Tese 3 MB - Técnico Lisboa

METODOLOGIAS DE PROJECTO DE ARQUITECTURA DOS
SERVIÇOS AUXILIARES EM CENTRAIS
TERMOELÉCTRICAS
Carlos Rafael Fernandes Nogueira de Matos Gueifão
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Júri
Presidente: Professor Paulo José da Costa Branco
Orientador: Professor Doutor José Luis Costa Pinto de Mendonça e de Sá
Vogal: Professor Joao Jose Esteves Santana
Dezembro de 2009
AGRADECIMENTOS
Embora pela sua definição académica esta dissertação se apresente como um trabalho
individual, existem contributos de natureza diversa sem os quais a sua realização nunca
seria possível.
Por essa razão, desejo expressar os meus sinceros agradecimentos:
Ao Professor Doutor Pinto de Sá, professor e orientador desta dissertação, pelo apoio,
orientação e sobretudo pela disponibilidade que sempre caracterizou a nossa relação
desde o primeiro dia.
Ao Eng.º Jorge Correia pela permanente disponibilidade para me auxiliar com críticas e
sugestões, pelo incansável apoio moral, ânimo e estimulo que me conseguiu incutir, bem
como pelo manifesto entusiasmo pelo trabalho que desenvolvi. Pela amizade.
Ao Eng.º Brito da Mana e Eng.º Alberto Nogueira pelas curtas mas sempre produtivas
trocas de ideias que me ajudaram a consolidar o rumo do meu estudo.
A todos aqueles a quem solicitei dados e informações que em muito contribuíram para a
execução deste estudo.
A todos os colegas da EFACEC Engenharia que sempre se disponibilizaram a auxiliar-me
no cumprimento e conciliação de todas as minhas obrigações profissionais e académicas.
A todos os amigos e familiares pelo incondicional apoio, pela paciência e compreensão
manifestadas, que me permitiram reunir as condições para vencer este período de trabalho intenso.
2/87
RESUMO
ABSTRACT
No intuito de definir metodologias de projecto
In order to establish project methodologies
de arquitectura dos serviços auxiliares de
for
Centrais
Auxiliary
Termoeléctricas,
este
estudo
the
Thermo-electrical
Service’s
Power
Plant’s
this
study
project,
identifica os principais Critérios que orientam
identifies the prime Criteria that leads and
e condicionam o projecto, nomeadamente a
condition
Fiabilidade, a Operacionalidade e os Custos
Performance/Operability
Económicos
Costs not disregarding the Safety concerns.
sem
esquecer
a
Segurança.
the
project
as
Reliability,
and
Economical
Caracteriza também os parâmetros relevantes
It is also studied the relevant parameters and
e principais restrições envolvidas no processo
principal restrictions involved on the archi-
de optimização deste tipo de arquitectura e
tecture optimization process as well as inden-
identifica as suas relações e dependências,
tified technical and economical dependencies
quer técnicas, quer económicas.
and relationships.
A interdependência entre os vários Critérios,
The
a disponibilidade de equipamentos standard,
equipments availability, the parameter’s defi-
a definição de parâmetros como as tensões
nition
de curto-circuito dos transformadores e os
voltage and short-circuit current’s high values
elevados valores das correntes curto-circuito
involved caused by the generators proximity)
envolvidos devidos à proximidade dos gera-
is
dores
methodologies establishment for this kind of
são
determinantes
para
o
Criteria’s
(such
interdependence,
as
determinative
transformers
items
to
standard
short-circuit
the
project
estabelecimento de metodologias de definição
network architectures.
deste tipo de projectos.
The
A optimização passa pela maximização da
reached by the maximization of “Reliability”,
“Fiablilidade”
e
“Performance/Operability” and simultaneously
simultânea redução dos “Custos Económicos”
the minimization of the “Economical Costs”
tendo
taking into account the identified project
em
e
conta
“Operacionalidade”
todas
as
restrições
ao
architecture
optimization
target
is
projecto identificadas.
restrictions.
Sempre que possível foram estabelecidos
In this study, whenever possible, solutions
critérios, identificadas soluções e propostas
are identified, criteria are established and
metodologias de projecto visando a optimiza-
project methodology proposals are presented
ção destas redes tão particulares.
in order to optimize these special electrical
networks.
Palavras-Chave
Continuidade
de
Operacionalidade;
Económicos;
Serviço;
Fiabilidade;
Segurança;
Critérios;
Metodologias de Projecto
Custos
Redundância;
Key-words
Service Continuity; Reliability; Performance;
Operability;
Safety;
Economical
Costs;
Criteria, Redundancy; Project Methodologies
ÍNDICE
0. INTRODUÇÃO.................................................................................................. 6
1. EQUIPAMENTOS ELÉCTRICOS ......................................................................... 7
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.8
Geradores .................................................................................................... 7
Transformadores .......................................................................................... 7
Disjuntores .................................................................................................. 9
Seccionadores e Interruptores .......................................................................12
Cabos e Barramentos ...................................................................................13
Quadros MT ................................................................................................15
Quadros de Baixa Tensão .............................................................................17
2. PROJECTO - ARQUITECTURAS TÍPICAS......................................................... 18
2.1 Caracterização dos Serviços ..........................................................................18
2.2 Alimentação ................................................................................................20
2.3 Redundância ...............................................................................................26
3. FILOSOFIAS DE EXPLORAÇÃO....................................................................... 28
4. EXPANSIBILIDADE ....................................................................................... 31
5. ELEMENTOS DO PROJECTO ........................................................................... 32
5.1 Rede ..........................................................................................................33
5.2 Instalação...................................................................................................34
6. DESENVOLVIMENTO DO PROJECTO ............................................................... 35
6.1 Hierarquização dos Critérios ..........................................................................37
6.1.1.Interdependência entre Critérios .............................................................38
6.1.2.Hierarquização ......................................................................................39
6.2 Níveis de tensão ..........................................................................................41
6.3 Níveis de Curto-circuito ................................................................................49
6.4 Transformadores .........................................................................................54
6.4.1.Impacto na instalação ............................................................................54
6.4.2.Dimensionamento da Potência Nominal ....................................................55
6.4.3.Tensão de Curto-Circuito ........................................................................56
6.4.4.Corrente de Curto-Circuito ......................................................................56
6.4.5.Perdas e Rendimento do Transformador ...................................................57
6.4.6.Grupo de Ligações e Regime de Neutro ....................................................58
6.4.7.Transformadores de 3 ou mais enrolamentos ............................................60
6.5 Dimensionamento I’’k vs. ΔVAdimissível ...............................................................61
6.6 Distribuição de Cargas..................................................................................65
6.6.1 Controlo dos Níveis Tensão e Curto-Circuito ..............................................66
6.6.2 Minimização do impacto das Quedas de Tensão .........................................67
6.6.3 Equilíbrio ..............................................................................................68
7. CONCLUSÕES ................................................................................................ 71
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS....................................................................... 87
ÍNDICE DE TABELAS
TABELA I - TENSÕES DE CURTO-CIRCUITO UKR MÉDIAS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA UKR ................................ 8
TABELA II – NÍVEIS
DE TENSÃO NORMALIZADOS
TABELA III - VARIAÇÃO DO CUSTO
[IEC 60038] ................................................................. 42
DOS PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS X NÍVEL DE TENSÃO
TABELA IV – FACTORES DE TENSÃO PARA O CÁLCULO DE
......................... 46
CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO ...................... 50
TABELA V – NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO SEGUNDO A NORMA IEC 60038 ................................................ 51
TABELA VI – FORMULAS DE CÁLCULO – IMPEDÂNCIAS ................................................................................ 53
TABELA VII – PROPOSTA DE CRITÉRIOS
PARA ESTABELECIMENTO DE REGIMES DE NEUTRO ....................... 59
TABELA VIII – EXEMPLO DE DISTRIBUIÇÃO DE CARGAS PELOS DIFERENTES NÍVEIS
DE TENSÃO ................ 67
TABELA IX – PROPOSTA DE METODOLOGIA PARA A DISTRIBUIÇÃO DE CARGAS ........................................... 69
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1 – GRÁFICO CUSTO X POTÊNCIA TRANSFORMADOR ........................................................................ 8
FIGURA 2 – ILUSTRAÇÃO DE DISJUNTOR DE GRUPO ....................................................................................... 10
FIGURA 3 – GRÁFICO CUSTO X TENSÃO NOMINAL ....................................................................................... 11
FIGURA 4 – GRÁFICO CUSTO X TENSÃO NOMINAL SECCIONADOR .............................................................. 13
FIGURA 5 – ILUSTRAÇÃO DE UM BARRAMENTO BLINDADO ........................................................................... 15
FIGURA 6 – GRÁFICO CUSTO X ICC(VN) ....................................................................................................... 16
FIGURA 7 – ARQUITECTURA CENTRAL TERMOELÉCTRICA I ............................................................................. 22
FIGURA 8 – ARQUITECTURA CENTRAL TERMOELÉCTRICA II ......................................................................... 24
FIGURA 9 – ARQUITECTURA CENTRAL TERMOELÉCTRICA III ....................................................................... 26
FIGURA 10 – EXEMPLO DE GRADUAÇÃO
DE VALORES PARA O
FIGURA 11 – EXEMPLO DE HIERARQUIZAÇÃO
DOS
PROJECTO .................................................... 40
CRITÉRIOS ................................................................... 40
FIGURA 12 – EXEMPLO – NÍVEIS DE TENSÃO – REDE SERVIÇOS AUXILIARES ........................................... 44
FIGURA 13 – DEFINIÇÃO
DOS
NÍVEIS DE TENSÃO – DIFERENTES ABORDAGENS ....................................... 46
FIGURA 14 - DETERMINAÇÃO NÍVEIS DE
TENSÃO
- METODOLOGIA SIMPLIFICADA ..................................... 48
FIGURA 15 – PROPOSTA DE METODOLOGIA PARA ESTABELECIMENTO
FIGURA 16– PROPOSTA DE METODOLOGIA SIMPLIFICADA PARA
FIGURA 17 - EXEMPLO DE METODOLOGIA PARA DISTRIBUIÇÃO
5/87
DE REGIMES DE NEUTRO .................. 60
ESTABELECIMENTO DE
I’’K VS V .......... 63
DE CARGAS ................................................ 70
0. INTRODUÇÃO
A exploração de uma Central Termoeléctrica, quer no arranque (“start up”), funcionamento (“run”) ou paragem (“shut down”), necessita de uma quantidade considerável de
equipamentos eléctricos (e mecânicos accionados electricamente) que consomem uma
quantidade importante de energia eléctrica. Tipicamente, cerca de 6% da capacidade de
geração de uma Central Termoeléctrica é consumida pelos seus Serviços Auxiliares1.
No projecto da rede de Serviços Auxiliares de uma instalação deste tipo existem critérios
que assumem relevâncias diferentes em cada projecto ou área da Central. Neste estudo
estabeleceram-se a “Fiabilidade”, “Operacionalidade” e “Custos Económicos” como os
principais Critérios2.
Ao longo do estudo serão identificadas interdependências entre estes Critérios bem como
algumas restrições técnicas a cumprir que, em conjunto, constituem os principais desafios à determinação da solução óptima para a arquitectura da rede de serviços auxiliares
de uma Central Termoeléctrica.
Dado o carácter único de cada Central e dos seus auxiliares não é possível determinar
uma solução óptima universal.
Este estudo debruça-se assim sobre esta temática não pretendendo definir uma arquitectura única e inflexível, mas visando identificar e caracterizar os principais problemas e
restrições com que se debate o processo de optimização destas redes estabelecendo
metodologias para lidar com os diversos constrangimentos técnicos.
Assim, este estudo pretende:

Identificar as principais restrições deste tipo de projecto;

Realizar a identificação e caracterização dos diversos parâmetros quanto à
relevância e influência no projecto da rede de serviços auxiliares;

Avaliar a sua interdependência;

Avaliar as possíveis soluções e alternativas disponíveis;

Estabelecer, sempre que possível, critérios e metodologias de projecto.
de forma a definir uma arquitectura que represente uma solução optimizada baseada nos
três Critérios atrás enumerados.
Na análise do problema serão tidos em conta as normas e “standards” actualmente em
vigor na Europa e considerados equipamentos típicos e normalizados.
1
2
Ref.Bibliográfica #2 – Pag.145 [Implications of auxiliary system design on switchgear]
Ref.Bibliográfica #1 – Pag. 256[Block 6 - Critics]
6/87
1. EQUIPAMENTOS ELÉCTRICOS
Para desenvolver o projecto de uma rede de Serviços Auxiliares é necessário conhecer os
equipamentos que a integram. Importa ter presente que são as necessidades do
processo de geração que definem e impõem a necessidade dos sistemas auxiliares.
Neste Capitulo pretende-se resumidamente apresentar e caracterizar os principais
equipamentos que compõem e/ou condicionam a rede de serviços auxiliares em estudo.
1.1 Geradores
Sendo os principais equipamentos da instalação, têm a capacidade de transformar energia mecânica proveniente das turbinas em energia eléctrica.
Não fazendo parte dos Serviços Auxiliares da Central, estes equipamentos condicionam o
projecto pelas suas características eléctricas, sendo assim relevantes para este estudo os
seguintes parâmetros:

Potência gerada - até cerca de 1600MVA;

Tensão de geração - tipicamente dos 690V aos 15kV;

Reactâncias transitórias e sub-transitória - relevantes para o estudo de
correntes de curto-circuito.
1.2 Transformadores
Além dos Geradores, os equipamentos mais relevantes numa rede de Serviços Auxiliares
de uma Central Térmica são os Transformadores.
Ao contrário de outros equipamentos que limitam a flexibilidade do projecto, as características dos transformadores, como a potência, número de enrolamentos, perdas, relação
de transformação, tensão de curto-circuito, etc., são características alvo de estudo e
definição caso a caso, não existindo equipamentos de fabrico “standard” para as potências em jogo.
A tensão de curto-circuito do transformador é de extrema relevância para o estudo das
correntes de curto-circuito e quedas de tensão da rede de Serviços Auxiliares, temas que
serão abordados em capítulo próprio.
Podem tomar-se como valores típicos de tensão de curto-circuito estipulada Ukr em
7/87
função da Potência estipulada SrT, os valores apresentados na Tabela I10.
Potência Nominal
Tensão de Curto-Circuito
0 a 630 kVA
4%
631 a 1250 kVA
5%
1251 a 3150 kVA
6,25%
3151 a 6300 kVA
7,15%
6301 a 12500 kVA
8,35%
12501 a 25000 kVA
10%
25001 a 200000 kVA
12,5%
Tabela I - Tensões de Curto-circuito Ukr médias em função da
Potência Ukr
Sendo o transformador um equipamento que envolve custos económicos elevados, é
natural que sobre ele recaia uma especial atenção neste domínio. O peso económico
destes equipamentos nas instalações conduz frequentemente a uma análise cuidada do
investimento sucintamente exemplificada no Anexo IV.
No âmbito deste estudo considera-se uma abordagem técnica e simplificada desta
avaliação, nomeadamente o estabelecimento de
relações
de
custo com
alguns
parâmetros principais.
Um parâmetro com influência importante sobre o custo do equipamento é a sua potência
nominal.
No gráfico da Figura 1 está registada a tendência do custo dos transformadores de
potência em função da sua potência.
600000
Custo Económico
500000
400000
y = 295,4x0,697
300000
200000
100000
0
0
10000
20000
30000
Potência [kVA]
40000
50000
Figura 1 – Gráfico Custo x Potência Transformador
10
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.08 [Transformadores de Potência – 2.1 Tensão de Curto-Circuito]
8/87
A tendência traçada resulta de uma aproximação feita com base num levantamento de
valores de aquisição de transformadores de potência realizado em território nacional
durante os anos de 2006 e 2007.
Com base nesta tendência é possível assim estimar o valor de custo de um
transformador de potência com alguma exactidão através da expressão:
C  295,4  S N
0 ,697
(E. 1)
Para transformadores com as mesmas características é possível achar a variação do seu
custo económico em função apenas do seu nível de tensão de forma aproximada pela
relação:
V 
c   A 
 VB 
3
4
(E. 2)
O conhecimento desta variação é útil quando se pretende avaliar o impacto da alteração
do nível de tensão num determinado barramento da rede dos serviços auxiliares (sem
alterar quaisquer outros parâmetros) permitindo aferir as repercussões no custo do
transformador associado (e apenas neste – a alteração do nível de tensão de um
barramento terá repercussões noutros equipamentos e barramentos).
O crescimento do custo destes equipamentos com o nível de tensão deve-se, essencialmente, ao incremento do nível de isolamento necessário.
Note-se que as relações apresentadas são estimativas baseadas em valores de fabrico
dos dois anos amostrados, dependendo de fabricante para fabricante e oscilando com o
valor das matérias-primas e condições de mercado.
O valor económico dos transformadores é extremamente influenciado pelo valor das
matérias-primas, em especial o cobre e ferro existindo fórmulas de revisão de preços
estabelecidas para o efeito baseadas nestas cotações.
1.3 Disjuntores
Os disjuntores, além de permitirem alterar a topologia da rede, garantem a possibilidade
de eliminação de defeitos (característica que os distingue dos restantes equipamentos
com poder de corte), sendo por isso a sua performance de importância vital para a integridade de toda a instalação.
Ao contrário do que acontece com os disjuntores de uma rede de distribuição em que
estes equipamentos permanecem sem manobrar durante grande parte da sua vida útil,
9/87
numa Central Termoeléctrica este tipo de equipamento assume um papel bastante
activo, sendo manobrado uma ou mais vezes por dia3.
Ao contrário dos equipamentos referidos até aqui, os disjuntores, estão disponíveis no
mercado apenas com características standard.
Desta forma, a disponibilidade destes equipamentos apresenta-se como uma restrição,
condicionando o projecto da rede de serviços auxiliares, nomeadamente no que diz respeito a:
Níveis de tensão disponíveis;
Níveis de curto-circuito;
Poderes de Corte/Fecho.
Corrente Nominal.
Na tabela II do Anexo III apresenta-se uma compilação de características de disjuntores
de fabrico “standard” baseada em informações recolhidas em catálogos de alguns fabricantes de referência4.
Embora fora do âmbito deste estudo por se encontrarem instalados fora da rede de serviços auxiliares, é comum encontrar nas Centrais Termoeléctricas um outro tipo de disjuntores – os Disjuntores de Grupo.
Estes disjuntores, instalados entre a saída do Grupo Gerador e o Transformador de Grupo
têm características bastante diferentes dos disjuntores convencionais, sendo capazes de
suportar correntes nominais da ordem dos kAmpere (6kA a 50kA tipicamente) e correntes de curto-circuito da ordem das dezenas de kAmpere (50 a 200kA tipicamente).
Figura 2 – Ilustração de Disjuntor de Grupo
Em termos económicos, os Disjuntores são equipamentos de custo substancialmente
menor que o dos Transformadores. No entanto, os valores envolvidos na instalação destes equipamentos nas redes de serviços auxiliares de Centrais Termoeléctricas podem
3
4
Ref.Bibliográfica #2 – Pag. 148 [Operating Condictions of auxiliary switchgear / Mechanical duty]
Ref.Bibliográfica #8 – Catalogos [Efacec, Siemens, ABB, Areva]
10/87
tomar proporções relevantes sobretudo devido à sua quantidade, relacionada quer com o
número de barramentos considerados, quer com a filosofia redundante, temas que serão
abordados mais à frente.
O parâmetro que apresenta uma relação mais evidente com o seu custo é o nível de tensão nominal.
De acordo com um levantamento de valores de aquisição de disjuntores realizado em
território nacional durante os anos de 2006 e 2007, é possível estimar o valor de custo
de um disjuntor com alguma exactidão através da expressão:
C DISJ  17054 e 0,004VN (E. 3)
Na Figura 3 encontra-se evidenciada esta relação.
Custo Económico [€]
120000
100000
y = 17054e0,004x
80000
60000
40000
20000
0
0
100
200
300
400
500
Tensão Nominal [kV]
Figura 3 – Gráfico Custo x Tensão nominal
Analisando este gráfico é possível identificar uma dispersão considerável do valor
económico do transformador para uma mesma tensão nominal. Este facto deve-se
essencialmente a um segundo parâmetro que influencia de forma relevante o custo dos
disjuntores. O poder de corte e fecho.
A relação entre este parâmetro e o custo do equipamento não pode no entanto ser
estudada independentemente do nível de tensão. Este facto inviabiliza a determinação de
uma característica capaz de descrever uma relação directa com exactidão aceitável.
Tal como no caso dos transformadores, a relação entre este parâmetro e os custos económicos foram estimados tendo por base valores de venda recolhidos em Portugal nos
anos de 2006 e 2007, sendo sensíveis a oscilações do valor das matérias-primas e
condições de mercado, bem como a alterações de fabricante para fabricante.
11/87
1.4 Seccionadores e Interruptores
Os Seccionadores podem ser divididos quanto à sua utilização e modo de funcionamento:


