Transformador para Terminal de GNL: Como Dimensionar a Alimentação de 33 kV para um Terminal de Regaseificação de 4 mtpa, Por Que as Bombas de Envio e o Regime 2 × 100% Definem a Especificação

A resposta primeiro: um terminal de regaseificação de 4 mtpa é uma carga de 21.423 kW e 23,3 MVA, e duas unidades de 31,5 MVA 33/6,6 kV a suportam — 2 × 100%, não N+1

Construa o número a partir da curva da bomba, não a partir de uma regra empírica: 4,0 milhões de toneladas por ano de GNL correspondem a 10.959 toneladas por dia, o que, a 48 GJ por tonelada, representa 53,3 TWh de energia térmica de send-out por ano, 6,09 GW em média e cerca de 7,0 GW num dia de pico de inverno. Mover essa quantidade de metano líquido de um tanque a 1,1 bar para um gasoduto a 80 bar é um serviço de bombeamento, não de compressão, e consome 21.423 kW no pico de descarga — 23,3 MVA a um fator de potência de 0,92. Duas unidades ONAN/ONAF de 31,5 MVA 33/6,6 kV com 10,5% de impedância servem esta carga: 37% carregadas em operação normal, 74% da potência nominal ONAN com uma unidade fora de serviço, que é o que a capacidade firme de send-out realmente exige. O argumento de redundância num terminal de GNL não é o argumento de fábrica. Um terminal assina um compromisso de capacidade firme com um comprador de gás e paga take-or-pay se fornecer menos do que o contratado, pelo que compra transformadores 2 × 100% e um barramento de interligação que fecha em 8 segundos, e gasta o dinheiro em entradas VFD de 18 pulsos em vez de num terceiro transformador. Três coisas distinguem a especificação de um terminal da de uma fábrica com o mesmo kVA: a carga é constituída em 85% por grandes motores com VFD num único barramento de 6,6 kV, pelo que é a distorção harmónica e não o kVA que determina a impedância do transformador; o local é um ambiente marinho com corrosividade C5-M e linha de fuga de 31 mm/kV, pelo que os isoladores e a pintura custam mais do que o grau do núcleo; e a instalação funciona 8.760 horas por ano a 30% de carga média, o que torna as perdas em vazio dez vezes mais valiosas do que as perdas em carga e reescreve a fórmula de avaliação de perdas do concurso.

Principais conclusões

• 4,0 mtpa = 10.959 t/dia, 502 t/hora no pico, 6,09 GW de send-out médio. A carga elétrica é de 26.120 kW ligados e 21.423 kW no pico de descarga, 23,3 MVA a 0,92 PF; só as bombas de send-out representam 11.970 kW desse pico.
• Duas unidades ONAN/ONAF de 31,5 MVA 33/6,6 kV a 37% em regime normal e 74% com uma só unidade, com um barramento de interligação de 6,6 kV e transferência automática em 8 segundos, cumprem o compromisso de capacidade firme. Um terceiro transformador acrescenta USD 420.000 de capital e 0,02% de disponibilidade.
• A impedância e o fator K são determinados pelas harmónicas, não pela regulação de tensão: 12 VFDs de seis pulsos num único barramento dão 30% de THD de corrente, as entradas de 18 pulsos reduzem o TDD para 4,1% no barramento de 6,6 kV e 2,8% no ponto de acoplamento comum de 33 kV, dentro dos 8,0% que a IEEE 519-2022 permite na banda de 10–69 kV.
• A 30% de carga média, as perdas em vazio valem USD 701 por kW por ano e as perdas em carga apenas USD 68 por kW por ano. As duas unidades S11 consomem USD 56.200 por ano; os núcleos S13 poupam USD 13.300 por ano por cerca de USD 12.000 de capital, e os núcleos amorfos têm retorno em menos de quatro anos — a conclusão oposta à de um hospital, e pela mesma razão aritmética.
• É o ambiente marinho, e não a altitude, que determina os materiais: pintura ISO 12944-2 C5-M de 320 µm, invólucros IP55, linha de fuga de 31 mm/kV, isoladores compósitos de silicone, ferragens em aço inoxidável e resistências anti-condensação são itens de especificação que aparecem em todas as fichas técnicas de terminais de GNL e em quase nenhuma ficha técnica de fábrica.

O que consome realmente um terminal de regaseificação de 4 mtpa? O balanço de cargas por trás do número de kVA

Um terminal de regaseificação é frequentemente descrito como uma fábrica de gás, o que leva os engenheiros eletrotécnicos a esperar uma carga de compressão com um grande motor síncrono e um arrancador suave. Essa descrição está errada para um sistema de send-out moderno. A forma económica de elevar o GNL da pressão atmosférica para 80 bar é fazê-lo em fase líquida, onde a densidade é de 450 kg/m³ e o volume é 1/600 do volume de gás, e depois vaporizar o líquido pressurizado num vaporizador de grelha aberta utilizando água do mar. Comprimir 6 GW de gás exigiria algo como 150 MW de compressores; bombear a mesma energia na forma líquida exige 12 MW. Todos os terminais construídos nos últimos vinte anos adotam a via do bombeamento, e a consequência elétrica é que a instalação é uma instalação de bombas: quatro grandes bombas de send-out de alta pressão, seis bombas de baixa pressão no interior dos tanques, dois compressores de boil-off gas e quatro bombas de água do mar, todas num barramento de 6,6 kV, todas de velocidade variável.

