Projetando Transformadores de Subestação para Usinas Solares com Altas Cargas de CC para CA

No ponto em que uma usina solar passa dos blocos de inversores para o sistema coletor, a seleção do transformador pode se tornar uma fonte de risco evitável. Uma correspondência de tensão de placa pode parecer aceitável, mas a unidade ainda pode enfrentar carregamento diurno desigual, aquecimento por harmônicos, alterações repetidas de tensão, variações de potência reativa e alta temperatura ambiente. A resposta prática é projetar o transformador da subestação em torno do ciclo de operação CA do lado dos inversores e dos requisitos de interligação à rede — e não apenas da capacidade CC.

Normalmente, um transformador não conduz diretamente a saída CC do arranjo fotovoltaico. A corrente contínua é convertida pelos inversores antes de alcançar a rede coletora de média tensão. No entanto, uma alta relação CC/CA altera o perfil operacional observado pelo transformador. Ela pode criar longos períodos próximos ao limite de exportação CA, rampas mais acentuadas em torno de mudanças na irradiância, operação em plena carga relacionada ao clipping e atividade mais frequente de controle dos inversores. Umtransformador de subestação para usinas solares devidamente projetado deve, portanto, ser avaliado quanto ao desempenho térmico, perdas, impedância, harmônicos, solicitação do isolamento, coordenação da proteção e às funções exatas exigidas pelo código de rede no ponto de conexão.

Comece pelo perfil real de carregamento CA

A relação CC/CA é frequentemente usada para melhorar a captação de energia durante períodos de menor irradiância. Por exemplo, a capacidade dos módulos FV pode exceder a potência CA agregada dos inversores. Essa configuração não exige automaticamente um transformador dimensionado para toda a potência nominal CC. O limite elétrico relevante normalmente é a máxima saída CA simultânea do sistema de inversores, ajustada pela demanda auxiliar, operação de potência reativa, modos de operação em contingência e qualquer limite contratual de exportação.

A dificuldade é que a “saída CA máxima” nem sempre é um único valor estável. Os controles dos inversores podem ser obrigados a fornecer ou absorver potência reativa enquanto a geração ativa permanece alta. Dependendo dos requisitos da operadora da rede, o transformador pode precisar suportar uma carga de potência aparente superior à exportação esperada apenas em MW. Um projeto baseado somente em potência ativa pode subestimar a corrente e o carregamento térmico.

Antes de especificar as potências nominais, estabeleça um envelope operacional baseado no tempo, em vez de depender de uma única média anual. A análise de engenharia deve definir:

• Potência ativa máxima fornecida por todos os inversores nos terminais do transformador.
• Faixa de potência reativa exigida com alta potência ativa de saída.
• Duração esperada do clipping ou da operação próxima ao limite de exportação CA.
• Temperatura ambiente durante o período de maior carregamento elétrico esperado.
• Cargas auxiliares, demanda de serviços auxiliares da estação, sistemas de baterias ou cargas de alimentadores compartilhados.
• Se um transformador poderá temporariamente assumir a carga de um bloco de inversores adjacente após uma interrupção programada ou não programada.

Essa abordagem distingue uma instalação com alta relação CC/CA, mas com solicitação moderada do transformador, de outra que permanecerá próxima ao seu limite térmico durante longos períodos de verão. Ela também evita a conclusão simplista de que maior capacidade CC exige automaticamente um transformador proporcionalmente maior.

O projeto térmico deve refletir as condições operacionais solares

A geração solar é cíclica, mas isso não torna o resfriamento do transformador simples. O pico de geração ocorre comumente quando a temperatura externa, a radiação solar sobre os invólucros e a temperatura local da sala de equipamentos também estão elevadas. Em uma subestação compacta, o calor rejeitado pelos inversores, equipamentos de manobra e sistemas de cabos pode elevar a temperatura do ar em torno de um transformador a seco. Acúmulo de poeira, trajetos de ventilação restritos ou venezianas mal dispostas podem reduzir ainda mais o desempenho de resfriamento.

