para determinação de EE e de RDP.
Transformador
Potência
(kVA)
75
Perdas Em Vazio
Energia Economizada (EE)
Demanda
(kW)
Evitada
(RDP)
Metal
Diário
Mensal
Anual
FeSi
Amorfo (3)=(1)-(2) (4)=(3)x24h (5)=(4)x30d (6)=(5)x12m
GO (1)
(kW)
(2)
(kWh)
(kWh)
(MWh)
0,33
0,066
0,264
6,336
190,08
2,28096
4.2.4
42
Cálculo do Benefício (B)
Utilizando a Equação 4.2, pode-se formular a Tabela 4.6, onde constam os benefícios
do TDMA.
B = ( EE x CEE ) + ( RDP x CED )
(4.9)
B = ( 2,281 x 440,47 ) + ( 0,264 x 309,83) = R$1086,50
Tabela 4.6 – Cálculo do Benefício (B)
Transformador
Potência
EE
(kVA)
(MWh)
75
2,281
Parâmetros
CEE
RDP
CED
(R$/MWh) (kW)
(R$/kW.ano)
440,47
0,264
309,83
B
(R$)
1086,50
A partir do valor do benefício encontrado (B), constatou-se que nos transformadores
de núcleo amorfo, a redução das perdas a vazio com relação ao transformador convencional
chega a uma economia anual de R$1086,60 para uma unidade de 75kVA.
4.3 Cálculo dos Sobrecustos admissíveis para os transformadores
amorfos (∆C):
Para o cálculo dos sobrecustos, será considerada a diferença de custos permitida entre
um TDMA e o transformador convencional, de modo que seja aprovada a troca de tecnologia
nas concessionárias, baseado na aceitação de um projeto financiado com relação entre custo x
benefício maior ou igual a 0,80.
Assim, os sobrecustos se baseiam nos benefícios anuais, calculados no item 4.2.4,
integralizados para a vida útil do transformador, que é estimada entre 20 e 25 anos, conforme
visto a seguir.
4.3.1
Cálculo do sobrecusto máximo anual (∆Ca):
O custo anualizado da diferença de custos entre o transformador com núcleo amorfo e
o transformador convencional ∆Ca é dado pela Equação 4.10.
43
∆Ca = 0,80 x B
∆Ca = 0,80 x 1086,50
∆Ca = R$ 869,20
(4.10)
Esse valor de 0,80 é um fator de relação custo benefício estipulado em [20] e já citado
anteriormente, no item 4.3.
4.3.2
Cálculo do sobrecusto máximo admissível por unidade de transformadores
com mesma vida útil (∆C)
O sobrecusto máximo admissível é a diferença de custos entre o TDMA e o
transformador convencional, considerando o custo anualizado da diferença e o fator de
recuperação de capital, conforme segue na Equação 4.11
∆C=
∆Ca
FRC
(4.11)
Onde:
•
∆C – Diferença de custos entre o transformador com núcleo amorfo e o
transformador convencional;
•
FRC – Fator de recuperação de capital considerando a vida útil;
•
∆Ca – Custo anualizado da diferença de custos entre o transformador com
núcleo amorfo e o transformador convencional.
4.3.3
Cálculo do Fator de Recuperação de Capital (FRC)
O cálculo do fator de recuperação de capital, que envolve a taxa e juros e a vida útil do
equipamento é dado pela Equação 4.12
i x(1 + i) n
FRC =
(1 + i) n - 1
Onde:
•
•
n – vida útil (em anos);
i – taxa de juros (taxa de desconto).
(4.12)
44
No cálculo do FRC, será utilizada uma taxa de juros de 12%, valor este baseado em
[20].
Para o valor da vida útil, foram considerados 20 e 25 anos.
i x (1 + i)n
(1 + i) n - 1
Para n = 20
FRC =
0,12 x (1 + 0,12) 20
FRC =
(1 + 0,12) 20 - 1
FRC = 0,134
Para n = 25
(4.13)
0,12 x (1 + 0,12) 25
(1 + 0,12) 25 - 1
FRC = 0,127
FRC =
Dos cálculos efetuados com os parâmetros escolhidos anteriormente, tem-se a Tabela
4.7.
Tabela 4.7 – Cálculo do sobrepreço do transformador.
Potência do
Transformador
(kVA)
75
Benefício
Anual
(B)
(R$)
1086,50
Sobrecusto
Cálculo do Sobrecusto (∆C) para i=12%
Máximo Anual
n = 20
n = 25
(∆Ca)=0,80x(B)
FRC = 0, 134
FRC = 0,127
(R$)
(R$)
(R$)
869,20
6486,56
6844,09
Na Tabela 4.7 são observados os valores dos sobrepreços permitidos para a troca de
tecnologia entre os transformadores de núcleo convencional para os transformadores com
núcleo amorfo. A vida útil utilizada dependerá do tempo adotado pela empresa, dependendo
da vida útil média dos transformadores instalados em sua rede.