O balanço de cargas abaixo é o único documento que decide o transformador. É construído da forma como um empreiteiro EPC de terminal o constrói: por lista de equipamentos, com um fator de diversidade aplicado por grupo, e com o pico definido como a coincidência da descarga do navio, do send-out máximo e do sistema de água do mar à temperatura ambiente de projeto. A coincidência da descarga é importante porque um terminal de 4 mtpa recebe cerca de 60 cargas por ano, uma carga de 145.000 m³ a cada seis dias, e descarrega-a em 26 horas enquanto o send-out continua.

Dois números nessa tabela merecem discussão, porque é onde as especificações de terminais costumam errar. O primeiro é o fator de diversidade das bombas de alta pressão: 0,95 não é um fator de diversidade de forma alguma, é a afirmação de que durante a descarga todas as quatro bombas operam a 95% da potência nominal no eixo porque a taxa de envio está no seu máximo contratual e os tanques estão sendo enchidos ao mesmo tempo. Projetistas que aplicam 0,8 a essa linha e depois adicionam 10% de capacidade de reserva chegam a 18 MW, compram dois transformadores de 20 MVA e descobrem no primeiro pico de inverno que a planta não consegue manter 100% de envio com uma unidade fora de operação. O segundo é a linha dos compressores de gás de evaporação, onde a carga é definida pelo deslocamento de vapor na descarga — 10.000 m³/h de líquido entrando no tanque deslocam cerca de 12.000 m³/h de vapor, o que equivale a 5,4 t/h de metano — e não pela evaporação do tanque de 0,05%/dia, que é de apenas 229 kg/h e justificaria um compressor de 250 kW em vez de um de 2.200 kW.

Com 21.423 kW a 0,92 de fator de potência, a demanda é de 23.286 kVA. Adicione a margem de projeto de 5% que toda especificação de terminal carrega para futura desgargalamento e a meta passa a ser 24,5 MVA, razão pela qual 25 MVA parece o tamanho natural e por que 31,5 MVA é o tamanho que realmente se compra. A diferença é redundância, e é o assunto da próxima seção.

Por que 2 × 100% e não N+1: o que a capacidade firme faz com o dimensionamento do transformador

Em uma fábrica, a falha de um transformador custa produção até a chegada do sobressalente, e a planta aceita isso porque o sobressalente é caro e a perda é mensurável em turnos. Em um terminal de GNL, a falha de um transformador custa a diferença entre o envio contratado e o envio entregue, precificada ao custo de fornecimento alternativo do comprador, e o terminal geralmente carrega uma obrigação de take-or-pay sobre a capacidade de regaseificação que vendeu. Isso muda a economia de “um transformador sobressalente é um luxo” para “um transformador sobressalente é o seguro mais barato da planta”, e tem uma consequência específica para o dimensionamento: o reserva deve ser capaz de suportar 100% do pico, não 100% da carga normal.

Esse é todo o argumento, e explica por que um pico de 23,3 MVA produz 2 × 31,5 MVA em vez de 2 × 25 MVA. Duas unidades de 25 MVA ficariam cada uma a 47% em operação normal e a 93% com uma fora — o que está dentro da potência nominal ONAN a 45 °C de ambiente apenas se a unidade for desclassificada em 8% por temperatura, restando 23 MVA, e o pico é de 23,3 MVA. A aritmética falha por 1,3%, o que no desenho se torna uma nota sobre corte de carga durante o descarregamento, que se torna uma discussão contratual com o comprador de gás. Duas unidades de 31,5 MVA, desclassificadas para 29 MVA a 45 °C, suportam o pico a 74% com uma unidade fora e deixam margem para o crescimento por desgargalamento. O capital adicional é de cerca de USD 60.000 para o par neste porte; a alternativa é um esquema de corte de carga e uma discussão permanente.