Seccionadores de Isolamento

Seccionadores Horizontais;

Seccionadores Verticais;

Seccionadores Pantógrafo.
Seccionadores de Terra

De movimento simples;

De movimento duplo.
Tal como no caso dos Disjuntores, estes equipamentos apresentam características que
condicionam o projecto da rede de serviços auxiliares ditadas pelas normas e “standards”
de fabrico, nomeadamente no que diz respeito a:

Nível de tensão;

Nível de curto-circuito;

Corrente Nominal.

Esforços adimissíveis à cabeça;
Com base num levantamento de valores de aquisição de seccionadores de isolamento
realizados em território nacional durante os anos de 2006 e 2007, é possível estimar o
valor do custo económico de um seccionador deste tipo em função da tensão nominal de
serviço com relativa exactidão através da expressão:
C  2434 e 0,006VN (E. 4)
Note-se que o custo económico dos seccionadores de Linha/Barramento toma valores
modestos quando comparados com os equipamentos principais.
Graficamente, a relação entre o custo e o nível de tensão dos seccionadores de isolamento encontra-se representada na Figura 4.
12/87
30000
y = 2434,e0,006x
Custo [€]
25000
20000
15000
10000
5000
0
0
100 Tensão
200Nominal
300[kV] 400
500
Figura 4 – Gráfico Custo x Tensão nominal Seccionador
Importa referir que o custo destes equipamentos é também sensível à corrente nominal e
ao modo de funcionamento (horizontal, pantógrafo, etc.) sendo mais difícil conseguir
estabelecer uma relação entre estas variáveis e o custo económico do equipamento.
Os Interruptores são dimensionados para estabelecer, suportar e interromper correntes
nas condições normais do circuito, incluindo, eventualmente, as condições especificadas
de sobrecarga em serviço.
Tal como os seccionadores, estes equipamentos são capazes de suportar (num tempo
especificado), correntes nas condições anormais especificadas para o circuito, tais como
as resultantes de um curto-circuito
Nas tabelas III, IV e V do Anexo III apresentam-se as características de Interruptores e
Seccionadores de fabrico “standard” de alguns fabricantes de referência5.
1.5 Cabos e Barramentos
Existem diversos tipos de condutores eléctricos que podem integrar uma instalação do
tipo em estudo. As características destes condutores pode variar, quer no que diz respeito ao material (Cobre, Alumínio, …), à forma (Tubular, Barra, Cabo…), ao isolamento
(isolado/nú), etc. existindo diversos parâmetros a serem tidos em conta no seu dimensionamento, dos quais se destacam:
5

Intensidade máxima de corrente permanente;

Resistência térmica ao curto-circuito;
Ref.Bibliográfica #8 – Catalogos [Efacec, Siemens, ABB, Areva]
13/87

Resistência mecânica a esforços electromecânicos;

Resistência ohmica [/m];

Secção transversal [mm2];

Distâncias mínimas de segurança (para condutores nus);

Elasticidade e Coeficiente de dilatação térmica.
Conhecida a tensão estipulada do cabo ou barramento e determinada a intensidade de
corrente a transitar, a secção do cabo é calculada de forma a que o aquecimento da alma
condutora seja compatível com o aquecimento permitido pelo isolante escolhido, quer em
serviço normal, quer em caso de curto-circuito, devendo o dimensionamento fazer-se
para o caso mais exigente.
Dada a presença de numerosas cargas indutivas (motores de elevada potência) que
geram correntes iniciais de valores elevados (podendo chegar a cerca de seis vezes
superiores à sua corrente nominal) bem como a elevada corrente de curto-circuito devida
à proximidade dos grupos geradores, levam a que a secção transversal dos condutores
deste tipo de instalações seja substancialmente superior ao utilizado para uma mesma
corrente nominal noutras condições6.
Além dos critérios associados às correntes que transitam nos condutores, deve ser
garantido que a queda de tensão na canalização eléctrica permite o correcto funcionamento do equipamento alimentado.
No projecto devem ser tidas em conta as quedas de tensão máximas admissíveis, valor
que depende das características dos consumidores.
Este valor varia tipicamente entre os 3% e os 8% da tensão nominal, podendo admitir-se
uma queda de 10% durante o arranque de motores7.
As impedâncias dos cabos dependem de normas e características técnicas geralmente
facultadas pelos fabricantes.
Os barramentos apresentam uma resistência óhmica desprezável e pode admitir-se num
cálculo aproximado que a indutância tem um valor de 0,15Ω/km e por fase8.
É contudo habitual desprezar este cálculo na rede MT dos serviços auxiliares dado o seu
valor muito pequeno face às impedâncias dos alternadores, transformadores e selfs9.
Nas instalações BT é aconselhável ter em conta o comprimento das barras de ligação no
cálculo das correntes de curto-circuito. Os diferentes factores que contribuem para baixar
o valor das correntes de curto-circuito e que não podem ser avaliados (resistência de
6
Ref.Bibliográfica
Ref.Bibliográfica
8
Ref.Bibliográfica
9
Ref.Bibliográfica
7
#2
#6
#6
#6
– Pag. 148 [Operating Condictions of auxiliary switchgear / Electrical duty]
– I.P.17.16 [Motores assíncronos de corrente alternada]
– I.P.17.00/31.35 [Cálculos – Barramentos]
- I.P.17.00/31.35 [Cálculos – Barramentos]
14/87
passagem e resistência dos arcos) podem atingir um valor da ordem de 30% nas instalações BT10, sendo todavia muito difíceis de calcular.
Ainda no que diz respeito aos barramentos das Centrais Termoeléctricas é comum a instalação de Barramentos Blindados entre troços onde se verifica o trânsito de correntes
extremas, nomeadamente entre os Grupos Geradores e os Transformadores de Grupo,
suportando valores nominais de corrente que rondam as dezenas de kAmpere.
Na Figura 5 encontra-se ilustrado um barramento este tipo.
Figura 5 – Ilustração de um barramento blindado
1.6 Quadros MT
Os Quadros de média tensão, equipamentos tipicamente modulares e de fabrico normalizado constituem uma restrição ao projecto da rede dos serviços auxiliares da Central na
medida em que condicionam a escolha de níveis de tensão e de curto-circuito ficando
assim o projecto sujeito à disponibilidade de equipamentos compatíveis com as necessidades da instalação conforme as normas e “standards” de fabrico.
Relativamente ao custo económico dos Quadros MT, é difícil estabelecer uma relação
clara com um único parâmetro sendo no entanto possível identificar duas grandezas
estreitamente relacionadas com o custo destes equipamentos: a “tensão nominal”
(associada ao nível de isolamento do equipamento), “corrente de curto-circuito”
(associada à robustez electromecânica) e os
disjuntores/interruptores,
são
aqueles
que
“poderes
mais
de corte e fecho” dos
influenciam
o
custo
destes
equipamentos.
No gráfico abaixo tenta-se estabelecer a relação do custo de um quadro de média tensão
com o nível de curto-circuito para cada um dos níveis de tensão normalizados através de
uma simulação realizada com base numa configuração típica de um quadro de média
tensão de uma instalação deste tipo em que se fez variar a corrente de curto-circuito
admissível (3s) para cada um dos valores de tensão nominal normalizados.
10
Ref.Bibliográfica #6 - I.P.17.06 [Projecto de Quadros – Dimensionamento de cabos de potência]
15/87
3,6kV
Custo [€]
7,2kV
12kV
17,5kV
24
0
10
20
30
40
50
60
Icc [kA]
Figura 6 – Gráfico Custo x Icc(VN)
Esta simulação evidencia a dificuldade de obtenção de uma expressão única que permita
estabelecer o custo destes equipamentos em função do parâmetro I cc ou VN de forma
separada.
Por outro lado, o custo destes equipamentos depende da configuração do quadro
(número de celas, transformadores de medida, equipamentos auxiliares, etc.), tipo de
isolamento de barramentos e câmaras de corte (Ar, SF6, Vácuo) e forma construtiva
(compartimentado, não compartimentado), pelo que qualquer tentativa de modelização
do custo função de parâmetros como o nível de tensão e corrente de curto-circuito terá
um carácter meramente indicativo da tendência dos valores de custo face às variações
destas grandezas podendo contudo apresentar-se as seguintes expressões para a
determinação dos custos função do nível de tensão e corrente de curto-circuito
admissível:
Na tabela VI do Anexo III apresentam-se algumas características de Quadros de Média
Tensão de fabrico “standard” resultado de um levantamento efectuado através de
consulta de alguns fabricantes de referência11 a operar em Portugal.
11
Ref.Bibliográfica #8 – Catalogos [Efacec, Siemens, ABB, Areva]
16/87
1.8 Quadros de Baixa Tensão
Os quadros de baixa-tensão são aqui considerados como o limite do âmbito deste estudo.
Com níveis de tensão entre os 400V e os 690V (tensões compostas), alimentam as cargas/consumidores dos serviços auxiliares de potência reduzida (quando comparada com
as grandes cargas colocadas nos barramentos MT) e sistemas auxiliares como rectificadores, onduladores, iluminação, climatização, etc.
Além da tensão e da potência a alimentar, a principal característica a considerar neste
tipo de quadros é o dimensionamento da corrente de curto-circuito que tem uma importante influencia no custo económico do quadro.
A elevada robustez ao curto-circuito é uma característica típica destes Quadros resultado
essencialmente da proximidade ao gerador.
Mais uma vez, as normas e “standards” de fabrico condicionam a disponibilidade de equipamentos BT constituintes destes quadros (Disjuntores, Interruptores, etc.), representando também assim uma restrição à liberdade do projecto da rede.
Na tabela VII do Anexo III apresentam-se algumas características de quadros e equipamento de Baixa Tensão de fabrico “standard” de alguns fabricantes de referência12 de
forma a evidenciar tais restrições.
12
Ref.Bibliográfica #8 – Catalogos [Telemechanique, Siemens, ABB]
17/87
2. PROJECTO - ARQUITECTURAS TÍPICAS
A definição da arquitectura dos serviços auxiliares tem um papel de extrema relevância
no projecto de uma Central Termoeléctrica dada a sua importância vital para a exploração de toda a instalação.
A arquitectura é desenvolvida, quer com base em estudos técnicos, nomeadamente análise de curto-circuito, transferência de cargas, transitórios, trânsito de energia, quer em
estudos económicos13.
Com o objectivo de estudar as metodologias de projecto e arquitectura destas redes,
pretende-se realizar a identificação das principais restrições ao projecto, bem como
caracterizar e avaliar a interdependência entre os diversos parâmetros envolvidos no
processo de optimização técnico-económica.
A presença de motores eléctricos de elevada potência e a proximidade ao gerador estão
na origem da complexidade do projecto da rede dos serviços auxiliares das Centrais Termoeléctricas.
O projecto da arquitectura destas redes é assim um problema técnico complexo, em que
estão envolvidas diversas variáveis tais como:

Filosofia de operação da Central;

Definição dos níveis de tensão, transformadores e níveis de curto-circuito;

Caracterização dos Serviços Auxiliares em termos de tipo e regime de
funcionamento;

Etc.
Por outro lado, a necessidade de garantir a continuidade de serviço é assegurada pela
elevada “Fiabilidade” conseguida essencialmente pela implementação de uma arquitectura redundante (em termos de alimentação) em toda a rede dos serviços auxiliares e
redundância de equipamentos nos serviços em que tal investimento se considera necessário.
2.1 Caracterização dos Serviços
De uma forma geral, as instalações das Centrais Térmicas podem dividir-se em duas
partes, denominadas “Ilha de Potência” e “BOP – Balance Of Plant”.
A “ilha de potência” é constituída pela Caldeira, Turbina, Gerador e Transformador de
Grupo.
13
Ref.Bibliográfica #1 – Pag. 254 [Some key observations related to ASDEP]
18/87
O “BOP” é o conjunto de todos os serviços auxiliares necessários à exploração da Central
Termoeléctrica, recaindo sobre este a atenção deste estudo.
Os Serviços Auxiliares das Centrais Termoeléctricas são caracterizados tipicamente pela
presença de motores de grande potência, alimentados em Média ou Baixa Tensão para
accionamento de bombas de água, ventiladores, turbinas, compressores, válvulas motorizadas, etc.
Além destes, existem ainda outros equipamentos de consumo considerável, baseados em
electrónica de potência, tais como Rectificadores, Carregadores de baterias, Variadores
de Frequência, etc.
Estas cargas são constituídas por equipamentos definidos e condicionados pelo processo
de geração.
Ainda por considerar estão todos os consumidores de menor potência como os sistemas
de climatização, iluminação, etc.
Sem entrar no estudo deste processo, e efectuando uma abordagem do ponto de vista
eléctrico, é possível identificar algumas das cargas típicas presentes nos serviços auxiliares destas Centrais14.

Força motriz
 Accionamento de electro-bombas - tomada de água;
 Accionamento de electro-bombas - tratamento de água;
 Ventiladores - ar combustão;
 Ventiladores – extracção de fumos;
 Accionamento de electro-bombas – Combustível;
 Accionamento de electro-bombas e ventiladores- torres de arrefecimento;
 Compressores - ar comprimido.

Iluminação

Sistemas de detecção e extinção de incêndio

Climatização

Telecomunicações

Sistemas de alimentação em corrente contínua

Equipamentos de Controlo e Protecção
 Autómatos;
 DCS;
 Relés;
 Reguladores de Tensão;
 Instrumentação;
 Etc.
14
Ref.Bibliográfica #7 – Publicação “Centrais Termoeléctricas” – DOPR Produção Térmica [EDP]
19/87
Em termos de organização, as cargas são comumente organizadas quanto à sua utilização, podendo ser agrupadas em três grandes grupos:

Serviços de Grupo – Cargas afectas ao(s) Grupo(s) Gerador(es).

Serviços Comuns – Cargas afectas a mais do que um Grupo Gerador
(quando existe mais de um grupo gerador).

Serviços Gerais – Cargas relacionadas com a exploração da instalação.
Os serviços auxiliares podem ainda ser distinguidos quanto à sua importância como:

Serviços Essenciais – Serviços considerados vitais para a exploração da
Central, tipicamente ligados a um barramento socorrido por:

Gerador independente (tipicamente diesel) com autonomia capaz de
alimentar estas cargas durante períodos predeterminados;

Rectificador (cargas alimentadas corrente contínua) com baterias
capazes de armazenar quantidades de energia suficiente para situações
de contingência;

Ondulador associado a um carregador de baterias (cargas alimentadas
em corrente alternada).

