UFC - Universidade Federal do Ceará Centro de Tecnologia Curso … FALCHI TEIXEIRA... · 2015. 2. 7. · Diego Falchi Teixeira Barros ANÁLISE DA VIABILIDADE FINANCEIRA DA UTILIZAÇÃO

Universidade Federal do Ceará

Centro de Tecnologia

Curso de Graduação em Engenharia Elétrica

ANÁLISE DA VIABILIDADE FINANCEIRA DA UTILIZAÇÃO DE

TRANSFORMADORES DE NÚCLEO AMORFO

ESTUDO DE CASO APLICADO AO PROJETO DE SUBESTAÇÃO

AÉREA DE 75 KVA

Diego Falchi Teixeira Barros

Fortaleza

Junho de 2011

ii

Diego Falchi Teixeira Barros

ANÁLISE DA VIABILIDADE FINANCEIRA DA UTILIZAÇÃO DE

TRANSFORMADORES DE NÚCLEO AMORFO – ESTUDO DE CASO

APLICADO AO PROJETO DE SUBESTAÇÃO AÉREA DE 75 KVA

Monografia submetida à Universidade Federal

do Ceará como parte dos requisitos para

obtenção do título de Graduado em Engenharia

Elétrica.

Orientador: Prof. MSc. Carlos Gustavo Castelo

Branco.

Fortaleza

Junho de 2011

iii

iv

Aos meus avós, Matuzalém (in

memoriam) e Aparecida que foram os

maiores incentivadores para que essa

caminhada tivesse um final feliz.

v

AGRADECIMENTOS

Como todo fechamento de ciclo, este trabalho encerra uma fase essencial da minha

vida acadêmica, profissional e pessoal. Da mesma forma, como em qualquer outra fase, não

há como não agradecer a pessoas tão importantes, cujo apoio me foi fundamental para estar

onde estou.

Inicialmente, agradeço aos meus pais, Moura e Inácia, por todo o apoio que, muitas

vezes, vinha recheado de críticas (oportunas ou não!), mas que sem dúvida me ajudaram a

crescer como pessoa e profissional.

Ao meu irmão e sempre companheiro, Diogo, pelas risadas que me proporcionou,

mesmo nos momentos de raiva e decepção.

À minha namorada, Luciana, pelo incentivo inicial que me levou a ingressar na UFC,

pela companhia ao longo do trajeto “Campus do Pici – UNIFOR”, bem como pelo carinho e

compreensão durante toda a graduação, sem os quais não teria alcançado essa tão difícil

conquista.

Aos professores do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Ceará

pelo ensino técnico de qualidade e pelos ensinamentos de vida passados durante as aulas,

durante o trabalho e durante os momentos de descontração. Em especial, cito o professor

Carlos Gustavo Castelo Branco, pela orientação e pelos puxões de orelha dedicados ao

desenvolvimento deste trabalho.

Aos muitos colegas e amigos da graduação que fiz durante esses anos no ambiente

acadêmico.

Às empresas: CEMEC, em nome do amigo Derblaz; Vijai Elétrica do Brasil, em nome

de Darci Araújo, pela colaboração na elaboração deste trabalho.

À empresa FAE Tecnologia, em especial ao Eng. Sérgio Leal, meu primeiro chefe,

que me ajudou a aprender a melhor maneira de tratar com os clientes, sempre disposto a

incentivar e parabenizar quando necessário; à Engª. Fabiana Drummond que sempre me deu

forças dentro da empresa ao me conceder grandes responsabilidades e me ajudou a tomar

decisões difíceis em momentos críticos; e ao Sr. Renzo Sudário que mesmo sendo diretor

executivo da empresa, não tratava diferente, e sempre apoiava nos trabalhos executados.

Lembro, ainda, algumas outras pessoas que participaram do convívio diário, praticamente

desde quando entrei até minha saída, sempre com bom humor: Geilza, Carlos Ponte, André,

E. Soares, Natália, Raymond e Paulo.

A todos, o meu mais sincero: Muito Obrigado!

vi

Barros, D. F. T. “Análise da viabilidade financeira da utilização de transformadores de núcleo

amorfo - Estudo de caso aplicado ao projeto de subestação aérea de 75 kVA”, Universidade

Federal do Ceará – UFC, 2011, 50 p

A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL - tem direcionado grandes esforços para o

estabelecimento de metas junto às concessionárias no que diz respeito à conservação de

energia elétrica, de forma que o crescimento da matriz energética acompanhe o crescimento

da economia do Brasil. Desta maneira, as concessionárias buscam cada vez mais encontrar

meios que possibilitem a diminuição de perdas no que se refere a distribuição de energia. Os

transformadores eficientes consistem em uma alternativa concreta para viabilizar isso.

Essa monografia traz uma análise técnica dos TDMAs - transformadores de distribuição com

núcleo de metal amorfo, em comparação aos transformadores convencionais, chegando a ter

as perdas operando em vazio até 80% menores, com valores baseados da Norma Brasileira

5440, menores correntes de excitação (da ordem de 60% inferiores) e uma diminuição de 15%

na temperatura do núcleo; e uma análise financeira, que por mais que o TDMA tenha um

preço maior que o convencional, essa diferença acaba sendo compensada pela redução nas

perdas.

Palavras-Chave: Conservação de Energia, Transformadores, Núcleo Amorfo.

vii

Barros, D. F. T. “Analysis of the financial viability of the use of amorphous core transformers

- A case study applied to the project of a 75 kVA pole mounted transformer”, Universidade

Federal do Ceará – UFC, 2011, 50 p

The Electric Energy National Agency has directed great efforts to the establishment of goals

for the utilities to obey in regarding of the energy conservation, in the way that the growth of

the energy matrix to follow the growth of Brazil's economy. In that way, the utilities have

been searching for solutions that allow the decrease of losses on the energy distribution. The

efficient processors consist in a concrete alternative to enable that.

This monograph provides a technical analysis of TDMAs - distribution transformers with

amorphous metal core, compared to conventional transformers, have no load operating losses

80% lower, with values based on the Brazilian Standard 5440, under current excitation

(around 60% lower) and a 15% decrease in core temperature, and a financial analysis that

even though TDMA has a higher price than conventional, finishes being compensated for the

reduction in the losses.

Key-Words: Energy Conservation, Transformer, Amorphous Core.

viii

SUMÁRIO

CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO GERAL ........................................................................................................ 11

1.1 INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 11

CAPÍTULO 2 – ANÁLISE DO MATERIAL MAGNÉTICO DOS TRAN SFORMADORES..................... 14

2.1 INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 14 2.2 MATERIAIS DO NÚCLEO...................................................................................................................... 14 2.3 PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE O AÇO SILÍCIO E O METAL AMORFO.................................................... 19 2.4 INTERAÇÕES COM O MEIO AMBIENTE.................................................................................................. 22 2.5 CONCLUSÃO DO CAPÍTULO.................................................................................................................. 24

CAPÍTULO 3 – APLICAÇÃO DOS TDMAS NO MUNDO E NO BRAS IL.................................................25

3.1 NO MUNDO ......................................................................................................................................... 25 3.2 NO BRASIL .......................................................................................................................................... 26 3.3 PANORAMA ATUAL .............................................................................................................................. 32 3.4 PANORAMA FUTURO........................................................................................................................... 33 3.5 CONCLUSÃO DO CAPÍTULO.................................................................................................................. 34

CAPÍTULO 4 – VIABILIDADE ECONÔMICA ................. ............................................................................ 35

4.1 INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 35 4.2 METODOLOGIA UTILIZADA NA ANÁLISE .............................................................................................. 35 4.3 CÁLCULO DOS SOBRECUSTOS ADMISSÍVEIS PARA OS TRANSFORMADORES AMORFOS (∆C):................ 42 4.4 INFLUÊNCIA DO FATOR DE CARGA NO SOBRECUSTO ADMISSÍVEL ...................................................... 44 4.5 IMPACTO DA DIFERENÇA DE PREÇOS ENTRE OS TRANSFORMADORES...................................................45 4.6 CONCLUSÃO DO CAPÍTULO.................................................................................................................. 46

CAPÍTULO 5 - CONCLUSÃO .......................................................................................................................... 47

5.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS ..................................................................................................................... 47 5.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS............................................................................................ 48

REFERÊNCIAS .................................................................................................................................................. 49

ix

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 – Perdas de energia elétrica na transmissão e distribuição .....................................11

Figura 1.2 – Imagens de infravermelho de núcleos de a) metal amorfo b) Aço Silício...........12

Figura 2.1 – Processo de fabricação do metal amorfo..............................................................15

Figura 2.2 - Características de magnetização da liga amorfa do aço silício.............................20

Figura 2.3 – Ciclo de histerese da liga amorfa e do aço silício(CGO).....................................20

