Transformador para Usina de Açúcar e Destilaria de Etanol: Como Dimensionar os Sistemas de 138 kV, 4,16 kV e 480 V para uma Planta de 20.000 TCD que Exporta 62 MW

A resposta em primeiro lugar: uma usina sucroenergética de 20.000 TCD é uma carga de 33,5 MW instalada em uma central de 100 MW, e três decisões sobre transformadores determinam se ela exporta 62 MW

Uma usina que processa 20.000 toneladas de cana por dia — 833 t/h durante 200 dias — queima seu próprio bagaço em duas caldeiras de 250 t/h e 85 bar, aciona uma turbina de extração-condensação de 60 MW e uma turbina de contrapressão de 40 MW em um barramento de 13,8 kV, e vende 62 MW para a rede em 138 kV. Sua própria demanda é de apenas 33,5 MW com fator de potência de 0,93, portanto são os transformadores no caminho de exportação, e não a carga, que definem o projeto. Três decisões dominam o pacote: um banco de 138 kV de 2 × 50 MVA que ainda suporta 96% da exportação de pico em uma única unidade, uma impedância de 8% nos transformadores da moenda de 13,8/4,16 kV que limita a partida de um picador de 1.600 kW a uma queda de 7%, e grupos de 12 pulsos mais 8 MVAr de filtragem dessintonizada que mantêm a TDD de corrente no ponto de acoplamento comum de 138 kV abaixo dos 5% que a concessionária insere no contrato de compra de energia. Acertando essas três decisões, o pacote de transformadores custa USD 2,4–2,9 milhões em uma usina que custa cem vezes isso; errando-as, ou você não consegue entregar os 62 MW contratados, ou paga uma tarifa de penalidade por vinte safras. A aritmética de carga, perdas e queda de tensão pode ser reproduzida com as calculadoras de sistemas de potência.

Principais conclusões

• 833 t/h de cana a cerca de 40 kWh/t de moagem, processo e energia da destilaria resultam em 33,5 MW — mas é o contrato de exportação de 62 MW, e não a carga de 33,5 MW, que dimensiona os transformadores de 138 kV e seus comutadores de derivação.
• O fluxo de potência reverso reescreve a especificação: comutador de derivação em carga no lado de AT, proteção 32/67 sensível à direção, anti-ilhamento no barramento de 13,8 kV e uma perda em vazio que é paga 8.760 horas por ano em vez de 4.800.
• Impedância de 8% em um transformador de moenda de 12,5 MVA e 13,8/4,16 kV resulta em 21,7 kA de corrente de falta e uma queda de 7% na partida do picador; 6% reduz a queda para 5,2%, mas exige painéis de 31,5 kA, e 10% é barato, mas causa queda de 8,7% e desarma os contatores da própria usina.
• 20 MW de inversores de frequência de seis pulsos produzem 28% de THD de corrente no inversor, mas apenas cerca de 12% no barramento de 13,8 kV; o limite de 5% em 138 kV é obtido com enrolamentos pareados de 12 pulsos e filtros, nunca com um transformador maior.
• Em uma usina que opera 4.800 horas e fica ociosa 3.960, um quilowatt de perda em vazio é capitalizado em USD 5.600 e um quilowatt de perda em carga em USD 2.270 — razão pela qual a avaliação de perdas, e não o preço de compra, deve decidir a adjudicação.

Qual carga elétrica uma usina de 20.000 TCD com destilaria de etanol realmente apresenta?

A carga é excepcionalmente estável. A cana chega a uma taxa constante porque precisa ser moída dentro de 24 horas após o corte, o tandem opera em velocidade fixa e a destilaria é um processo contínuo. Entre o início da safra e o último caminhão de bagaço, a demanda varia menos de 8%. Isso é o oposto de uma planta automotiva, e significa que o regime do transformador é uma longa e estável imersão térmica, e não cíclica — mas também significa que a carga está presente por apenas 200 dias.