Serviços Não-Essenciais – ligados a barramentos não socorridos, são serviços que não afectam de forma critica a exploração da Central.
Um elemento sempre presente e indispensável neste tipo de instalações é o grupo de
emergência (tipicamente Diesel) capaz de alimentar os barramentos socorridos em caso
de contingência (e eventualmente garantir a alimentação aos serviços associados ao
“start-up” dos grupos geradores).
A alimentação destes barramentos (onde são alimentadas as cargas relativas aos serviços essenciais da Central), pode ser conseguida também à custa de onduladores de elevada potência alimentados por um sistema de baterias de corrente contínua.
2.2 Alimentação
A alimentação dos serviços auxiliares de uma Central pode ser obtida por duas vias distintas15:

Derivada directamente do barramento de geração através de um transformador de serviços auxiliares;

15
Adicionando uma ligação independente á mesma (ou a outra) linha da rede a
Ref.Bibliográfica #7 – Publicação “Centrais Termoeléctricas” – DOPR Produção Térmica [EDP]
20/87
montante através de um segundo transformador;

Derivada do barramento de geração de um outro grupo gerador da própria
Central.
2.2.1 Alimentação derivada directamente do barramento de geração
Nesta solução o barramento de geração alimenta os serviços auxiliares de grupo bem
como todos os outros serviços (comuns ou gerais).
Na
Figura 7 está representado um exemplo deste tipo de arquitectura com apenas um
grupo gerador.
Este tipo de arquitectura apresenta algumas vantagens, nomeadamente uma
“aparente” redução dos custos associados ao investimento inicial. Esta “aparente”
redução resulta do facto desta arquitectura recorrer a um único transformador de
serviços
auxiliares
e
consequente
redução
do
número
de
barramentos
e
equipamentos de corte e seccionamento. Por outro lado, este tipo de configuração
não implica a transferência de cargas em situações de “shutdown” e “start-up” uma
vez que todas as cargas dos serviços auxiliares são alimentadas sempre pelo único
transformador instalado16. Esta solução apresenta assim uma maior simplicidade em
termos de arquitectura com todas as vantagens que isso representa em termos de
facilidade de operação, manutenção e investimento.
Nesta situação não é porém possível explorar a instalação em caso de falha a jusante
do disjuntor de grupo17 (quer seja por indisponibilidade do transformador de serviços
auxiliares, do transformador principal, quer por indisponibilidade de qualquer um dos
disjuntores dos painéis de linha ou serviços auxiliares) uma vez que os serviços
auxiliares não têm qualquer tipo de alimentação que lhes permita manter a Central
em serviço.
Dada a sua topologia, esta arquitectura, obriga à manutenção do transformador
principal energizado em situações de “shutdown” (garantindo a alimentação aos
auxiliares da Central). As perdas deste transformador (essencialmente as perdas no
ferro) durante os períodos de shutdown podem ter um impacto significativo a nível
económico18.
Pelas razões apresentadas, verifica-se que esta arquitectura pode comprometer a
Fiabilidade do sistema podendo pôr em causa a disponibilidade de toda a central nos
casos de indisponibilidade do transformador de serviços auxiliares ou respectivo
disjuntor.
16
Ref.Bibliográfica #4 – Pag. 45 [General advantages and disavanteges of scheme “b”]
Ref.Bibliográfica #4 – Pag. 45 [General advantages and disavanteges of scheme “b”]
18
Ref.Bibliográfica #4 – Pag. 45 [2.2.2.3 – Advantages]
17
21/87
Figura 7 – Arquitectura Central termoeléctrica I
22/87
2.2.2 Alimentação - Barramento de geração + Rede
É usual a instalação de um segundo transformador TSA.II alimentado directamente
da rede que garante em regime normal a alimentação dos serviços gerais da Central
bem como os serviços associados ao “start-up” e “shutdown” dos grupos19.
Na Figura 8 está representado um exemplo em que se adopta este tipo de arquitectura com dois grupos geradores.
Nesta situação está assegurada a completa independência da alimentação dos
auxiliares de grupo relativamente à alimentação dos serviços auxiliares gerais em
regime normal de funcionamento.
No caso de indisponibilidade do transformador de serviços auxiliares de grupo (ou
dos respectivos disjuntores) por defeito ou manutenção, é possível transferir as
cargas dos auxiliares de grupo para o barramento do transformador TSA.II
garantindo a continuidade de serviço. Este barramento independente é usualmente
partilhado por diversos grupos (nas instalações com mais de um grupo gerador).
É possível conseguir uma vantagem adicional se a rede que alimenta o TSA.II for
diferente da rede onde se efectua o ponto de interligação dos grupos geradores.
Nesta situação consegue-se assegurar um “shutdown” suave4 no caso de um disparo
que motive ausência de tensão na linha usada como ponto de interligação dos
grupos uma vez que os serviços associados aos procedimentos de “shutdown” podem
ser comutados para o barramento do TSA.II, que, ao garantir-lhes a alimentação,
dispensa o recurso aos sistemas de backup (Rectificadores, Onduladores ou Grupos
de Emergência)
A existência de uma alternativa de alimentação para os auxiliares de grupo permite
ainda a colocação do transformador principal fora de serviço em situações de
“shutdown”.
A par das vantagens apresentadas por este tipo de arquitectura importa realçar
algumas consequências da sua implementação.
A possibilidade de transferir as cargas dos serviços auxiliares de grupo para o barramento
do
TSA.II
implica
um
sobredimensionamento
da
transformador.
19
Ref.Bibliográfica #4 – Pag. 44 [General advantages and disavanteges of scheme “a”]
23/87
potência
deste
Figura 8 – Arquitectura Central termoeléctrica II
Por outro lado, a possibilidade de interligação dos dois barramentos, obriga a um
redimensionamento das correntes de curto-circuito consideradas em ambos os
barramentos, uma vez que é com os barramentos interligados que surge a situação
mais desfavorável do ponto de vista das contribuições para um eventual defeito.
A instalação de 2 transformadores (tendo um deles que ser dimensionado para um
regime de carga que não é aquele em que vai trabalhar em regime normal), a
necessidade de instalar equipamentos mais robustos (capazes de suportar maiores
24/87
correntes de defeito) e a criação de dois barramentos distintos tornam esta solução,
do ponto de vista económico, mais dispendiosa no que toca ao investimento inicial
(instalação).
Importa no entanto referir que, conforme será tratado mais à frente, é necessário ter
em conta os benefícios conseguidos por esta solução (essencialmente associados ao
substancial incremento da Fiabilidade) para poder efectuar uma análise económica
que permita concluir acerca do ajuste desta arquitectura ao projecto em estudo.
Ainda acerca do impacto da instalação de 2 transformadores ao invés de 1 no
investimento inicial do projecto, é oportuno salientar que este impacto é agravado se
o nível de tensão nominal da(s) rede(s) a montante for elevado, dado que o custo
dos transformadores de potência, conforme foi já exposto, é sensível a este
parâmetro.
Nota: pode ser economicamente proveitoso alimentar o TSA.II através de uma linha
de tensão mais reduzida (caso exista na proximidade da Central).
Segundo um estudo4 realizado (nos finais dos anos 70, inicio dos anos 80) a Centrais
térmicas de 18 países diferentes, mais de 84% das Centrais em serviço adoptavam
uma Arquitectura semelhante ao da Figura 8 (com um barramento independente
alimentado por um transformador TSA.II), devendo-se tão difundido uso essencialmente à possibilidade de dispor de duas fontes de alimentação independentes assegurando uma maior fiabilidade na alimentação dos serviços auxiliares.
Segundo este mesmo documento, a escolha da Arquitectura depende essencialmente
de três Critérios (os mesmos que foram considerados como mais relevantes neste
estudo): a fiabilidade, os custos económicos e a facilidade de operação, dependendo
a sua importância relativa de alguns factores:

Potência dos grupos da Central;

Importância da Central na rede;

Tipo de serviço atribuído aos grupos;

Nível de tensão da rede à qual os grupos estão ligados;

Localização da Central e disponibilidade de uma rede fiável
na vizinhança para alimentar os serviços auxiliares.
4
Ref.Bibliográfica #4 – “Auxiliary Power Supply for generating stations – Experience and practices adopted by
various utilities in the countries represented by the members of Study Committee 23”
25/87
2.3 Redundância
Dada a necessidade de garantia de Continuidade de serviço assumir uma relevância
extrema, todos os serviços considerados essenciais são instalados de forma redundante,
quer em termos de duplicação de equipamentos, quer em termos de multiplicidade de
opções de alimentação, conseguindo assim um nível extremo de fiabilidade visando a
garantia de continuidade de serviço.
Esta Redundância permite que a indisponibilidade de um dado equipamento (por falha ou
simples manutenção) não comprometa a exploração da Central.
A rede de Serviços Auxiliares toma assim uma topologia complexa e extremamente
ramificada conforme evidenciam as Figuras 7, 8 e 9.
Figura 9 – Arquitectura Central termoeléctrica III
26/87
Em termos técnicos, a implementação da arquitectura redundante tem um impacto considerável ao nível do projecto, impondo alguns requisitos de dimensionamento:

as correntes de curto-circuito devem ser calculadas para os cenários mais
desfavoráveis;

os transformadores devem ser dimensionados para toda a carga que, numa
situação de contingência, possa vir a depender deles;

os cabos e barramentos devem ser dimensionados:

em termos de limite térmico para a situação em que são percorridos
pela maior corrente nominal e pela maior corrente de defeito;

em termos de esforços electrodinâmicos, para o caso em que o
barramento está sujeito a uma maior corrente de curto-circuito.

os isoladores devem ser dimensionados para suportar o esforço imposto pelo
caso que apresente maior corrente de curto-circuito;

os disjuntores devem ser dimensionados para que o seu poder de corte seja
superior à máxima corrente que os atravessa na configuração mais desfavorável;

todos os equipamentos, desde os disjuntores de níveis de tensão elevados até
aos quadros BT, devem estar dimensionados para suportar a corrente de
curto-circuito correspondente à situação mais desfavorável (no seu barramento).
Note-se que todos estes “requisitos” são sem excepção, agravantes do ponto de vista do
investimento económico inicial do projecto.
27/87
3. FILOSOFIAS DE EXPLORAÇÃO
A definição dos procedimentos de exploração dos Serviços Auxiliares, está intimamente
relacionada e extremamente condicionada ao processo de geração de energia.
São de resto os consumidores associados ao processo de geração os responsáveis pela
maior quota-parte de potência consumida nos serviços auxiliares da Central, dos quais se
destacam os grandes motores das bombas associadas ao arrefecimento, extracção e alimentação dos geradores.
Sendo um projecto multi-disciplinar, o projecto de uma Central Termoeléctrica envolve,
além da electricidade, uma forte componente de termodinâmica. Ainda que fora do
âmbito deste estudo, no Anexo I estão esquematicamente representados - de forma
simplificada - os três processos de geração termoeléctrica.
As Filosofias de Exploração não sendo consideradas uma restrição ao projecto, condicionam-no fortemente em aspectos tais como:

Definição de encravamentos;

Dimensionamento de geradores de emergência;

Dimensionamento de onduladores e rectificadores;

Determinação de factores de simultaneidade;

Etc.
A importância dos serviços auxiliares assume assim um papel vital numa instalação deste
tipo sendo imperativo garantir a sua “continuidade de serviço”.
A rede de serviços auxiliares necessita assim de um elevado grau de “Fiabilidade”, tendo
para isso, tipicamente, uma filosofia redundante, de tal modo que seja em qualquer
momento possível alterar a configuração da rede eléctrica de forma a efectuar uma alimentação alternativa a um dado serviço/consumidor.
A
alteração
da
configuração
da
rede
é
conseguida
operando
os
órgãos
de
corte/seccionamento (disjuntores/seccionadores) existentes para o efeito, transferindo
um determinado barramento e as suas cargas para outro transformador ou barramento
que garantirá a sua alimentação até que sejam reunidas as condições para repor a sua
alimentação normal.
Além da redundância na alimentação, a continuidade de serviço é também garantida pela
duplicação dos principais equipamentos. Desta forma, por avaria ou manutenção de um
dado equipamento, o seu serviço pode ser assegurado pelo equipamento de ”backup”.
É recomendável que os equipamentos (motores, disjuntores, etc.) associados a um
28/87
mesmo serviço e que possam vir a socorrer-se mutuamente sejam de fabricantes diferentes20 visando reduzir a probabilidade de falha simultânea que conduziria à indisponibilidade do respectivo serviço.
Este tipo de arquitectura redundante obriga a um sobredimensionamento generalizado
dos equipamentos conforme será abordado mais à frente neste estudo.
A complexidade das redes de serviços auxiliares, derivada da quantidade de equipamentos envolvidos e duplicada pela redundância necessária, leva a que sejam estabelecidos
alguns protocolos de operação onde são estipuladas sequências de procedimentos que
permitem realizar as manobras pretendidas, garantindo quer a segurança quer a continuidade de serviço, nomeadamente:

Sequências de Arranque;

Sequências de Paragem.


Paragem Programada;

Paragem de Emergência.
Transferência de cargas.
Conforme abordado anteriormente, existem arquitecturas que dispõem de uma fonte de
alimentação directa da rede.
Esta alimentação poderá garantir não só os serviços mínimos associados à segurança de
pessoas e protecção de equipamentos num estado de “Shut down” mas também garantir
a alimentação dos serviços auxiliares necessários ao “StartUp” e “Shut down” em
segurança da Central associados às “Sequências de arranque” e “Sequências de Paragem” atrás referidas.
No que se refere aos serviços essenciais, além da alimentação directa da rede é usual
garantir a sua alimentação por vias alternativas tais como Geradores Diesel, Onduladores, Rectificadores (tipicamente redundantes), etc.
Relativamente aos serviços associados ao arranque de um grupo gerador importa referir
que nas Centrais com mais do que um grupo, é possível efectuar o arranque de apenas
um dos grupos através da rede, uma vez que, após o arranque deste, a alimentação dos
auxiliares associados ao arranque dos seguintes pode ser assegurada pelo grupo em funcionamento.
No caso de uma paragem total da Central, dos serviços considerados essenciais, destacam-se os necessários à segurança de pessoas (iluminação de emergência, etc.) e pro20
Ref.Bibliográfica #2 – Pag. 154 [Choice of operating mechanisms]
29/87
tecção de equipamentos (bombas de circulação de óleo, resistência anti-condensação,
Sistemas de Comando, Supervisão, Protecção, etc.).
Ainda acerca das Filosofias de Exploração importa referir que, a fim de garantir o elevado
Critério Fiabilidade (garante da continuidade de serviço), são necessárias manutenções
periódicas (agendadas em função quer do número de manobras quer do tempo decorrido
desde a última manutenção) aos equipamentos envolvidos na rede de serviços auxiliares
(disjuntores, transformadores, seccionadores, isoladores, etc.). Este tipo de intervenção
obriga a efectuar paragens programadas dos equipamentos representando um custo de
exploração acrescido.
Note-se que numa instalação deste tipo, os custos de exploração/manutenção são avultados, devendo ser considerados na fase de concepção do projecto, além dos custos económicos associados ao investimento inicial.
30/87
4. EXPANSIBILIDADE
Uma Central Termoeléctrica acarreta um investimento elevado, tendo uma vida útil que
ultrapassa os 40 anos21. Deve por essa razão, na fase de projecto, ser considerada a
possibilidade de implementação de alterações associadas à expansão da instalação
podendo estas ser devidas quer à necessidade de aumento de potência instalada ao
longo da sua vida, quer à evolução tecnológica tendencialmente crescente nesta área que
poderá ter repercussões a médio/longo prazo na necessidade de expansão/adaptação da
instalação.
Exemplos actuais são os sistemas de tratamento de emissões (FGD, SCR, Captação de
CO2), que estão a ser instalados nas Centrais mais antigas e que implicam um acréscimo
substancial de consumidores.
Estes sistemas conduzem assim a alterações da estrutura da rede de Serviços Auxiliares,
necessitando de novos barramentos e transformadores.
Além destes sistemas, é natural que no futuro surjam novas tecnologias e novas demandas por mais potência.
Este tipo de sistemas acarreta tipicamente um aumento de força motriz de grande potência, provocando um aumento da corrente de curto-circuito que poderá ultrapassar a
capacidade e robustez de alguns equipamentos existentes, no que se refere a esforços
térmicos e esforços electrodinâmicos, bem como ultrapassar os poderes de corte e fecho
dos disjuntores instalados.
Faz assim sentido considerar no dimensionamento dos Sistemas Auxiliares uma
“reserva”, ou “folga”, que permita (até certo ponto) integrar novas necessidades sem
comprometer toda a arquitectura do sistema.
Importa garantir, em especial no dimensionamento dos transformadores e nas características do ponto de interligação, a existência de uma “margem” que permita a expansão
da rede a jusante.
O impacto da implementação deste tipo de alterações ao “projecto base” deve ser estudado tendo em conta a incerteza da sua necessidade no futuro.
21
Ref.Bibliográfica #2 – Pag. 154
31/87
5. ELEMENTOS DO PROJECTO
O primeiro passo no projecto da rede de serviços auxiliares é a recolha de todos os elementos que condicionam o seu desenvolvimento.
Estes elementos resumem-se (na fase inicial) às características do(s) ponto(s) da interligação, dos grupos geradores e dos próprios serviços auxiliares (consumidores) – pontos
fronteira da rede de serviços auxiliares – que representam as restrições externas ao
projecto.
Nestes dados assenta o desenvolvimento do projecto que compreende a definição dos
transformadores, níveis de tensão, níveis de curto-circuito e distribuição de cargas.
À parte das condicionantes impostas pelos “pontos fronteira”, e conforme foi já evidenciado, o projecto da rede de Serviços Auxiliares conta com bastantes outras restrições e
exigências que deverão ser consideradas:

