Transformador para Laminação de Aço: Como Dimensionar o Fornecimento de 33 kV para uma Laminação de Vergalhões de 500.000 t/ano

A resposta primeiro: uma laminação de vergalhões de 500.000 t/ano é uma carga de 10,4 MW com fator de potência 0,92, e três decisões sobre transformadores determinam se ela parte, mantém 5% de TDD e sobrevive a 45 °C

Uma laminação de vergalhões que lamina 500.000 t/ano de barras de 8–32 mm ao longo de 7.200 horas é uma planta de 69,4 t/h que consome cerca de 105 kWh de eletricidade por tonelada, de modo que sua demanda média é de 7,3 MW e seu pico de 15 minutos é de 10,4 MW com fator de potência 0,92 — 11,3 MVA. É essa carga, e não o forno de reaquecimento de 45 MW, que define o pacote de transformadores: dois transformadores principais de 12,5 MVA e 33/11,5 kV ONAN/ONAF, cada um capaz de suportar 95% da planta sozinho a 45 °C de temperatura ambiente, uma impedância de 8% que mantém o nível de curto-circuito em 11 kV em 6,2 kA e obriga cada cadeira a partir com acionamento em vez de ligação direta à rede, e treze transformadores de conversor — três unidades de 3.200 kVA em pares Dy/Dd defasados em 30° e dez unidades K-13 de 800 kVA — que mantêm a distorção total de demanda no ponto de acoplamento comum de 33 kV em 4,2% contra o limite de 5,0% da IEEE 519. Acerte essas três decisões e o pacote de transformadores custa USD 540.000–680.000 em uma planta que custa duzentas vezes isso; erre e você passará o primeiro ano de produção discutindo com a concessionária sobre harmônicos e com a laminação sobre quedas de tensão.

Principais conclusões

• 105 kWh/t × 69,4 t/h resulta em 7,3 MW de média e 10,4 MW no pico de 15 minutos — o método de kWh por tonelada substitui qualquer tabela de kVA por tonelada, e é o pico, não a média, que dimensiona os transformadores principais.
• Duas unidades de 12,5 MVA derrateadas para 11,9 MVA a 45 °C suportam 95% da planta em N-1; 2 × 1.200 kVAr de capacitores desafinados garantem os últimos 4% de capacidade a um custo menor do que subir para 16 MVA.
• Uma impedância de 8% é um compromisso, não um padrão: mantém o nível de curto-circuito em 11 kV em 6,2 kA, mas também produz uma queda de 13,5% se uma cadeira desbastadora de 2.300 kW for acionada por ligação direta à rede, razão pela qual cada cadeira opera com acionamento de frente ativa.
• Retificadores de seis pulsos sozinhos elevam a TDD de corrente a 26%; pares Dy/Dd defasados em 30° reduzem-na para 8,5% no acionamento e 4,2% no PCC de 33 kV — essa diferença é a diferença entre cumprir e não cumprir a cláusula de harmônicos da concessionária.
• A 7.200 h/ano e USD 0,09/kWh, a perda em vazio vale USD 788/kW e a perda em carga USD 268/kW; um upgrade S13 em uma unidade de 12,5 MVA se paga em cerca de 3,7 anos, e um núcleo amorfo em cerca de 6.

Que carga elétrica uma laminação de vergalhões de 500.000 t/ano realmente apresenta?

Comece pela tonelagem e pelo consumo específico, porque todos os outros números derivam deles. Uma laminação de 500.000 t/ano operando 300 dias a 24 h/dia tem 7.200 horas produtivas, de modo que a produção é de 69,4 t/h. Uma laminação de barras com forno de reaquecimento e acionamentos CA consome 95–120 kWh de eletricidade por tonelada, dependendo do tamanho do tarugo, do mix de produtos e de quanto do trem de acabamento opera em velocidade; 105 kWh/t é um ponto médio realista para um mix de 8–32 mm alimentado com tarugos quadrados de 150 mm. Isso resulta em 7,29 MW de demanda média e, multiplicando pela razão pico-média de 1,42 típica de uma laminação com intervalos entre tarugos, trocas de cilindros e recuperação de sucata, uma demanda de pico de 15 minutos de 10,4 MW. Multiplique por 7.200 h e a planta compra 52,5 GWh por ano — o número no qual a avaliação de perdas se baseia mais adiante.