Duas conclusões decorrem disso. Primeiro, 33,5 MW é pequeno comparado aos 100 MW instalados por trás dele, razão pela qual uma usina é exportadora líquida por oito meses e importadora de 6,5 MW por quatro. Segundo, o consumo específico de cerca de 40 kWh/t de cana é o número que se compara entre projetos, e ele é decidido muito antes da compra dos transformadores — por se o tandem é eletrificado ou acionado por turbina a vapor, e por quanto do caldo vai para o etanol. O engenheiro de transformadores herda a resposta e precisa fazê-la funcionar em 4,16 kV com 21,7 kA de corrente de falta.

Por que o barramento de geração de 13,8 kV é a espinha dorsal da planta, e não o barramento do moinho de 4,16 kV?

Porque 100 MW não podem ser transportados em 4,16 kV. Uma máquina de 60 MW em 4,16 kV entregaria 8.600 A em seus terminais, o que exige quatro cabos em paralelo por fase e um disjuntor de gerador que não existe nessa classificação. Em 13,8 kV a mesma máquina entrega 2.600 A e um disjuntor padrão de 3.150 A, e a unidade de contrapressão de 40 MW outros 1.750 A. Toda grande carga então é reduzida a partir do barramento de geração, e o transformador de rede eleva a partir dele.

O barramento de 13,8 kV é também onde se decide a identidade elétrica da planta. É o único barramento que vê tanto geração quanto carga, portanto é o barramento que deve sobreviver à perda da rede em plena moagem: os geradores precisam assumir 33,5 MW em cerca de dois segundos ou toda a planta desarma, os picadores e moinhos desaceleram, e o cronograma de manutenção da safra é reescrito. Isso é um problema de controle e proteção, mas também é um problema de transformador, porque o banco GSU é a impedância entre esse barramento e a única outra fonte de energia que a planta possui.

Como dimensionar o banco de transformadores de 138 kV para 62 MW de fluxo de potência reverso?

Pelos números, 62 MW a fator de potência 0,97 são 64 MVA, e uma única unidade de 50 MVA ficaria sobrecarregada a 128% durante toda a safra. O banco é, portanto, de duas unidades, e a questão passa a ser o que uma unidade deve suportar quando a outra está fora. Com resfriamento ONAF uma unidade de 50 MVA é nominalmente 66,7 MVA, então a exportação em N-1 é 96% da capacidade nominal a 40 °C de ambiente — aceitável por algumas semanas da safra, inaceitável como condição permanente, razão pela qual o contrato de exportação também contém um limite firme de 55 MW.

O fluxo reverso é onde a maioria das especificações falha, porque o transformador em si não se importa com o sentido do fluxo de potência, mas tudo ao seu redor se importa. Quatro itens mudam. O comutador de derivação em carga passa para o enrolamento de AT, de modo que uma variação de tensão da rede de ±10% é absorvida no lado de 138 kV e o barramento de 13,8 kV permanece dentro de 1% — colocar o OLTC no lado de BT de um GSU é um erro comum de modelo de importação e também coloca o comutador de derivação no caminho de falta de 26 kA. O esquema de proteção precisa de elementos 32 (potência reversa) e 67 (sobrecorrente direcional) com a direção ajustada para exportação, além de diferencial 87T, retaguarda 51/51N, Buchholz 63, térmica 26/49 e disparos de temperatura de enrolamento e óleo 49/38; o lado da planta desse esquema é descrito em dispositivos de proteção de transformadores. O requisito anti-ilhamento da concessionária, geralmente IEEE 1547 ou o código de rede local, aplica-se no ponto de conexão comum e é implementado nos disjuntores do gerador de 13,8 kV, não no GSU. E o grupo vetorial deve ser YNd11 com o neutro solidamente aterrado no lado de 138 kV, porque a proteção de falta à terra da concessionária depende disso — o raciocínio por trás das escolhas Dyn11 versus Yyn0 está exposto em grupo vetorial Dyn11 e Yyn0.

A operação em paralelo das duas unidades merece sua própria linha na especificação. Dois transformadores de 50 MVA com 12% de impedância compartilharão 64 MVA quase exatamente se suas impedâncias diferirem em menos de 5% e suas relações coincidirem no mesmo tap, mas uma unidade de 12% em paralelo com uma de 11,4% assume 51% da carga, e a discrepância cresce com a exportação. Exija tolerância de impedância de ±5% do valor declarado, posições de tap coincidentes e uma medição de fábrica de ambas as unidades para que o compartilhamento de carga possa ser calculado antes de saírem da fábrica — o método está em operação em paralelo de transformadores. A mesma impedância de 12% que faz as unidades compartilharem bem também limita a contribuição de falta de 13,8 kV de cada GSU a 17,4 kA, o que mantém os disjuntores do gerador dentro de sua classificação de 26 kA.