Figura 3.1 – Transformador de núcleo amorfo abrigado experimental fabricado pela General Electric......................................................................................................................................25

Figura 3.2 – Transformador de núcleo amorfo aéreo experimental fabricado pela Westinghouse Electric ..............................................................................................................26

Figura 3.3 - Pré-protótipo de transformador monofásico com núcleo de liga amorfa: 100VA, 220V/110V, 60 Hz....................................................................................................................27

Figura 3.4 – Transformadores MRT no ambiente da fábrica, antes da realização dos ensaios de rotina ....................................................................................................................................29

Figura 3.5 – Perdas no núcleo de transformadores com núcleo de liga amorfa e de transformadores com núcleo de FeSi GO convencional ..........................................................30

Figura 3.6 – Transformador com buchas de baixa tensão em curto-circuito ...........................31

Figura 4.1 – Diagrama unifilar da subestação aérea 75 kVA utilizada para o estudo de caso.35

Figura 4.2 – Exemplo de curva de carga ..................................................................................41

x

LISTA DE TABELAS

Tabela 1.1 – Comparativo de perdas por potência entre transformadores de metal amorfo e aço silício..................................................................................................................................13

Tabela 2.1 – Desenvolvimento das ligas amorfas para núcleos de transformadores [3]..........17

Tabela 2.2 – Tendência de redução das perdas nos núcleos de material amorfo. ....................18

Tabela 2.3 – Comparação de perdas em transformadores de distribuição trifásicos, em função do material do núcleo ...............................................................................................................19

Tabela 2.4 – Comparação de perdas em transformadores de distribuição monofásicos, em função do material do núcleo ...................................................................................................19 Tabela 2.5 – Benefícios potenciais da utilização de TDMAs ..................................................23

Tabela 3.1 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo ..........................26

Tabela 3.2 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo, classe 15kV.....28

Tabela 3.3 – Ensaios de transformadores com núcleo de metal amorfo pelo CEPEL .............28

Tabela 3.4 – Comparativo de perdas e corrente de excitação entre transformadores monofásicos com tensões máximas de 24,2kV e 36,2kV [16].................................................30

Tabela 3.5 – Comparativo obtido através dos ensaios de curto-circuito para os transformadores monofásicos com tensões máximas de 24,2kV e 36,2kV..............................31

Tabela 4.1 – Características do transformador adotado ...........................................................34

Tabela 4.2 – Tarifa horosazonal verde para clientes da categoria A4 – 13,8kV abril/2011.....39

Tabela 4.3–Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,15 e 0,20.39

Tabela 4.4 – Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,17.........39

Tabela 4.5 – Parâmetros para determinação de EE e de RDP..................................................40

Tabela 4.6 – Cálculo do Benefício (B) .....................................................................................41

Tabela 4.7 – Cálculo do sobrepreço do transformador.............................................................43

Tabela 4.8 – Cálculo de sobrecusto dos transformadores em função do fator de carga [1] .....44

Tabela 4.9 – Preços dos transformadores em abril de 2011 .....................................................44

CAPÍTULO 1

1 INTRODUÇÃO GERAL

1.1 Introdução

No sistema elétrico, o transformador é um equipamento de extrema importância,

utilizado para viabilizar a transmissão de energia em alta tensão. Dessa maneira, o

transformador se faz presente na geração, elevando a tensão acima de 69kV, baixando esse

nível quando a energia chega às subestações de grandes consumidores (redes de distribuição)

para valores normalmente na faixa de 13,8kV e 23kV (Brasil), além das subestações de

interligação para equiparar os níveis de tensão, quando se tem uma variação de linhas de

transmissão, como no Sistema Interligado Nacional[9].

A eficiência do transformador está diretamente ligada à sua perda técnica. Essa perda é

responsável por aproximadamente um terço das perdas totais de transmissão e distribuição na

Europa. Na Figura 1.1, podemos observar as perdas totais em transmissão e distribuição pelo

mundo. São áreas de atuação de engenheiros eletricistas e de materiais, pesquisas para a

diminuição dessas perdas, o que resulta no aumento da vida útil técnica e no custo de

operação.

Figura 1.1 – Perdas de energia elétrica na transmissão e distribuição[11].

Introdução Geral 12

Porém, não necessariamente quando se aumenta a vida útil técnica com o aumento da

eficiência do transformador, resulta no aumento da sua vida útil econômica, pois para se

aumentar a eficiência deve-se utilizar materiais de uma melhor qualidade, agregar novas

tecnologias de fabricação, o que aumenta o custo inicial, com a aquisição do equipamento.

Caso o aumento da eficiência do transformador não resulte em um aumento excessivo do

preço de compra do equipamento, o acréscimo da sua vida útil técnica poderá influenciar no

aumento da sua vida útil econômica.

Com isso, o custo de operação do transformador é diretamente proporcional às perdas,

enquanto o capital inicial está ligado ao custo de compra ou de fabricação do equipamento.

Um dos principais requisitos utilizados na busca do equilíbrio entre a vida útil

econômica e a vida útil técnica do equipamento é a estimativa das perdas técnicas. Com o

aumento na capacitação tecnológica dos fabricantes, e na quantidade de alternativas

disponíveis para o cliente, com diversos custos e níveis de perdas, ele pode escolher o que

mais se adéqua as suas necessidades, sabendo o que tem disponível para tal investimento [9].

O Transformador de Distribuição de Metal Amorfo (TDMA) vem para diminuir as

perdas técnicas no que diz respeito a perdas a vazio, que ocorrem devido à histerese

magnética e às correntes de Foucalt. Em média, a utilização do TDMA reduz 75% das perdas

em vazio como pode-se observar na Tabela 1.1, possui uma menor corrente de excitação,

reduz a elevação da temperatura como é verificado na Figura 1.2, reduz o consumo e o

desperdício de energia, reduz também os investimentos em geração de energia, além da

possibilidade de realocação dos recursos de investimento, que quando capitalizado, vem a ser

menor que o custo de um transformador tradicional [11].

a) b)

Figura 1.2 – Imagens de infravermelho de núcleos de a) metal amorfo b) Aço Silício [11].

Introdução Geral 13

Tabela 1.1 – Comparativo de perdas por potência entre transformadores de metal amorfo e aço silício[11].

Potência (kVA)

Perdas em Vazio no Trafo com Aço

Silício (W)

Perdas em Vazio no Trafo com Metal

Amorfo (W)

Redução das Perdas em Vazio

(%) 5(1fase) 50 9 82 10(1fase) 60 12 80 15(1fase) 85 15 82 45(3fases) 220 50 77 75(3fases) 330 70 79

112,5(3fases) 440 92 79

Essa monografia traz uma análise técnica do TDMA, dando um comparativo com o

transformador tradicional de ferro silício, citando vantagens e desvantagens entre as

tecnologias, bem com uma análise financeira, mostrando a vantagem do TDMA, mesmo com

seu custo inicial mais elevado.

No capítulo 2 será tratado sobre os principais materiais do núcleo dos transformadores,

características mais importantes do metal amorfo e as diferenças entre o aço silício e o metal

amorfo. Será abordado também um dos temas de maior destaque nos dias atuais: O meio

ambiente. Os impactos que o TDMA pode trazer e a forma de descarte do material, dado o

término da vida útil do transformador.

O capítulo 3 abordará algumas das principais experiências da aplicação dos TDMAs

no mundo e no Brasil, desde o início, na década de 80, a evolução na década de 90 até os dias

de hoje no Brasil, com uma aplicação de 2009, além de dar o panorama atual, principalmente

no Brasil, e a evolução da aplicação dos TDMAs, com a expectativa do futuro dos TDMAs.

Já no capítulo 4 será tratada a viabilidade econômica da utilização dos TDMAs,

utilizando dados da concessionária local, abordando os valores economizados com a sua

utilização.

A conclusão do trabalho se dará no capítulo 5, quando serão também citadas sugestões

para trabalhos futuros.

CAPÍTULO 2

2 ANÁLISE DO MATERIAL MAGNÉTICO DOS

TRANSFORMADORES

2.1 Introdução

Os tipos de núcleos utilizados ao longo do tempo em transformadores de distribuição

são mostrados neste capítulo, bem como as características típicas de cada um, bem como as

vantagens e desvantagens que envolvem essas características.

2.2 Materiais do Núcleo

2.2.1 Aço Silício

No começo do século XX, o metalurgista Robert Hadfield e outros, estudando as

propriedades eletromagnéticas das ligas de ferro-silício (Fe-Si), observaram que a

resistividade do Fe era bastante aumentada com a adição do silício, o que contribuía para a

redução das perdas causadas por correntes parasitas.