A barra de interligação é onde a redundância é efetivamente implementada, e vale ser preciso quanto à sequência de comutação, porque ela determina a impedância do transformador e os ajustes de proteção. O quadro de 6,6 kV é dividido em duas seções, cada uma alimentada por um transformador, com um disjuntor de interligação normalmente aberto. Na perda de um alimentador, a interligação fecha após um atraso de confirmação de 1,5 segundo mais o decaimento da tensão residual dos motores, e o transformador remanescente assume todo o barramento em cerca de 8 segundos, incluindo a rampa de reinício dos VFD. Essa sequência é o motivo pelo qual os transformadores são especificados com impedância de 10,5% em vez de 8%: com impedância de 8%, o nível de curto-circuito em 6,6 kV sobe de 26,2 kA para 34,4 kA, o conjunto de manobra passa de 31,5 kA para 40 kA, e o custo adicional do conjunto de manobra excede a economia de perdas proporcionada pela impedância menor. É também o motivo pelo qual a operação em paralelo dos dois transformadores através de uma interligação fechada não é permitida como configuração normal: a corrente circulante com impedância de 10,5% e um descompasso de tap de 1% seria de cerca de 300 A, e o nível de curto-circuito em 6,6 kV dobraria.

A filosofia de controle completa o quadro. As bombas de expedição são agrupadas em dois trens, cada trem alimentado por uma seção de 6,6 kV, e cada trem é dimensionado para 60% do pico de expedição. Perder um transformador significa perder um trem, o que deixa 60% de expedição pelos 8 segundos até a interligação fechar — uma rampa controlada em vez de um desligamento, e uma redução que o operador do duto tolera sob o acordo operacional. Essa é uma decisão de projeto que vale declarar explicitamente no documento de filosofia elétrica, porque é o que torna 2 × 100% transformadores com barra de interligação equivalentes a 3 × 50% sem interligação, a 60% do custo do conjunto de manobra.

Harmônicos: por que 12 VFDs de seis pulsos determinam a impedância do transformador e o fator K

Por carga conectada, 74% do terminal é acionamento de velocidade variável: 12,6 MW de bombas de expedição, 4,4 MW de compressores de gás de evaporação e as bombas de água do mar, se também estiverem em acionamentos. Um estágio de entrada de diodos de seis pulsos drena uma forma de onda de corrente com 25% de quinto harmônico, 12% de sétimo, 6,5% de décimo primeiro e 4,5% de décimo terceiro, para uma THD de corrente de cerca de 30% em cada acionamento. Doze acionamentos em um barramento não se somam aritmeticamente — as componentes de quinto e sétimo se cancelam parcialmente porque os acionamentos têm carregamentos diferentes e os ângulos de fase derivam — mas o resultado medido em um barramento de terminal com 12 acionamentos de seis pulsos é tipicamente 14–18% de THD de corrente, não 30% e não 4%. Isso está bem acima da distorção de demanda total de 8,0% que a IEEE 519-2022 permite na faixa de 10–69 kV no ponto de acoplamento comum com uma relação Isc/IL em torno de 30, e é o motivo pelo qual o estudo de harmônicos, e não o fluxo de carga, fixa a especificação do transformador.

Existem três formas de cumprir o limite, e a escolha é económica e não técnica. A primeira é comprar variadores com entradas de 18 pulsos, que utilizam um transformador desfasador ou uma reatância de entrada de triplo enrolamento para cancelar a quinta e a sétima harmónica; o resultado é 4,1% de TDD no barramento de 6,6 kV e 2,8% a 33 kV, com um acréscimo de preço do variador de 12–18%. A segunda é uma entrada ativa, que proporciona 3,5% de TDD e capacidade de regeneração, mas custa mais 25–35% e acrescenta uma fonte de emissões de alta frequência que tem de ser filtrada para a instrumentação da própria instalação. A terceira é um filtro passivo de quinta e sétima harmónica no barramento de 6,6 kV, que é o mais barato com 6,8% de TDD, mas tem uma ressonância que interage com quaisquer condensadores de correção do fator de potência e com a própria impedância do transformador, e que deixa de funcionar quando a carga do variador muda.

As consequências para o transformador são duas, e são frequentemente esquecidas na ficha técnica. A primeira é que as correntes harmónicas aumentam as perdas por correntes de Foucault nos enrolamentos, e o tratamento normalizado é um fator K ou um fator de perdas harmónicas; para o caso de 18 pulsos o fator K é 4, e para um barramento de seis pulsos sem filtro é 13. Especificar um transformador de distribuição normalizado com K-1 num terminal é um erro comum e dispendioso: o ponto quente desloca-se da superfície do enrolamento para o condutor, a elevação de temperatura de 65 K passa a 78 K, e o isolamento envelhece ao dobro do ritmo. Se o barramento não puder ser limpo, o transformador tem de ser especificado com um fator K, e os artigos de referência sobre seleção de transformadores com fator K e harmónicas em transformadores explicam como o fator é calculado em vez de estimado.

