Como as perdas do transformador afetam a produção de energia em projetos de usinas solares

As perdas do transformador são uma questão de rendimento, não apenas um indicador de eficiência do equipamento

Numa central solar, cada quilowatt-hora perdido entre a saída do inversor e o contador de faturação da rede reduz a energia disponível para venda. Por conseguinte, as perdas do transformador afetam mais do que o cálculo do projeto elétrico: influenciam o rendimento energético anual, a modelização financeira do projeto, o dimensionamento dos equipamentos, a gestão térmica e a credibilidade das garantias de geração.

Num projeto de escala utility, um transformador de alta tensão para centrais solares deve ser avaliado como parte da cadeia de conversão de energia da central. Um transformador com um preço de aquisição inferior pode gerar um custo mais elevado ao longo da vida útil se as suas perdas em vazio se mantiverem elevadas durante as horas de luz do dia ou se as suas perdas em carga aumentarem acentuadamente nos períodos em que a central produz a sua geração mais valiosa. A consequência financeira pode ser modesta para uma unidade, mas torna-se significativa quando se repete em muitas estações de inversores ou subestações compactas.

A questão prática para promotores e compradores de EPC não é simplesmente se um transformador tem uma percentagem de eficiência superior à de outro. É se o seu perfil de perdas corresponde à curva de carga prevista da central solar, à temperatura de operação, ao arranjo de ligação e ao modelo comercial de energia.

Como as perdas do transformador reduzem a energia solar vendável

As perdas do transformador são geralmente divididas em perdas em vazio e perdas em carga. Ambas consomem energia que, de outra forma, seguiria para o ponto de ligação à rede, mas comportam-se de forma diferente e não devem ser avaliadas da mesma maneira.

As perdas em vazio, frequentemente associadas ao núcleo do transformador, ocorrem sempre que o transformador está energizado. São relativamente estáveis, independentemente de a central fotovoltaica estar a produzir a baixa potência ou próxima da capacidade máxima. Em aplicações solares, estas perdas são particularmente relevantes porque os transformadores podem permanecer energizados durante longos períodos enquanto a produção varia substancialmente ao longo do dia e cai para zero à noite.

As perdas em carga surgem principalmente nos enrolamentos e noutras partes condutoras de corrente. Aumentam à medida que a carga aumenta, aproximadamente em proporção ao quadrado da corrente. Um transformador que apresenta um desempenho aceitável num ponto de carga moderada pode perder consideravelmente mais potência próximo da sua faixa de operação de pico. Isto é importante em instalações fotovoltaicas porque uma grande parte da geração anual pode concentrar-se num número menor de horas de elevada irradiância.

O impacto total é melhor compreendido através do perfil operacional real da central. Um projeto com baixa carga média, mas muitas horas de energização, pode atribuir maior valor à minimização das perdas em vazio. Um local que opera frequentemente próximo da capacidade de exportação dos inversores pode beneficiar mais da redução das perdas em carga e da prevenção de aumentos de temperatura desnecessários. Nenhum dos objetivos de projeto pode ser selecionado corretamente apenas com base na capacidade nominal da placa de identificação.

As perdas também têm um efeito cumulativo. A energia elétrica perde-se diretamente, enquanto o calor gerado por essas perdas adiciona esforço térmico ao isolamento, aos terminais, às buchas, às interfaces de cabos e aos sistemas de ventilação dos invólucros. Uma temperatura de operação mais elevada pode restringir a capacidade útil, acelerar o envelhecimento do isolamento e tornar o desempenho menos estável em climas quentes. O modelo de rendimento deve considerar a perda de energia; a seleção dos equipamentos também deve considerar as condições operacionais que tornam essa perda mais difícil de gerir.

Uma classificação de elevada eficiência ainda pode ser a escolha de aquisição errada

Os valores de eficiência são frequentemente indicados num ponto de carga especificado, como 50%, 75% ou carga total. Esse valor é útil, mas não responde como o transformador se comportará ao longo do perfil anual completo de uma central solar. Duas unidades podem apresentar eficiência nominal semelhante, mas ter equilíbrios diferentes entre perdas no núcleo e perdas nos enrolamentos. Uma pode ser mais adequada para uma central com operação substancial pela manhã e à tarde; a outra pode ser mais indicada para um local onde os equipamentos são constantemente utilizados mais perto da potência nominal.

Os compradores devem solicitar aos fornecedores que indiquem as perdas em vazio garantidas, as perdas em carga à temperatura de referência indicada, a impedância, a gama de tomadas e os pressupostos utilizados para a eficiência indicada. Estes valores devem ser analisados juntamente com a modelização de geração horária ou baseada em intervalos, quando disponível. Uma comparação simples numa condição de carga nominal pode ocultar a diferença mais importante nas perdas anuais.

Também é importante distinguir a capacidade do transformador da carga elétrica provável da central. O sobredimensionamento pode reduzir as perdas em carga durante a produção de pico, mas pode introduzir perdas em vazio mais elevadas e custo de capital adicional. O subdimensionamento pode produzir elevadas perdas no cobre, calor excessivo e margem limitada para estratégias de clipping dos inversores, obrigações de potência reativa ou futuras ampliações da central.