Restrições associadas à disponibilidade de equipamentos normalizados e de
fabrico standard;

Restrições impostas por critérios de segurança;

Restrições impostas pela filosofia de exploração preconizada;

Restrições associadas aos equipamentos, impostas pelos seus fabricantes no
que diz respeito às condições de instalação e exploração;

Restrições técnicas;

Restrições económicas associadas ao investimento.
Conhecendo a gama de equipamentos disponíveis (vide ANEXO III), o passo seguinte
centra-se na recolha de dados que são necessários ao estudo. Estes dados são
tipicamente fornecidos pelas especificações dos equipamentos associados ao processo de
geração (que definem os seus auxiliares) e pelas entidades responsáveis pela rede de
energia onde a Central se conecta (ponto de interligação).
32/87
5.1 Rede
No que diz respeito à rede é necessário conhecer quantos os pontos de interligação e
conhecer os valores das grandezas que caracterizam a(s) respectiva(s) linhas(s),
nomeadamente:

Tensão Nominal V[kV];

Variação da Tensão Nominal V[%];

Potência Máxima do ponto de interligação S[MVA];

Potência de curto-circuito S[MVA].
Estas grandezas são importantes para a determinação da contribuição da rede quando
alimenta um curto-circuito num ponto da instalação dos serviços auxiliares.
No ponto Q directamente ligado à rede, a impedância (directa) equivalente Z Q da rede
será dada por22:
ZQ 
c  U nQ
2

S "kQ
c  U nQ
3  I "kQ (E. 5)
Se o curto-circuito for alimentado pela rede através de um transformador, a impedância
equivalente ZQT pode ser obtida por:
Z QT 
c  U nQ
S "kQ
2

1
tr
2

c  U nQ

1
3  I "kQ t r
2
(E. 6)
Onde,
UnQ – tensão nominal da rede no ponto Q
S”kQ – potência aparente de curto-circuito simétrica inicial da rede no
ponto Q
I”kQ – corrente de curto-circuito simétrica inicial da rede de alimentação no
ponto Q
c – factor de tensão
tr – relação de transformação estipulada com o regulador de tensão na
posição principal
Nas Centrais Termoeléctricas (tipicamente interligadas com linhas aéreas de tensão
superior a 35kV) a impedância equivalente ZQ pode ser assumida como uma reactância
23
pura ZQ = 0 + jQ ou assumir-se a aproximação R=0,1.XQ com XQ=0,995.ZQ ( ).
22
23
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.00/07 [Impedância de uma rede de alimentação]
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.00/07 [Impedância de uma rede de alimentação]
33/87
Importa referir que, de uma forma geral, os valores das grandezas que caracterizam as
linhas no ponto de interligação são facultadas pelos responsáveis por estas (no nosso
país – REN/EDIS).
5.2 Instalação
Conforme referido anteriormente, grande parte das cargas dos serviços auxiliares estão
relacionadas com o processo de geração sendo compostas por numerosos consumidores
de elevada potência de carácter fortemente indutivo.
A importância da caracterização das cargas para o estudo conduz à criação de “listas de
consumidores” como as apresentadas a titulo de exemplo nas tabelas do Anexo II onde
se encontram listadas as cargas típicas de uma Central Termoeléctrica evidenciando as
respectivas potências e correntes nominais bem como a tensão de alimentação utilizada
em cada caso de acordo com a distribuição de cargas considerada no projecto.
Além da caracterização dos consumidores, e ainda no que diz respeito à instalação,
importa conhecer a filosofia de exploração preconizada e requisitos pretendidos, dados
esses que permitirão projectar os encravamentos, calcular factores de simultaneidade,
etc.
34/87
6. DESENVOLVIMENTO DO PROJECTO
A Arquitectura Óptima para os Serviços Auxiliares de uma Central Termoeléctrica encontra-se no compromisso que maximiza diversos Critérios.
Neste estudo, foram eleitos 3 Critérios, considerados como mais relevantes24:

“Fiabilidade”

“Operacionalidade-Performance”

“Custos económicos” de Instalação, Operação e Manutenção
A “Segurança”, embora não seja abordada neste estudo representa também um Critério
importante e que deve ser sobreposto a qualquer um dos acima mencionados.
Entende-se por “Parâmetros” no âmbito deste estudo todas as grandezas que caracterizam a rede e seus equipamentos, tais como as correntes de curto-circuito, os níveis de
tensão, as características dos transformadores, o número de barramentos, a distribuição
das cargas, etc.
Pretende-se assim, através do dimensionamento destes Parâmetros, correlacionados com
cada um dos 3 Critérios, desenvolver o projecto e arquitectura que melhor se adapte à
rede dos serviços auxiliares deste tipo de instalação.
O tratamento destes Critérios é um problema complexo, dada a sua interdependência, as
diversas restrições impostas, bem como a correlação entre alguns dos Parâmetros de que
dependem.
O desafio reside no estabelecimento de metodologias que busquem a solução que melhor
se adapta e optimiza as necessidades de cada projecto.
No âmbito deste estudo, entende-se por “optimização” da arquitectura da rede dos
serviços
auxiliares
da Central
o compromisso técnico-económico que majora a
“Fiabilidade” e “Operacionalidade” e minimiza os “Custos Económicos” incorridos na
construção, operação e manutenção da rede.
Além do estudo do custo associado à instalação de equipamentos e à sua variação com
os principais parâmetros da rede (vide Cap.1), importa identificar e caracterizar as
condições técnicas que condicionam (directa ou indirectamente) os custos económicos do
projecto, nomeadamente os custos ligados à Fiabilidade/Continuidade de Serviço e os
associados à Operação/Manutenção da rede dos serviços auxiliares.
O estudo técnico-económico depara-se assim com a necessidade de proceder a estudos
24
Ref.Bibliográfica #1 – Pag. 257 [Block 6- Critics]
35/87
complexos (de índole estatística, financeira, etc.) que têm um papel fundamental na
optimização do projecto e arquitectura da rede dos serviços auxiliares.
Neste estudo propõe-se uma abordagem simplificada da optimização técnico-económica,
considerando-se que cada solução/investimento é analisada individualmente e avaliada
pela verificação da seguinte condição:
R  C INVEST  0
(E. 7)
C INVEST  C I  C E
(E. 8)
R  RDIR  RIND  C INDISP
(E. 9)
onde,

CINVEST – Custos associados ao investimento a avaliar;

R – Retorno - Receitas/Benefícios/Lucros provenientes da implementação da
solução associada ao investimento CINVEST;

CI – representa os custos associados ao investimento inicial (Ex: aquisição/maiores-valias de Equipamentos/Instalações);

CE – representa os sobrecustos associados à exploração (Operação e Manutenção) da solução associada ao investimento CINVEST;

CINDISP – Custos associados à indisponibilidade (Perdas de Exploração) devida
à ausência de um determinado nível de garantia de Disponibilidade da instalação que poderá eventualmente ser garantido pelo investimento em avaliação.
Caso o investimento em análise não interfira com a disponibilidade da instalação, esta parcela deverá ser ignorada;

RDIR – Retorno Directo - Receitas/Benefícios/Lucros directos provenientes da
implementação da solução associada ao investimento CINVEST (Ex: o investimento na melhoria de rendimento de um Transformador resulta numa redução
das perdas de potência na exploração deste equipamento. Conhecido o diagrama de carga estimado, o valor do retorno pode ser calculado e anualizado
de forma relativamente simples e directa);

RIND – Retorno Indirecto – Custos evitados pela implementação da solução
associada ao investimento CINVEST.
36/87
Sendo o objectivo deste estudo o estabelecimento de metodologias de projecto e
arquitectura para definição e optimização da rede de serviços auxiliares de uma Central
Termoeléctrica, e dada a complexidade, interdependência e restrições envolvidas, considerou-se
necessário
dividir
este
estudo
em
5
etapas
distintas
embora
não
independentes:

Hierarquização dos Critérios

Níveis de tensão

Transformadores

Níveis de curto-circuito

Distribuição de cargas
6.1 Hierarquização dos Critérios
O primeiro passo para o desenvolvimento da arquitectura óptima é a hierarquização dos
Critérios de acordo com as necessidades do projecto em questão.
Cada projecto é um caso único, com particularidades e requisitos próprios, condicionado
por diversas restrições.
De entre os três Critérios considerados neste estudo, o que toma maior relevância num
projecto deste tipo é sem dúvida o Critério “Fiabilidade”.
A importância deste Critério é consequência da necessidade de garantia de “Continuidade
de Serviço” na exploração destas Centrais, conseguida essencialmente através de redundância de equipamentos, redundância de fontes de alimentação e rigorosos protocolos de
operação, temas abordados anteriormente (vide Cap.3).
O Critério “Operacionalidade” representa a harmonização entre a “performance” da
exploração da Central e factores como a Segurança e a Filosofia de Exploração da instalação.
Pretende-se conceber um sistema de exploração simples, segura e que rentabilize ao
máximo os recursos da instalação.
O Critério “Custos Económicos” está relacionado quer com o investimento inicial necessário, quer com os custos de exploração e manutenção. Representa assim o único Critério cuja optimização é conseguida pela minimização do seu valor.
37/87
Assim, de uma forma simplificada, pode-se representar o objectivo da optimização pretendida em função dos 3 Critérios da seguinte forma:
- Fiabilidade
- Operacionalidade
- Custos Económicos
6.1.1.Interdependência entre Critérios
A complexidade do processo de optimização da arquitectura da rede dos serviços
auxiliares é, além dos condicionalismos técnicos, derivada da interdependência
existente entre os Critérios.
Se por um lado o Critério “Fiabilidade” visa garantir a continuidade de serviço da
Central e consequentemente evitar perdas de exploração contribuindo para o
reforço do Critério “Custos Económicos”, por outro, ao consegui-lo através de
redundância de equipamentos e formas de os alimentar, representa uma maior
complexidade do sistema e um avultado incremento no investimento inicial bem
como uma quase duplicação nos custos de manutenção da Central contribuindo de
forma negativa quer para o Critério “Custos Económicos” quer para o Critério
“Operacionalidade”.
Retorno Fiabilidade
(perdas evitadas)
Custos de Investimento e Manutenção
Operacionalidade e custos de Operação
Surge assim uma incerteza quanto ao “saldo” custo/benefício da “Fiabilidade”.
Neste tipo de situações é necessário avaliar cada investimento, comparando o custo
directo dos equipamentos necessários à melhoria de Fiabilidade e o custo associado
à sua operação e manutenção, e compará-lo com o custo da indisponibilidade de
serviço (caso não existissem).
Entre os 3 Critérios é possível identificar outras interdependências como se
demonstra no exemplo seguinte.
38/87
A instalação de encravamentos além de garantir a segurança dos técnicos que operam o sistema, incrementa o Critério “Fiabilidade” protegendo os equipamentos de
manobras que possam danificá-los ou mesmo destruí-los.
A instalação destes dispositivos, em especial os mecânicos através de fechadura,
comprometem o Critério “Operacionalidade” tornando mais complexa a operação do
sistema.
Segurança
Retorno Fiabilidade (perdas evitadas)
Custos de Investimento e Manutenção
Operacionalidade e custos de Operação
Torna-se evidente assim que, para um correcto estudo técnico-económico de cada
solução/proposta de optimização, é necessário identificar, avaliar e caracterizar as
interdependências entre os três Critérios suscitadas pela nova solução.
Esta interdependência entre Critérios pode ser considerada como uma restrição que
condiciona o projecto da rede dos serviços auxiliares em estudo.
6.1.2.Hierarquização
Até aqui considerou-se a Continuidade de Serviço como o mais relevante dos
valores a considerar na exploração de uma instalação desta natureza. Existem no
entanto outros valores importantes, dos quais se destacam a Segurança, o
Rendimento, a Facilidade de operação e a Redução de custos.
Dependendo do ponto da rede considerado, estes valores podem assumir
relevâncias diferentes, facto que torna a hierarquização dos Critérios num processo
que não pode ser considerado inflexível.
A hierarquia adequada num dado ponto da rede pode ser assim determinada pela
graduação dos valores considerados por ordem de relevância nesse ponto.
EXEMPLO:
Considere-se um dado ponto da rede de Serviços Auxiliares onde se encontram
inseridos alguns dos serviços essenciais da central associados ao processo de
geração.
Neste ponto da instalação, a graduação de valores deverá ter como protagonista a
garantia de continuidade de serviço por se tratar de serviços essenciais à
exploração da Central.
De seguida virão os valores associados à performance dos serviços como são o seu
desempenho e rendimento.
39/87
Só por fim deverão ser considerados os valores associados à facilidade de operação
do sistema e à redução de custos associados a estes.
A Segurança, como em qualquer outro ponto da instalação, deve ser considerada
acima de todos os restantes valores.
A graduação dos valores a considerar para os serviços essenciais da Central pode
assim ser ilustrada conforme apresentado na Figura 10.
SEGURANÇA
CONTINUIDADE
DE SERVIÇO
DESEMPENHO E RENDIMENTO
SIMPLICIDADE DO SISTEMA
REDUÇÃO DE CUSTOS
Figura 10 – Exemplo de graduação de valores para o Projecto
Graduados os valores, a Hierarquização dos Critérios a considerar para este ponto do
sistema é estabelecida facilmente por correspondência dos valores graduados com os
critérios que os garantem.
Assim, a hierarquização neste caso particular será a apresentada na Figura 11.
FIABILIDADE
OPERABILIDADE
CUSTOS
ECONÓMICOS
Figura 11 – Exemplo de Hierarquização dos Critérios
Embora a maior parte dos serviços auxiliares se rejam pela hierarquia exposta neste
exemplo, podem existir pontos da Instalação em que a Fiabilidade pode não ser considerada preponderante sobre a Operacionalidade e/ou sobre os Critérios Económicos (iluminação normal, climatização, etc.). Trata-se de serviços não essenciais à exploração da
Central, pelo que a Continuidade de serviço não assume a relevância de outros casos.
40/87
A optimização da arquitectura nestes casos pode passar pelo sacrifício da Fiabilidade e
benefício do Critério Custos Económicos.
Note-se porém que, de uma forma geral, estes serviços são garantidos por equipamentos
que pouca relevância têm em termos de “Custos Económicos” quando comparados com
os restantes equipamentos da rede, podendo a optimização deste Critério tornar-se
pouco relevante quando analisada em termos da globalidade da instalação.
6.2 Níveis de tensão
A definição dos níveis de tensão, não pode ser analisada independentemente de outros
temas como a distribuição de cargas e a análise das correntes de curto-circuito tratados
mais à frente neste estudo. Neste capítulo pretende-se identificar e caracterizar as
principais restrições à sua definição bem como identificar as suas relações com alguns
elementos do projecto.
Numa primeira abordagem, as principais restrições a considerar na definição dos níveis
de tensão a adoptar para um dado projecto são:

As normas e standards que condicionam a disponibilidade de equipamentos
tais como disjuntores, seccionadores, transformadores, etc. bem como a disponibilidade de equipamentos/consumidores afectos aos serviços auxiliares.
Esta restrição afecta todos os níveis de tensão, desde a tensão da Rede a
montante dos grupos geradores como a tensão de geração, tensão de
alimentação dos serviços auxiliares (MT e BT).

Critérios de Segurança.