A segunda consequência é a impedância. As correntes harmónicas fluem através da reatância de fuga do transformador e produzem uma distorção de tensão no barramento de 6,6 kV que é proporcional à impedância e à ordem da harmónica — a quinta harmónica vê cinco vezes a reatância. Com 10,5% de impedância e 4,1% de TDD, a distorção de tensão da quinta harmónica no barramento é de cerca de 1,8%, o que está dentro do limite individual de 3% da IEEE 519; com 8% de impedância é de 1,4%, e a diferença não justifica o aparelho de manobra de 40 kA. O que realmente importa é a interação com qualquer bateria de condensadores: a frequência de ressonância é f_r = f × √(S_sc/Q_c), e uma bateria de condensadores de 2 MVA num barramento de 300 MVA coloca a ressonância na 12.ª harmónica, que é exatamente onde o variador de 18 pulsos deixa o seu resíduo. É por isso que os terminais com VFD ou evitam completamente os condensadores de correção do fator de potência e deixam as próprias entradas dos variadores manter o fator de potência em 0,96, ou instalam reatâncias desafinadas a 7% — e é por isso que a especificação deve indicar qual das opções, porque a impedância do transformador é escolhida com essa decisão já tomada.

Arranque do motor e queda de tensão: para que servem realmente os VFD

Todos os variadores grandes num terminal são VFD, e a razão habitualmente apresentada é o controlo de processo — o caudal de expedição tem de seguir a nomeação do gasoduto, que muda de hora a hora e por vezes 20% num minuto. Mas a razão elétrica é a corrente de arranque. Um motor de 3.150 kW e 6,6 kV tem uma corrente de plena carga de 287 A e uma corrente de arranque direto de seis a seis vezes e meia esse valor, 1.865 A, o que corresponde a 21,3 MVA de procura de arranque. Num barramento de 6,6 kV alimentado por um transformador de 31,5 MVA com 10,5% de impedância, a impedância da fonte é de 300 MVA, pelo que a queda de tensão no barramento durante um arranque direto é de 21,3 a dividir por 321,3, ou 6,6%. Isso está apenas dentro dos 10% que a maioria dos terminais permite para um único arranque, e está fora dos 5% que a instrumentação da própria instalação e os variadores do braço de carregamento marítimo toleram, que é a razão prática pela qual os variadores são de velocidade variável.

Dois detalhes importam para o transformador além do cálculo de queda de tensão. O primeiro é que um VFD é uma carga de potência constante acima da velocidade base, de modo que a corrente permanece na nominal enquanto a potência aumenta; o transformador vê uma carga com fator de potência de deslocamento de 0,96, mas fator de potência verdadeiro de 0,91 devido à distorção, e a potência nominal em kVA deve ser avaliada pelo fator de potência verdadeiro. O segundo é a própria contribuição do VFD para a corrente de falta: uma entrada de 18 pulsos com link DC limita sua contribuição de falta a cerca de 1,5 vezes a corrente nominal por um ciclo, mas 12 deles em um único barramento ainda acrescentam 4 kA à contribuição de 26,2 kA do transformador, razão pela qual o painel de manobra é classificado para 31,5 kA em vez de 25 kA e pela qual a suportabilidade de curto-circuito do transformador é especificada em 25 kA por 2 segundos conforme o cálculo de corrente de curto-circuito, em vez dos 20 kA que uma unidade de 25 MVA necessitaria.

O ponto da corrente de inrush merece uma frase porque os terminais desarmam por causa dela. Energizar um transformador de 31,5 MVA 33/6,6 kV produz um inrush de 8–12 vezes a corrente nominal por 0,1 a 0,3 segundos, com um offset DC que pode saturar o núcleo por vários ciclos. Em um barramento com 12 VFDs, os VFDs percebem a queda de tensão e, dependendo de sua configuração de suportabilidade a subtensão, ou passam pela perturbação ou desarmam. A solução é um relé de manobra controlada que fecha no cruzamento por zero da tensão, o que reduz o inrush para 2–3 vezes a corrente nominal e vale os USD 8.000 que custa em um transformador deste porte; a alternativa é aceitar uma queda de 15% e uma sequência de reinício dos VFDs a cada reenergização da planta. Os mecanismos são abordados em corrente de inrush do transformador.

Corrosão marinha, distância de escoamento e os materiais que uma especificação de terminal de GNL realmente compra

Um terminal é construído sobre um píer ou sobre terreno recuperado ao lado de água salgada, e o transformador fica ao ar livre em uma atmosfera que a ISO 12944-2 classifica como C5-M: deposição de cloretos acima de 300 mg/m² por dia, 90–95% de umidade relativa e uma névoa salina que nunca seca completamente porque a umidade noturna está acima do ponto de deliquescência. Esse ambiente não altera o projeto elétrico do transformador, mas altera todos os materiais externos, e o custo de errar aparece três anos após o comissionamento como um flashover de bucha ou uma costura de tanque enferrujada.