A potência nominal adequada depende de vários fatores específicos do projeto:

• relação DC/AC e comportamento previsto de clipping do inversor;
• número, potência de saída e diversidade dos blocos de inversores ligados a cada transformador;
• temperatura ambiente, ganho solar nos invólucros, altitude, poeira e condições de ventilação;
• requisitos do código de rede para potência reativa e suporte de tensão;
• limitação de geração prevista, restrições de exportação e planos de integração de baterias;
• o valor comercial atribuído à energia durante os períodos de elevada produção.

Por exemplo, um transformador do lado AC selecionado apenas em função de uma potência nominal do inversor pode ter margem limitada quando o operador da rede solicita suporte de potência reativa. A corrente reativa contribui para a carga e para as perdas, mesmo quando a exportação solar ativa é restringida. Um projeto que parece eficiente num cálculo simplificado de potência ativa pode então operar num ponto térmico menos favorável.

O cálculo das perdas deve acompanhar o layout da central

A avaliação das perdas do transformador deve começar pela arquitetura elétrica, porque a alocação de perdas varia conforme o nível de tensão e a localização dos equipamentos. Um arranjo centralizado com menos transformadores de maior porte apresenta um padrão de perdas diferente de uma arquitetura distribuída que utiliza múltiplas estações inversor-transformador. Não existe um vencedor universal. Um menor número de unidades maiores pode reduzir perdas em vazio duplicadas, enquanto unidades distribuídas podem encurtar os percursos de cabos de baixa tensão e reduzir perdas noutras partes do sistema de coleta.

Essa compensação é frequentemente ignorada quando as propostas de transformadores são analisadas separadamente do projeto de cabos e subestação. Aproximar a transformação de tensão do inversor pode reduzir os percursos de corrente de baixa tensão, mas acrescenta mais núcleos de transformadores energizados em toda a instalação. A combinação de blocos num transformador coletor maior pode reduzir o número de núcleos, embora o encaminhamento dos cabos, o isolamento de falhas, o acesso e a logística de construção possam tornar-se mais difíceis.

Por conseguinte, a decisão deve comparar as perdas do sistema em vez das perdas do transformador isoladamente. No mínimo, a equipa do projeto deve avaliar:

• tensão de saída do inversor e tensão do enrolamento de baixa tensão do transformador;
• comprimentos de cabos e secções dos condutores em ambos os lados de cada transformador;
• tensão de coleta de média tensão e a distância até ao transformador elevador principal;
• impedância do transformador e o seu efeito na regulação de tensão, na operação em paralelo e nos estudos de curto-circuito;
• consumo auxiliar para refrigeração, ventilação, monitorização e controlo ambiental do invólucro;
• as consequências de uma unidade indisponível para a produção de energia e a conformidade com a rede.

É por isso que um transformador de baixas perdas, por si só, não garante a menor perda do projeto. Uma unidade com perdas ligeiramente maiores, colocada num layout elétrico mais adequado, pode proporcionar um melhor resultado para toda a central do que uma unidade tecnicamente superior instalada com cabos de baixa tensão longos e muito carregados. As equipas de aquisição devem exigir ao empreiteiro EPC ou ao projetista elétrico um quadro integrado de perdas, com as perdas discriminadas por inversor, cabo, transformador, aparelhagem de comutação e sistema auxiliar, quando viável.

As condições de operação podem eliminar as vantagens de eficiência no papel

As garantias de perdas da placa de identificação estão normalmente ligadas a condições de ensaio definidas. Os locais solares podem divergir significativamente dessas condições. Temperaturas ambiente elevadas aumentam a resistência dos condutores. Invólucros expostos à radiação solar direta podem reter calor. Poeira, névoa salina, humidade e fluxo de ar insuficiente podem degradar o desempenho térmico ou aumentar os requisitos de manutenção. A altitude elevada altera a capacidade de refrigeração. O conteúdo harmónico dos inversores pode acrescentar perdas além de uma hipótese convencional de carga sinusoidal.

Estas condições não tornam os dados publicados do transformador irrelevantes; tornam a análise da aplicação mais importante. O comprador deve confirmar se o transformador foi concebido para a faixa real de temperatura ambiente, altitude, tipo de instalação e ambiente de forma de onda. As margens térmicas devem ser analisadas considerando conjuntamente o invólucro, os cabos, a aparelhagem de comutação e o arranjo de ventilação.

Para blocos solares distribuídos, o invólucro da subestação compacta merece o mesmo escrutínio que o próprio transformador. Um arranjo totalmente fechado pode melhorar a segurança e reduzir a exposição à poeira e à humidade, mas o invólucro deve ainda dissipar o calor adequadamente no regime de operação previsto. Em projetos de energias renováveis que utilizam um arranjo integrado de MT/BT, umaSubestação Compacta de Tipo Europeu pode ser configurada com capacidades de transformador de 100kVA a 2500kVA, com opções de materiais para exterior e níveis de proteção. Essa flexibilidade de configuração só é útil quando o projeto térmico, as perdas do transformador, o regime da aparelhagem de comutação e o ambiente do local são analisados como um único conjunto.