Os 10,4 MW não estão distribuídos uniformemente. Cerca de 89% estão no trem de laminação e no forno de reaquecimento, e a coincidência entre os dois é o que faz o total ser menor que a soma das cargas conectadas. O quadro de cargas abaixo é o que deve ser levado ao fabricante de transformadores, porque é a coluna de demanda — não a de carga conectada — que dimensiona os transformadores principais.

Duas características deste quadro importam mais do que o total. Primeiro, 17,2 MW dos 20,8 MW conectados estão em acionamentos de velocidade variável, de modo que o fator de potência da planta é definido pelos front-ends dos retificadores, e não pelos motores de indução: um front-end ativo mantém fator de deslocamento de 0,98–0,99, um front-end a diodo com reator CC fica em 0,95, e um front-end a tiristor de 6 pulsos pode cair para 0,85 em velocidade reduzida. Segundo, a demanda do laminador oscila de 3–4 MW em um minuto à medida que as tarugos entram e saem das cadeiras, o que é um problema de carregamento do transformador antes de qualquer outra coisa. Se você ainda está na fase de concepção e tem apenas uma lista de cargas conectadas, o método em como dimensionar um sistema de distribuição leva você a este mesmo quadro sem a etapa de kWh/t; o que ele não pode dizer é quanto da carga conectada está em acionamentos, e esse é o número que decide a especificação de harmônicos.

Por que as duas alimentações principais de 33 kV são dimensionadas para 45 °C, e não 40 °C?

Porque a placa de identificação do transformador não descreve o clima da planta. A IEC 60076-2 especifica um transformador para uma temperatura ambiente máxima de 40 °C, uma média mensal de 30 °C e uma média anual de 20 °C. Um laminador de vergalhões em Lagos, Mombaça, Jacarta ou Jeddah enfrenta 44–48 °C na estação quente, e o transformador fica em um pátio onde os radiadores recebem calor refletido do edifício do laminador. Cada grau acima da referência de 40 °C custa cerca de 0,9% da potência nominal ONAN para uma unidade imersa em óleo deste porte, de modo que um transformador de 12,5 MVA solicitado a operar a 45 °C é, na realidade, um transformador de 11,9 MVA. Comprar "12,5 MVA" e descobrir isso em julho é o erro de dimensionamento mais comum em laminadores de clima quente, e a mesma aritmética se aplica a unidades de resina fundida em altitude e em salas sem ventilação, conforme exposto em desclassificação por altitude elevada e temperatura.

Com 11,3 MVA de potência aparente de pico e 11,9 MVA disponíveis em uma unidade desclassificada, o critério N-1 deixa 95% de carregamento — aceitável por uma tarde, não por uma semana. O pacote que atende tanto à operação normal quanto à contingência simples é, portanto, 2 × 12,5 MVA, 33/11,5 kV, YNd11, ONAN 12,5 MVA / ONAF 16 MVA a 40 °C, com comutador de derivação em carga de ±8 × 1,25% no lado de 33 kV e impedância de 8%.

A última linha é a razão pela qual a planta precisa de compensação reativa e não de um transformador maior. Sem os 2 × 1.200 kVAr dos bancos dessintonizados, o fator de potência cai para 0,88, a potência aparente de pico sobe de 11,3 para 11,8 MVA, e o caso de contingência única opera a 99% da capacidade nominal derated com o ponto quente no limite contínuo de 98 °C definido na IEC 60076-7. Dois bancos de capacitores custam aproximadamente USD 45.000 instalados; o salto de 2 × 12,5 MVA para 2 × 16 MVA custa cerca de USD 90.000 no preço do transformador e acrescenta 15% à perda em vazio para sempre. Os capacitores são os 4% mais baratos.

Uma consequência adicional de dois transformadores em um acoplador normalmente aberto: a planta precisa suportar a transferência. Um esquema de transferência automática de barramento que fecha o acoplador 300 ms após o disparo do disjuntor de entrada reenergizará o barramento de 11 kV através de um transformador cujo núcleo pode ainda reter fluxo residual, produzindo uma corrente de inrush de 6–8 vezes a corrente nominal somada à corrente de reaceleração dos motores. A 12,5 MVA, isso é uma corrente de 3–4 kA por 100 ms, suficiente para disparar o elemento instantâneo do disjuntor de entrada se estiver ajustado pela placa de identificação em vez do inrush medido. A medição e os ajustes do relé são abordados em corrente de inrush do transformador; a regra de projeto para esta planta é ajustar o elemento instantâneo acima do inrush no pior caso calculado com fluxo residual, e adicionar restrição de inrush no 87T se o nível de curto-circuito da concessionária for alto o suficiente para que os dois se sobreponham.