Os itens que devem constar na folha de dados, e a razão de cada um, são estes. O sistema de pintura é um epóxi-poliuretano de três demãos com 320 µm de película seca total, especificado conforme a ISO 12944-5 para C5-M com faixa de durabilidade de 15 anos; o alquídico padrão de 120 µm que acompanha um transformador de distribuição falha nas costuras de solda em até 24 meses em um terminal costeiro. O invólucro da caixa de interligação, do gabinete do OLTC e do gabinete de controle é IP55 em vez de IP54, com dobradiças de aço inoxidável 316 e fixadores A4-70, porque a ferragem galvanizada vira uma mancha de ferrugem e depois um parafuso emperrado. As buchas são de compósito de silicone em vez de porcelana, com distância de escoamento de 31 mm/kV — ou seja, 31 mm por kV de tensão entre fases, portanto 1.023 mm para uma bucha de 33 kV — porque a porcelana de 20 mm/kV padrão para locais no interior sofre flashover em névoa salina a cerca de 60% de sua suportabilidade a seco. O tanque é pintado com uma demão de reforço em cada solda e os bancos de radiadores são galvanizados a quente após a fabricação em vez de pintados, porque a pintura em uma aleta de radiador não pode ser mantida.

Há um segundo item ambiental fácil de passar despercebido: a condensação. Um transformador que opera a 37% de carga tem o topo do tanque mais frio do que o ar úmido da noite por várias horas ao dia, e o conservador de óleo respira esse ar através do gel de sílica. Terminais nos trópicos especificam tanque selado com colchão de nitrogênio ou conservador com membrana, além de aquecedores anticondensação em cada gabinete e caixa de terminais, e um alarme de ponto de orvalho no respiradouro. A alternativa é água no óleo, que aparece como resultado de análise de gases dissolvidos dois anos depois e como reprovação no teste de óleo na primeira manutenção anual. A abordagem de monitoramento de condição está descrita no material de referência sobre manutenção de transformadores, mas o ponto de especificação é mais simples: compre o projeto selado de fábrica, porque adaptá-lo em campo custa três vezes mais.

A temperatura ambiente e a radiação solar completam o derating. O ambiente de projeto é 45 °C com pico diário de 50 °C à sombra e 1.000 W/m² de radiação solar sobre o tanque, o que, para uma unidade ONAN, acrescenta cerca de 4 K à elevação de temperatura do óleo superior. O guia de carregamento IEC 60076-7 fornece o derating: a 45 °C de ambiente, uma unidade nominal de 31,5 MVA a 40 °C entrega 29,0 MVA com elevação de 65 K, e 32,4 MVA com os ventiladores em operação (ONAF). Esse número de 29,0 MVA, e não os 31,5 MVA da placa de identificação, é o que o cálculo de redundância da seção anterior utiliza, e é por isso que a folha de dados deve declarar explicitamente o ambiente e o estágio de refrigeração, em vez de deixá-los em uma nota.

Área classificada, separação contra incêndio e onde o transformador pode ser instalado

O GNL é metano, e o metano é inflamável, mas um terminal bem projetado tem muito pouco dele fora da tubulação. A classificação de áreas classificadas conforme a IEC 60079-10-1 enquadra a casa dos compressores de gás de evaporação, a conexão de retorno de vapor e a área dentro de 15 m de um flange de GNL como Zona 2, com Zona 1 no interior do invólucro do compressor e nas saídas das válvulas de alívio. Um transformador imerso em óleo não é permitido dentro de uma área Zona 2 de forma alguma, não porque seja uma fonte de ignição em operação normal — um tanque selado não é —, mas porque a NFPA 59A e a EN 1473 tratam um grande volume de óleo como um risco de incêndio que deve ser separado de uma liberação de gás, e porque um incêndio de transformador próximo a um vazamento de gás é o único cenário que a análise quantitativa de risco de um terminal não aceitará.

A consequência prática é que a subestação principal fica localizada a 30 m da casa dos compressores e fora da área classificada, com os painéis de 33 kV e 6,6 kV em um edifício elétrico pressurizado, e a rota de cabos até a área de processo fica em um banco de dutos enterrado ou em um corredor pressurizado. Onde um transformador precisa ficar próximo do processo — uma unidade de 2.500 kVA 6,6/0,4 kV para uma casa de compressores, por exemplo —, a especificação exige uma unidade seca de resina fundida, que não tem óleo e é aceita em Zona 2 com separação de 3 m. Esse é o único lugar onde o tipo seco vence em um terminal, e vale saber disso porque a regra geral em uma planta de GNL é o oposto de um edifício: imerso em óleo ao ar livre para as grandes unidades, resina fundida apenas onde a área classificada o exige.

A proteção contra incêndio ao redor dos transformadores principais é especificada pela NFPA 59A e pela seguradora, e geralmente consiste em uma parede corta-fogo de 2 horas entre as duas unidades a 1,5 m do tanque, uma bacia de contenção de óleo dimensionada para 110% do volume de óleo da maior unidade, um sistema de dilúvio a 10 l/min/m² sobre o tanque e os radiadores, e um ponto de injeção de espuma. A separação entre os dois transformadores importa para a alegação de redundância: a 1,5 m com uma parede corta-fogo, a segunda unidade sobrevive a um incêndio na primeira, que é o evento que o arranjo 2 × 100% deve cobrir. Terminais que colocam as duas unidades a 6 m de distância sem parede têm o custo de capital de 2 × 100% e a resiliência a incêndio de N+1, e a vistoria da seguradora geralmente descobre isso.