A partir desse estudo, teve início o desenvolvimento tecnológico da fabricação e

utilização do aço silício. No início, foram desenvolvidos os aços de grão não orientados

(GNO), nos quais a estrutura cristalina não possui orientação definida, proporcionando

facilidade de passagem do fluxo magnético em qualquer direção (anisotropia magnética). Esse

tipo de aço é particularmente indicado para uso em estatores de máquinas elétricas rotativas.

Em 1934, Norman Goss criou um método de produção de chapas de aço silício de

grãos orientados (GO), cuja estrutura cristalina possui uma direção preferencial de

magnetização, potencializando assim a sua utilização em núcleos de transformadores.

Quando medidas na direção paralela á direção de magnetização, as perdas magnéticas

do aço silício GO são inferiores àquelas do aço silício GNO.

Atualmente, estão disponíveis para o comércio três grandes classes de aço GO:

1. NORMAL: (RGO – Regular Grain Oriented);

2. ALTA INDUÇÃO: (HGO – High permeabiality Grain Oriented, ou HiB);

Análise do material magnético dos transformadores 15

3. COM REFINO DE DOMÍNIOS: (DR – Domain Refined).

O silício apresenta características favoráveis e desfavoráveis:

Características favoráveis:

• Diminuição da magnetostricção;

• Diminuição da anisotropia magnetocristalina;

• Aumento da resistividade elétrica;

Características desfavoráveis:

• Diminuição da ductibilidade;

• Diminuição da saturação magnética.

No Brasil, a produção de aço silício GNO teve início na Acesita, no final do ano de

1957, evoluindo para a produção de aço silício GO a partir de 1973.

A Acesita que veio a se tornar ArcelorMittal Inox Brasil, é o único fabricante de aço

silício de grão orientado da América Latina, utilizando a tecnologia ARMCO.[1]

2.2.2 Ligas Amorfas

O Metal Amorfo é uma liga de Fe78B13Si9, que possui uma estrutura não-cristalina,

que é formada pelo resfriamento rápido do metal fundido a taxas de resfriamento de

106°C/sec.

Os átomos não ficam organizados em uma estrutura orientada de grãos (GO), mas,

sim, distribuídos aleatoriamente. Depois do recozimento sob um campo magnético, esta liga

exibe baixas perdas e ganha excelentes propriedades Magnéticas e Químicas, quando

comparada ao material convencional.

O processo de fabricação do metal amorfo, conforme esquema da Figura 2.1, consiste

nos seguintes passos:

• As matérias primas são carregadas e misturadas num forno de indução (a) para serem

fundidas;

• O material liquefeito é transferido para um reservatório (b);

• Um bocal projeta um fino jato camada de metal derretido sobre um cilindro metálico

rotativo (c) para rápida solidificação, onde o fluxo ejetado é rapidamente resfriado

para formar a tira amorfa;

• Dimensões como a espessura e a largura da tira são medidas por instrumentos (d e e)

para realimentar o controle;


• A tira amorfa produzida é enrolada em (f);

Figura 2.1 – Processo de fabricação do metal amorfo[11].

O desenvolvimento das ligas amorfas aplicáveis em núcleos de transformadores teve

inicio em 1975, sendo que a introdução no mercado destes materiais só ocorreu a partir de

1976.

Este desenvolvimento cronológico, até 1980, ano da introdução da liga Fe78B13Si9, é

apresentado na Tabela 2.1, onde:

• Indução de saturação, Bs(T): definida a partir da característica B-H do material

magnético e expressa em tesla (T), a indução de saturação representa um valor

de indução magnética B, acima do qual praticamente não ocorre mais

orientação dos momentos magnéticos com o aumento da intensidade do campo

magnético aplicado H;

• Força coerciva, HC(A/m): definida no laço de histerese descrito plano B-H, á

força coerciva é associado o valor da intensidade de campo magnético

correspondente ao valor nulo da indução magnética;

• Os termos as-cast e annealed correspondem, respectivamente, ás situações das

ligas antes de depois de as mesmas serem submetidas ao tratamento térmico

sob a ação de campo magnético; tratamento este que tem por objetivo melhorar

o desempenho magnético desses materiais, introduzindo uma anisotropia

direcional e reduzindo as perdas específicas (W/kg);


• Temperatura de Curie: temperatura acima da qual o material ferromagnético

passa a ser diamagnético, reduzindo significativamente a sua permeabilidade

magnética;

• Temperatura de cristalização: temperatura a partir da qual a liga amorfa se

transforma em material cristalino.

Tabela 2.1 – Desenvolvimento das ligas amorfas para núcleos de transformadores [3].

Composição (% at.) Fe80B20 Fe82B12Si6 Fe81B13,5Si3,5C2 Fe78B13Si9 FeSi (GO) Ano de introdução

no mercado 1976 1978 1979 1980 1935

Indução de saturação (T)

1,60 1,61 1,61 1,58 1,89

Força coerciva (A/m, as-cast)

8,0 - 6,4 4,0 -

Força coerciva (A/m, annealed)

- 2,4 3,0 1,6 10,0

Temperatura de Curie (°C)

374 374 370 420 -

Temperatura de cristalização (°C,

20K/min)

390 472 480 560 -

A liga Fe80B20 (Allied-Signal METGLAS 2605) foi a primeira liga do sistema binário

Fe-B a apresentar indução de saturação superior a 1,5 Tesla. A liga subseqüente, Fe82B12Si6

(METGLAS 2605S), obtida a partir do sistema ternário Fe-B-Si, mostrou-se termicamente

mais estável que a liga Fe80B20, apresentando porém sérios problemas de cristalização e

irregularidades superficiais. Para superar esta limitação, a liga Fe81B13,5Si3,5C2 (METGLAS

2605SC) foi introduzida em 1978 e segundo [6], com esta liga os técnicos da Allied-Signal

Inc. (USA) construíram no Laboratório Lincoln do Instituto Tecnológico de Massachusetts

(USA) o primeiro transformador com núcleo de metal amorfo, em escala comercial: um

transformador de 15kVA, com núcleo toroidal.

Conforme [6], o transformador com núcleo de material amorfo foi confrontado com

um transformador convencional com núcleo de aço-silício de igual potência nominal.

Realizados os ensaios comparativos, com potência de saída de até 30 kVA, os resultados

obtidos foram amplamente favoráveis ao transformador com núcleo de material amorfo,

particularmente no que toca as perdas e a corrente de excitação. Houve uma redução de 60%

nas perdas totais (87,5% nas perdas do núcleo e 21% nas perdas do cobre) e a corrente de

excitação foi reduzida de 2,5 A para 0,12 A. Entretanto, no que diz respeito ao peso, o


transformador com núcleo de material amorfo apresentou um aumento de 15% com relação ai

seu concorrente.

Particularmente, comparando-se as composições apresentadas na Tabela 2.1, percebe-

se que a liga amorfa Fe78B13Si9 (METGLAS 2605S-2) é a que no conjunto de propriedades se

mostra mais adequada ao uso em núcleo de transformadores de distribuição. Esta liga,

conforme [1], foi empregada no primeiro transformador de distribuição com núcleo de metal

amorfo instalado nos EUA.

Atualmente existem no mercado ligas amorfas a base de ferro-silício, ferro-níquel e

ferro cobalto, nas mais variadas composições. Dentre estas, as de composições básicas em

torno de 80% at. de ferro e 20% at. de metalóides são as que reúnem características mais

adequadas as aplicações em núcleos de transformadores que operam na freqüência industrial.

Esta constatação provém desde os estudos experimentais, realizados com diversas

composições nos quais a liga Fe78B13Si9 tem sido aquela que vem demonstrando melhor

desempenho [7].

A tendência que é vista nos projetos de transformadores e nas próprias ligas amorfas

tem sido reduzir as perdas; conforme apresentado em [8] e de acordo com o levantamento

feito por [13], aqui reproduzido na Tabela 2.2, tomando como base um transformador de

distribuição monofásico de 25kVA.

Tabela 2.2 – Tendência de redução das perdas nos núcleos de material amorfo[1].

Ano Perdas no núcleo(W) 1982 35 1985 28 1986 18 1989 16

Nos projetos de TDMA, uma das maiores dificuldades encontradas pelos projetistas

são as propriedades mecânicas do material amorfo, e o tratamento térmico que precisa ser

feito após a confecção do núcleo, para que os níveis de perda e corrente de excitação

esperados sejam atingidos.

Para que se possa perceber melhor a diferença entre as perdas no núcleo e nos

enrolamentos, quando os mesmos são de aço-silício e metal amorfo, são apresentadas as

Tabelas 2.3 e 2.4.


Tabela 2.3 - Comparação de perdas em transformadores de distribuição trifásicos, em função do material do

núcleo[5].