Por que 8% de impedância é o número que decide tanto o nível de curto-circuito quanto como cada cadeira parte?

A impedância é o único parâmetro do transformador que aparece em dois cálculos ao mesmo tempo, e em um laminador ambos são restritivos. O primeiro é o nível de curto-circuito. Uma conexão de concessionária de 33 kV com 500 MVA de potência de curto-circuito disponível, vista através de um transformador de 12,5 MVA com 8% de impedância, resulta em 119 MVA no barramento de 11 kV — 6,2 kA de corrente de curto-circuito trifásico, mais a contribuição dos motores durante os primeiros ciclos. Esses 6,2 kA são o que os painéis de 11 kV, os cabos e os suportes de barramento precisam suportar, e está confortavelmente dentro de uma classificação de painel de 25 kA, portanto há margem para trocar impedância por desempenho de partida se o laminador precisar. O método, incluindo a contribuição dos motores e o efeito da impedância dos cabos, está em cálculo de corrente de curto-circuito.

O segundo cálculo é a partida. Um motor de desbaste de 2.300 kW, 11 kV, consome cerca de 135 A a plena carga (eficiência 0,96, fator de potência 0,93), e a partida direta consome 6,2 vezes isso — cerca de 840 A — por 3–8 segundos até que o volante de inércia e os cilindros atinjam a velocidade. Contra um nível de curto-circuito de 6.200 A, 840 A representam uma queda de tensão de 13,5% no barramento de 11 kV. Concessionárias e fornecedores de laminadores normalmente aceitam 3% no ponto de acoplamento comum e 10% nos terminais do motor, portanto uma cadeira de desbaste com partida direta não é permitida nesta alimentação, e com 8% de impedância nunca poderá ser. Aumente a impedância para 10% e o nível de curto-circuito cai para 5,25 kA enquanto a queda sobe para 15,9%; reduza para 6% e o nível de curto-circuito sobe para 7,7 kA enquanto a queda cai para 10,9%. Nenhum extremo dessa faixa torna a partida direta legal, razão pela qual as duas cadeiras de desbaste estão em acionamentos com front-end ativo que limitam a corrente de partida a 110% — uma queda de 2,4% — em vez de em soft starters, e pela qual a configuração dos acionamentos do laminador e a impedância do transformador precisam ser especificadas em conjunto.

A escolha de 8% pela usina, portanto, não é um padrão de fabricação: é o valor no qual o equipamento de 11 kV permanece econômico (classificação de 25 kA com margem), a carga reativa permanece próxima de 1 MVAr por transformador, e os acionamentos — que a usina precisa de qualquer forma para controle de espessura e controle de loop entre cadeiras — absorvem o problema de partida inteiramente. Uma usina que tentasse economizar o custo do acionamento especificando soft starters precisaria de 12% de impedância para manter a queda abaixo de 10% com a corrente de 3,5× de um soft starter, e então pagaria por isso em 1,5 MVAr de consumo reativo e uma queda de 19,8% em cada motor auxiliar de partida direta no mesmo barramento.

Por que os treze transformadores de conversor existem, e por que K-13?

Cada acionamento de cadeira precisa de um transformador entre o barramento de 11 kV e seu retificador por três razões que nada têm a ver com transformação de tensão. A primeira é que o retificador não pode imprimir seus entalhes de comutação e ruído de modo comum no barramento de 11 kV da planta, onde o mesmo barramento alimenta os controles do forno e o PLC da planta; a blindagem eletrostática do transformador e sua indutância de dispersão são o filtro. A segunda é que o acionamento precisa de 690 V no motor e o retificador precisa de uma tensão contra a qual possa regular, então a faixa de taps do transformador é definida pela pior tensão do barramento de 11 kV, não pela nominal da planta. A terceira é a perda harmônica: a forma de onda de corrente de um retificador tem 25–30% de THD nos terminais do acionamento, e a perda por correntes parasitas nos enrolamentos do transformador aumenta com o quadrado da ordem harmônica, então um transformador de distribuição comum classificado para carga senoidal superaquece a 60–70% de sua placa quando alimenta um retificador de 6 pulsos continuamente.