Aterramento e descargas atmosféricas: o suporte de tubulação é o eletrodo

O sistema de aterramento de um terminal é incomum porque a própria planta é uma grande estrutura aterrada. A tubulação de GNL, os cascos dos tanques, o aço do píer e os braços de carregamento marítimos são todos interligados, e a malha de terra é um anel de cobre nu de 70 mm² ao redor da área de processo com fitas de cobre de 25 mm × 3 mm para cada coluna estrutural, dimensionado para uma falta de 25 kA por 1 segundo e para uma descarga atmosférica de 200 kA a 10/350 µs conforme a IEC 62305. A meta de projeto é 1 Ω na barra de terra principal, medida na comissionamento com um teste de queda de potencial, e as tensões de passo e toque são verificadas conforme a IEEE 80 no pátio de manobras, e não na área de processo.

Dois itens específicos do terminal merecem constar na especificação. O primeiro é a interferência da proteção catódica: o píer e as estruturas marítimas possuem proteção catódica por corrente impressa, e a malha de terra é interligada a elas por meio de centelhadores de desacoplamento CC, de modo que a corrente de proteção catódica não flua pela malha de cobre e a corroa. Um terminal de GNL que interliga a malha diretamente a um píer protegido catodicamente perde os ânodos do píer em dois anos e descobre o problema como uma falha de revestimento, não como uma falha elétrica. O segundo é a coordenação da proteção contra surtos: para-raios de entrada de linha de 33 kV, para-raios de 6,6 kV nos terminais do transformador e SPDs Tipo 2 em cada quadro de BT, coordenados pelo comprimento de cabo, de modo que o surto de 33 kV seja atenuado antes de atingir o enrolamento de 6,6 kV. A coordenação de isolamento é o mesmo cálculo de qualquer subestação, abordado em proteção de transformadores contra descargas atmosféricas e sistemas de aterramento de baixa tensão, mas a ligação equipotencial marítima e o desacoplamento da proteção catódica são as partes que as especificações terrestres omitem.

Comutador de derivação e regulação de tensão em uma rede de 33 kV fraca

Os terminais são frequentemente construídos no final de uma longa linha de 33 kV ou 132 kV, próximos a um gasoduto e a um litoral, em um local onde a rede é um único alimentador radial com nível de curto-circuito de 800–1.500 MVA e uma tensão que varia 8% entre a ponta e a noite de carga leve. Os acionamentos de velocidade variável toleram ±10% de tensão sem redução de potência, portanto o processo não necessita de regulação rigorosa, mas o barramento de 6,6 kV deve permanecer dentro de ±5% para os transformadores de BT e para a própria eletrônica da planta. Esse é um caso para um comutador de derivação em carga no enrolamento de 33 kV, ±8 degraus de 1,25%, com um relé de tensão automático medindo o barramento de 6,6 kV e um retardo de 60 segundos para suportar as partidas de motores.

A alternativa — um comutador de derivação sem tensão ajustado na comissionamento — é USD 25.000 mais barata por unidade e é o que uma fábrica compraria. Em um terminal, é a escolha errada por uma razão específica: a nomeação de expedição acompanha o preço do gás, e um terminal que opera a 40% da capacidade de expedição por um mês e depois a 100% por uma semana vê a tensão do barramento variar com a carga, porque a regulação própria do transformador é de 4–5% com impedância de 10,5%. Um OLTC corrige isso automaticamente; uma derivação fixa significa que o operador a altera duas vezes por ano, em uma parada, com o transformador isolado. O material de referência sobre comutadores de derivação em carga versus sem tensão aborda o mecanismo; o ponto específico do terminal é que o OLTC se justifica pelo perfil de carga e não pela rede.

Perdas em 8.760 horas: por que a fórmula de avaliação de perdas do edital geralmente está errada

Todo edital de transformadores traz uma fórmula de avaliação de perdas que converte as perdas em vazio e em carga em um equivalente de capital, e em um terminal de GNL essa fórmula é quase sempre copiada de uma concessionária de energia onde os transformadores operam com carregamento médio de 60–70%. Um terminal opera com carregamento médio de 30% por 8.760 horas por ano, portanto os dois componentes de perda têm valores muito diferentes, e errar os pesos significa comprar o núcleo errado.