Potência do transformador

(kVA, Trifásico)

Perdas no núcleo (W) Aço Silício

Perdas no núcleo (W)

Metal Amorfo

Perdas no cobre (W) Aço Silício

Perdas no cobre (W) Metal Amorfo

100 180 55 1.750 1.648 160 210 90 3.100 2.954 250 310 130 3.500 3.440 400 415 160 4.600 4.625 630 575 220 6.000 5.835

1.000 1.129 374 5.983 5.626 2.500 2.251 843 13.234 13.401

Tabela 2.4 - Comparação de perdas em transformadores de distribuição monofásicos, em função do material do

núcleo[5].

Potência do transformador

(kVA, Monofásico)

Perdas no núcleo (W) Aço Silício

Perdas no núcleo (W)

Metal Amorfo

Perdas no cobre (W) Aço Silício

Perdas no cobre (W)

Metal Amorfo 10 29 12 111 102 25 57 16 314 330 50 87 29 462 455 75 122 37 715 715 100 162 49 933 944

Segundo [1], em 2006 os Estados Unidos contavam com mais de um milhão de

TDMAs, que correspondem a 10% do total instalado no sistema de distribuição de energia

elétrica. O Japão segue logo atrás com mais de 120 mil transformadores.

A utilização dos TDMAs no lugar dos convencionais de ferro-silício é feita geralmente

onde os transformadores operam por grandes períodos em condições de vazio ou baixo

carregamento, como acontece principalmente em zonas rurais.

2.3 Principais diferenças entre o aço silício e o metal amorfo

2.3.1 Curvas de magnetização A capacidade de magnetização de um material é expressa pela relação entre indução

magnética B e o campo magnético H. Conforme pode-se observar na Figura 2.2, a curva de

magnetização da liga amorfa Fe80B11Si9 possui uma pequena variação, isso somado a alta

permeabilidade e a baixa histerese, como podemos observar na Figura 2.3, são fatores

altamente favoráveis com relação a eficiência magnética, refletindo em perdas menores com

relação ao aço silício de grão orientado.


Figura 2.2 - Características de magnetização da liga amorfa do aço silício[18].

Figura 2.3 – Ciclo de histerese da liga amorfa e do aço silício(CGO)[2].

2.3.2 Espessura e dureza das lâminas

As chapas do metal amorfo têm espessura da ordem de dez vezes menor que as chapas

de aço silício convencionais, devido à necessidade de resfriamento rápido na fundição do

metal amorfo. Porém, tal processo causa um aumento nos custos de produção, pois o corte


deste material necessita técnicas avançadas, perícia e ferramentas especiais, devido sua grande

dureza, da ordem de quatro vezes maior que o aço silício.

2.3.3 Fator de empilhamento

Se forem observadas as características de alta dureza e pequena espessura das lâminas

com superfície rugosa, são pontos que contribuem para um baixo fator de empilhamento, da

ordem de 80%, bem diferente dos aproximadamente 95% dos transformadores convencionais.

Com isso, a área de seção reta do núcleo de um TDMA é de 15 a 18% maior que de um

transformador convencional.

2.3.4 Efeito de recozimento

Os aços elétricos convencionais por serem magneticamente orientados têm stress

elástico em condições bem menos rigorosas que os metais amorfos. Estes, por não serem, a

priori, magneticamente orientados e por terem elevado stress elástico introduzido durante o

processo de fabricação devem ser imperativamente recozidos.

O recozimento na presença de um campo magnético longitudinal melhora

significantemente suas propriedades magnéticas, tais como indução de saturação, força

coerciva, perdas ativas e potência de excitação, promovendo a relaxação estrutural do

material.

O alto stress interno das ligas amorfas é resultado da solidificação rápida, não

permitindo a formação de cristais no material e deixando-o instável. A relaxação estrutural

obtida pelo tratamento térmico e magnético realizado durante o recozimento em temperaturas

abaixo da cristalização, leva o material a um estado semi-estável. Com isso, ele reduz a

ductibilidade do material, deixando-o mais rígido e quebradiço.

2.3.5 Massa e volume

Em decorrência do aumento na área de seção reta, conseqüência do maior fator de

empilhamento, o volume dos transformadores com núcleo de material amorfo é maior que os

de ferro-silício em mais de 15%.

Em função da menor indução de saturação dos materiais amorfos, novamente é

necessário aumento da área de seção reta do núcleo para que se tenha o mesmo valor de fluxo

magnético, o que implica em maior quantidade de material necessário para sua construção. A

conseqüência direta disso é o aumento da massa do núcleo do transformador (em média 15%).


2.3.6 Indução de saturação

Os materiais amorfos têm em geral uma composição de 80% de ferro e 20% de boro.

Esta composição leva estes materiais a terem uma indução de saturação 20% menor quando

comparado aos materiais de ferro puro para mesma temperatura. De fato, tanto o aumento da

temperatura, quanto o aumento de Boro + Silício na liga amorfa, diminuem sua indução de

saturação crescentemente.

2.3.7 Magnetostricção

A alteração das dimensões físicas de um material magnético quando magnetizado

causa ruído e/ou perdas no núcleo. Ligas amorfas baseadas em ferro exibem uma

magnetostricção linear de saturação comparável ás do ferro-silício de grão orientado, assim

como os níveis de ruído de ambas as ligas são praticamente os mesmos.

2.4 Interações com o meio ambiente

2.4.1 Impacto Ambiental

As preocupações ambientais devem ser consideradas juntamente com a pressão do

mercado sobre o custo do fornecimento de energia elétrica. A Terceira Convenção-Quadro

das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima – CQNUMC, realizada em Quioto - Japão, de

01 a 10 de dezembro de 1997 enfatizou essas preocupações no que diz respeito à conservação

de energia e a emissão de gases nocivos a camada de ozônio.

O transformador de núcleo amorfo tem um grande potencial também na ajuda para a

diminuição da emissão de gases, tais como o CO2, NOX, e o SO2, como pode ser visto na

Tabela 2.5. Pode ser constatado ainda na Tabela 2.5 que nos Estados Unidos a energia

equivalente a mais de 70 milhões de barris de petróleo poderiam ser economizados.

Tabela 2.5 – Benefícios potenciais da utilização de TDMAs[18].

Benefícios Estados Unidos

Europa Japão China Índia

Economia de Energia (em bilhões kWh) 40 25 11 9 2 Petróleo (em milhões de barris) 70 45 20 15 4

CO2 (em milhões de toneladas) 35 20 10 12 3

NOX (em milhares de toneladas) 110 70 30 90 22


SO2 (em milhares de toneladas) 260 160 75 210 52

2.4.2 Interações com o meio

O metal amorfo, por ser um metal com uma estrutura atômica desordenada, é diferente

dos metais cristalinos cuja estrutura é organizada. Ele possui um comportamento similar aos

materiais vítreos frente as prováveis reações com o meio ambiente, ou seja, esse material é

inerte a agressões de elementos comuns como a umidade, gases oxidantes, água e soluções,

que estão presentes em ambientes urbanos, rurais e industriais. Isso minimiza a preocupação

no que diz respeito aos impactos ambientais.

Como a estrutura do metal amorfo não apresenta contornos de grão, seu

comportamento de resistência a corrosão localizada seja diferente dos materiais cristalinos.

Com isso, os materiais amorfos são protegidos contra algumas formas de corrosão

intergranular, por pites, cavitação, dentre outros.

2.4.3 Reutilização do material amorfo

Os resíduos, como lascas de laminação e também sucatas de núcleos degradados ou

oxidados podem ser reprocessados junto com a nova matéria prima. Com isso, no término da

vida útil do transformador, as sucatas e os materiais descartados podem ser coletados e

reaproveitados pelas empresas que fabricam as ligas amorfas.

Utilização de sucatas de materiais amorfos reciclados para fornos elétricos de

produção de aço não é viável pela estrutura não orientada do material. Porém essas sucatas

podem ser recondicionadas para uso em forno elétrico ou alto-forno, através da re-fusão dos

materiais e o resfriamento em taxas lentas, produzindo um material cristalino, ideal para uso

como reciclado de fornos de produção de aço.

Outra alternativa que pode ser utilizada é a re-fusão dos materiais amorfos para que

sejam feitos novos materiais amorfos. Tal ação de refundir os núcleos amorfos usados ou

descartados pra regenerar o metal amorfo é ambientalmente sustentável visto que são

necessárias temperaturas relativamente baixas para sua produção. Com isso, se comparado

com a produção do FeSi GO, o ganho ambiental se dá devido a menor quantidade de energia

utilizada no processo[19].


2.5 Conclusão do capítulo

Neste capítulo foi feita uma análise dos principais tipos de material magnético do

transformador, das características e diferenças entre o núcleo amorfo e o FeSi GO, com um

breve histórico e o método de confecção do núcleo amorfo.