As tensões impostas, nomeadamente:

A tensão da Rede - no ponto de interligação da Central – a interligação a
uma rede (ou redes) já existente condiciona o projecto obrigando-o a
considerar o nível de tensão daquela rede naquele ponto da instalação;

A tensão de geração – imposta pelos grupos geradores nos respectivos
barramentos de geração. A tensão de geração depende da definição das
características dos grupos (exterior aos Serviços Auxiliares e por isso fora
do âmbito deste estudo) encontrando-se limitadas às normas e standards
(entre
690V
e
15kV
tipicamente).
Este
nível
de
tensão
pode
eventualmente ser coincidente com o de alimentação de alguns serviços
auxiliares

A baixa-tensão – 400V/230V – necessária em qualquer instalação deste
tipo para alimentar cargas de potência modesta;
41/87

A primeira restrição identificada assenta sobre a norma IEC60038 que
define
os níveis
de tensão normalizados, para
os
equipamentos de fabrico standard.
Níveis de Tensão – Norma IEC 60038
Tabela I-2 Serie I ou II (50 Hz ou 60Hz)
Tabela I-3 Serie I ou II (50 Hz ou 60 Hz)
Tabela II – Níveis de tensão normalizados [IEC 60038]
42/87
quais
existem
Após identificadas as principais restrições impostas à definição dos níveis de tensão do
projecto, importa determinar quais e quantos os níveis de tensão a considerar.
À partida, deverão ser considerados um mínimo de quatro níveis de tensão alternada,
conforme se pode observar na Figura 12:

Tensão da Rede – aos terminais do ponto de ligação à Rede

Tensão de Geração – aos terminais do barramento de geração

Tensão de alimentação dos Serviços Auxiliares

MT – eventualmente mais de um nível

BT - Corrente Alternada (necessariamente 400V/230V e eventualmente
690V/400V (motores BT))
A definição dos níveis de tensão é conseguida através:

da classificação das correntes de cada equipamento e a determinação dos
níveis de defeito da instalação25;

da
análise
das
características,
custo
económico
e
capacidades
dos
26
equipamentos disponíveis .
Assim, a determinação da quantidade e do valor dos níveis de tensão a considerar em
cada projecto recorre ao cálculo e análise de alguns parâmetros, tais como:

Corrente nominal e de arranque das cargas;

Níveis de curto-circuito admissíveis;

Quedas de tensão admissíveis.
grandezas intimamente relacionadas com a potência das cargas a alimentar e a distância
ao gerador/fonte de alimentação.
A elevada potência de alguns consumidores dos serviços auxiliares, nomeadamente
motores de dimensão considerável, apresentam correntes de arranque elevadas (conforme evidenciado na tabela IX do Anexo II).
Conforme será abordado mais à frente neste estudo, uma das formas de reduzir o
impacto destas elevadas correntes (níveis de curto-circuito e quedas de tensão durante o
arranque) é a colocação destes grandes motores em níveis de tensão superiores.
Assim, os consumidores de elevada potência, tipicamente motores, tanto quanto a disponibilidade de equipamentos o permita, são colocados em barramentos de tensões mais
elevadas deixando para os barramentos de baixa tensão as cargas de menor consumo.
25
26
Ref.Bibliográfica #3 – Pag. 207 [Introduction]
Ref.Bibliográfica #9 – Pag. 49 [Nominal System Voltage]
43/87
Figura 12 – Exemplo – Níveis de Tensão – Rede Serviços Auxiliares
Por outro lado, as perturbações associadas à operação dos motores de maior potência
(nomeadamente quedas de tensão durante o arranque) tornam conveniente o agrupamento e divisão criteriosa por barramentos com níveis distintos de corrente de curto-circuito (tema abordado mais á frente neste estudo).
Esta distribuição de cargas criteriosa poderia conduzir à criação de um número elevado
de barramentos para conseguir uma adequação plena das cargas aos respectivos barramentos.
Contudo, a criação de barramentos adicionais, embora tecnicamente tentador, é operacionalmente desaconselhável. Se por um lado a criação de múltiplos níveis de tensão
permite uma melhor adequação às necessidades e comportamento das cargas, por outro
obriga à instalação de mais equipamento de corte e seccionamento, mais barramentos,
transformadores, etc. sendo que, para manter a fiabilidade do sistema, todos eles
deverão ser instalados em duplicado - Redundância.
Esta política conduz a um sistema de múltiplos níveis de tensão, com uma estrutura
complexa do ponto de vista operacional e com inevitáveis custos económicos associados
à proliferação de níveis distintos de tensão.
Ajuste óptimo dos níveis de tensão
Custos de Investimento e Manutenção
Operacionalidade e custos de Operação
A decisão de criar um novo nível de tensão deverá ser estudada não só do ponto de vista
técnico, mas também do ponto de vista operacional e económico.
Se do ponto de vista técnico a tendência seria proceder à criação de múltiplos níveis de
tensão, do ponto de vista meramente económico a tendência é não só reduzir ao mínimo
o número de níveis distintos mas também fixar os níveis de tensão utilizados no valor
mais baixo possível.
Esta tendência é resultado da relação directa que existe entre os custos dos
equipamentos e o seu nível de tensão nominal.
Na Tabela III encontra-se esquematicamente evidenciada a tendência do custo dos principais equipamentos da rede com a variação do nível de tensão nominal.
Nível de
Tensão
[kV]

CUSTO DOS EQUIPAMENTOS
Transf.
Disj.
Secc.
Barramentos
Quadros MT





-Variação Crescente -Variação Decrescente
Tabela III - Variação do custo dos principais equipamentos x nível de tensão
Esta
tabela
resume
simplificadamente
as
relações
estudadas
de
forma
mais
pormenorizada no Cap.1, evidenciando a tendência crescente generalizada do custo de
todos os equipamentos com o aumento da sua tensão nominal, devendo-se este
comportamento essencialmente à necessidade de um maior nível de isolamento à medida
que a tensão a suportar se torna cada vez maior.
A determinação dos níveis de tensão encontra-se assim sujeita a um balanço que deverá
ser satisfeito sem nunca comprometer as restrições técnicas, as exigências operacionais
nem os limites económicos. Esquematicamente:
Abordagem
Técnica
Criar múltiplos níveis
de Tensão
Reduzir
Complexidade
do Sistema
Reduzir o
valor dos
níveis de
Tensão
Abordagem
Económica
Reduzir
número de
níveis de
Tensão
Abordagem
Operacional
Figura 13 – Definição dos Níveis de Tensão – Diferentes abordagens
É na abordagem técnica que surge a maior complexidade em termos de projecto.
Uma vez que a análise da distribuição de cargas e a sua correlação com os níveis de
tensão e curto-circuito será abordada mais à frente neste estudo, deixa-se para já em
aberto este tipo de estudos sem os quais a definição dos níveis de tensão não pode ser
46/87
considerada como totalmente estudada.
Pode-se no entanto afirmar, a título de conclusão, que a definição dos níveis de tensão
presentes na rede de serviços auxiliares de uma Central Termoeléctrica são afectados de
forma relevante pelos seguintes factores27:

Dimensão e tipo das cargas;

Distâncias entre equipamentos (para o trânsito de potência);

Futuro crescimento da carga (Expansibilidade);

Disponibilidade de equipamento para os níveis de defeito preconizados
(Normas e Standards aplicáveis);

Possibilidade de Regulação de Tensão (vide Cap.6.4 - Transformadores);

Custo
dos
equipamentos
(aquisição,
exploração
e
manutenção)
dos
equipamentos.
Além destes factores há que considerar ainda os critérios de segurança aplicáveis a cada
situação e todos os estudos técnicos que foram excluídos da análise realizada neste
capítulo, tais como a análise das correntes de curto-circuito e distribuição de cargas e
transformadores.
No que concerne aos “Custos Económicos” é possível desde já identificar a existência de
uma proporcionalidade directa relativamente ao:

Número de níveis de tensão utilizado - derivada da necessidade de emprego
de mais equipamento (órgão de corte e seccionamento e transformadores);

Valor do nível de tensão utilizado - resultante do aumento de custo dos
equipamentos de tensões superiores;

Complexidade e consequente redução da “Operacionalidade” do Sistema.
Por outro lado, podemos afirmar que o emprego de níveis de tensão elevados torna-se
necessário quando se pretende, entre outras razões:

Reduzir níveis de curto-circuito;

Reduzir as perdas de potência no trânsito de energia.
A arquitectura óptima apresenta o menor número possível de níveis de tensão que
garanta níveis de curto-circuito, perdas e quedas de tensão admissíveis.
Conforme exposto atrás, considera-se como mínimo a existência de quatro níveis de
tensão: Tensão da Rede, Tensão de geração, Tensão de alimentação de Auxiliares MT e
Baixa Tensão.
27
Ref.Bibliográfica #9 – Pag. 49 [Nominal System Voltage]
47/87
A Figura 14 ilustra uma proposta de metodologia simplificada para a determinação dos
níveis de tensão, que resulta da análise levada a cabo neste Capitulo.
Figura 14 - Determinação Níveis de tensão - Metodologia simplificada
48/87
6.3 Níveis de Curto-circuito
As redes de Serviços Auxiliares das Centrais Térmicas apresentam valores de correntes
de curto-circuito extremamente elevadas.
Este fenómeno, conforme foi já referido, resulta da presença de numerosas cargas indutivas (motores de elevada potência) bem como da proximidade extrema aos grupos
geradores.
Conforme foi também já evidenciado neste estudo, a importância da definição dos níveis
de curto-circuito é de extrema relevância na definição dos equipamentos que integram a
rede dada a sua relação com os níveis de “robustez” exigidos e, consequentemente, com
o seu custo económico.
De forma a evidenciar esta relação e identificar a forma como este fenómeno influencia o
dimensionamento dos equipamentos, distinguem-se três valores distintos associados à
corrente gerada por um defeito:

Valor da corrente de pico I’’k – 0,01s – corresponde ao valor eficaz da componente alternada simétrica da corrente de curto-circuito. Associada a:

Poderes de fecho de disjuntores;

Robustez electromecânica dos equipamentos, barramentos e isoladores.
Valor Sub-transitório da corrente Ib – 0,05s – corresponde ao desvaneci-

mento do regime sub-transitório dos geradores e atenuação significativa da
contribuição da força electromotriz. Trata-se do valor eficaz da componente
alternada simétrica da corrente de curto-circuito no movimento de separação
dos contactos do aparelho de corte. Associada a:


Poderes de corte de disjuntores.
Valor da corrente de limite térmico Ik – 0,5s – corresponde ao desvanecimento da contribuição da força electromotriz. Trata-se do valor eficaz da corrente de curto-circuito que subsiste quando a corrente de curto-circuito é
amortecida. Associada a:

Capacidade térmica dos equipamentos – permite achar o tempo máximo
de permanência de defeito do ponto de vista dos efeitos térmicos sobre os
equipamentos para parametrização das protecções eléctricas.
49/87
Em termos de estudo das correntes de curto-circuito importa ainda referir a componente
contínua IDC de amplitude inicial A decrescente para zero.
Para o cálculo da corrente de curto-circuito num dado ponto da rede dos serviços auxiliares consideram-se anuladas todas as tensões internas das máquinas síncronas e assíncronas e aplicada nesse ponto uma fonte de tensão equivalente,
em que “c” é
dado pela Tabela IV:
Factor de Tensão “c” para o cálculo de:
Tensão Nominal
Corrente de Curto-circuito Máxima
Corrente de Curto-circuito Mínima
1,00
0,95
1,05
1,00
1,10
1,00
1,10
1,00
CEI 38-Quadro I
230V/400V
Outras tensões BT
CEI 38-Quadro III
>1kV a 35kV
CEI 38-Quadro IV
>35kV a 230kV
Tabela IV – Factores de tensão para o cálculo de correntes de curto-circuito
Conforme foi já referido e evidenciado no Cap.1, o valor da corrente de curto-circuito a
suportar pelos equipamentos é um parâmetro capaz de agravar significativamente o seu
custo.
Torna-se assim economicamente conveniente reduzir o valor deste parâmetro.
Existem diversas formas de limitar as correntes de curto-circuito nas redes MT dos serviços auxiliares, das quais se destacam:

Aumento da tensão de curto-circuito dos Transformadores de Serviços Auxiliares (vide Cap.6.4.3);

Instalação de bobinas limitadoras de corrente de curto-circuito;

Instalação de limitadores-fusíveis na saída dos Transformadores de Serviços
Auxiliares.
Se economicamente a redução dos níveis de curto-circuito na rede dos serviços auxiliares
se apresenta como uma solução vantajosa, tecnicamente existem limitações dado o seu
impacto noutros parâmetros, nomeadamente nas quedas de tensão admissíveis, tema
que será abordado oportunamente neste estudo.
Da mesma forma que os níveis de tensão, os níveis de curto-circuito normalizados repre-
50/87
sentam uma séria restrição ao projecto deste tipo de redes, uma vez que os equipamentos de fabrico standard se encontram disponíveis apenas para esta gama de valores.
Na Tabela V estão apresentados os níveis de curto-circuito característicos dos equipamentos de fabrico standard para diferentes níveis de tensão segundo a norma
[IEC60038].
I’’k [kA]
12.5kA 16kA 20kA 25kA 31.5kA 40kA 50kA 63kA 80kA 100kA
Tabela V – Níveis de curto-circuito segundo a norma IEC 60038
Sem pretender detalhar excessivamente o estudo das correntes de curto-circuito,
apresentam-se, na Tabela VI as fórmulas de cálculo das principais impedâncias
necessárias para a determinação da corrente de curto-circuito em cada ponto da rede de
serviços auxiliares de uma Central Termoeléctrica.
51/87
Expressões de cálculo de algumas impedâncias relevantes:
Aproximações
Serv.Aux. alimentados directamente do
barramento de geração sem transformador
RG=0,05X”d p/alternadores com UrG>1kV e SrG>=100MVA
Z GK  K G  Z G
KG 
 K G RG  jX "d 
Un
C max

U rG 1  x" d .sen rG
RG=0,07X”d p/alternadores com UrG>1kV e SrG<100MVA
RG=0,15X”d p/alternadores com UrG<1kV
Impedância directa e homopolar dos geradores síncronos
consideram-se iguais a ZGK=KG.ZG
Grupo
alternador-transf.
Entre alternador e
Transformador
Barramento consumidores

Z PSU  K PSU  t r  Z G  Z THV
2
2
2
tf 
cmax
U 2 nQ U
cmax
K PSU    
 2  rTLV 2 



t
1

x
"

X

sen

U
1

x
"

rG
U
d
T
rG
d X T   sen rG
 r
r THV

Z GPSU  K GPSU  Z G
K GPSU 
Z TPSU  K TPSU  Z TLV
Motores Assíncronos (2)
C max
K TPSU  C max
1  x" d .sen rG
Motores AT com PrM por par de pólos >=1MW
RM/XM=0,10 com XM=0,995.ZM
Motores AT com PrM por par de pólos <1MW
ZM 
Motores de Conversores Estáticos (2)
1
I LR

I rM
U rM

3  I rM
1
I LR
I rM
U
 rM
S rM
2
RM/XM=0,15 com XM=0,989.ZM
Grupos de Motores BT ligados por cabos
RM/XM=0,42 com XM=0,922.ZM
ILR/IrM=3
RM/XM=0,10 com XM=0,995.ZM
Contribuem para I”k e para a corrente de crista Ip mas não
para Ib
Transf. de Potência
U kr U rT
ZT 

100% S rT
2
Motor equivalente: grupos de motores BT
incluindo os cabos, ligados ao mesmo jogo
de barras (1)
uRr U rT
P
P U

 krT 2  krT 2 rT
100% SrT
3.I rT
SrT
2
RT 
2
XT 
ZT  RT
2
2
IrM=soma das correntes estipuladas de todos os motores
ZM 
1
I LR
I rM

U rM
3  I rM
ILR/IrM=5
RM/XM=0,42
M = 0,05MW (se o valor for desconhecido)
Legenda
cmax – factor de tensão
UrM – tensão estipulada do motor
IrM < corrente estipulada do motor
Ukr – tensão de curto-circuito estipulada
IrT – corrente estipulada do transformador, lado AT ou BT
ILR/IrM – relação entre a corrente com o motor bloqueado e a corrente estipulada do motor
Urr – tensão resistiva estipulada em %
X”d – reactância sub-transitoria do alternador (em fase)
x"d – reactância sub-transitória do alternador reportada à sua impedância estipulada
PrM – potência activa estipuladado motor
PkrT – perdas totais dos enrolamentos do transformador á corrente estipulada
RG – resistência do alternador
x"d=X”d/ZrG… ZrG=UrG2/SrG
XT – reactância do transformador
xT – reactância do transformador de grupo, reportada à sua impedância estipulada
SrG – potência estipulada do gerador
xT=XT/ZrT… ZrT=UrT2/SrT
SrT – potência estipulada do transformador
SrM – potência aparente estipulada do motor S rM=PrM/(r.cosr)
Tr – relação de transformação estipulada correspondente á posição principal
das tomadas do Tr. – tr=UrTHV/UrTLV
ZGK – impedância corrigida do alternador
ZG – impedância do alternador Z G=RG+jX”d
ZT – impedância corrigida do transformador de grupo
ZPSU –impedância corrigida do grupo gerador – transf. reportado ao lado AT
Un – tensão nominal da rede
ZGPSU – impedância corrigida do alternador
UrG – Tensão estipulada do alternador
ZTHV – impedância do transformador de grupo reportada ao lado AT
UrT – tensão estipulada do transformador, lado AT ou BT
UnQ – tensão nominal da rede no ponto Q de conexão com o grupo G-T
UrTLV – tensão estipulada para a BT para a posição principal do Tr.
UrTHV – tensão estipulada para a AT para a posuição principal do Tr.
ZTLV – impedância do transformador reportada ao lado BT
rG – ângulo de fase entre IrG e UrG
r – rendimento do motor
Tabela VI – Formulas de Cálculo – Impedâncias
53/87
6.4 Transformadores
A instalação dos Serviços auxiliares numa Central Termoeléctrica caracteriza-se pela presença de um número considerável de Transformadores.
A quantidade de Transformadores empregue neste tipo de projecto resulta da combinação da necessidade de alimentação de cargas com níveis diferentes de tensão e da
redundância, que exige a existência de múltiplos barramentos e respectivas alimentações
distintas.
Conforme foi já abordado neste estudo, estes equipamentos têm um impacto
significativo, quer do ponto de vista económico, quer do ponto de vista da rede. O
dimensionamento e especificação do transformador a usar em cada ponto da rede bem
com a avaliação do seu impacto na rede em que se insere merece especial atenção.
6.4.1.Impacto na instalação
Sendo a sua principal função a transferência de potência entre barramentos com
níveis de tensão diferentes, os transformadores quando inseridos numa rede como
a dos serviços auxiliares de uma Central Termoeléctrica permitem ainda controlar e
definir algumas grandezas e regimes de funcionamneto, nomeadamente:

Limitação das correntes de curto-circuito – A introdução da impedância
do próprio transformador no ponto da rede onde é instalado permite limitar a
corrente de defeito a jusante. Esta limitação pode eventualmente permitir
dispensar o emprego de outros métodos de limitação de correntes de curtocircuito conseguindo com isso uma mais-valia do ponto de vista técnicoeconómico. O custo evitado com a instalação de outros equipamentos para
este fim deverá ser considerado como na parcela RINDIR (Retorno Indirecto) na
avaliação técnico-económica do instalação do transformador;