O fator K é a abreviação para essa classificação de capacidade, e K-13 é o valor correto para um acionamento de 6 pulsos: o fator K pondera cada corrente harmônica pelo quadrado de sua ordem, um espectro de 6 pulsos com 25–30% de THD resulta em K-9 a K-13, e K-13 dá cerca de 20% de margem sobre o valor calculado — que é onde uma usina quer estar, porque o espectro harmônico em carga leve é pior do que em plena carga. O método completo, incluindo como calcular o fator K a partir de um espectro medido, está em Seleção de transformador com fator K. O que importa na fase de especificação é que a classificação K, o espectro harmônico assumido e o perfil de carga apareçam na folha de dados; um transformador vendido como "adequado para carga de VFD" sem um espectro declarado não é uma especificação.

A planta usa 13 transformadores de conversor em duas configurações. Os seis acionamentos de 1.100 kW do trem intermediário são pareados em três unidades de 3.200 kVA com três enrolamentos, com um secundário Dy e um Dd defasados 30°: as duas pontes de 6 pulsos então se comportam como um retificador de 12 pulsos, e os 5º e 7º harmônicos circulam entre os secundários em vez de fluir para o barramento de 11 kV. Os dez acionamentos de 600 kW do trem de acabamento recebem cada um uma unidade de 800 kVA com dois enrolamentos; nesse tamanho os cabos são curtos, os acionamentos são individualmente pequenos, e o pareamento adicionaria cabeamento de defasagem de 30° por pouco benefício.

Onde você interrompe os harmônicos — no acionamento, no barramento de 11 kV, ou no PCC de 33 kV?

Apenas um ponto é contratual: o ponto de acoplamento comum com a concessionária, que aqui são os terminais de entrada de 33 kV, e o limite aplicável é a Tabela 2 da IEEE 519 para 1 kV < V ≤ 69 kV. O limite depende da relação entre a corrente de curto-circuito e a corrente de carga, portanto a primeira coisa a calcular é essa relação: 2,08 kA de corrente de falta em 33 kV divididos por 198 A de corrente de carga de pico resultam em 10,5, o que coloca a planta na faixa Isc/IL < 20, na qual a distorção total de demanda deve permanecer em 5,0% ou menos, a 5ª e a 7ª harmônicas em 4,0% ou menos cada, a 11ª e a 13ª em 2,0%, e a 17ª e a 19ª em 1,5%. Observe que esta é a faixa mais rigorosa, e que uma usina que deixa sua corrente de carga cair — operando a 40% da produção em um mercado de aço ruim — avança ainda mais para dentro dela, e não para fora, porque a relação aumenta à medida que a carga diminui.

O projeto resolve o caso sem um filtro de 33 kV, e somente porque as fontes harmônicas são tratadas no acionamento. Os dois laminadores desbastadores de 2.300 kW utilizam front ends ativos, cuja própria distorção é de 3–5%. Os pares de 12 pulsos do trem intermediário injetam 8–9% no barramento de 11 kV, mas cancelam a 5ª e a 7ª na própria fonte. Os dez acionamentos de 6 pulsos do trem de acabamento são o problema residual: 26–30% cada, mitigados pelo fato de serem pequenos, comutados individualmente e parcialmente cancelados pela diversidade. O agregado em 33 kV, calculado por soma com o método de ângulo de fase em vez de adição aritmética, resulta em 4,2% de TDD com a 5ª em 3,1%, e essa é a margem com que a usina opera.

Os 2 × 1.200 kVAr de bancos de capacitores que corrigem o fator de potência precisam ser dessintonizados, e a razão é a ressonância que a usina criaria de outra forma. A alimentação de 11 kV tem um nível de curto-circuito de 119 MVA; um banco simples de 1.200 kVAr colocaria a ressonância paralela na 10ª harmônica (a raiz quadrada de 119.000/1.200), que fica exatamente sobre as correntes harmônicas de 11ª e 13ª produzidas pelos acionamentos de acabamento. Um reator de 7% desloca a ressonância série para 189 Hz — a 3,8ª harmônica em 50 Hz — com segurança abaixo da 5ª, de modo que o banco é capacitivo em todas as harmônicas que a usina produz e não pode amplificá-las. Isso representa um acréscimo de USD 6.000 no banco e não é opcional; o mecanismo está descrito em harmônicas em transformadores, e é a mesma razão pela qual o contator do capacitor deve ser do tipo para serviço dessintonizado, e não um contator AC-3 padrão.

Os transformadores de conversor devem ser em resina fundida ou imersos em óleo?