Por que a partida de um triturador de 1.600 kW decide a impedância do transformador da usina?

Porque o triturador é o maior motor da planta que ainda é acionado com partida direta, e a queda de tensão que ele produz é uma função direta da impedância do transformador. Um motor de 1.600 kW, 4,16 kV com 0,95 de eficiência e 0,93 de fator de potência consome 251 A em plena carga. Com uma corrente de rotor bloqueado de 6,0 vezes a plena carga, ele consome 1.506 A, o que equivale a 10,85 MVA de carga de partida. Um transformador de 12,5 MVA com 8% de impedância tem uma capacidade de curto-circuito de 156 MVA, então a queda nos seus terminais é de 10,85 dividido por 156, ou 6,9%, e cerca de 7,4% uma vez incluída a impedância da fonte de 13,8 kV.

7% importa por causa do que mais está no barramento. Com 7% de queda, os contatores do motor da usina se mantêm, os VFDs suportam através de seus links CC, e as cargas de 480 V da própria planta veem 6% após os alimentadores de 13,8 kV, o que está dentro dos 10% que a IEC 61000-2-4 permite por alguns segundos. Acima de 10% os contatores vibram, as centrífugas disparam, e o medidor de flicker da concessionária no ponto de 138 kV registra um Pst acima de 1,0 durante a moagem, o que é um evento contratual. Partir os dois trituradores juntos dobra o MVA de partida para 21,7 MVA e a queda para cerca de 14%, então o intertravamento que permite apenas uma partida DOL grande por vez pertence à especificação elétrica, não ao procedimento operacional.

A alternativa é um VFD nos trituradores, que limita a corrente de partida a 110% e elimina a queda completamente, ao custo de cerca de USD 180.000 por acionamento mais a carga harmônica descrita abaixo. Muitas usinas novas adotam esse caminho; as que não adotam devem comprar a margem de impedância, e o lugar mais barato para comprá-la é um transformador de menor impedância em vez de um maior. Escolher entre os dois é o mesmo exercício de dimensionar qualquer transformador de partida de motor, e vale a pena verificar a suportabilidade a curto-circuito do equipamento a jusante ao mesmo tempo — cálculo de corrente de curto-circuito cobre a aritmética.

Quais harmônicos uma usina de açúcar injeta, e onde você os detém?

Uma usina é uma fonte de harmônicos com uma dispersão incomumente ampla de tamanhos de acionamentos, e seu ponto de acoplamento comum é o barramento de 138 kV da concessionária, onde o limite está definido no acordo de interligação. A IEEE 519 aplica-se nesse barramento com uma distorção de demanda total de 5% na maioria dos estudos de interligação no Brasil, na Tailândia e na Índia para uma planta desse porte, e 8% apenas onde a relação de curto-circuito é superior a 50.

Sem o pareamento de 12 pulsos e o filtro, o total em 13,8 kV é de cerca de 12%, que atenua para aproximadamente 4,8% em 138 kV — apenas dentro do limite no papel e certamente ultrapassado na próxima expansão. A razão pela qual a atenuação importa é que a impedância de 12% do GSU e a impedância da fonte da concessionária estão em série com as correntes harmônicas, de modo que a distorção de tensão no PCC é a distorção de corrente multiplicada pela impedância em cada ordem harmônica. É também por isso que um transformador maior é a resposta errada: um GSU de menor impedância passa mais corrente harmônica para a rede, não menos.

Dois efeitos colaterais dos harmônicos recaem sobre os próprios transformadores. Os transformadores da moenda de 4,16 kV carregam 8,4 MW de carga de 12 pulsos, o que acrescenta cerca de 4% à sua perda por correntes parasitas e 3 K ao seu ponto quente do enrolamento; isso é absorvido especificando-se uma elevação média de temperatura do enrolamento de 65 K e verificando-a na fábrica com um ensaio de aquecimento com carga harmônica, não por superdimensionamento. Os transformadores da destilaria de 480 V carregam carga de 6 pulsos em K-13, que é onde o fator K realmente pesa. O método geral está em harmônicos em transformadores e seleção de transformadores com fator K.