4.4 Influência do Fator de Carga no Sobrecusto Admissível
Considerando que a avaliação da viabilidade de substituição de tecnologias que consta
em [20] leva em consideração o fator de carga do sistema, na Tabela 4.8 que foi retirada de
[1] está sendo mostrada a diferença no sobrecusto sobre os transformadores convencionais, do
45
ano de 2006, considerando uma variação no Fator de Carga e utilizando a vida útil de 20 e 25
anos.
Tabela 4.8 – Cálculo de sobrecusto dos transformadores em função do fator de carga.
Fator de
Carga
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
0,8
0,85
0,9
Adotando k=0,15
∆Ca
∆C 20 anos
(R$)
(R$)
5729,175
42755,036
3550,738
26498,043
2549,440
19025,668
1994,519
14884,468
1650,938
12320,430
1421,790
10610,374
1260,617
9407,589
1142,593
8526,813
1053,406
7861,242
984,301
7345,533
929,661
6937,772
888,648
6631,700
852,562
6362,400
822,802
6140,313
798,025
5955,407
777,231
5800,234
759,679
5669,244
∆C 25 anos
(R$)
45111,613
27958,565
20074,327
15704,872
12999,509
11195,197
9926,118
8996,795
8294,539
7750,405
7320,169
6997,227
6713,084
6478,755
6283,658
6119,932
5981,722
Na Tabela 4.8, pode ser observado que quando menor o fator de carga do
transformador de distribuição, mais interessante se torna a substituição do transformador
convencional pelo transformador de núcleo amorfo.
4.5 Impacto da diferença de preços entre os transformadores
O transformador convencional tem um preço de venda mais baixo que o TDMA. Os
preços praticados em abril de 2011 seguem na Tabela 4.9.
Tabela 4.9 – Preços dos transformadores em abril de 2011.
Material do
Potência
Tensão
núcleo
Nominal (kVA) Primária (V)
FeSi GO
75
13800
Metal Amorfo
75
13800
Tensão
Secundária (V)
Classe
(kV)
380/220
380/220
15
15
Preço
(R$)
5.000,00
5.800,00
Conforme calculado em 4.3.1, o ganho anual pela melhor eficiência do TDMA é
R$869,20. Com isso, em aproximadamente 1 ano só com a economia gerada pelo TDMA a
46
diferença entre os custos iniciais do investimento são pagas, e no fim deste pagamento, é
apenas lucro para a concessionária, que tem seus custos para expansão da matriz diminuídos.
Neste capítulo foi abordada a análise financeira da utilização do transformador de
núcleo amorfo com relação ao transformador convencional. Pode ser observado que, para o
transformador de 75kVA, em um ano, a economia anual gerada por suas menores perdas
chegam a R$598,424, e ao término de 20 anos, que é sua vida útil média, a economia será de
R$4.470,00.
Vale ressaltar que quanto menor o fator de carga do local onde o transformador está
instalado, maior será a economia gerada por ele, pois o fator de carga mede a ociosidade do
sistema, e as menores perdas do TDMA ocorrem quando está operando a vazio.
Conclusão
47
CAPÍTULO 5
5 CONCLUSÃO
5.1 Considerações Finais
Como a conservação de energia elétrica é relacionada com a redução das perdas, o
emprego extensivo dos TDMAs, por suas menores perdas no núcleo que os transformadores
convencionais, podem desempenhar um papel importante, não só pela conservação de
energia, como também para a conservação do meio ambiente.
Ficou constatado que as perdas a vazio analisadas nos vários períodos mostraram ser
entre 70 e 80% menores nos transformadores de núcleo amorfo, quando comparados com os
transformadores convencionais de FeSi de grãos orientados.
Observou-se também que a corrente de excitação dos TDMAs chega a ser
aproximadamente 60% inferior frente aos transformadores convencionais e a temperatura em
operação chega a ser 15% menor nos TDMAs.
Com cada vez mais fabricantes produzindo o núcleo amorfo, e mais fabricantes de
transformadores iniciando a produção no Brasil de TDMAs, a tendência é que em cinco anos
90% das compras de transformadores á óleo sejam de núcleo amorfo, até mesmo pelas altas
imposições da ANEEL com relação a eficiência energética.