Para as treze unidades de conversor, a resina fundida vence em risco de incêndio e perde em tolerância à poeira, e a decisão é realmente sobre a sala e não sobre o transformador. Uma unidade em resina fundida não tem óleo para conter, não exige parede corta-fogo, nem 5 m de afastamento dos painéis de acionamento, e suas perdas são dissipadas diretamente da superfície do enrolamento para o ar da sala, de modo que pode ficar dentro da sala de acionamentos ao lado dos painéis que alimenta — o que encurta o percurso do cabo de 690 V, e em um acionamento de 600 kW o cabo é a segunda maior perda depois do transformador. A penalidade é que essa mesma superfície exposta do enrolamento é um ponto de acúmulo de poeira: em uma usina onde a poeira de carepa e a névoa de lubrificante com grafite estão por toda parte, um enrolamento em resina fundida que não esteja em um invólucro IP54 com ventilação filtrada acumulará uma camada condutiva e sofrerá descarga disruptiva em poucos anos, e nem o invólucro nem o filtro são gratuitos.

Os transformadores principais são uma questão diferente. Com 12,5 MVA, a unidade imersa em óleo é 30–40% mais barata que uma unidade equivalente em resina fundida, sua capacidade de sobrecarga de curta duração é muito melhor, e ela pertence ao ambiente externo, em um recinto cercado com parede corta-fogo, poço de óleo e pórtico de 33 kV. Apenas o ruído e o afastamento contra incêndio favorecem o tipo seco nessa potência, e em uma usina de vergalhões o limite de ruído a vazio é de 62–65 dB(A) a 1 m, o que está dentro do próprio nível de ruído de fundo da usina.

O projeto resultante é: resina fundida, IP54, K-13 para as dez unidades de acabamento de 800 kVA dentro da sala de acionamento; resina fundida K-9 para os três pares intermediários de 3.200 kVA na mesma sala, porque movê-los para fora exigiria passar cabos de 690 V por uma parede e acrescentaria 15 m de percurso; e imerso em óleo ONAN/ONAF para as duas unidades principais de 12,5 MVA e os quatro transformadores auxiliares e de forno de 11/0,4 kV. Esse é um pacote misto, e um único fornecedor que fabrica ambas as tecnologias vale mais aqui do que uma vantagem de preço de 3% ao dividir o pedido — a comparação das duas tecnologias em nível de distribuição está em imerso em óleo vs tipo seco.

Como manter um transformador de 12,5 MVA vivo a 45 °C, em poeira de carepa, com umidade de monção?

Quatro fatores decidem se este transformador chega aos 25 anos ou falha aos 12: margem de resfriamento, proteção contra corrosão, linha de fuga das buchas e monitoramento da condição do óleo. A margem de resfriamento é a mais barata e a mais frequentemente reduzida. A 45 °C de ambiente, o banco de radiadores tem de dissipar as mesmas perdas para um ar 5 K mais quente do que a base de dimensionamento, o que significa 8–10% mais superfície de radiador do que um projeto padrão de 40 °C, e significa que o estágio ONAF tem de ser acionável sem parada: quatro ventiladores em dois grupos, cada grupo capaz de manter 90% da potência forçada com um ventilador fora, e controle dos ventiladores por temperatura do enrolamento em vez de corrente de carga, porque o enrolamento vê a carga harmônica e cíclica que o transformador de corrente não vê. O comportamento térmico das unidades ONAN e ONAF sob carga cíclica está descrito em métodos de resfriamento e elevação de temperatura; a regra operacional para esta planta é que o estágio ONAF nunca deve ser necessário em um dia normal, e deve ser comprovado por ensaio no dia da comissionamento.

Corrosão é um item de especificação, não uma cor de tinta. Um composto de usina a 5 km da costa sofre deposição de cloretos, e o transformador é especificado conforme ISO 12944 C5-M: primer rico em zinco, intermediário epóxi, acabamento poliuretano com 240 µm no total, radiadores galvanizados com as aletas revestidas após a soldagem, parafusos de aço inoxidável e tubo de respiro de aço inoxidável. O painel de controle é IP55 com aquecedor, porque o modo de falha em climas úmidos não é a entrada de água durante a chuva, mas a condensação dentro de um painel selado que esfria à noite. As buchas são compósitas em vez de porcelana: no nível de poluição IV da IEC 60815 (muito pesado, que é o que uma usina poeirenta com umidade de monção representa), o requisito de linha de fuga é de 31 mm/kV, então uma bucha de 36 kV precisa de cerca de 1.100 mm de linha de fuga — porcelana com essa linha de fuga é longa e frágil, silicone compósito é mais curto, mais leve e não estilhaça quando um guindaste deixa cair um feixe de vergalhões no pórtico.