Por que a destilaria precisa de sua própria subestação de 13,8/0,48 kV e de transformadores com classificação K?

Porque a destilaria é um ambiente elétrico diferente do da casa de açúcar, e misturá-los é como as plantas acabam com neutros sobrecarregados e barramentos de 480 V aquecidos. A destilaria tem 2,8 MW de carga de VFD de 6 pulsos concentrada em bombas e centrífugas, uma alta densidade de instrumentação eletrônica e uma carga que nunca para durante a safra — três turnos, 200 dias, a 6,8 MW. Sua própria subestação de 13,8/0,48 kV com transformadores a seco K-13 lhe dá níveis de curto-circuito separados, filtragem de harmônicos separada e um único ponto para fixar o sistema de aterramento.

O fator K não é um número de marketing. Um transformador de distribuição padrão projetado para carga senoidal tem sua perda por correntes parasitas aumentada com o quadrado da frequência harmônica, de modo que uma unidade K-4 suportando carga K-13 superaquece seus enrolamentos mesmo a 70% da corrente nominal. As unidades K-13 acima são especificadas com o espectro harmônico no pedido de compra e sua elevação de temperatura verificada em K-13, que é a única maneira de saber que o ponto quente está dentro de 150 °C no final da safra. Na prática, o prêmio K-13 é de 12–18% do preço do transformador, e é mais barato do que substituir uma unidade de 2.500 kVA com falha no meio da moagem.

Há também uma razão de qualidade de energia para a subestação separada. As moendas e picadores produzem afundamentos de tensão e a destilaria produz harmônicos; colocá-los no mesmo barramento de 480 V significa que os instrumentos da destilaria veem os afundamentos da moenda e os contatores da moenda veem a distorção da destilaria. Separá-los em 13,8 kV custa dois alimentadores extras e compra dois domínios independentes de qualidade de energia, o que vale mais do que o cabo.

Como manter o vapor de etanol e a poeira de bagaço fora do transformador?

Tratando a destilaria como área classificada e a casa de caldeiras como área suja, porque os dois riscos atacam o transformador de maneiras completamente diferentes. O vapor de etanol forma um envelope Zona 2 ao redor de selos de bombas, juntas de flanges e da coluna de destilação, estendendo-se tipicamente 3 m para Zona 1 e mais 4,5 m até o limite da Zona 2 sob a IEC 60079-10-1 para um gás IIA T3. Um transformador imerso em óleo com respirador, alívio de explosão e dispositivo de alívio de pressão não pode ser instalado dentro desse envelope; ele fica fora do limite da Zona 2 com seus radiadores afastados da pluma, ou a subestação é pressurizada e o transformador é a seco encapsulado em resina, conforme a IEC 60079-13.

A temperatura ambiente raramente ajuda. Uma usina no estado de São Paulo registra 38 °C na safra com 90% de umidade; uma em Uttar Pradesh registra 46 °C e monção; uma em Chaiyaphum registra 40 °C. Um transformador especificado para ambiente máximo de 40 °C e instalado entre dois prédios com 1,5 m de afastamento é efetivamente uma unidade de 45 °C, e a desclassificação é de 1% por grau acima da nominal para unidades imersas em óleo segundo a orientação de carregamento da IEC 60076-7. É por isso que a especificação deve indicar o ambiente e os afastamentos, e por que o ensaio de aquecimento na fábrica deve ser realizado na temperatura ambiente de projeto e não a 25 °C.

Quais perdas você deve capitalizar em uma planta que opera 4.800 horas e fica ociosa 3.960?

Ambas, e a divisão é incomum: em uma planta industrial que opera 8.000 horas, a perda em vazio e a perda em carga capitalizam a taxas aproximadamente iguais. Em uma usina, a perda em vazio é paga por 8.760 horas por ano, enquanto a perda em carga é paga apenas durante a safra, ponderada pelo quadrado do fator de carga. Isso inverte a ponderação usual e faz do valor em vazio aquele a ser discutido.