Os harmónicos requerem atenção especial. A geração baseada em inversores pode introduzir componentes de corrente não sinusoidais, e o seu efeito nas perdas depende da construção do transformador e do espectro harmónico real. Um valor de perdas padrão pode não representar as perdas adicionais por correntes parasitas e dispersas sob carga harmónica. Quando o fabricante do inversor fornece dados harmónicos, estes devem ser incluídos na avaliação da aplicação pelo fornecedor do transformador, em vez de serem deixados como uma nota genérica de especificação.

Como comparar o custo do ciclo de vida sem depender de um único valor de preço

O custo de capital continua importante, mas uma comparação significativa de propostas deve converter as perdas garantidas no custo operacional esperado durante o período de avaliação do projeto. O cálculo não precisa de pressupor que a irradiação, as tarifas, a limitação de geração e a degradação futuras podem ser previstas com perfeição. Deve utilizar pressupostos consistentes entre as propostas para que a compensação seja visível.

Uma avaliação prática separa o custo anual de energia das perdas em vazio do custo anual de energia das perdas em carga. As perdas em vazio são multiplicadas pelas horas de energização previstas. As perdas em carga devem ser estimadas utilizando o perfil de carga esperado, em vez de serem simplesmente multiplicadas pelas horas de carga total. Quando não está disponível uma modelização horária detalhada, um fator de carga equivalente claramente indicado é preferível a considerar o transformador totalmente carregado sempre que há sol.

A valorização da energia deve refletir a estrutura comercial do projeto. Num modelo de receitas de mercado ou sensível ao horário, as perdas durante janelas de geração de elevado valor podem ter mais peso do que as perdas noutros momentos. Em projetos com garantias anuais de desempenho rigorosas, o tratamento das perdas do transformador no modelo de rendimento garantido deve ser explícito. A ambiguidade sobre se as perdas são incluídas antes ou depois do contador de faturação pode criar disputas posteriormente, mesmo quando o equipamento cumpriu os requisitos dos seus ensaios de fábrica.

A fiabilidade deve continuar a fazer parte da avaliação do ciclo de vida. Um projeto de perdas excecionalmente baixas que esteja mal adaptado à contaminação do local, à temperatura, ao acesso para manutenção ou às condições de serviço da rede pode criar riscos de disponibilidade. Em contrapartida, um projeto robusto com perdas ligeiramente superiores pode ser economicamente mais forte onde o acesso é difícil e o tempo de inatividade implica uma elevada penalização de geração. A estratégia de manutenção prevista, a abordagem para unidades sobresselentes, a capacidade de monitorização e o arranjo de isolamento de falhas pertencem à mesma discussão de aquisição que os watts de perda.

Questões que devem ser resolvidas antes de efetuar a encomenda

A especificação de aquisição de transformadores mais útil é aquela que converte os pressupostos da central em obrigações verificáveis. Em vez de solicitar apenas uma potência nominal e uma declaração ampla de eficiência, os compradores devem pedir valores de perdas garantidos, métodos de ensaio, normas aplicáveis, limites de isolamento e de elevação de temperatura, detalhes das tomadas, tolerâncias de impedância e condições de projeto ambiental. O fornecedor também deve identificar qualquer redução de potência causada pela altitude, temperatura ambiente, tipo de invólucro ou carga harmónica.

Em projetos solares com múltiplas unidades, a consistência é importante. Diferenças de impedância, posição de tomada, grupo vetorial ou características de perdas podem complicar a operação em paralelo e produzir uma partilha desigual entre blocos nominalmente idênticos. A normalização do projeto elétrico pode simplificar o comissionamento e o planeamento de sobresselentes, mas não deve impor uma única configuração de transformador a áreas do local com condições térmicas ou de ligação à rede significativamente diferentes.

Por fim, o quadro de perdas deve acompanhar o comissionamento. Os relatórios de ensaios de fábrica confirmam as características especificadas do transformador, mas as verificações no local devem confirmar as configurações corretas das tomadas, as ligações de fase, a ligação à terra, a qualidade das terminações dos cabos, o funcionamento da ventilação e a funcionalidade da monitorização de temperatura. Ligações deficientes ou fluxo de ar inadequado no invólucro podem criar perdas em campo e pontos quentes que nenhum certificado de eficiência de fábrica conseguirá evitar.

As perdas do transformador raramente determinarão, por si só, o resultado de um projeto solar. No entanto, persistem durante todos os dias de operação e situam-se diretamente entre a eletricidade gerada e a receita. Uma comparação disciplinada das perdas em vazio, das perdas em carga, do perfil de operação, das condições térmicas e do layout de toda a central fornece aos decisores uma base mais clara para selecionar equipamentos que protejam o rendimento energético durante a vida útil da central.