A avaliação térmica deve considerar a combinação operacional mais severa plausível: alta saída dos inversores, demanda de potência reativa, alta temperatura ambiente e fluxo de ar reduzido. Um transformador que opera confortavelmente em carga nominal em um ambiente controlado de teste de fábrica pode exigir desclassificação em um invólucro de usina solar ou skid conteinerizado.

Para transformadores imersos em líquido, a análise concentra-se na temperatura do óleo superior, temperatura do ponto quente dos enrolamentos, exposição dos radiadores, estágios de resfriamento e arranjos de expansão do óleo. Para projetos em resina fundida e outros tipos a seco, a elevação de temperatura dos enrolamentos, o volume de ventilação, a configuração do invólucro, o controle dos ventiladores e os pontos de monitoramento de temperatura tornam-se especialmente importantes. Nenhuma das tecnologias é universalmente superior; o layout do local, os requisitos de segurança contra incêndio, as condições ambientais, a estratégia de manutenção e os padrões do projeto determinam a escolha apropriada.

O resfriamento por ar forçado pode ser útil quando tratado como um modo operacional definido, e não como uma condição permanente presumida. A alimentação dos ventiladores, os controles automáticos, os alarmes, o acesso para manutenção e a potência de reserva sem ar forçado devem ser documentados. Um transformador com capacidade de sobrecarga sob resfriamento por ar forçado não deve ser usado para compensar uma potência básica fundamentalmente subdimensionada, salvo se o ciclo de operação esperado, o modelo térmico e os ajustes de proteção sustentarem essa decisão.

Harmônicos: avalie a forma de onda, não apenas a corrente fundamental

Os inversores solares modernos são projetados para fornecer saída CA controlada, mas sua operação de comutação pode introduzir componentes harmônicos e de alta frequência. O nível real no transformador depende da topologia do inversor, do projeto dos filtros, do ponto de operação, dos comprimentos dos cabos, do arranjo de aterramento, da impedância da rede e das interações entre blocos de inversores em paralelo. A corrente harmônica aumenta as perdas nos condutores e pode produzir perdas adicionais por dispersão nos enrolamentos, grampos, paredes do tanque e peças estruturais.

Não presuma que uma ficha técnica de inversor em conformidade, por si só, conclui a avaliação de harmônicos do transformador. A avaliação deve analisar o espectro harmônico do inversor nos níveis de carga relevantes, o número de unidades conectadas em paralelo, a capacitância dos cabos coletores e a impedância da rede a montante. A ressonância harmônica pode surgir da combinação dos equipamentos, mesmo quando cada item é aceitável isoladamente.

As questões a resolver durante o projeto incluem se o fabricante do transformador necessita de informações sobre perdas harmônicas, se é necessário um cálculo de desclassificação e se a impedância especificada afetará a ressonância ou o desempenho dos filtros. Em sistemas coletores maiores, pode ser necessário um estudo de harmônicos da rede para determinar se são necessários filtros, projeto modificado do transformador ou limites operacionais.

Os efeitos de modo comum em alta frequência também merecem atenção na interface inversor-transformador. A blindagem dos cabos, o aterramento, a coordenação da proteção contra surtos e o projeto do isolamento dos enrolamentos devem ser considerados em conjunto. Essas questões são particularmente relevantes quando longos trechos de cabo MT conectam várias estações de inversores ou quando o transformador é instalado próximo às saídas dos inversores com frentes de comutação rápidas.

A impedância é uma decisão de desempenho da rede

A impedância do transformador é frequentemente tratada como um valor de catálogo, mas, em uma instalação solar, ela tem consequências diretas para a regulação de tensão, corrente de falta, comportamento de suportabilidade a faltas dos inversores e sensibilidade da proteção. Uma impedância excessivamente alta pode aumentar a elevação de tensão durante a exportação e reduzir a corrente de falta disponível para os dispositivos de proteção. Uma impedância muito baixa pode aumentar a solicitação de curto-circuito sobre os equipamentos de manobra e equipamentos a jusante.