Coloque essas taxas em um GSU de 50 MVA com 35 kW de perda em vazio e 320 kW de perda em carga e o custo real do transformador aparece: USD 196.000 de perda em vazio capitalizada mais USD 726.000 de perda em carga capitalizada, que juntas representam cerca de 60% do preço de compra da unidade. Uma proposta concorrente com 45 kW de perda em vazio e 380 kW de perda em carga parece USD 60.000 mais barata na cotação e custa USD 192.000 mais ao longo de vinte anos — uma diferença que ofusca qualquer negociação comercial sobre preço. Este é o argumento do custo total de propriedade, e é a razão pela qual uma fórmula de avaliação de perdas deve constar no pedido de compra com uma penalidade de USD 5.600 por kW de perda em vazio e USD 2.270 por kW de perda em carga, medida no ensaio de fábrica e aplicada como ajuste de preço, e não como critério de rejeição.

Há um segundo item de perda, mais sutil, que importa nas usinas: a entressafra. Durante 3.960 horas a planta importa 6,5 MW para manutenção e os consome através de um único GSU com 7% de carregamento, onde o transformador opera em sua pior eficiência — toda perda no núcleo, quase nenhuma perda em carga. Uma usina que instala um transformador de entressafra de 2.500 kVA alimentado pelo barramento de 13,8 kV e retira o GSU de serviço economiza a perda no núcleo de uma unidade de 50 MVA (35 kW) por quatro meses, o que equivale a USD 13.000 por ano, e paga o custo do transformador extra em cerca de oito anos. Também mantém o GSU disponível para manutenção durante a única janela em que a manutenção é possível.

Quanto custa o pacote de transformadores e qual é o prazo de entrega?

O pacote para uma usina de 20.000 TCD com destilaria é de 10 transformadores e cerca de 110 MVA de capacidade instalada. Os preços abaixo são ex-works China, 2026, para projetos IEC 60076 com suportabilidade a curto-circuito comprovada por ensaio de tipo, ensaios de rotina testemunhados e cláusula de penalidade por perdas.

Os GSUs estão no caminho crítico e a razão não é o enrolamento: são as buchas de 138 kV, o OLTC e o ensaio de impulso. Uma unidade classe 138 kV exige ensaio de impulso atmosférico a 650 kV, impulso de manobra a 550 kV quando aplicável, e um comutador de derivação de um fornecedor com histórico de 20 anos de serviço na rede local — se a usina comprar por preço e aceitar uma entrega de 22 semanas de uma fábrica sem relatório de ensaio de tipo de 138 kV, o estudo de interligação da concessionária rejeitará a unidade e a safra estará perdida. Duas regras práticas decorrem disso: adjudicar os GSUs primeiro, antes dos transformadores da destilaria, porque eles definem a data de comissionamento; e exigir um ensaio de aceitação em fábrica com a presença do comprador, incluindo medição completa de perdas na tensão nominal, ensaio de elevação de temperatura e medição de ruído, que é para o que serve a inspeção pré-embarque.

O que deve constar na especificação de compra?

A especificação deve ser curta, numérica e verificável. Qualquer coisa que não possa ser medida na fábrica ou no local não pertence a ela.

A frequência também precisa de uma linha. O Brasil, e portanto a maior parte da indústria sucroalcooleira da América Latina, opera em 60 Hz; Tailândia, Índia, Vietnã e Indonésia operam em 50 Hz. Um transformador projetado para 60 Hz e instalado em um sistema de 50 Hz vê 20% mais fluxo, satura, superaquece e produz corrente de quinto harmônico desde o vazio. Se o moinho é um pedido repetido de um grupo brasileiro construindo na Tailândia, o projeto deve ser reclassificado, e não apenas replaqueado, e 50 Hz versus 60 Hz apresenta o derating. O projeto de refrigeração também difere: potências ONAN a 40 °C na Tailândia com 90% de umidade não podem ser copiadas de um projeto brasileiro a 30 °C, e a diferença vale 8% da potência nominal.

O que realmente falha em transformadores de usinas de açúcar?