A condição do óleo é onde a vida de 25 anos é realmente ganha ou perdida. O transformador é especificado com relé Buchholz de duplo interruptor de bóia, dois indicadores de temperatura do enrolamento com contatos de alarme e desarme, um dispositivo de alívio de pressão com contato e um medidor magnético de nível de óleo; a comissionamento inclui uma amostra de DGA após 24 h em carga, outra em um ano e, depois, anualmente. A razão é que este transformador opera com carga cíclica com uma variação diária de 3–4 MW sobre um ambiente de 45 °C, que é exatamente o regime que gera falhas térmicas em uma junta parafusada ou em um contato do comutador de derivação antes de gerar qualquer sintoma externo. O que procurar no padrão de gases está descrito em interpretação de DGA; a regra prática é que uma elevação de etileno com acetileno estável significa um ponto quente, e um acetileno crescente significa parar a usina e encontrá-lo.

Quais perdas você deve capitalizar em uma usina que opera 7.200 horas?

A avaliação de perdas, e não o preço, determina a classe de perdas, e a aritmética é direta quando as horas são conhecidas. A perda em vazio ocorre 8.760 h/ano porque o transformador permanece energizado para o caminho de reserva; a perda em carga ocorre no equivalente a cerca de 3.300 horas de plena carga, porque a demanda média da planta de 7,3 MW contra uma capacidade de 11,9 MVA resulta em (7,3/11,9)² × 8.760 = 3.300 h. A USD 0,09/kWh de custo de energia industrial — um valor realista para os mercados em que esta usina é construída — essas horas tornam a perda em vazio equivalente a USD 788/kW e a perda em carga equivalente a USD 268/kW. Essa é uma avaliação muito mais fraca do que a utilizada por uma concessionária (onde fatores de capitalização de USD 4.000–9.000/kW para perda em vazio são normais), e é por isso que um comprador industrial não deve simplesmente copiar a especificação de perdas de uma concessionária.

Dois pontos sobre essa tabela valem mais do que os números. Primeiro, a redundância dobra a conta de perda em vazio: ambas as alimentações principais ficam energizadas o tempo todo, então a planta paga perda em vazio sobre 25 MVA de capacidade instalada para atender uma carga de 11,3 MVA. Desenergizar a reserva a reduziria pela metade, mas uma transferência de barramento a partir de um transformador desenergizado leva 2–3 s enquanto os acionamentos da usina e os ventiladores do forno desarmam, então a planta mantém ambos energizados e paga. É isso que torna o prêmio do S13 tão fácil de justificar aqui — ele se aplica a ambas as unidades, todas as horas do ano. Segundo, a coluna de perda em carga é onde o dinheiro realmente está: reduzir a perda em carga de 60 para 48 kW adicionando cobre vale USD 6.400 por ano nas duas unidades, enquanto a economia em vazio do S13 vale USD 3.940, e a opção com cobre entrega mais que o dobro dessa economia com um retorno dentro de um mês do retorno do S13. A tendência usual de priorizar a perda em vazio vem da prática das concessionárias, onde os transformadores operam próximos à plena carga por 8.760 h; esta usina não. A comparação de classes em nível de distribuição está em comparação de classes de perdas, e a mesma lógica se aplica: em horas industriais, a perda em carga merece pelo menos tanta atenção quanto a perda em vazio.

Quanto custa o pacote de transformadores, e quanto tempo leva?

O pacote para esta planta é de treze transformadores de conversor, duas alimentações principais e quatro unidades auxiliares — 19 unidades, 51 MVA de capacidade instalada — e fica em USD 540.000–680.000 FOB China, dependendo se as unidades de conversor são em resina fundida e se as alimentações principais adotam o núcleo S13. Isso representa 0,3–0,6% do custo de capital de USD 120–180 milhões de uma usina de 500.000 t/ano, o que é o argumento para não otimizá-lo demais: uma economia de 5% nos transformadores é USD 30.000, e um problema de harmônicos ou afundamento de tensão na comissionamento custa um mês de produção.