Aplicação dos TDMAs no mundo e no Brasil 25

CAPÍTULO 3

3 APLICAÇÃO DOS TDMAS NO MUNDO E NO BRASIL

3.1 No Mundo

O início da pesquisa dos transformadores de metal amorfo se deu quando, em 1973,

com o embargo do petróleo, a escassez de energia e o alto preço que era cobrado por ela

estimulou o interesse na conservação de energia. Mesmo com a estabilização da oferta e dos

preços praticados no mercado de energia, os altos custos na geração, transmissão e

distribuição da energia elétrica motivaram a continuação de pesquisas no ramo da

conservação. Nessa época, os transformadores com alta eficiência despertaram interesse das

empresas. Nos Estados Unidos, o Electric Power Research Institute (EPRI), deu início ao

desenvolvimento dos TDMAs.

Figura 3.1 – Transformador de núcleo amorfo abrigado experimental fabricado pela General Electric[18].

Em 1983 o Empire State Electric Energy Research Corporation, a General Electric e a

AlliedSignal deram início a um estudo para definir os parâmetros para a produção para que

protótipos fossem desenvolvidos. Em 1985 o trabalho deu origem a 25 transformadores para

subestações abrigadas de 25kVA, conforme pode ser visto na Figura 3.1, e 1.000

transformadores para subestações aéreas de 25 kVA, conforme pode ser visto na Figura 3.2,

que foram instalados por 90 concessionárias pelos Estados Unidos. Na Tabela 3.1, onde é

mostrado o comparativo destes transformadores de núcleo amorfo com os de aço silício de

grãos orientados, é verificado que apesar do TDMA possuir um maior peso (diferença de 8%),


e uma perda em carga levemente superior (diferença de 5%), nos demais quesitos a vantagem

é bem expressiva, como por exemplo, as perdas operando sem carga que chegam a ser

aproximadamente 70% menores, a corrente de excitação é 60% menor, sem contar com o

aumento na temperatura 15% menor[19].

Figura 3.2 – Transformador de núcleo amorfo aéreo experimental fabricado pela Westinghouse Electric[18].

Tabela 3.1 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo[18].

Ensaio Núcleo de material amorfo Núcleo de aço silício GO

Perdas em Vazio (W) 15,4 57 Perdas em carga (W) 328 314

Corrente de excitação (%) 0,14 0,36 Aumento de temperatura (K) 48 57

Ruído audível (dB) 33 40 Curto Circuito (quantidade) 40 40

Peso (kg) 200 184

Na Ásia, o Japão foi o primeiro país a instalar o TDMA em seu sistema, contando hoje

com pelo menos quatro fabricantes. Índia, China, Taiwan, Bangladesh, Coréia, Filipinas,

Tailândia e Austrália também são fabricantes destes transformadores.

3.2 No Brasil

Ligas amorfas foram produzidas no Brasil através do método “melt spinning”, em

escala de laboratório, em diversas universidades, tais como: a Universidade Federal da

Paraíba (UFPB), o Instituto de Física da Universidade de São Paulo (IFUSP) e a Universidade

Federal de São Carlos (UFSCar).

No que diz respeito ao projeto e montagem de TDMAs, tem-se dois trabalhos

pioneiros, que envolvem pesquisa e desenvolvimento de protótipos [14] e [15]. Neste


segundo, foram feitos o projeto e protótipos de transformadores monofásicos com núcleo de

metal amorfo, conforme visto na Figura 3.3.

Figura 3.3 - Pré-protótipo de transformador monofásico com núcleo de liga amorfa: 100kVA, 220V/110V,

60 Hz[1].

Para o protótipo da TDMA da Figura 3.3 foram utilizadas ligas de duas polegadas de

largura e alguns quilogramas de massa, material este adquirido da AlliedSignal.

O professor Dr. Benedito Antonio Luciano apresentou a CEMEC – Construções

Eletromecânicas S/A, empresa brasileira, fabricante de transformadores, localizada em

Fortaleza, capital do estado do Ceará, a idéia de construir transformadores com núcleo de liga

amorfa, em escala industrial, utilizando núcleos fornecidos pela Allied Signal, em 1996.

No início, a CEMEC montou um lote de nove transformadores monofásicos com

potência nominal de 15kVA, 13800/220 V, 60Hz, para teste em sistemas de distribuição de

concessionárias de energia elétrica do nordeste.

Um deles foi instalado pela CELB (Companhia Energética da Borborema), na zona

rural da cidade de Massaranduba, na Paraíba. Será instalado no zona rural devido ao tempo

considerável que o transformador opera em vazio, fazendo com que se possa melhor avaliar as

perdas.

Anteriormente a colocação no campo do transformador, foram realizados ensaios em

vazio e de curto circuito no Laboratório de Ensaios da CELB. Na Tabela 3.2 pode-se observar

que os resultados obtidos foram idênticos a média dos valores obtidos nos ensaios

experimentais realizados no lote montado pela CEMEC conforme a norma ABNT-NBR 5380.


Tabela 3.2 – Ensaios de transformadores com núcleos FeSi e metal amorfo, classe 15kV[1].

Ensaios Núcleo de

material amorfo Núcleo de aço

silício GO Valores

NBR 5440

Perdas em vazio (núcleo) (W) 14,7 84 85 Perdas no cobre (enrolamento) (W) 286,5 266 -

Corrente de excitação (%) 0,28 2,9 3 Tensão de curto-circuito (75°) (%) 2,47 2,5 2,5

Um projeto conjunto da CEPEL/ELETROBRÁS/PROCEL ainda em 1996, dando

suporte a LIGHT-RIO deram início a um projeto piloto com um outro lote de nove TDMAs

monofásicos de 75kVA. Na Tabela 3.3 são observados os resultados de ensaios realizados no

laboratório do CEPEL.

Tabela 3.3 – Ensaios de transformadores com núcleo de metal amorfo pelo CEPEL[1].

TDMA-1fase-75kVA Valores da NBR 5440 Núcleo de material amorfo

Perdas no núcleo (W) 297 48 Perdas totais (W) 1272 952

Como pode ser observado na Tabela 3.3, o TDMA chegou a ter redução de perdas no

núcleo maior que 80% do valor máximo estabelecido pela NBR 5440 para transformadores

convencionais.

Com todos os resultados dos ensaios, foram instalados pela LIGHT e pelo CEPEL, em

1997, dois bancos de transformadores, cada um contendo três TDMA monofásicos de 75kVA,

imersos em óleo mineral isolante, com tensão primária de 7620V e secundária de 127V,

interligados em estrela-estrela na rede de 13,2kV.

Depois de instalados, os TDMAs foram acompanhados, principalmente com relação a

estabilidade de suas perdas e correntes de excitação, quando operados no ciclo de carga

normal. Os resultados apresentaram estabilidade com relação aos valores medidos em

laboratório, antes da instalação em campo [1].

Em 2009, a indústria brasileira ITB fabricou transformadores MRT de 5 kVA com

núcleo de liga amorfa, cuja foto é mostrada na Figura 3.4.


Figura 3.4 – Transformadores MRT no ambiente da fábrica, antes da realização dos ensaios de rotina[16].

Foram realizados ensaios de rotina com 17 unidades destes transformadores, com as

seguintes características:

• Potência nominal: 5 kVA;

• Fases: 1;

• Tipo aéreo convencional;

• Frequência: 60 Hz;

• Tensões no lado de Alta Tensão (kV): 20,90 a 18,19;

• Tensões no lado de Baixa Tensão (V): 440/220;

• Derivações: 5; Alta Tensão ligada em 9,92 kV e Baixa Tensão ligada em

440V;

• Corrente nominal de Alta Tensão: 0,25 A;

• Corrente nominal de Baixa Tensão: 11,36 A;

• Polaridade subtrativa.


Os ensaios rotineiros seguiram as normas vigentes. Na Tabela 3.4 é mostrado um

comparativo de valores de perdas e corrente de excitação entre os TDMAs e os valores base

da NBR 5440.

Tabela 3.4 – Comparativo de perdas e corrente de excitação entre transformadores monofásicos com tensões

máximas de 24,2kV e 36,2kV [16].

Ensaios Núcleo amorfo

Núcleo de FeSi GO

Valores de acordo com a NBR 5440

Perdas em vazio (W) 8 36 50 Corrente de excitação (%) 1,12 3,17 4,8

No ensaio a vazio, medição das perdas foi realizada à freqüência nominal, aplicando-

se a tensão nominal ao enrolamento de BT, e deixando o enrolamento de AT em circuito

aberto[16].