A economia durante a vida útil do transformador, considerando esta 20 anos e a taxa
de juros de 12% ao ano foi de R$6.486,56. Se for considerada uma compra de 10.000
unidades, ao término da vida útil dos TDMAs a economia da concessionária será de 64,8
milhões de reais.
Ficou constatado que a diferença de preço do TDMA é recuperada em
aproximadamente um ano, com a economia gerada pela perda reduzida do TDMA.
Conclusão
48
5.2 Sugestões para Trabalhos Futuros
A partir do trabalho realizado, uma série de outros podem ser derivados e aproveitados
como temas para uma pós-graduação:
•
Estudos para a diminuição do volume do TDMA, que é maior que o
transformador convencional;
•
Diminuição das perdas, melhorando a eficiência do sistema de distribuição de
energia elétrica;
•
Estudo do metal amorfo, de modo a obter melhores resultados com a utilização
do mesmo;
•
Estudo da possibilidade da utilização do metal amorfo no núcleo de
transformadores a seco;
•
Levantamento da economia total de energia com a substituição de todo o
parque de transformadores, além da diminuição da emissão de poluentes com
essa substituição.
REFERÊNCIAS
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Transformadores de Distribuição com Núcleo Amorfo, Dissertação de Mestrado em Energia,
Universidade de São Paulo – USP, São Paulo - SP, 2006.
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Amorfo para Aplicação em Sistemas Elétricos de Potência de Alta Frequência, Dissertação de
Mestrado em Engenharia Elétrica, Faculdade de Engenharia de Ilha Solteira – FEIS, da
Universidade Estadual Paulista - UNESP, Ilha Solteira - SP, 2003.
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974, 1990
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NG, H. W., Hasegawa, R., Lee, A. C. E Lowdermilk, L. A. “Amorphous alloy core
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Raskin, D., Davis, A. L. Metallic glasses : a magnetic alternative. IEEE Spectrum,
Vol. 79, No. 11, pp. 1608-1623, 1991.
[7]
Hayashide, M., Ohnuma, S., Matsumoto, F., Fujimori, H., Masumoto, T. “Magnetic
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[8]
Schulz, R., Chretien, N., Alexandrov, N., Aubin, J., Roberge, R. A new design for
amorphous core distribution transformer. Material Science and Engineering, No. 99, pp. 1921, 1988.
[9]
Moniz, O. V., Perda Útil Técnica e Perda de Vida Útil Econômica dos
Transformadores de Distribuição, Dissertação de Mestrado em Ciências em Engenharia
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[10]
Irrek, W., Targosz, R., Topalis, F. V., Uso de transformadores mais eficientes na
indústria e no comércio, Revista Eletricidade Moderna Ano 38, No 435, Ed. Aranda, 2010
[11]
Chaves, D., Eficiência Energética com transformadores de distribuição de metal
amorfo (TDMAs), Promotion Partnership Vijai Elétrica do Brasil, 2010.
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formation of amorphous alloys by mechanical alloying, The American Physical Society,
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Transformers," Hard and Soft Magnetic. Materials ASM, 1988.
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110 p. Dissertação de Mestrado - Escola de Engenharia da Universidade Federal do Rio
Grande do Sul, 1990.
[15]
Luciano, B. A. Estudo de aplicações da liga Fe78B13Si9 amorfa em núcleos de
transformadores de baixa potência, (Tese de Doutorado), Coordenação de Pós-Graduação em
Engenharia Elétrica, Universidade Federal da Paraíba, 1995.
[16]
Luciano, B. A., Inácio, R. C., Lira, J. G. A., Freire, R. C. S., Camacho, M. A. G.,
Guerra, F. C. F. Transformadores monofásicos com núcleo de liga amorfa em sistemas de
distribuição de energia elétrica rurais. In: XIX Seminário Nacional de Distribuição de Energia
Elétrica, 2010, São Paulo. Anais do SENDI 2010, pp.1-6, 2010.
[17]
Fitzgerald, A.E., Kingsley, C., Kusko, A., Máquinas Elétricas, Ed. McGraw-Hill do
Brasil, 6ª Ed, São Paulo – SP, 2006
[18]
DeCristofaro, N., “Amorphous Metals in Electric-Power Distribution Applications”,
In MRS Bulletin, Volume 23, Nº 5 (1998), P.50-56.
[19]
Luciano, B. A., Castro, W.B., Transformadores de distribuição de energia elétrica
com núcleo de metal amorfo, Revista eletrônica de Materiais e Processos, v6.1, 2011
[20]
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica – Manual do programa de eficiência
energética, 2008

DIEGO FALCHI TEIXEIRA BARROS - DEE - UFC

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