Dois fatos logísticos alteram o cronograma mais do que o tempo de fabricação. Os transformadores principais de 12,5 MVA pesam 22–26 t cada e viajam em flat-rack de 40 pés ou como carga fracionada, o que significa que não podem ser o último item embarcado antes que a temporada de chuvas feche uma estrada portuária; e os transformadores de conversor precisam chegar depois dos painéis de acionamento, porque suas interfaces de barramento de 690 V são compatíveis com o layout do painel, de modo que uma usina que compra ambos do mesmo fornecedor economiza um mês de desenhos de interface. Os ensaios de rotina conforme IEC 60076-1 mais um ensaio de tipo de elevação de temperatura acrescentam 2–3 semanas, e um teste de aceitação em fábrica testemunhado — que este pacote deveria ter, dado que os transformadores principais são o ponto único de falha da planta — acrescenta uma semana do tempo do engenheiro do comprador, não da fábrica. Os ensaios de comissionamento para o conjunto completo, incluindo relação, grupo de ligação, resistência de isolamento, SFRA e injeção de relés de proteção, estão em ensaios de comissionamento, e a operação em paralelo dos dois transformadores principais, caso a usina algum dia os opere acoplados, é limitada pela tolerância de impedância de 8% em operação em paralelo.

O que a especificação de compra deve dizer?

A especificação para este pacote cabe em quatorze linhas, e sete delas tratam do clima, das harmônicas e dos ciclos de carga da planta, e não da potência nominal do transformador. Qualquer coisa que um fornecedor possa ler em um catálogo padrão não precisa ser escrita; o que precisa ser escrito é o envelope operacional.

• Potência nominal a 45 °C de ambiente, com a desclassificação declarada explicitamente: 12,5 MVA ONAN e 16 MVA ONAF a 40 °C, e a capacidade garantida a 45 °C cotada na proposta.
• Elevação de temperatura de 55 K no óleo superior e 60 K na média dos enrolamentos na potência ONAF, em vez dos 60/65 K padrão, para que o ponto quente permaneça dentro de 98 °C a 45 °C de ambiente.
• Impedância de 8% com tolerância de ±7,5% sobre o valor garantido, que é a tolerância da IEC 60076-1 e a razão pela qual duas unidades de fornecedores diferentes não podem ser ligadas em paralelo sem um cálculo de corrente circulante.
• OLTC ±8 × 1,25% no enrolamento de 33 kV, tipo a vácuo, com o número de operações por ano declarado (esta planta é de 1.500–2.500) para que o comutador de derivação seja selecionado pela vida mecânica, não pelo preço.
• Regime de harmônicas para as unidades de conversor: K-13 para as unidades de 800 kVA e K-9 para os pares de 3.200 kVA, com o espectro de harmônicas assumido e o perfil de carga impressos na folha de dados.
• Nível de isolamento LI 170 kV / AC 70 kV para o enrolamento de 33 kV (Um 36 kV), e linha de fuga de 31 mm/kV em buchas compostas conforme IEC 60815 nível de poluição IV.
• Classe de corrosão C5-M conforme ISO 12944, 240 µm de película seca total, radiadores galvanizados, fixadores de aço inoxidável, painel de controle IP55 com aquecedor anticondensação.
• Perdas garantidas com cláusula de penalidade de USD 788/kW para perdas em vazio e USD 268/kW para perdas em carga — os mesmos números que o comprador usa internamente, para que um fornecedor não possa vencer a licitação trocando perdas por preço.
• Nível de pressão sonora de 65 dB(A) a 1 m para os transformadores principais, medido conforme IEC 60076-10, com a posição de medição declarada.
• Ensaios: rotina conforme IEC 60076-1, elevação de temperatura conforme IEC 60076-2, impulso atmosférico e um FAT testemunhado com o engenheiro do comprador presente para os transformadores principais.
• Monitoramento: dois WTI com alarme e desligamento, Buchholz com duplo flutuador, alívio de pressão com contato, indicador magnético de nível de óleo e um ponto de amostragem de DGA que um técnico possa alcançar sem escada.
• Documentação: desenhos para aprovação em até 3 semanas após o pedido, relatórios de ensaio, manual de O&M em inglês e no idioma do local, lista de peças de reposição com recomendações para 2 e 10 anos.
• Garantia de 24 meses a partir do comissionamento ou 30 meses a partir da entrega, com multas por atraso na entrega e por garantias de perdas não cumpridas em mais de 5%.
• Embalagem e transporte: marítima, decisão de envio com nitrogênio ou com óleo declarada, indicadores de choque e inclinação instalados, e um desenho de transporte mostrando o centro de gravidade e os pontos de içamento, porque um transformador de 30 t derrubado em um porto é um atraso de 16 semanas.

O que realmente falha em transformadores de laminador de vergalhões?