Regulação de tensão – Comummente os transformadores permitem, através
de um comutador de tomadas, regular a relação de transformação entre o
enrolamento primário e secundário. Dependendo do tipo de regulador
instalado, esta regulação pode ser realizada em carga ou apenas em vazio.
Este tipo de dispositivo é tipicamente instalado no enrolamento primário
controlando a tensão no enrolamento secundário;

Definição do regime de neutro – Através do grupo de ligações do
transformador e modo de ligação do neutro à terra (isolado, impedante ou
directo). A escolha dos grupos de ligações está também relacionada com
regimes equilibrados/desequilibrados, eliminação de harmónicas e eliminação
de componentes homopolares (vide 6.4.6).
6.4.2.Dimensionamento da Potência Nominal
A flexibilidade e dinâmica próprias da topologia deste tipo de redes conduzem à
necessidade de que (numa contingência) cada transformador de serviços auxiliares
tenha capacidade de alimentar todos os serviços (consumidores) que possam ser
comutados para jusante dele.
Deste facto resulta um necessário sobredimensionamento da potência nominal
destes equipamentos. Consequentemente, em condições normais de exploração, os
transformadores de Serviços Auxiliares funcionam num regime que não se
aproxima da sua potência nominal.
Conforme analisado anteriormente, o custo destes equipamentos é bastante
sensível
ao
aumento
da
potência
nominal
pelo
que
este
tipo
de
sobredimensionamento acarreta sobrecustos importantes no custo inicial do
equipamento.
Além do aumento do custo de investimento inicial, este sobredimensionamento
acarreta ainda uma penalização relevante a ter em conta na avaliação técnica e
económica. Esta penalização resulta do facto do rendimento da máquina ser
comprometido motivado pela exploração longe do seu regime nominal, tema que
será apresentado mais à frente neste estudo (ponto 6.4.5).
O dimensionamento da potência nominal dos transformadores deve assim ser
analisado técnico-economicamente de forma a satisfazer a relação (
)
devendo ser considerada, a título de “Retorno” uma significativa quota-parte de
“Custos de Indisponibilidade” (CINDISP) que são eliminados pela existência de
alternativa na alimentação dos barramentos a jusante. A título de “Custos de
investimento” não só deve ser considerado o valor de aquisição, manutenção e
operação do equipamento mas também as perdas resultantes do decréscimo de
rendimento motivado pela exploração afastada do regime nominal. A valorização
destas perdas poderá ser contabilizada como um Retorno Indirecto negativo (-RIND)
De
salientar
que,
do
ponto
de
vista
técnico-económico,
a
análise
dos
transformadores não pode ser realizada de forma dissociada do investimento em
órgãos de corte e seccionamento indispensáveis à sua exploração.
Ainda acerca do sobredimensionamento da potência nominal dos transformadores
importa referir que além dos motivos associados à garantia de alimentação de
cargas normalmente alimentadas por outros barramentos importa considerar uma
55/87
eventual expansão dos serviços auxiliares a jusante (vide Cap.4).
6.4.3.Tensão de Curto-Circuito
A definição do parâmetro tensão de curto-circuito é de extrema relevância para o
dimensionamento dos transformadores de serviços auxiliares.
É através da definição deste parâmetro que se determina a impedância de curtocircuito do equipamento, relevante para a limitação de corrente de curto-circuito
(vide 6.4.1.Impacto na instalação) e se estabelecem as quedas de tensão a
considerar.
A tensão nominal de curto-circuito UkN (tensão à frequência nominal que deve ser
aplicada no primário para que no secundário fechado em curto-circuito passe a corrente nominal IN) pode ser calculada por28:
Uk N  3  I N  Zk
uk N 
(E. 10)
U kN
100%
UN
(E. 11)
A tensão de curto-circuito não é uma grandeza estática, sendo proporcional à carga
do transformador.
Deve por isso ser tido em conta o regime de carga em que o equipamento será
explorado (em condições normais)29:
u k  u kN 
I
S
 u kN
IN
SN
(E. 12)
Desprezando a impedância da rede a montante, a corrente de curto-circuito
trifásico simétrica pode ser determinada em função da tensão de curto-circuito pela
expressão30:
I "k 
IN
100%
uk
(E. 13)
6.4.4.Corrente de Curto-Circuito
Um dos impactos dos transformadores na rede dos serviços auxiliares, conforme foi
já referido, é a limitação da corrente de curto-circuito a jusante da máquina,
resultante da impedância do próprio transformador.
Sendo o estabelecimento dos níveis de curto-circuito um tema importante neste
tipo de redes, a limitação deste parâmetro pode ser conseguida assim através do
criterioso dimensionamento dos transformadores de forma a garantir níveis de
curto-circuito apropriados a cada barramento conseguindo eventualmente evitar a
28
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.08 Pag.5/6 [Transformadores de Potência – 2.1 Tensão de Curto-Circuito]
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.08 Pag.6 [Transformadores de Potência – 2.1 Tensão de Curto-Circuito]
30
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.08 Pag.7 [Transformadores de Potência – 2.2 Corrente de Curto-Circuito]
29
56/87
instalação de outros equipamentos para este efeito.
Determinada a potência necessária e especificada a tensão de curto-circuito do
transformador, a impedância directa do transformador pode ser obtida a partir dos
valores estipulados ZT = RT+ j.XT 31.
U kr U rT
ZT 

100% S rT
2
(E. 14)
P
P U
u Rr U rT

 krT 2  krT 2 rT
100% S rT
3.I rT
S rT
2
RT 
XT  Z T  RT
2
2
2
(E. 15)
(E. 16)
Onde,
UrT – Tensão estipulada do transformador, lado AT ou BT
IrT – corrente estipulada do transformador, lado AT ou BT
SrT – potência aparente estipulada do transformador
PkrT – perdas totais dos enrolamentos à corrente estipulada
Ukr – tensão de curto-circuito estipulada em %
URr – tensão resistiva estipulada em %
Note-se que para grandes transformadores a resistência é tão pequena que, nos
cálculos da amplitude das correntes de curto-circuito, a impedância pode ser
assimilada à reactância, tornando-se relevante quando se pretende calcular a
corrente de crista Ip ou a componente aperiódica IDC32.
6.4.5.Perdas e Rendimento do Transformador
Relevantes do ponto de vista económico, as perdas no transformador podem ser,
em qualquer regime de carga, dadas por:
PV  P0  a 2  Pk
a
(E. 17)
S
SN
(E. 18)
onde P0 e Pk representam as perdas em vazio e de curto-circuito respectivamente.
As perdas em vazio compreendem as perdas por histerese, as perdas por corrente
de Foucault no ferro e as perdas no dieléctrico, todas elas independentes da
carga33.
As perdas de curto-circuito compreendem as perdas no cobre dos enrolamentos e
as perdas adicionais, variáveis com o quadrado da corrente de carga34.
31
Ref.Bibliográfica
Ref.Bibliográfica
33
Ref.Bibliográfica
34
Ref.Bibliográfica
32
#6
#6
#6
#6
–
–
–
–
I.P17.08
I.P17.08
I.P17.08
I.P17.08
[Transformadores
[Transformadores
[Transformadores
[Transformadores
de
de
de
de
Potência
Potência
Potência
Potência
57/87
–
–
–
–
Impedância Transformador]
Impedância Transformador]
Perdas Transformador]
Perdas Transformador]
Conforme abordado em 6.4.2, o sobredimensionamento da potência nominal do
transformador tem aqui um impacto relevante nas perdas do mesmo, devendo
assim ser um factor a considerar no estudo técnico-económico.
O rendimento  do transformador pode ser assim determinado para qualquer carga
com exactidão suficiente pela expressão35:

P0  a 2 Pk
100% (E. 19)
a  S N  cos  P0
6.4.6.Grupo de Ligações e Regime de Neutro
Sendo
o
estabelecimento
dos
grupos
de
ligações
dos
transformadores
e
determinação do regime de neutro a utilizar em cada ponto da rede um assunto
marginal a este estudo (embora relevante), apresentam-se algumas notas sobre o
assunto.
A escolha do regime de neutro é realizada consoante o ponto da rede dos serviços
auxiliares.
O regime de neutro é definido pela ligação (ou não – regime de neutro isolado) do
neutro dos Transformadores (e/ou) geradores à terra (directamente – regime de
neutro à terra - ou através de uma impedância – reactância e/ou resistência –
regime de neutro impedante).
Como restrições ao projecto apresenta-se apenas o regime de neutro da rede
(ponto de interligação).
O regime imposto pela rede (pela entidade que a explora) deverá ser seguido pelo
painel de chegada de linha da instalação. Desta forma o(s) transformador(es) de
interligação terá(ão) o grupo de ligações e ligação do neutro do enrolamento
primário (caso exista) de acordo com a rede a montante.
Em
arquitecturas
em
que os
auxiliares
são
alimentados
barramento de geração (sem transformador) o seu
directamente
regime
do
é geralmente
impedante, imposto pelas reactâncias/resistências de neutro do gerador.
No caso dos auxiliares alimentados através de um transformador, existe alguma
liberdade de escolha para o regime de neutro a implementar.
35
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.08 [Transformadores de Potência – Rendimento Transformador]
58/87
Nestes casos há que pesar as vantagens apresentadas pelo regime de neutro
isolado, associadas à garantia de continuidade de serviço (numa rede que já
apresenta redundância em termos de arquitectura) versus as características de um
regime de neutro impedante que além de limitar a corrente de defeito, simplifica a
detecção e eliminação selectiva deste tipo de defeito.
No caso particular dos serviços auxiliares de iluminação e tomadas é utilizado o
regime directo à terra por razões que se prendem quer com a simplicidade do sistema, quer com a segurança de pessoas.
O regime de neutro é assim determinado para cada ponto da instalação de acordo
com as particularidades dos seus consumidores.
A título de conclusão e não pretendendo definir um procedimento inflexível para a
determinação do regime a adoptar, apresenta-se na tabela VII alguns critérios que
resultam das notas acima apresentadas:
Regime
Neutro
Interligação
-
Gerador(es)
Neutro
Serviços Auxiliares alimentados
directamente do barramento de geração
impedante
Obs.
Imposto pela rede
Importa detectar
defeitos à terra / protecção dos gerador(es)
Serviços Auxiliares alimentados através
Neutro
Importa garantir a
de Transformador
isolado
continuidade de serviço
Serviços Auxiliares BT
Neutro à terra
iluminação e tomadas
Importa garantir a
segurança de pessoas
Tabela VII – Proposta de critérios para estabelecimento de regimes de neutro
De uma forma simplificada, é possível representar esta proposta de metodologia
para estabelecimento de regimes de neutro para os diversos pontos da rede dos
serviços auxiliares conforme ilustrado na Figura 15.
59/87
Figura 15 – Proposta de metodologia para estabelecimento de regimes de neutro
6.4.7.Transformadores de 3 ou mais enrolamentos
O emprego de transformadores de 3 enrolamentos é por vezes considerado neste
tipo de instalações. O emprego de tal solução apresenta algumas vantagens e
desvantagens. Destacam-se neste estudo as seguintes:

Vantagens

Redução dos Custos de investimento CInvest e operação e manutenção CO&M
(quando comparado com a instalação de 2 transformadores);

Introdução de impedância entre os barramentos secundário e terciário –
poderá representar uma maior valia ao limitar as correntes de curtocircuito entre estes.

Desvantagens

Redundância limitada (devido ao facto de existir um enrolamento primário
60/87
único capaz de comprometer a alimentação de ambos os enrolamentos
secundário e terciário);

Regulação de tensão complexa. Se realizada no primário não permite
regular
as
tensões
nos
enrolamentos
secundário
e
terciário
simultaneamente. Alternativamente podem ser instalados comutadores de
tomadas nos enrolamentos secundário e terciário ou deixando um deles
sem regulação.
No que diz respeito às impedâncias, considerando os três enrolamentos do transformador A, B e C, é possível determiná-las em função da tensão estipulada do
enrolamento A da seguinte forma36:
2
Z AB
U
U
 krAB  rTA (borne C aberto)
100% S rTAB
(E. 20)
2
Z AC 
U krAC U rTA

(borne B aberto)
100% S rTAC
Z AB 
U krBC U rTA

(borne A aberto)
100% S rTBC
(E. 21)
2
(E. 22)
Segundo as formulas:
Z A  1  ( Z AB  Z AC  Z BC
2
Z B  1  ( Z BC  Z AB  Z AC )
2
Z C  1  ( Z AC  Z BC  Z AB )
2
(E. 23)
(E. 24)
(E. 25)
Onde,
UrTA – Tensão estipulada
SrTAB – potência aparente estipulada entre os bornes A e B
SrTAC – potência aparente estipulada entre os bornes A e C
SrTBC – potência aparente estipulada entre os bornes B e C
ukrAB – tensão de curto-circuito estipulada entre os bornes A e B em %
ukrAC – tensão de curto-circuito estipulada entre os bornes A e C em %
6.5 Dimensionamento I’’k vs. ΔVAdimissível
A necessidade de manter as quedas de tensão dentro de níveis admissíveis impostas
pelos equipamentos representa uma restrição que se impõe em todos os pontos da rede
dos serviços auxiliares de uma Central Termoeléctrica.
36
Ref.Bibliográfica #6 – I.P17.08 [Transformadores de Potência – Serviço em paralelo – Associação de
Transformadores]
61/87
O dimensionamento do nível de curto-circuito conforme exposto no capítulo 6.3 está
assim condicionado por esta restrição, tornando-se muitas vezes complexo o ajuste
óptimo destas grandezas.
Tal complexidade torna-se evidente quando se analisa o problema tendo em conta as
seguintes realidades:

Os Serviços Auxiliares da Central estão muito próximos do barramento de
geração, estando assim sujeitos a correntes de curto-circuito muito elevadas;

Os diversos motores de elevada potência presentes neste tipo de Central
contribuem também para elevar o valor de correntes de defeito;

A ocorrência de relevantes quedas de tensão devidas aos arranques (e/ou
acelerações) dos motores de elevada potência, os quais se caracterizam por
correntes de arranque extremamente altas.
Se os dois primeiros pontos nos induzem a limitar a corrente de curto-circuito I’’k
(aumentando a tensão de curto-circuito no transformador a jusante ou recorrendo a
outros equipamentos de limitação de I’’k), já o terceiro ponto sugere que não a devemos
limitar (eventualmente reduzindo o valor da tensão de curto-circuito do transformador a
jusante), de forma a evitar as referidas quedas de tensão.
O desafio reside na identificação de uma gama de valores para a tensão de curto-circuito
Ukr de cada Transformador de Serviços Auxiliares que permita chegar a uma solução de
compromisso.
O equilíbrio deste dimensionamento encontra-se assim no ponto em que a menor
corrente de curto-circuito possível conduz a uma situação em que as quedas de tensão
não ultrapassam os limites admissíveis conforme ilustrado na Figura 15.
Sendo este um tema técnico, note-se que a tensão e corrente de curto-circuito de um
dado ponto da rede são parâmetros de extrema relevância no dimensionamento de
esforços electromecânicos e capacidade térmica de equipamentos, barramentos e
isoladores, bem como no poder de corte e fecho dos órgãos de manobra da rede. Assim,
este é um estudo que deverá também ser encarado do ponto de vista económico dado o
seu possível impacto no custo dos equipamentos envolvidos.
62/87
FIGURA 16– Proposta de metodologia simplificada para estabelecimento de I’’k vs V
Importa relembrar que este dimensionamento está intrinsecamente relacionado com a
escolha dos níveis de tensão (vide Cap. 6.2) bem como a distribuição dos serviços pelos
diferentes barramentos (tema que será tratado com maior detalhe mais à frente neste
estudo) tendo todos estes temas um impacto técnico-económico não desprezável. Desta
forma, a proposta de metodologia acima apresentada deve ser encarada como uma
orientação e não como um método directo de dimensionamento de I’’ k o qual deve ter
em conta todos estes factores.
Além dos métodos referidos anteriormente para limitação de I’’ k (instalação de bobinas
limitadoras,
limitadores
fusíveis
e
dimensionamento
criterioso
de
U kr
dos
transformadores), apresentam-se de seguida algumas alternativas:
6.5.1 Instalação de equipamentos
Instalação de “Arrancadores Suaves” ou “Arrancadores estrela-triângulo” em
motores de elevada potência.
A utilização deste tipo de equipamento permite uma redução drástica no valor das
correntes de arranque dos motores, e consequentemente na corrente de curtocircuito necessária para evitar quedas de tensão relevantes.
63/87
6.5.2 Exploração
É possível estabelecer protocolos de exploração de forma a minimizar o impacto das
correntes de arranque dos grandes motores na rede de serviços auxiliares.
Uma, relacionada com os protocolos de operação já abordados, consiste na inclusão
de um procedimento adicional no protocolo de arranque de qualquer motor de
potência elevada. Este procedimento consiste na subida de uma* tomada do
comutador de tomadas do transformador imediatamente a montante do barramento
onde se encontra o motor que se pretende arrancar, caso este esteja equipado para
tal. No caso de o transformador não ter possibilidade de regulação de tomadas em
carga, a manobra poderá ser efectuada pelo transformador mais próximo que, a
montante, tenha capacidade para tal. A implementação deste tipo de solução implica
a avaliação do impacto desta alteração na restante rede dos serviços auxiliares.
Em termos económicos, se por um lado esta solução pode ser implementada nos
automatismos do sistema de gestão da Central (não agravando substancialmente os
custos de exploração), por outro é necessário contabilizar os custos de manutenção
associados ao número de manobras suplementares dos reguladores de tomadas.
Outra alternativa, embora menos elaborada, é a regulação das tomadas dos
reguladores de tensão (em vazio ou em carga) dos transformadores associados a
barramentos que alimentam cargas de grande potência capazes de causar quedas de
tensão acentuadas para posições que imponham uma tensão superior à nominal.
Note-se que esta alternativa obriga a que a exploração das cargas a jusante seja
feita com uma tensão superior à nominal em regime permanente sendo por isso
necessário garantir que todos os equipamentos alimentados por este barramento se
encontram preparados para funcionar nestas condições.
6.5.3 Distribuição de cargas
A distribuição de cargas pelos barramentos da rede de serviços auxiliares é um tema
complexo.
Do ponto de vista do dimensionamento de I’’k vs VAdmissível é recomendável que as
cargas dos serviços auxiliares sejam distribuídas pelos diversos barramentos de
forma a separar as cargas de grande potência com correntes de arranque/aceleração
relevantes das cargas mais modestas e sensíveis.
Com esta separação pretende-se “isolar” as cargas problemáticas (capazes de gerar
ou várias. A definição do número de tomadas a operar dependerá não só do impacto
que o arranque do motor em questão tem na tensão do barramento, mas também da
percentagem da tensão nominal que cada tomada representa.
*
64/87
perturbações gravosas), “imunizando” as cargas de pequena dimensão.
Esta separação passa assim pela criação de barramentos com níveis de curtocircuitos diferentes, objectivo que pode ser atingido de diversas formas, das quais se
destacam as seguintes propostas:

Alimentação das cargas de potência modesta por transformador
separado com uma tensão de curto-circuito mais elevada, protegendo
estas cargas das perturbações oriundas da rede de cargas de grande
potência. (vide 6.6.2);

Alimentação por transformador com dois secundários, com tensões de
curto-circuito diferentes, impondo correntes de curto-circuito diferentes
a cada barramento;

Introdução de uma bobina limitadora de corrente a montante do
barramento que alimenta as cargas mais sensíveis.
Além do aumento de complexidade da rede, a implementação destas soluções é
penalizada também pelo incremento dos custos económicos envolvidos.
Contudo, os benefícios conseguidos associados à redução dos níveis de curto-circuito
-
possibilidade
de
instalação
de
equipamentos
(Quadros,
Disjuntores,
etc.)
substancialmente menos onerosos nos barramentos das cargas de potência menos
elevada - deverão ser contabilizados (assumidos como um Retorno Indirecto - RIND)
de forma a realizar uma correcta avaliação técnico-económica do investimento neste
tipo de solução.
Conforme exposto existem diferentes formas de abordar o dimensionamento de I’’k
encontrando o compromisso I’’k vs VAdmissíveis.
Dada a complexidade e dimensão destas redes, importa realçar que deve ser considerada
a possibilidade de implementação de soluções “combinadas” de forma adaptada às
particularidades de cada ponto da rede e sempre que a sua avaliação técnico-económica
o justifique.
6.6 Distribuição de Cargas
A
complexidade,
topologia
dinâmica
e
extremamente
ramificada
(vide
Cap.2),
particularidades e condicionantes de cada ponto da rede, assim como as especificações e
requisitos próprios de cada consumidor, fazem da distribuição das cargas (consumidores)
pelos diversos barramentos um tema tão complexo quanto relevante.
As cargas, tipicamente identificadas e caracterizadas numa lista de consumidores (vide
exemplo no Anexo II), devem ser criteriosamente agrupadas e distribuídas pelos
65/87
barramentos da rede dos serviços auxiliares pelos motivos apresentados nos capítulos
anteriores dos quais se destacam:
6.6.1 Controlo dos Níveis Tensão e Curto-Circuito
Os serviços auxiliares das Centrais Termoeléctricas apresentam muitos circuitos
com motores de potência elevada. No arranque, estes motores absorvem correntes
que podem atingir seis vezes37 o valor da sua corrente nominal.
Os efeitos derivados destas correntes elevadas são determinantes para a definição
dos equipamentos, os quais deverão ter robustez suficiente para suportar tais
requisitos.
É desta forma conveniente que este tipo de cargas, de carácter fortemente
indutivo e potência elevada estejam (tanto quanto possível) convenientemente
agrupadas e separadas.
A distribuição das cargas na rede dos serviços auxiliares de uma Central assume
portanto um papel relevante não apenas no dimensionamento das correntes
nominais mas também no dimensionamento das correntes de curto-circuito.
Conforme foi já referido no Cap.6.5, quer por redução das perdas por efeito de
Joule, quer por motivos associados à definição da robustez dos equipamentos, é
conveniente reduzir tanto quanto possível a corrente nominal que transita na rede
de serviços auxiliares bem como o nível de curto-circuito de cada ponto da rede.
É assim importante que a distribuição das cargas seja feita de forma criteriosa,
colocando as cargas mais elevadas (que necessitam de uma maior corrente nominal
e de arranque) em barramentos ajustados aos seus requisitos.
A redução da corrente nominal (e nível de curto-circuito) pode ser conseguida pela
instalação destas cargas em barramentos com um nível de tensão superior,
deixando os níveis de tensão mais baixos para as cargas mais “modestas” e
sensíveis.
Note-se que a aplicação deste critério se encontra condicionada às restrições
técnicas identificadas no Cap.6.2 bem como à gama de tensões disponíveis no
mercado para cada equipamento (consumidor) de fabrico standard.
Na Tabela VIII apresenta-se um exemplo de distribuição das cargas dos serviços
auxiliares de uma Central Termoeléctrica pelos vários níveis de tensão:
37
Ref.Bibliográfica #2 – Pag. 148 [Operating Condictions of auxiliary Switchgear - Electrical duty]
66/87
Tensão
24kV / 15kV / 12kV
6kV / 3kV
690kV
Cargas
Utilização
Ventiladores
Motores de elevada
Bombas
potência
Compressores
Ventiladores
Motores de elevada
Bombas
potência
Compressores
Motores de baixa
Bombas
potência
Compressores
Motores de baixa potência, Ilu-
400V
QGBTs
minação, Climatização, Sistemas
de alimentação CC, outros
Tabela VIII – Exemplo de distribuição de cargas pelos diferentes níveis
de tensão
Importa salientar que o custo de equipamentos de tensões mais elevadas é, de
uma forma geral (conforme evidenciado nos Capítulos 1 e 6.2), superior ao custo
de equipamento equivalente alimentado numa tensão inferior, pelo que o balanço
técnico-económico deverá ser analisado.
Ainda acerca dos critérios de distribuição de cargas pelos níveis de tensão
disponíveis na rede, importa referir o caso particular das cargas de potência
considerável que são instaladas em pontos geograficamente distantes do barramento de geração. Para estas cargas é necessária uma especial atenção
relativamente às perdas por efeito de Joule e/ou às quedas de tensão nos cabos
uma vez que podem tomar valores críticos que justifiquem o estudo de alternativas.
6.6.2 Minimização do impacto das Quedas de Tensão
Conforme exposto no Cap.6.5 importa controlar e garantir que os transitórios picos
de tensão ocorridos no momento do fecho dos disjuntores e/ou arranque de
grandes motores estejam dentro dos valores considerados aceitáveis.
É pois necessário estudar com especial atenção a disposição das cargas que se
destaquem pela sua capacidade de gerar perturbações relevantes.
De acordo com o estabelecido no Cap.6.6.1, estas cargas podem ser alimentadas
através de barramentos separados das cargas mais “sensíveis” ainda que num
mesmo nível de tensão, cuja alimentação poderá ser garantida através de
transformadores (ou enrolamentos) com tensão de curto-circuito Vcc mais limitada
(maior corrente de curto-circuito). As restantes cargas poderão assim ser “isoladas”
67/87
através de barramentos com um nível de curto-circuito limitado por um dos
métodos apresentados no Cap.6.3.
Este tipo de solução acarreta custos económicos consideráveis uma vez que conduz
à criação de barramentos suplementares e instalação de mais órgãos de corte e
seccionamento, o que não só representa um esforço ao nível do investimento inicial
mas também um acréscimo substancial nos custos de manutenção e complexidade
do sistema.
6.6.3 Equilíbrio
Como em qualquer rede MT, também neste tipo de redes deve existir a
preocupação de equilibrar (tanto quanto possível) as cargas quer a nível do
equilíbrio entre fases quer a nível do equilíbrio na sua disposição topológica.
No
caso
particular
em
que
existem
transformadores
de
3
enrolamentos
(tipicamente com regulação de tensão no primário) a importância do equilíbrio
entre as cargas nos dois enrolamentos (secundário e terciário) torna-se bastante
relevante uma vez que não é possível regular a tensão no secundário e terciário
independentemente.
68/87
A título de conclusão, apresenta-se sintetizado na Tabela IX, uma proposta de
metodologia para a distribuição de cargas dos serviços auxiliares.
Potência
Carácter
Indutivo
Arranque
Barramento
Equipada com dispositi-
Tipo II
vos limitadores de cor-
caso se justifique a sua criação
rente de arranque
(Tipo I caso contrário)
Elevada
Tipo I
Não-Indutivo
Arranque directo
Tipo II
caso se justifique a sua criação
(Tipo I caso contrário)
Reduzida
Indutivo
Não-Indutivo
Equipada com dispositi-
Tipo IV
vos limitadores de cor-
ou eventualmente
rente de arranque
Tipo II
Arranque directo
Tipo III
Tipo IV
Barramento tipo I – tensão MT / elevada corrente de curto-circuito
Barramento tipo II – tensão MT / corrente de curto-circuito limitada
Barramento tipo III – tensão BT / elevada corrente de curto-circuito
Barramento Tipo IV – tensão BT / corrente de curto-circuito limitada
Tabela IX – Proposta de metodologia para a distribuição de cargas
Tendo a proposta acima apresentada sido baseada apenas em critérios técnicos, importa
salvaguardar a necessidade da avaliação económica cuja relevância tem sido evidenciada
ao longo deste estudo.
Partindo dos pressupostos estabelecidos na proposta sintetizada na Tabela IX, apresentase esquematicamente na Figura 17 a metodologia de projecto proposta onde se evidencia
a forma como se relacionam os tipos de carga, os níveis de tensão e de curto-circuito.
69/87
Figura 17 - Exemplo de metodologia para distribuição de cargas
Legenda:
A: Avaliação técnico-económica da solução “Instalação de equipamento limitação de
corrente de arranque nesta carga.”
B: Avaliação técnico-económica da solução “Instalação de um barramento deste
tipo”
70/87
7. CONCLUSÕES
Conforme proposto, este estudo focou-se na identificação e caracterização dos parâmetros e principais restrições envolvidas no projecto. Sempre que possível foram
identificadas alternativas e propostas metodologias de projecto visando a optimização da
arquitectura destas redes tão particulares.
Com base em amostragens de valores de compra de equipamentos nos últimos anos em
território nacional, foram estabelecidas expressões capazes de estimar os custos de
aquisição dos principais equipamentos envolvidos na concepção da rede evidenciando a
sua variação com parâmetros relevantes da rede, tornando possível avaliar de forma
aproximada o impacto económico associado à instalação de cada equipamento bem como
o impacto económico causado pela alteração dos parâmetros estudados.
Este tipo de estudo, permitindo aferir custos de uma forma aproximada, pode auxiliar a
realização de simulações e estudos técnico-económicos preliminares.
De forma a sintetizar as principais conclusões do estudo, apresenta-se de seguida um
sumário etápico que pretende descrever o processo de criação de um projecto de
arquitectura da rede de serviços auxiliares de uma Central Termoeléctrica.
Neste sumário encontram-se evidenciadas de forma esquemática os principais intervenientes na elaboração de um projecto de uma rede de serviços auxiliares para uma Central Termoeléctrica, suas relações, dependências e restrições.
71/87
Caracterização do ponto de
1
Restrições externas
Interligação e Geração
Tensão
Nominal
Tensão
Nominal
Numero
Pontos
Interlig.
Scc[MVA]
REDE
ΔV[%]
Reactância
Transitória e
Subtransitória
Numero de
Grupos
GERAÇÃO
Potência
S[MVA]
S[MVA]
Hierarquização de
2
Avaliação e estudo dos Critérios
Critérios
e Filosofias de exploração
Redundância
Restrições
Definição de
Encravamentos
Determinação
Factores
simultaneidade
Filosofia
de
Exploração
Dimensionamento
Geradores
emergência
Dimensionamento
Rectificadores
Dimensionamento
Onduladores
72/87
Listas de ConsuCaracterização das cargas
3
dos serviços auxiliares
midores
Restrições
(Normas e Standards
de fabrico)
4
5
Estudo da possibilidade de expansão da Central e
definição das “margens” a considerar na rede
Definição do tipo de alimentação
da rede de serviços auxiliares
73/87
Expansibilidade
Alimentação
6
Processo de Optimização
Técnico-Económica
Redução do
custo global da
instalação
OBJECTIVO
PROCESSO
Níveis de
Tensão
Distribuição
cargas
Definição
Transformadores
Regime
Neutro
RESTRIÇÕES
“TOOLS”
74/87
ANEXO I – Processos de Geração
TURBINAS A GÁS
4MW a 280MW
TURBINAS A VAPOR
45kW a 1200MW
CICLO COMBINADO
76/87
ANEXO II – Listas de Consumidores (Exemplo)
AREA
Qt.
SERVIÇO
Potência (kW)
Intensidade
Nominal (A)
Tensão(V)
0,18
0,29
400
Potência em
Operação
TURBOGENERADOR TG1
3
ANTI-CONDENSATION HEATERS
TURBOGENERADOR TG1
1
AUXILIARY LUBE OIL PUMP MOTOR
30
48,11
400
TURBOGENERADOR TG1
2
IMMERTION HEATER LUBE OIL TANK
5,6
8,98
400
TURBOGENERADOR TG1
2
TURBINE EXHAUST FRAME COOLING FAN MOTOR
30
48,11
400
60
TURBOGENERADOR TG1
1
AUXILIARY HYDRAULIC SUPPLY PUMP MOTOR
15
24,06
400
15
TURBOGENERADOR TG1
2
LUBE OIL MIST SEPARATOR MOTOR
7,5
12,03
400
7,5
TURBOGENERADOR TG1
1
ACCESSORY COMPARTMENT SPACE HEATER
9
14,43
400
TURBOGENERADOR TG1
1
LOAD COMPARTMENT HEATER
4,5
7,22
400
TURBOGENERADOR TG1
1
TURBINE COMPARTMENT SPACE HEATER
9
14,43
400
TURBOGENERADOR TG1
2
GT ENCLOSURES FAN MOTOR
15
24,06
400
15
TURBOGENERADOR TG1
1
COMPARTMENT AIR INLET HEATER
60
96,23
400
60
TURBOGENERADOR TG1
2
GAS VALVE COMPART. VENTILATION FAN MOTOR
1,5
2,41
400
1,5
TURBOGENERADOR TG1
2
LOAD GEAR COMPART. FAN MOTOR
7,5
12,03
400
7,5
TURBOGENERADOR TG1
2
EXHAUST PLENUM FAN
4
6,42
400
4
TURBOGENERADOR TG1
1
SELF CLEANING FILTER
5
8,02
400
5
TURBOGENERADOR TG1
1
SELF CLEANING FILTER
6
28,99
230
6
TURBOGENERADOR TG1
1
OTHERS
4,5
7,22
400
4,5
TURBOGENERADOR TG1
10
OFF BASE FIN FAN COOLERS
7,5
12,03
400
75
TURBOGENERADOR TG1
1
APU COMPRESSOR MOTOR
30