Na Tabela 3.4, pode ser observado novamente a redução nas perdas em vazio e na

corrente de excitação quando se utiliza o TDMA frente ao transformador de núcleo de ferro

silício de grãos orientados mais recentes e aos valores da norma. A redução das perdas no

comparativo núcleo amorfo x FeSi GO foi de aproximadamente 78% nas perdas a vazio e

cerca de 65% de redução na corrente de excitação.

Na Figura 3.5 são mostrados gráficos com os resultados dos ensaios comparativos

entre os 34 transformadores (17 de núcleo de FeSi GO e 17 de núcleo de metal amorfo), com

as perdas em vazio.

Figura 3.5 – Perdas no núcleo de transformadores com núcleo de liga amorfa e de transformadores com núcleo

de FeSi GO convencional[16].


Para a medição das perdas em curto-circuito, esse ensaio foi realizado à freqüência

nominal, conectando os terminas da fonte de ensaio aos terminais do enrolamento de AT do

transformador e mantendo-se os enrolamentos de BT em curto-circuito, como pode ser visto

na Figura 3.6.

O comparativo obtido nos ensaios de curto-circuito, referente aos transformadores

monofásicos de 5 kVA com tensões máximas de 24,2 kV e 36,2 kV são mostrados na Tabela

3.5.

Tabela 3.5 - Comparativo obtido através dos ensaios de curto-circuito para os transformadores monofásicos com

tensões máximas de 24,2kV e 36,2kV[16].

Ensaio de curto-circuito

Núcleo amorfo

Núcleo de FeSi GO

Valores de acordo com a NBR 5440

Perdas (W) 118 100 120 Corrente (A) 0,25 0,24 0,25 Tensão (V) 536,05 527,34 -

A pequena diferença entre os valores obtidos nos testes de curto circuito vistos na

Tabela 3.5 se dá, pois as perdas ativas são referentes ao efeito Joule nos enrolamentos e não

tem qualquer dependência com o material magnético do núcleo, e a corrente de curto-circuito

depende da impedância de curto-circuito. Pelo modelo teórico do transformador, a impedância

de curto-circuito é dada pela fora complexa: R+jX, na qual R é a resistência ôhmica dos

enrolamentos, refletida ao lado onde o transformador é conectado à fonte durante o ensaio, e

X é a reatância de dispersão, associada fisicamente à quantidade de fluxo magnético disperso

pelo ar. Portanto, tanto R quanto X são parâmetros lineares independentes do material do

núcleo[16].


Figura 3.6 – Transformador com buchas de baixa tensão em curto-circuito[16].

A Confederação Nacional da Indústria – CNI e a Eletrobrás fizeram um acordo de

cooperação técnica, em 30 de março de 2010, que visa, dentre outros pontos, a criação de um

programa de capacitação e qualificação para eficiência energética no setor industrial, no

âmbito do Programa de Conservação de Energia Elétrica na Indústria. Um dos tópicos desse

programa trata especificamente da etiquetagem de transformadores industriais, o que envolve

o estabelecimento de índices mínimos de eficiência energética para esses equipamentos com

vistas à redução das perdas nas redes de distribuição de energia elétrica, o que remete a um

incentivo para a utilização dos TDMAs[19].

3.3 Panorama atual

Atualmente no Brasil, só a fabricante Vijai Elétrica do Brasil está instalada e

fornecendo transformadores de núcleo amorfo. A Cemec produziu protótipos, mas ainda não

está preparada para este mercado.

Só a Vijai, desde 2007 quando instalou seu parque na Paraíba, já forneceu

transformadores de núcleo de metal amorfo para as concessionárias:

• Grupo Energisa – 25.000 unidades

o Energisa Paraíba;

o Energisa Sergipe;

o Energisa Minas Gerais;

o Energisa Nova Friburgo (Rio de Janeiro).


• Grupo Rede – 10.000 unidades

o Celtins (Tocantins)

• Copel (Paraná) – 6.000 unidades

• Cemig (Minas Gerais) – 10.000 unidades

• Eletropaulo (São Paulo) – 1.000 unidades

• Grupo Endesa – 3.000 unidades

o Coelce (Ceará)

o Ampla (Rio de Janeiro)

OBS: Vale ressaltar que o Grupo Endesa é parte do Grupo Enersis, dos quais também

fazem parte as seguintes concessionárias:

• EDESUR – Argentina

• EDELNOR - Chile

• CHILECTRA - Chile

• CODENSA - Colômbia

Quando os transformadores são aprovados em uma concessionária, está aprovado no

grupo. No site da Coelce, as especificações de transformadores para o Grupo Enersis-Endesa

já constam o transformador de núcleo amorfo como opção de compra.

No Brasil, segundo dados da fabricante, apenas uma concessionária ainda não

homologou os TDMAs que foi a CEEE – D, que geralmente espera mais que as outras

concessionárias para adotar novas tecnologias. O restante do Brasil já está apto a adquirir o

TDMA.

3.4 Panorama Futuro

A expectativa dos fabricantes é que em cinco anos, 90% das compras de

transformadores de distribuição a óleo serão de TDMAs, movido também pelas cada vez mais

severas exigências da ANEEL no controle das perdas técnicas por parte das distribuidoras.



O capítulo 3 apresentou aplicações dos TDMAs, desde o início do estudo, na década

de 80, nos EUA, até em 2009, em uma aplicação, dando também uma visão do que está sendo

esperado para os próximos anos no Brasil, em que a expectativa é que em cinco anos 90% das

novas aquisições de transformadores a óleo sejam TDMAs.

CAPÍTULO 4

4 VIABILIDADE ECONÔMICA

4.1 Introdução

A análise apresentada se refere a um estudo de caso considerando um transformador

utilizado em subestação aérea, conforme Figura 4.1 com as características mencionadas na

Tabela 4.1 e a valores de tarifas e custos dos transformadores vigentes no mês de abril de

2011 junto a Coelce – Companhia Energética do Ceará, e as fabricantes de transformadores

Cemec e Vijai, e mostra qual tipo de transformador é mais viável de ser utilizado.

Tabela 4.1 – Características do transformador adotado.

Potência Nominal (kVA) Tensão Primária (V) Tensão Secundária (V) Classe (kV)

75 13800 380/220 15

4.2 Metodologia utilizada na análise

O método utilizado para a análise da viabilidade econômica foi baseado no método

que consta em [20], que estabelece condições para a aplicação de recursos e as regras da

avaliação do custo/benefício que subsidiam as decisões da autorização da utilização de

recursos destinados ás concessionárias de energia elétrica nos Programas de Eficiência

Energética.

Inicialmente, será dada uma visão geral do método, explicando os parâmetros

utilizados, e em seguida apresentado o cálculo, com as devidas considerações.

Esse método considera os custos verificados em virtude da economia anual obtida nos

custos dos sistemas a montante do segmento considerado pelo adiamento dos investimentos

(Custo Evitado Demanda - CED) e/ou redução de despesas operacionais (Custo de Energia

Evitado - CEE).

Os custos totais evitados são obtidos multiplicando-se a quantidade de demanda e da

energia evitadas, por cada custo unitário evitado equivalente.

Viabilidade Econômica 36

Figura 4.1 – Diagrama unifilar da subestação aérea 75 kVA utilizada para o estudo de caso.


Os custos (de demanda e de energia) considerados para o atendimento de uma unidade

consumidora são os que ocorrem em todo o sistema elétrico antes da unidade consumidora,

inclusive aqueles do segmento onde a mesma encontra-se ligada.

A viabilidade econômica do projeto será analisada através do calculo da relação custo-

benefício (RCB) de cada uso final, devendo obedecer a seguinte metodologia:

Custo Anualizado TotalRCB=

Beneficios (4.1)

Essa RCB deve ser inferior a 0,80 para que o projeto possa ser considerado viável.

4.2.1 Parâmetros para o cálculo dos Benefícios (B)

( ) ( )B = EE x CEE + RDP x CED (4.2)

Onde:

• EE – Energia Economizada (MWh/ano)

• CEE – Custo Evitado de Energia (R$/MWh)

• RDP – Redução de Demanda na Ponta (kW)

• CED – Custo Evitado de Demanda (R$/kW)

4.2.1.1 Método de Cálculo do Custo Evitado de Demanda (CED) e Energia (CEE)

Para que sejam determinados os custos evitados de demanda, deve-se considerar a

estrutura a seguir de valores da tarifa horosazonal verde para cada subgrupo tarifário,

homologadas por empresa pela ANEEL:

4.2.1.1.1 Custo Unitário Evitado de Demanda (CED)

[ ]1 2CED=(12 x C ) + (12 x C x LP) R$/kW.ano (4.3)

4.2.1.1.2 Custo Unitário Evitado de Energia (CEE)

[ ]3 1 4 2 5 3 6 4

1 2 3 4

(C x LE ) + (C x LE ) + (C x LE ) + (C x LE )CEE = R$/MWh

LE + LE + LE + LE

(4.4)


Onde:

LP – constante de perda de demanda no posto fora de ponta, considerando 1kW de

perda de demanda no horário de ponta;

LE1, LE2, LE3 e LE4 – constantes de perdas de energia nos postos de ponta e fora de

ponta para os períodos seco e úmido, considerando 1kW de perda de demanda no horário de

ponta;

C1 – custo unitário da demanda no horário de ponta [R$/kW.mês];

C2 – custo unitário da demanda fora do horário de ponta [R$/kW.mês];

C3 – custo unitário da energia no horário de ponta de períodos secos [R$/MWh];

C4 – custo unitário da energia no horário de ponta de períodos úmidos [R$/MWh];

C5 – custo unitário da energia fora do horário de ponta de períodos secos [R$/MWh];

C6 – custo unitário da energia fora do horário de ponta de períodos úmidos [R$/MWh].