A aritmética é simples uma vez conhecido o perfil de carga. A demanda média anual é de 18,3 MVA, o que corresponde a 29% dos 63 MVA instalados, portanto a perda em carga na carga média é 0,29² = 8,4% da perda em carga nominal, e as horas equivalentes de plena carga para a perda em carga são 0,29² × 8.760 ≈ 737 horas, digamos 850 incluindo as semanas de ponta. A perda em vazio ocorre durante todas as 8.760 horas. A USD 0,08/kWh, a perda em vazio vale USD 701 por kW por ano e a perda em carga USD 68 por kW por ano — uma proporção de dez para um. Um edital que avalia a perda em carga em USD 2.500/kW e a perda em vazio em USD 5.000/kW, que é uma fórmula típica de concessionária, subestima a perda em vazio em 40% em relação ao seu custo real nesta condição de operação.

A conclusão para este regime de operação é incomum e vale a pena ser dita claramente: com 8.760 horas e 30% de carregamento, os núcleos amorfos se pagam, em menos de quatro anos, porque a perda em vazio domina. É o oposto da conclusão para um hospital de porte semelhante, onde a mesma aritmética com 4.050 horas equivalentes torna o prêmio do amorfo antieconômico. A diferença não está no transformador; está no número de horas em que o núcleo fica energizado e no preço da energia. Um terminal que compra núcleos S11 para economizar USD 28.000 de capital gasta cerca de USD 13.300 por ano a mais em eletricidade durante a vida útil da planta, o que, a uma taxa de desconto de 7% ao longo de 25 anos, representa cerca de USD 155.000 de valor presente — cinco vezes a economia. O material de referência sobre classes de perdas S11, S13 e S20 abrange as definições das classes, e o método do custo total está apresentado em custo total de propriedade do transformador.

O que a folha de dados tem a dizer: uma tabela de especificação para um transformador de terminal

A especificação abaixo é a que um pacote EPC de terminal produz após os estudos das seções anteriores, e vale a pena compará-la com a folha de dados de um transformador de distribuição de mesma potência, porque quase todas as linhas diferem. Os itens em negrito são os específicos de um terminal de GNL e que uma cotação padrão não incluirá, a menos que sejam solicitados.

Transporte, instalação e comissionamento: o risco de cronograma que não é elétrico

Um transformador de 31,5 MVA 33/6,6 kV pesa cerca de 55 toneladas com óleo, tem 6,4 m de comprimento, 2,6 m de largura e 3,6 m de altura, e viaja de uma fábrica na China até um cais na África Ocidental ou no Sudeste Asiático em um flat rack, depois por estrada em um reboque multi-eixos a 40 km/h, e então até um pedestal a 30 m da casa de compressores. O projeto elétrico já está definido nessa altura; o risco de cronograma é o transporte, e os dois itens que o protegem são um registrador de impactos com limiar de 3 g no tanque e um enchimento de nitrogênio a 0,02 MPa para a viagem marítima, ambos presentes no material de referência sobre transporte e instalação de transformadores.

No local, a sequência é: receber e inspecionar em relação ao registrador de impactos, assentar a unidade sobre o plinto com as almofadas de macaqueamento, secar a vácuo se o óleo foi drenado para transporte, encher com óleo sob vácuo até 1 mbar, deixar em repouso por 24 horas e, em seguida, realizar os ensaios de comissionamento. Os ensaios que importam em um terminal são a resistência de enrolamento (que detecta uma conexão frouxa antes que se torne um ponto quente), a relação e o grupo vetorial (que detecta um TC invertido ou um tap errado), a resistência de isolamento e o tan delta a 10 kV para o enrolamento de 6,6 kV, a assinatura SFRA comparada com a linha de base de fábrica e o OLTC em toda a sua faixa com o motor de acionamento. A lista de verificação de referência para esta sequência está em ensaios de comissionamento, e a inspeção pré-embarque que protege o cronograma está em inspeção pré-embarque.

Dois itens de comissionamento específicos do terminal são fáceis de esquecer e caros de adaptar posteriormente. O primeiro é a medição de harmônicos no barramento de 6,6 kV sob carga real, que não pode ser feita até que as bombas de envio entrem em operação, portanto pertence ao teste de desempenho e não ao cronograma de comissionamento; um terminal que descobre 9% de TDD em vez de 4,1% após a entrega está diante de uma adaptação de filtro em uma planta em operação. O segundo são os ajustes do OLTC e do AVR sob uma variação real de tensão da rede, o que exige que o operador da rede mova o tap no transformador de alimentação, e que geralmente é adiado e depois esquecido até a primeira reclamação de tensão.

Quanto custa o pacote elétrico e para onde o dinheiro realmente vai

Os valores abaixo são faixas de experiência do setor para o pacote elétrico principal de um terminal de 4 mtpa, FOB China, 2025–2026, excluindo instalação e obras marítimas. São apresentados como faixas porque a diferença entre um fornecedor europeu de primeira linha e um fornecedor chinês da mesma especificação é de 35–50%, e porque o transformador representa uma parcela menor do pacote do que a maioria dos gerentes de projeto espera.