48,11
400
30
TURBOGENERADOR TG1
1
CONTAINER AIR CONDITIONNER MOTOR
10
16,04
400
10
TURBOGENERADOR TG1
1
CO2 HEATER
5
8,02
400
5
TURBOGENERADOR TG1
1
MCC SUBDISTRIBUTION
40
64,15
400
40
TURBOGENERADOR TG1
1
BATTERY CHARGER
13,5
21,65
400
13,5
TURBOGENERADOR TG1
1
BATTERY CHARGER
13,5
21,65
400
TURBOGENERADOR TG1
1
TCC AIR CONDITIONNING
10
16,04
400
TURBOGENERADOR TG1
1
TCC AIR CONDITIONNING
10
16,04
400
TURBOGENERADOR TG1
1
EXCITATION TRANSFORMER (BRUSHLESS GENER.)
5
8,02
400
10
5
\TURBOGENERADOR TG1
1
SPACE HEATER GENERATOR COMPARTMENT
4,5
7,22
400
CALDERA GRUPO 1
2
1
1,60
400
1
2
BOMBA DE DOSIFICACIÓN DE SECUESTRANTE DE
O2
BOMBA DE DOSIFICACIÓN DE FOSFATO
CALDERA GRUPO 1
1
1,60
400
1
CALDERA GRUPO 1
2
BOMBA GRUPO HIDRAULICO
15
24,06
400
15
CALDERA GRUPO 1
1
MOTOR GUILLOTINA CALDERA
1,5
2,41
400
1,5
CALDERA GRUPO 1
4
VALVULAS MOTORIZADAS DRENAJES SOBRECALENTADORES
0,2
0,32
400
CALDERA GRUPO 1
2
VENTILADOR AIRE DE SELLADO
22
35,28
400
22
CALDERA GRUPO 1
2
VENTILADOR REFRIGERACION DETECTOR LLAMA Y
MIRILLAS
5,5
8,82
400
5,5
CALDERA GRUPO 1
1
VALVULA MOTORIZADA LINEA DE VAPOR
5,5
8,82
400
5,5
CALDERA GRUPO 1
1
VALVULA MOTORIZADA DRENAJES LINEA DE VAPOR
0,2
0,32
400
0,2
CALDERA GRUPO 1
1
VALVULA MOTORIZADA ESTACION CONTROL DE AGUA
2,5
4,01
400
2,5
CALDERA GRUPO 1
1
VALVULA MOTORIZADA VENTEOS CALDERIN
0,2
0,32
400
0,2
CALDERA GRUPO 1
1
VALVULA MOTORIZADA VENTEOS LINEA DE VAPOR
0,2
0,32
400
0,2
CALDERA GRUPO 1
1
COMPUERTAS DEL VENTILADOR
1
1,60
400
1
CALDERA GRUPO 1
2
AGITADOR ALIMENTACIÓN QUÍMICA
0,5
0,80
400
0,5
AGUA BRUTA GRUPO 1
1
BOMBA AGUA BRUTA (RW)
20
32,08
400
20
SISTEMA DE AIRE COMPRIMIDO GRUPO 1
1
COMPRESORES DE AIRE
45
72,17
400
45
AIRE GRUPO 1
1
SECADORES DE AIRE
0,5
0,80
400
0,5
CALDERA GRUPO 1
1
POLIPASTO CALDERA
10
16,04
400
GRUPO 1
1
BOMBA FOSO AGUAS ACEITOSAS
2,2
3,53
400
GRUPO 1
1
BOMBA FDSO AGUAS QUIMICAS
2,2
3,53
400
TURBOGENERADOR TG2
3
ANTI-CONDENSATION HEATERS
0,18
0,29
400
TURBOGENERADOR TG2
1
AUXILIARY LUBE OIL PUMP MOTOR
30
48,11
400
TURBOGENERADOR TG2
2
IMMERTION HEATER LUBE OIL TANK
5,6
8,98
400
TURBOGENERADOR TG2
2
TURBINE EXHAUST FRAME COOLING FAN MOTOR
30
48,11
400
60
TURBOGENERADOR TG2
1
AUXILIARY HYDRAULIC SUPPLY PUMP MOTOR
15
24,06
400
15
TURBOGENERADOR TG2
2
LUBE OIL MIST SEPARATOR MOTOR
7,5
12,03
400
7,5
78/87
TURBOGENERADOR TG2
1
ACCESSORY COMPARTMENT SPACE HEATER
9
14,43
400
TURBOGENERADOR TG2
1
LOAD COMPARTMENT HEATER
4,5
7,22
400
TURBOGENERADOR TG2
1
TURBOGENERADOR TG2
2
TURBINE COMPARTMENT SPACE HEATER
9
14,43
400
GT ENCLOSURES FAN MOTOR
15
24,06
400
15
TURBOGENERADOR TG2
1
COMPARTMENT AIR INLET HEATER
60
96,23
400
60
TURBOGENERADOR TG2
2
GAS VALVE COMPART. VENTILATION FAN MOTOR
1,5
2,41
400
1,5
TURBOGENERADOR TG2
2
LOAD GEAR COMPART. FAN MOTOR
7,5
12,03
400
7,5
TURBOGENERADOR TG2
2
EXHAUST PLENUM FAN
4
6,42
400
4
TURBOGENERADOR TG2
1
SELF CLEANING FILTER
5
8,02
400
5
TURBOGENERADOR TG2
1
SELF CLEANING FILTER
5
24,15
230
5
TURBOGENERADOR TG2
1
OTHERS
4,5
7,22
400
4,5
TURBOGENERADOR TG2
10
OFF BASE FIN FAN COOLERS
7,5
12,03
400
75
TURBOGENERADOR TG2
1
APU COMPRESSOR MOTOR
30
48,11
400
30
TURBOGENERADOR TG2
1
CONTAINER AIR CONDITIONNER MOTOR
10
16,04
400
10
TURBOGENERADOR TG2
1
CO2 HEATER
5
8,02
400
5
TURBOGENERADOR TG2
1
MCC SUBDISTRIBUTION
40
64,15
400
40
TURBOGENERADOR TG2
1
BATTERY CHARGER
13,5
21,65
400
13,5
TURBOGENERADOR TG2
1
BATTERY CHARGER
13,5
21,65
400
TURBOGENERADOR TG2
1
TCC AIR CONDITIONNING
10
16,04
400
TURBOGENERADOR TG2
1
TCC AIR CONDITIONNING
10
16,04
400
TURBOGENERADOR TG2
1
EXCITATION TRANSFORMER (BRUSHLESS GENER.)
5
8,02
400
TURBOGENERADOR TG2
1
SPACE HEATER GENERATOR COMPARTMENT
4,5
7,22
400
CALDERA GRUPO 2
2
1
1,60
400
1
CALDERA GRUPO 2
2
BOMBA DE DOSIFICACIÓN DE SECUESTRANTE DE
O2
BOMBA DE DOSIFICACIÓN DE FOSFATO
1
1,60
400
1
CALDERA GRUPO 2
2
BOMBA GRUPO HIDRAULICO
15
24,06
400
15
CALDERA GRUPO 2
1
MOTOR GUILLOTINA CALDERA
1,5
2,41
400
1,5
CALDERA GRUPO 2
4
VALVULAS MOTORIZADAS DRENAJES SOBRECALENTADORES
0,2
0,32
400
CALDERA GRUPO 2
2
VENTILADOR AIRE DE SELLADO
22
35,28
400
79/87
10
5
22
CALDERA GRUPO 2
2
VENTILADOR REFRIGERACION DETECTOR LLAMA Y
MIRILLAS
5,5
8,82
400
5,5
CALDERA GRUPO 2
1
VALVULA MOTORIZADA LINEA DE VAPOR
5,5
8,82
400
5,5
CALDERA GRUPO 2
1
VALVULA MOTORIZADA DRENAJES LINEA DE VAPOR
0,2
0,32
400
0,2
CALDERA GRUPO 2
1
VALVULA MOTORIZADA ESTACION CONTROL DE AGUA
2,5
4,01
400
2,5
CALDERA GRUPO 2
1
VALVULA MOTORIZADA VENTEOS CALDERIN
0,2
0,32
400
0,2
CALDERA GRUPO 2
1
VALVULA MOTORIZADA VENTEOS LINEA DE VAPOR
0,2
0,32
400
0,2
CALDERA GRUPO 2
1
COMPUERTAS DEL VENTILADOR
1
1,60
400
1
CALDERA GRUPO 2
2
AGITADOR ALIMENTACIÓN QUÍMICA
0,5
0,80
400
0,5
AGUA BRUTA GRUPO 2
1
BOMBAS AGUA BRUTA (RW)
20
32,08
400
SISTEMA DE AIRE COMPRIMIDO GRUPO 2
1
COMPRESORES DE AIRE
45
72,17
400
AIRE GRUPO 2
1
SECADORES DE AIRE
0,5
0,80
400
CALDERA GRUPO 2
1
POLIPASTO CALDERA
10
16,04
400
GRUPO 2
1
BOMBA FOSO AGUAS ACEITOSAS
2,2
3,53
400
GRUPO 2
1
BOMBA FDSO AGUAS QUIMICAS
2,2
3,53
400
Tabela VIII – Lista de Consumidores (CCM’s 400V) de uma Central com 2 Grupos Geradores
AREA
Qt.
SERVIÇO
Potência
(kW)
Intensidade
Nominal (A)
Tensão
(V)
EDIFICIO SUBESTACION
1
LLEGADA SECUNDARIO TRAFO TS1
3150
606,24
3000
TURBOGENERADOR 1
1
MOTOR ARRANQUE GENERADOR 1
450
108,26
3000
CALDERA 1
1
MOTOR VENTILADOR AIRE FRESCO CALDERA 1
500
106,92
3000
EDIFICIO SUBESTACION
1
TRANSFORMADOR SERVICIOS AUXILIARES TSA1
1600
307,93
3000
EDIFICIO SUBESTACION
1
RESERVA
-
630,00
3000
EDIFICIO SUBESTACION
1
LLEGADA SECUNDARIO TRAFO TS2
3150
606,24
3000
TURBOGENERADOR 2
1
MOTOR ARRANQUE GENERADOR 2
450
108,26
3000
CALDERA 2
1
MOTOR VENTILADOR AIRE FRESCO CALDERA 2
500
106,92
3000
EDIFICIO SUBESTACION
1
TRANSFORMADOR SERVICIOS AUXILIARES TSA2
1600
307,93
3000
EDIFICIO SUBESTACION
1
RESERVA
-
630,00
3000
Tabela IX – Lista de Consumidores (3kV) de uma Central com 2 Grupos Geradores
80/87
AREA
Qt.
SERVIÇO
Potência
(kW)
Intensidade
Nominal (A)
Tensão
(V)
SUBESTACION
1
LLEGADA SECUNDARIO TRAFO TSA1
1600
2309,40
400
TURBOGENERADOR 1
1
CCM TG1
380
609,43
400
SUBESTACION
1
CCM CALDERA GRUPO 1
155
248,58
400
TURBOGENERADOR 2
1
CCM TG2
380
609,43
400
SUBESTACION
1
CCM CALDERA GRUPO 2
155
248,58
400
SUBESTACION
1
SISTEMA 1 (125 V CC)
50
80,19
400
SUBESTACION
1
PANEL ALUMBRADO Y SERVICIOS GRUPO 1
100
160,38
400
TURBOGENERADOR
TG1/2
ERM TG1/2
1
WATER WASH SKID TG1/2
50
80,19
400
1
ESTACION DE REGULACION Y MEDIDA GAS NATURAL
10
14,43
400
SUBESTACION
1
SISTEMA 1 (230 V CA ININTERRUMPIDA)
30
48,11
400
SUBESTACION
1
LLEGADA SECUNDARIO TRAFO TSA2
1600
2309,40
400
TURBOGENERADOR 2
1
CCM TG2
380
609,43
400
SUBESTACION
1
CCM CALDERA GRUPO 1
155
248,58
400
TURBOGENERADOR 2
1
CCM TG1
380
609,43
400
SUBESTACION
1
CCM CALDERA GRUPO 2
155
248,58
400
SUBESTACION
1
SISTEMA 2 (125 V CC)
50
80,19
400
SUBESTACION
1
PANEL ALUMBRADO Y SERVICIOS GRUPO 2
100
160,38
400
SUBESTACION
1
SISTEMA 2 (230 V CA ININTERRUMPIDA)
30
48,11
400
Tabela X – Lista de Consumidores (QGBT 400V) de uma Central com 2 Grupos Geradores
Qt.
SERVIÇO
Potência
(kW)
Intensidade
Nominal (A)
Tensão
(V)
47500
2285,41
15000
NOTAS
1
INTERRUPTOR GENERADOR G1
1
TRANSFORMADOR SECUNDARIO TS1
3150
121,25
15000
POTENCIA EN kVA
1
TRANSFORMADOR PRINCIPAL TP1
63000
2424,94
15000
POTENCIA EN kVA
1
INTERRUPTOR GENERADOR G2
47500
2285,41
15000
1
TRANSFORMADOR SECUNDARIO TS2
3150
121,25
15000
POTENCIA EN kVA
1
TRANSFORMADOR PRINCIPAL TP2
63000
2424,94
15000
POTENCIA EN kVA
Tabela XI – Lista de Consumidores (15kV) de uma Central com 2 Grupos Geradores
81/87
ANEXO III - Equipamentos de fabrico standard (Exemplos)
Disjuntores
Tensão
Corrente
Poder de Corte
Nominal
Nominal
[kV]
[A]
AT/MT
Poder de fecho
Duração Nominal
em Curto-Cir-
em
do Curto-Circuito
cuito
Curto-Circuito
[s]
[kA]
[kA]
12
630 a 2500
16 a 25
17,5
630 a 2500
16 a 25
2.5 x
24
630 a 2500
16 a 25
Poder de Corte
36
630 a 2500
16 a 25
Até 2000
31,5
80
Até 3150
40
100
42,5
72,5
SF6
100
3
145
170
245
50
300
40
362
420
149
4000
63
550
170
800
630
1250
12
1600
16/25/31,5/40
2.5 x
Poder de Corte
2000
2500
3150
16/25/31,5
2.5 x
Poder de Corte
630
1250
Vácuo
17,5
1600
16/25/31,5/40
2.5 x
Poder de Corte
2000
2500
3150
16/25/31,5
630
1250
24
1600
2000
16/25/31,5
2.5 x
Poder de Corte
2500
3150
Tabela II – Características típicas de disjuntores AT/MT
3
Interruptores
Tensão
Corrente
Corrente de
Poder de
Corte de cabos
MT
Nominal
Nominal
curta duração 3s
fecho
em vazio
kV
A
kA
kA
A
16
40
25
12,5
31,5
10
12
17,5
200 a 400
24
36
Tabela III – Características típicas de interruptores MT
Intensidade Admissível
Tensão Nominal
kV RMS
Seccionadores
De curta duração
Pico
kArms
Apeak
Até 40
Até 100
Até 63
Até 160
de Terra
Movimento
Simples
64;72,5;100;123;
Ou
145:170;245;300;
Duplo
362;420;550
Tabela IV – Características típicas de seccionadores de terra
Seccionadores
de
Linha
Tensão Nominal
kV RMS
Intensidade
Nominal
De curta duração
Pico
A
kArms
Apeak
31,5
80
Até 40
Até 100
24
36
Intensidade Admissível
Até 3150
52
72,5
100
123
Horizontal
145
170
Até 3150
245
Até 4000
300
Até 6000
Até 40
Até 63
Até 100
Até 80
Até 125
362
420
550
800
Até 4000
72,2
Até 1250
Pantógrafo
Até 2000
170
Até 2500
83/87
Até 63
Até 40
Até 50
Até 100
Até 100
Até 3150
245
Até 125
362
Até 4000
420
Até 2000
550
52
Até 100
Até 125
Até 63
Até 160
Até 1250
Até 40
Até 100
Até 3150
Até 50
Até 125
Até 4000
Até 75kA
Até 125
Até 4000
36
Até 160
Até 40
Até 2500
800
Até 63
72,5
100
123
Verticais
145
170
245
420
550
Tabela V – Características típicas de seccionadores de linha
Quadros
MT
Tensão
Corrente Nomi-
Corrente de
Nominal
nal
curta duração
kV
A
kA
400
12
Standard
17,5
24
36
630
50
1250
40
1600
25
2000
20
2500
16
3000
50
12
GIS
400
17,5
630
24
40
25
20
16
Tabela VI
Características típicas de Quadro MT
84/87
Quadros
Tensão Nominal
Corrente Nominal
Corrente de Curto-circuito
BT
Vac
A
kA
16
25
16/25/40/63/100
240/415
500/690
125/160/250/400/630
800/1000/1250/1600
2000/2500/3000
4000/5000
36
40
50
65
70
100
Tabela VII – Características típicas de Quadros BT
A compilação apresentada foi baseada em informações recolhidas em catálogos de alguns
fabricantes de referência38 visando apresentar uma noção da disponibilidade de equipamentos de fabrico standard.
38
Ref.Bibliográfica #8 – Catalogos [Efacec, Siemens, ABB, Areva, Telemechanique]
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ANEXO IV – Cálculo Económico do Transformador (Exemplo
sucinto)
Numa instalação como uma Central Termoeléctrica, o cálculo económico de um
transformador passa pela necessidade de considerar não só o custo inicial de cada uma
das soluções em estudo, mas também a incidência das perdas no ferro e no cobre nas
despesas anuais.
Esta análise é feita com base no diagrama de carga correspondente ao funcionamento do
transformador (ou considerando uma carga constante – factor de carga k) durante um
período de t horas por ano.
Impõe-se que a amortização do capital investido se realize num prazo inferior à vida do
transformador pelo que se toma um prazo de 20 anos ou inferior.
Considerando duas soluções possíveis A e B para duas arquitecturas em estudo,
A anuidade de amortização do capital investido:
r  1  r 
(E. 26)
1  r n  1
n
aA  CA 
r  1  r 
( E. 27)
1  r n  1
n
aB  CB 
A anuidade devida às perdas no ferro:
c  t  Po  A (E. 28)
c  t  Po B (E. 29)
A anuidade devida às perdas no cobre:
c  t  k 2  Pk  A (E. 30)
c  t  k 2  Pk B (E. 31)
A solução economicamente mais favorável é aquela que conduz à menor anuidade
global.
(Po)A,B – perdas no ferro em kW do TP da solução A,B
(Pk)A,B – perdas no cobre nominais em kW do TP da solução A,B
CA,B – custo de aquisição do TP da solução A,B
r – taxa de juro do capital invertido tendo em conta as bonificações e deduzidas as eventuais despesas
c – custo kWh em AT
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] An Expert system for the design of a power plant electrical auxiliary system – Hans B. Plittgen,
John F. Jansen
[2] High-Voltage auxiliary switchgear for power stations – W.D. Goodwin
[3] Refurbishment of power station auxiliary switchgear – D. Cockburn
[4] Auxiliaries Power Supply for generating stations – Experience and practice adopted by various
utilities in the countries represented by the members of Study Committee 23 – Y.Enault, G.Pisanti,
E.Thuries
[5] Essential AC supplies for power stations – G.Straub, P.B.Schindler, J.Taylor
[6] Instruções de Projecto – EFACEC Engenharia - Normas CEI 60909-1; CEI 865-1; CEI 865-2; CEI
76 1/5; CEI 606; CEI 726
[7] Centrais Termoeléctricas – EDP – DOPR Produção Térmica
[8] Documentação Técnica
GE Energy – Generator Products
Catálogos Equipamento – Telemechanique
Catálogos Equipamento EFACEC AMT
Catálogos Equipamento SIEMENS
Catálogos Equipamento AREVA T&D
[9] IEEE Design Guide for electrical power Service for Generating Stations
[10] ABB Switchgear Manual 10th Edition
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