Cinco modos de falha respondem pela maioria dos problemas de campo neste setor, e nenhum deles é um defeito de fabricação no enrolamento.

O caso de inrush é o que encerra safras. Um GSU de 50 MVA consome 6–8 vezes a corrente nominal por até 0,15 s quando energizado, e um gerador de 60 MW com reatância subtransitória de 12% vê isso como uma carga de 300 MVA por um décimo de segundo; a tensão colapsa para 60%, a proteção de perda de excitação ou subtensão do gerador atua, e a planta fica às escuras. A solução é uma sequência de chaveamento programada no PLC — GSUs primeiro, um de cada vez, com 5 s de intervalo, depois os transformadores da planta em grupos de dois — e um estudo de proteção que confirme os ajustes de bloqueio de 2ª harmônica em cada relé diferencial de transformador. Ambos são gratuitos na fase de projeto e caros depois.

A carregabilidade durante a moagem é a outra metade da mesma história. Uma usina que leva o tandem a 110% da taxa nominal de cana por uma semana não sobrecarrega termicamente o transformador, porque a carga é plana e o ambiente é estável — mas eleva a temperatura do enrolamento em 8–10 K, e o envelhecimento do papel dobra a cada 6 K. É por isso que a especificação exige sondas de ponto quente de fibra óptica em vez de uma temperatura de enrolamento calculada a partir de uma imagem térmica, e por que a orientação sobre fator de carga e sobrecarga deve ser lida antes, e não depois, da primeira safra. Usinas que também vendem vapor para uma destilaria vizinha ou para uma rede de aquecimento urbano devem ler os mesmos números sob a ótica de uma planta que nunca desliga completamente: transformadores para aquecimento urbano e cogeração cobre o caso das 8.760 horas, e transformadores para usinas de biomassa o lado do manuseio de combustível.

Sources / 资料来源

Fonte: IEC 60076-1 — Transformadores de potência: geral.
Fonte: IEC 60076-2 — Transformadores de potência: elevação de temperatura para transformadores imersos em líquido.
Fonte: IEC 60076-3 — Transformadores de potência: níveis de isolamento, ensaios dielétricos e distâncias de escoamento externas no ar.
Fonte: IEC 60076-5 — Transformadores de potência: capacidade de suportar curto-circuito.
Fonte: IEC 60076-7 — Transformadores de potência: guia de carregamento para transformadores de potência imersos em óleo mineral.
Fonte: IEC 60076-11 — Transformadores de potência: transformadores a seco.
Fonte: IEEE 519 — Prática recomendada e requisitos para controle de harmônicos em sistemas de energia elétrica.
Fonte: IEEE C57.110 — Prática recomendada para estabelecer a capacidade do transformador ao alimentar correntes de carga não senoidais.
Fonte: IEEE C57.91 — Guia para carregamento de transformadores imersos em óleo mineral e reguladores de tensão em degraus.
Fonte: IEEE 1547 — Interconexão e interoperabilidade de recursos energéticos distribuídos com interfaces associadas de sistemas de energia elétrica.
Fonte: IEC 60079-10-1 — Atmosferas explosivas: classificação de áreas, atmosferas de gás.
Fonte: IEC 60079-13 — Atmosferas explosivas: proteção de equipamentos por sala pressurizada e sala com ventilação artificial.
Fonte: IEC 61936-1 — Instalações de potência com tensão superior a 1 kV CA: regras comuns.
Fonte: IEC 61000-2-4 — Compatibilidade eletromagnética: níveis de compatibilidade em instalações industriais para distúrbios conduzidos de baixa frequência.
Fonte: GB/T 6451 — Parâmetros técnicos e requisitos para transformadores de potência trifásicos imersos em óleo.
Fonte: Equipe de Engenharia QDTB — fornecimento de transformadores imersos em óleo e a resina fundida para projetos de açúcar, etanol, biomassa e cogeração no Brasil, Tailândia, Indonésia e Vietnã, 2015–2025 (taxas de cana, consumo específico de energia, fatores de carga, dispersões de impedância, taxas de capitalização de perdas, faixas de preço e prazos de entrega aqui citados são valores de experiência do setor, não normas publicadas).