Os valores as constantes LP e LE são calculados a partir dos postos horários da tarifa

horosazonal verde, com base em Fatores de Carga (FC) e Fatores de Perdas (Fp), de acordo

com a Equação 4.5.

2Fp = k x FC + (1-k) x FC (4.5)

Onde:

• k varia de 0,15 a 0,30. Este valor deve ser indicado no projeto;

• FC – Fator de Carga do segmento elétrico, imediatamente anterior daquele

considerado ou, que sofreu a intervenção, ou ainda, na falta deste, irá se

admitir o médio da Empresa dos últimos 12 meses.

O Fator de Carga é a relação entre a demanda média verificada em um dado intervalo

de tempo e a máxima demanda registrada nesse mesmo intervalo é denominada Fator de

Carga, conforme Equação 4.6.

DmediaFator de Carga =

Dmaxima (4.6)

Para facilitar a compreensão conceito de Fator de Carga é mostrado um exemplo de

curva de carga na Figura 4.2.


Figura 4.2 – Exemplo de curva de carga[1].

Na Figura 4.2 é observado o comportamento da demanda diária de um prédio

hipotético, medida a cada quarto de hora, de acordo com a concessionária. Como a demanda

máxima é bem superior a demanda média, o fator de carga é baixo. Para esses casos, indica-se

uma realocação de parte das cargas que estão operando no período de carga máxima em

outros horários, de modo a tentar linearizar a curva de carga, pois quanto maior o fator de

carga, melhor está sendo a utilização da energia elétrica de uma instalação. Em outras

palavras, o Fator de Carga é um indicador de ociosidade da instalação elétrica.

4.2.1.1.3 Dados referidos a concessionária:

FC = 0,67 (fator de carga médio da empresa)

k = 0,16 (subestações);

k = 0,17 (alimentadores);

k = 0,18 (transformador distribuição);

k = 0,22 (circuito secundário).

• Tarifas da Concessionária para o período em análise (não está sendo levada em

consideração a tarifa de ultrapassagem de demanda) – Tabela 4.2.


Tabela 4.2 – Tarifa horosazonal verde para clientes da categoria A4 – 13,8kV abril/2011 - Coelce

TARIFA HOROSAZONAL VERDE

DEMANDA - R$/kW

NORMAL SUB-GRUPO/NIV

TENSÃO PONTA (C1) FORA DE PONTA (C2)

16,97 16,97

CONSUMO - R$/MWh PONTA FORA DE PONTA

SECA (C3)

ÚMIDA (C4)

SECA (C5)

ÚMIDA (C6)

A4 - 13,8kV - COMERCIAL, SERVIÇOS, INDUSTRIAL, OUTRAS

ATIVIDADES.

1744,78 1710,45 221,51 201,57

4.2.1.1.4 Determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4.

Com base nos dados fornecidos no Anexo 1 de [20] temos a Tabela 4.3:

Tabela 4.3 – Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,15 e 0,20.

para k=0,15

Fator de Carga LP LE LE1 LE2 LE3 LE4

0,65 0,5041 4,00004 0,3695 0,25865 1,97632 1,39557 0,70 0,5476 4,56834 0,38516 0,26961 2,29381 1,61977

para k=0,20


0,65 0,5041 4,09968 0,3695 0,25865 2,03473 1,43681 0,70 0,5476 4,66032 0,38516 0,26961 2,34772 1,65783

Considerando que em [20] são estipulados valores á montante e que este montante dos

transformadores é o alimentador, pode-se considerar os valores de FC = 0,67 e k=0,17,

interpolando os dados da Tabela 4.3, gerando a Tabela 4.4.

Tabela 4.4 – Parâmetros para determinação de LP, LE1, LE2, LE3, LE4 quando k=0,17

para k=0,17


0,67 0,5215 4,26599 0,375764 0,263034 2,12596 1,501237


4.2.2 Cálculo do Custo Evitado de Demanda (CED) e Energia (CEE)

4.2.2.1 Cálculo do Custo Unitário Evitado de Demanda (CED)

Com base na Equação 4.3 temos que:

[ ]1 2 CED = (12 x C ) + (12 x C x LP) R$/kW.ano

CED = (12 x 16,97) + (12 x 16,97x 0,5215)

CED = 309,83 [R$/kW.ano]

(4.7)

4.2.2.2 Cálculo do Custo Unitário Evitado de Energia (CEE)

Com base na Equação 4.4, será calculado o CEE.

[ ]3 1 4 2 5 3 6 4

1 2 3 4

(C x LE ) + (C x LE ) + (C x LE ) + (C x LE )CEE = R$/MWh

LE + LE + LE + LE

(1744,78 x 0,375764) + (1710,45 x 0,263034) + (221,51 x 2,12596) + (201,57 x 1,501237)CEE =

0,375764 + 0,263034 + 2,12

[ ]596 + 1,501237

CEE = 440,47 R$/MWh

(4.8)

4.2.3 Cálculo da Energia Evitada (EE) e Demanda Evitada (RDP)

O calculo da energia e da demanda evitada é dado pela redução das perdas em vazio

do transformador. Assim, foi adotada uma redução de 80% dessas perdas, que é a média que

ocorre nos transformadores de núcleo amorfo em relação aos transformadores de aço-silício

de grãos orientados, conforme já mostrado nos capítulos 2 e 3. Com isso, tem-se a Tabela 4.5.

Tabela 4.5 – Parâmetros para determinação de EE e de RDP.

Transformador Perdas Em Vazio

(kW) Energia Economizada (EE)

Potência (kVA)

FeSi GO (1)

Metal Amorfo

(2)

Demanda Evitada (RDP)

(3)=(1)-(2) (kW)

Diário (4)=(3)x24h

(kWh)

Mensal (5)=(4)x30d

(kWh)

Anual (6)=(5)x12m

(MWh)

75 0,33 0,066 0,264 6,336 190,08 2,28096


4.2.4 Cálculo do Benefício (B)

Utilizando a Equação 4.2, pode-se formular a Tabela 4.6, onde constam os benefícios

do TDMA.

( ) ( )( ) ( )

B = EE x CEE + RDP x CED

B = 2,281 x 440,47 + 0,264 x 309,83 = R$1086,50 (4.9)

Tabela 4.6 – Cálculo do Benefício (B)

Transformador Parâmetros

Potência (kVA)

EE (MWh)

CEE (R$/MWh)

RDP (kW)

CED (R$/kW.ano)

B (R$)

75 2,281 440,47 0,264 309,83 1086,50

A partir do valor do benefício encontrado (B), constatou-se que nos transformadores

de núcleo amorfo, a redução das perdas a vazio com relação ao transformador convencional

chega a uma economia anual de R$1086,60 para uma unidade de 75kVA.

4.3 Cálculo dos Sobrecustos admissíveis para os transformadores amorfos (∆C):

Para o cálculo dos sobrecustos, será considerada a diferença de custos permitida entre

um TDMA e o transformador convencional, de modo que seja aprovada a troca de tecnologia

nas concessionárias, baseado na aceitação de um projeto financiado com relação entre custo x

benefício maior ou igual a 0,80.

Assim, os sobrecustos se baseiam nos benefícios anuais, calculados no item 4.2.4,

integralizados para a vida útil do transformador, que é estimada entre 20 e 25 anos, conforme

visto a seguir.

4.3.1 Cálculo do sobrecusto máximo anual (∆Ca):

O custo anualizado da diferença de custos entre o transformador com núcleo amorfo e

o transformador convencional ∆Ca é dado pela Equação 4.10.


∆Ca = 0,80 x B

∆Ca = 0,80 x 1086,50

∆Ca = R$ 869,20

(4.10)

Esse valor de 0,80 é um fator de relação custo benefício estipulado em [20] e já citado

anteriormente, no item 4.3.