O valor preferencial depende do layout do sistema coletor e da robustez da conexão à rede. Um alimentador curto e rígido apresenta uma condição diferente de um circuito coletor radial longo com vários transformadores de inversores. O estudo deve examinar a tensão nos terminais dos inversores durante exportação total, condições de baixa exportação, comandos de potência reativa e eventos de comutação plausíveis. Também deve verificar se as funções de controle de tensão dos inversores permanecem estáveis com a impedância selecionada do transformador e a impedância dos cabos.

A seleção de taps é igualmente importante. Usinas solares podem apresentar uma elevação persistente de tensão no barramento coletor durante alta exportação, enquanto a tensão a montante pode variar conforme as condições da rede. Taps fixos sem carga podem ser adequados quando o estudo do sistema confirma uma faixa de tensão estreita. Quando a variação de tensão é maior, o projeto pode exigir uma estratégia de regulação diferente, como comutação sob carga no transformador principal da rede ou controle coordenado de potência reativa dos inversores. Não se deve esperar que o próprio transformador resolva um problema de controle de tensão em nível de sistema sem confirmar o comportamento da rede mais ampla.

Escolha isolamento e proteção para a instalação, não apenas para a potência nominal

Os locais solares frequentemente instalam transformadores ao ar livre, em subestações pré-fabricadas ou próximos a skids de inversores. A instalação pode expor os equipamentos a poeira, umidade, ar salino, condensação, exposição ultravioleta, areia e variação sazonal de temperatura. Essas condições afetam a seleção de buchas, a classe do invólucro, as distâncias de isolação dos terminais, os sistemas de revestimento, a vedação dos cabos e a adequação dos trajetos de resfriamento dos tipos a seco.

Para um ponto de distribuição de média tensão interno ou fechado, onde o desempenho em incêndio e a redução do risco de incêndio por líquido são prioridades, um transformador a seco em resina fundida pode ser adequado. OTransformador de Distribuição Trifásico a Seco em Resina Fundida de 20 kV está disponível com entrada de 20 kV e configuração de saída de 0,4 kV ou 0,415 kV, capacidades de 50 kVA a 5000 kVA e faixa de taps de alta tensão de ±2 × 2,5%. Seu nível de proteção IP23 declarado, classe retardante de chamas F1, sistema de proteção e controle de temperatura e capacidade de sobrecarga por ar forçado podem ser relevantes quando o arranjo exigir um transformador de distribuição a seco. O invólucro exato, o arranjo de ventilação, a relação de tensão e a capacidade ainda precisam corresponder ao projeto do lado CA do bloco solar.

O projeto da proteção deve considerar uma característica essencial da geração baseada em inversores: a corrente de falta do inversor é geralmente limitada e pode ser controlada de forma diferente da corrente fornecida por geradores rotativos. Os ajustes convencionais de proteção contra sobrecorrente que funcionam em uma concessionária ou planta industrial podem não ser suficientemente sensíveis em um sistema coletor solar. A proteção diferencial, a proteção de falta à terra restrita, a proteção do alimentador e os elementos de sobrecorrente de retaguarda devem ser coordenados com o comportamento da corrente de falta dos inversores e a corrente de energização do transformador.

A energização do transformador merece atenção separada. A corrente de energização pode causar disparos indevidos, especialmente quando vários transformadores são energizados após uma interrupção em todo o local. A filosofia de proteção deve distinguir a energização das condições de falta interna, permanecendo sensível a falhas reais nos enrolamentos ou terminais. O grupo vetorial do transformador, o método de aterramento, o tratamento do neutro e quaisquer caminhos de sequência zero devem ser coordenados com o esquema de faltas à terra do sistema coletor.

Uma análise prática de projeto antes de emitir a especificação

Uma sequência útil de análise começa traçando o caminho de potência dos terminais dos inversores, através do sistema coletor BT ou MT, até o ponto de interconexão. Identifique cada local onde o fator de potência, a tensão, a corrente ou o nível de falta muda. Em seguida, compare a especificação do transformador com as seguintes evidências de engenharia, em vez de tratá-la como um documento de aquisição independente.