Os dois transformadores representam 19% do pacote; os drives representam 29%. Essa proporção é o argumento prático para dedicar esforço de engenharia ao estudo de harmônicos em vez de à qualidade do núcleo: uma decisão que altera a entrada do drive movimenta USD 200.000, enquanto uma decisão que altera a qualidade do núcleo movimenta USD 30.000. É também o argumento para comprar os transformadores de um fornecedor que cotará a pintura C5-M, as buchas de 31 mm/kV e o fator K como itens discriminados, em vez de como “execução marítima” em um valor global, porque é aí que a diferença de 35–50% entre fornecedores está realmente escondida.

Sete erros de especificação que aparecem em todo terminal de GNL

• Aplicar um fator de diversidade de fábrica às bombas de expedição. 0,8 em vez de 0,95 resulta em 18 MW em vez de 21,4 MW, dois transformadores de 20 MVA em vez de dois de 31,5 MVA, e uma planta que não consegue manter 100% de expedição com uma unidade fora de operação — exatamente o evento para o qual a redundância foi adquirida.
• Especificar transformadores K-1 em um barramento de VFD. O fator de perda harmônica a 30% de THD de corrente é 1,15 e a 4,1% de TDD é 1,08; uma unidade padrão opera seu ponto quente 10–13 K mais quente e envelhece ao dobro da taxa. O fator K custa 3% do preço do transformador.
• Comprar 25 MVA porque 23,3 MVA cabem. A potência nominal derated a 45 °C de ambiente é 29,0 MVA para uma unidade de 31,5 MVA e 23,0 MVA para uma unidade de 25 MVA, portanto o par de 25 MVA fica 100,1% carregado no dia de pico com uma unidade fora de operação.
• Deixar a classe de corrosão em C3. A tinta padrão a 120 µm falha nas costuras de solda em dois anos em uma atmosfera C5-M; a repintura em altura, sobre um terminal energizado, custa mais do que o sistema C5-M original.
• Buchas de porcelana a 20 mm/kV. Elas passam no teste de impulso de fábrica e sofrem descarga disruptiva em névoa salina a 60% da suportabilidade a seco; o compósito de silicone a 31 mm/kV é a solução, e deve ser especificado, não presumido.
• Usar uma fórmula de avaliação de perdas de concessionária. A 8.760 horas e 30% de carregamento, a perda em vazio vale dez vezes a perda em carga; uma fórmula ponderada no sentido oposto compra núcleos S11 e desperdiça cerca de USD 13.300 por ano.
• Posicionar a subestação dentro do limite da Zona 2. Unidades imersas em óleo são excluídas pela NFPA 59A e EN 1473; a correção após o HAZOP é uma rota de cabo de 30 m e um redesenho do barramento de 6,6 kV.

Fontes / 资料来源

Fonte: IEC 60076-1:2011 — Transformadores de potência, Parte 1: Geral.
Fonte: IEC 60076-2:2011 — Elevação de temperatura para transformadores imersos em líquido.
Fonte: IEC 60076-3:2013 — Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e distâncias de escoamento externas no ar.
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Fonte: IEC 60076-7:2018 — Guia de carregamento para transformadores de potência imersos em óleo mineral.
Fonte: IEC 60076-11:2018 — Transformadores a seco.
Fonte: IEC 60137:2017 — Buchas isoladas para tensões alternadas acima de 1.000 V.
Fonte: IEC 60815-1:2008 — Seleção e dimensionamento de isoladores de alta tensão destinados ao uso em condições poluídas.
Fonte: IEC 60909-0:2016 — Correntes de curto-circuito em sistemas CA trifásicos.
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Fonte: IEEE 519-2022 — Prática recomendada e requisitos para controle de harmônicos em sistemas de energia elétrica, limites da Tabela 2 para 10–69 kV.
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Fonte: NFPA 59A — Norma para produção, armazenamento e manuseio de gás natural liquefeito.
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Fonte: Experiência do setor — TDD de corrente medido de 14–18% em barramentos de terminal de 6,6 kV com 10–14 acionamentos de seis pulsos, e 3,5–4,5% com entradas de 18 pulsos, a partir de levantamentos harmônicos em terminais comissionados, 2019–2025.
Fonte: Experiência do setor — faixas de preço de transformadores, GIS, switchgear e VFD para pacotes elétricos de terminais de GNL, FOB China, 2025–2026.
Fonte: Experiência do setor — valores de avaliação de perdas de USD 400–1.100 por kW e tarifas industriais de eletricidade de USD 0,07–0,10 por kWh usados no cálculo do custo anual de perdas.
Fonte: QDTB Engineering Team — listas de carga, estudos harmônicos e especificações de transformadores para projetos de GNL, processamento de gás e terminais marítimos no Sudeste Asiático, Oriente Médio e África, 2018–2026.