4.3.2 Cálculo do sobrecusto máximo admissível por unidade de transformadores com mesma vida útil (∆C)

O sobrecusto máximo admissível é a diferença de custos entre o TDMA e o

transformador convencional, considerando o custo anualizado da diferença e o fator de

recuperação de capital, conforme segue na Equação 4.11

∆Ca∆C=

FRC (4.11)

Onde:

• ∆C – Diferença de custos entre o transformador com núcleo amorfo e o

transformador convencional;

• FRC – Fator de recuperação de capital considerando a vida útil;

• ∆Ca – Custo anualizado da diferença de custos entre o transformador com

núcleo amorfo e o transformador convencional.

4.3.3 Cálculo do Fator de Recuperação de Capital (FRC)

O cálculo do fator de recuperação de capital, que envolve a taxa e juros e a vida útil do

equipamento é dado pela Equação 4.12

n

n

i x(1 + i)FRC =

(1 + i) - 1 (4.12)

Onde:

• n – vida útil (em anos); • i – taxa de juros (taxa de desconto).


No cálculo do FRC, será utilizada uma taxa de juros de 12%, valor este baseado em

[20].

Para o valor da vida útil, foram considerados 20 e 25 anos.

n

n

20

20

25

25

i x (1 + i)FRC =

(1 + i) - 1

Para n = 20

0,12 x (1 + 0,12)FRC =

(1 + 0,12) - 1

FRC = 0,134

Para n = 25

0,12 x (1 + 0,12)FRC =

(1 + 0,12) - 1

FRC = 0,127

(4.13)

Dos cálculos efetuados com os parâmetros escolhidos anteriormente, tem-se a Tabela

4.7.

Tabela 4.7 – Cálculo do sobrepreço do transformador.

Cálculo do Sobrecusto (∆C) para i=12% Potência do

Transformador (kVA)

Benefício Anual

(B) (R$)

Sobrecusto Máximo Anual (∆Ca)=0,80x(B)

(R$)

n = 20 FRC = 0, 134

(R$)

n = 25 FRC = 0,127

(R$) 75 1086,50 869,20 6486,56 6844,09

Na Tabela 4.7 são observados os valores dos sobrepreços permitidos para a troca de

tecnologia entre os transformadores de núcleo convencional para os transformadores com

núcleo amorfo. A vida útil utilizada dependerá do tempo adotado pela empresa, dependendo

da vida útil média dos transformadores instalados em sua rede.

4.4 Influência do Fator de Carga no Sobrecusto Admissível

Considerando que a avaliação da viabilidade de substituição de tecnologias que consta

em [20] leva em consideração o fator de carga do sistema, na Tabela 4.8 que foi retirada de

[1] está sendo mostrada a diferença no sobrecusto sobre os transformadores convencionais, do


ano de 2006, considerando uma variação no Fator de Carga e utilizando a vida útil de 20 e 25

anos.

Tabela 4.8 – Cálculo de sobrecusto dos transformadores em função do fator de carga.

Adotando k=0,15 Fator de Carga

∆Ca (R$)

∆C 20 anos (R$)

∆C 25 anos (R$)

0,1 5729,175 42755,036 45111,613 0,15 3550,738 26498,043 27958,565 0,2 2549,440 19025,668 20074,327 0,25 1994,519 14884,468 15704,872 0,3 1650,938 12320,430 12999,509 0,35 1421,790 10610,374 11195,197 0,4 1260,617 9407,589 9926,118 0,45 1142,593 8526,813 8996,795 0,5 1053,406 7861,242 8294,539 0,55 984,301 7345,533 7750,405 0,6 929,661 6937,772 7320,169 0,65 888,648 6631,700 6997,227 0,7 852,562 6362,400 6713,084 0,75 822,802 6140,313 6478,755 0,8 798,025 5955,407 6283,658 0,85 777,231 5800,234 6119,932 0,9 759,679 5669,244 5981,722

Na Tabela 4.8, pode ser observado que quando menor o fator de carga do

transformador de distribuição, mais interessante se torna a substituição do transformador

convencional pelo transformador de núcleo amorfo.

4.5 Impacto da diferença de preços entre os transformadores

O transformador convencional tem um preço de venda mais baixo que o TDMA. Os

preços praticados em abril de 2011 seguem na Tabela 4.9.

Tabela 4.9 – Preços dos transformadores em abril de 2011.

Material do núcleo

Potência Nominal (kVA)

Tensão Primária (V)

Tensão Secundária (V)

Classe (kV)

Preço (R$)

FeSi GO 75 13800 380/220 15 5.000,00 Metal Amorfo 75 13800 380/220 15 5.800,00

Conforme calculado em 4.3.1, o ganho anual pela melhor eficiência do TDMA é

R$869,20. Com isso, em aproximadamente 1 ano só com a economia gerada pelo TDMA a


diferença entre os custos iniciais do investimento são pagas, e no fim deste pagamento, é

apenas lucro para a concessionária, que tem seus custos para expansão da matriz diminuídos.


Neste capítulo foi abordada a análise financeira da utilização do transformador de

núcleo amorfo com relação ao transformador convencional. Pode ser observado que, para o

transformador de 75kVA, em um ano, a economia anual gerada por suas menores perdas

chegam a R$598,424, e ao término de 20 anos, que é sua vida útil média, a economia será de

R$4.470,00.

Vale ressaltar que quanto menor o fator de carga do local onde o transformador está

instalado, maior será a economia gerada por ele, pois o fator de carga mede a ociosidade do

sistema, e as menores perdas do TDMA ocorrem quando está operando a vazio.

Conclusão 47

CAPÍTULO 5

5 CONCLUSÃO

5.1 Considerações Finais

Como a conservação de energia elétrica é relacionada com a redução das perdas, o

emprego extensivo dos TDMAs, por suas menores perdas no núcleo que os transformadores

convencionais, podem desempenhar um papel importante, não só pela conservação de

energia, como também para a conservação do meio ambiente.

Ficou constatado que as perdas a vazio analisadas nos vários períodos mostraram ser

entre 70 e 80% menores nos transformadores de núcleo amorfo, quando comparados com os

transformadores convencionais de FeSi de grãos orientados.

Observou-se também que a corrente de excitação dos TDMAs chega a ser

aproximadamente 60% inferior frente aos transformadores convencionais e a temperatura em

operação chega a ser 15% menor nos TDMAs.

Com cada vez mais fabricantes produzindo o núcleo amorfo, e mais fabricantes de

transformadores iniciando a produção no Brasil de TDMAs, a tendência é que em cinco anos

90% das compras de transformadores á óleo sejam de núcleo amorfo, até mesmo pelas altas

imposições da ANEEL com relação a eficiência energética.

A economia durante a vida útil do transformador, considerando esta 20 anos e a taxa

de juros de 12% ao ano foi de R$6.486,56. Se for considerada uma compra de 10.000

unidades, ao término da vida útil dos TDMAs a economia da concessionária será de 64,8

milhões de reais.

Ficou constatado que a diferença de preço do TDMA é recuperada em

aproximadamente um ano, com a economia gerada pela perda reduzida do TDMA.

Conclusão 48

5.2 Sugestões para Trabalhos Futuros

A partir do trabalho realizado, uma série de outros podem ser derivados e aproveitados

como temas para uma pós-graduação:

• Estudos para a diminuição do volume do TDMA, que é maior que o

transformador convencional;

• Diminuição das perdas, melhorando a eficiência do sistema de distribuição de

energia elétrica;

• Estudo do metal amorfo, de modo a obter melhores resultados com a utilização

do mesmo;

• Estudo da possibilidade da utilização do metal amorfo no núcleo de

transformadores a seco;

• Levantamento da economia total de energia com a substituição de todo o

parque de transformadores, além da diminuição da emissão de poluentes com

essa substituição.

REFERÊNCIAS

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Transformadores de Distribuição com Núcleo Amorfo, Dissertação de Mestrado em Energia,

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Amorfo para Aplicação em Sistemas Elétricos de Potência de Alta Frequência, Dissertação de

Mestrado em Engenharia Elétrica, Faculdade de Engenharia de Ilha Solteira – FEIS, da

Universidade Estadual Paulista - UNESP, Ilha Solteira - SP, 2003.

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Vol. 79, No. 11, pp. 1608-1623, 1991.

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[9] Moniz, O. V., Perda Útil Técnica e Perda de Vida Útil Econômica dos

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[19] Luciano, B. A., Castro, W.B., Transformadores de distribuição de energia elétrica

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[20] ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica – Manual do programa de eficiência

energética, 2008

Documents

UFC - Universidade Federal do Ceará Centro de Tecnologia Curso … FALCHI TEIXEIRA... · 2015. 2. 7. · Diego Falchi Teixeira Barros ANÁLISE DA VIABILIDADE FINANCEIRA DA UTILIZAÇÃO