Neste regime, as falhas que custam produção não são ruturas do isolamento dos enrolamentos no sentido clássico; são cinco coisas que aparecem numa ordem específica. A primeira é o comutador de tomadas em carga (OLTC), porque a procura do laminador oscila 3–4 MW num minuto e a tensão a montante acompanha, pelo que um OLTC em automático fará 1.500–2.500 operações por ano a perseguir uma tensão de que os acionamentos não necessitam — a solução é regular nos acionamentos e colocar o OLTC em manual, utilizando-o sazonalmente. A segunda é o ponto quente do enrolamento de baixa tensão em transformadores de conversor que foram adquiridos com um fator K inferior ao espetro real, onde o envelhecimento do isolamento duplica por cada 6 K acima do ponto quente de projeto e a unidade falha aos 10–12 anos em vez de 25. A terceira são fugas em juntas e soldaduras após 8–10 anos de ciclos térmicos diários num clima quente, o que é um item de manutenção se o óleo for monitorizado e uma falha se não for. A quarta é a falha do motor do ventilador de arrefecimento, que é invisível até o estágio ONAF ser necessário na única tarde em que é necessário — o alarme tem de estar ligado à sala de controlo, não a uma lâmpada local. A quinta é o contornamento por poluição dos isoladores no início da monção, quando seis meses de poeira se tornam condutores numa só noite; isoladores compósitos com revestimento RTV e uma lavagem programada antes das chuvas são toda a mitigação.

Nenhuma destas é um erro de projeto, e todas são decisões de especificação e operação tomadas antes de o transformador ser encomendado. É por isso que este artigo dedica a sua extensão a regimes de carga, correção ambiente, impedância e espetros harmónicos em vez da construção do núcleo e bobinas: a 500.000 t/ano o transformador não é a parte difícil do projeto elétrico, mas é a parte que não pode ser corrigida depois de o laminador estar construído. A metade a montante desta instalação — a aciaria que a alimenta com bilhetes — tem a sua própria lógica de dimensionamento, apresentada em dimensionamento de transformador de forno de arco elétrico, e um laminador que opere ambos verificará que o forno de reaquecimento e o trem de laminação juntos são uma carga muito mais benigna do que o forno de arco que têm a montante.

Fontes / 资料来源

Fonte: IEC 60076-1 — Transformadores de potência: Geral (regime nominal, tolerâncias, ensaios de rotina).
Fonte: IEC 60076-2 — Transformadores de potência: Elevação de temperatura para transformadores imersos em líquido (referência ambiente 40 °C máximo, 30 °C mensal, 20 °C anual).
Fonte: IEC 60076-7 — Transformadores de potência: Guia de carregamento para transformadores de potência imersos em óleo mineral (limites de ponto quente, carregamento cíclico).
Fonte: IEC 60076-10 — Transformadores de potência: Determinação dos níveis sonoros.
Fonte: IEC 60076-11 — Transformadores de potência: Transformadores de tipo seco.
Fonte: IEC 60909 — Correntes de curto-circuito em sistemas de CA trifásicos.
Fonte: IEC 61378-1 — Transformadores de conversor para aplicações industriais.
Fonte: IEC 60815 — Seleção e dimensionamento de isoladores de alta tensão destinados a utilização em condições de poluição.
Fonte: ISO 12944 — Proteção anticorrosiva de estruturas de aço por sistemas de tintas protetoras (categoria C5-M).
Fonte: IEEE 519 — Prática recomendada e requisitos para o controlo de harmónicos em sistemas de energia elétrica (Tabela 2, 1 kV < V ≤ 69 kV).
Fonte: IEEE C57.110 — Prática recomendada para estabelecer a capacidade do transformador quando alimenta correntes de carga não sinusoidais (base do fator K).
Fonte: GB/T 6451 — Parâmetros técnicos e requisitos para transformadores de potência trifásicos imersos em óleo.
Fonte: World Steel Association, World Steel in Figures — produção global de aço bruto de cerca de 1,9 mil milhões de toneladas, das quais os produtos longos para construção representam a maior quota individual.
Fonte: Equipa de Engenharia QDTB — fornecimento de transformadores imersos em óleo e de resina fundida para laminadores de varão de aço, fio-máquina e perfis na Nigéria, Quénia, Indonésia, Vietname, Egito e Arábia Saudita, 2014–2025 (consumo específico, rácios pico-médio, prática de impedância, espetros harmónicos, seleção de fator K, faixas de preço e prazos de entrega aqui indicados são valores de experiência do setor, não normas publicadas).