1. Confirme a base da potência nominal. Use a saída CA máxima dos inversores e o suporte kvar exigido para determinar a carga contínua de potência aparente. Indique se a potência nominal pressupõe resfriamento natural, resfriamento forçado ou um período limitado de sobrecarga.
2. Verifique a relação de tensão e a faixa de taps. Verifique a tensão normal, mínima e máxima em ambos os terminais do transformador sob condições de exportação e potência reativa. Inclua a queda ou elevação de tensão nos cabos.
3. Analise a impedância com o modelo do sistema. Teste a solicitação de falta, regulação de tensão, alcance da proteção e o impacto nos controles dos inversores antes de aceitar um valor nominal de impedância.
4. Forneça dados de entrada de harmônicos. Forneça ao fabricante informações sobre harmônicos dos inversores, quando disponíveis, e determine se é necessária margem adicional para enrolamentos ou perdas por dispersão.
5. Defina o ambiente físico. Indique local interno/externo, temperatura ambiente máxima, altitude, exposição solar, nível de poluição, condições de umidade e restrições de ventilação.
6. Coordene proteção e monitoramento. Confirme relações dos transformadores de corrente, alarmes de temperatura, limites de disparo, alarmes dos ventiladores, para-raios, filosofia de falta à terra e interfaces de comunicação.
7. Planeje a manutenção. Confirme o acesso para inspeções, varredura infravermelha, limpeza, testes de cabos, substituição de ventiladores quando aplicável e isolamento seguro.

Onde os projetos mais frequentemente perdem margem

Um erro frequente é selecionar um transformador com base na capacidade CC FV e, em seguida, adicionar margem excessiva sem verificar a limitação CA real dos inversores. Isso pode aumentar o custo de capital, as perdas em vazio, a área ocupada e a solicitação de curto-circuito sem melhorar a restrição operacional real. O erro oposto é mais grave: escolher uma unidade igual à exportação nominal em MW, desconsiderando a demanda de potência reativa, a alta temperatura ambiente e as perdas do transformador. Nesse caso, a placa de identificação pode parecer adequada, enquanto a margem de temperatura dos enrolamentos é insuficiente.

Outra abordagem deficiente é especificar equipamentos para “serviço solar” sem definir o serviço. Essa expressão tem pouco valor, a menos que seja traduzida em requisitos mensuráveis: ciclo de carga, condições ambientais, conteúdo harmônico, modo de resfriamento, classe de isolamento, arranjo de taps, tolerância de impedância, dispositivos de monitoramento e normas exigidas. Dados de entrada claros permitem ao fabricante projetar e testar o equipamento apropriado; uma linguagem vaga frequentemente leva a premissas que só surgem durante o comissionamento.

Os avaliadores técnicos também devem distinguir entre um transformador de bloco e o transformador principal da subestação. Uma unidade de bloco próxima aos inversores pode priorizar compacidade, desempenho contra incêndio, arranjo de enrolamento de baixa tensão e condições térmicas locais. O transformador elevador principal geralmente deve lidar com coordenação de isolamento em tensão mais alta, níveis de falta da rede, aterramento do sistema, regulação de tensão e interfaces de proteção da concessionária. Aplicar o mesmo conjunto de premissas a ambos os locais pode criar lacunas no projeto.

Quando estudos adicionais do sistema são justificados

Análises adicionais são justificadas quando o local possui uma conexão de rede fraca, uma rede coletora longa, capacitância substancial de cabos, múltiplas tecnologias de inversores, armazenamento de energia conectado ao mesmo barramento ou requisitos rigorosos de potência reativa e suportabilidade a faltas. Nesses casos, estudos de fluxo de carga, curto-circuito, harmônicos, coordenação de isolamento e proteção não são meras adições burocráticas; eles determinam se os parâmetros do transformador suportam operação estável.

A especificação mais confiável é aquela que primeiro estabelece o envelope de operação elétrica e, em seguida, a construção do transformador. Quando o carregamento CC/CA elevado é traduzido em corrente CA realista, demanda de kvar, exposição à temperatura e interação com os inversores, o transformador pode ser dimensionado e configurado para um serviço confiável, em vez de apenas selecionado por tensão e kVA.