3. Aspecte de bază privind (auto)transformatoarele în electroenergetică

3.1. Consideraţii generale

Transformatorul este un echipament electric destinat să transforme doi

dintre parametrii energiei electrice (tensiunea şi curentul). Funcţionarea sa se

bazează pe principiul inducţiei electromagnetice.

Autotransformatorul este echipamentul de transformare la care pe

fiecare fază, două sau mai multe înfăşurări au o legătură galvanică, în aşa fel

încât există o înfăşurare comună.

Între cele două echipamente există multe asemănări.

În practica energetică, transformatorul utilizat pentru tranzitul energiei se

numeşte transformator de putere sau de forţă.

În funcţie de numărul fazelor, transformatoarele sunt monofazate sau

polifazate. În sistemul electroenergetic, cele mai utilizate sunt cele trifazate.

În funcţie de numărul înfăşurărilor aflate în cuplaj pe fiecare fază,

transformatoarele pot fi cu:

două înfăşurări;

trei sau mai multe înfăşurări.

Înfăşurările unei faze pot fi denumite în mai multe moduri. Astfel, după

tensiunea la borne există uzanţa de a se numi înfăşurarea cu tensiunea cea mai

mare drept înfăşurare de înaltă tensiune, înfăşurarea de tensiune mică -

înfăşurarea de joasă tensiune şi dacă există o a treia înfăşurare de tensiune

intermediară - înfăşurare de tensiune medie. Astfel de denumiri pot însă crea

confuzie cu denumirile reţelelor după tensiune. De exemplu, la un transformator

de 20/6 kV există riscul de a denumi înfăşurarea de 6 kV drept înfăşurarea de

medie tensiune, deşi transformatorul leagă două reţele de înaltă tensiune

(conform noilor standarde în vigoare). Pentru a evita astfel de confuzii, în cele

ce urmează, prin convenţie, se vor denumi înfăşurările drept înfăşurare de

tensiune superioară, înfăşurare de tensiune inferioară şi, respectiv, de tensiune

mijlocie, dacă este cazul. Înfăşurările unui transformator mai pot fi denumite şi

în funcţie de sensul tranzitului de energie drept înfăşurare primară sau „primar”

(prin care se absoarbe energie), înfăşurare secundară sau „secundar”, iar dacă

există o a treia înfăşurare aceasta se va numi înfăşurare terţiară sau „terţiar”.

3.2. Mărimi caracteristice transformatoarelor

Transformatorul este caracterizat de o serie de mărimi cu ajutorul cărora

pot fi determinate schemele echivalente, regimurile de funcţionare etc.

Tensiunile nominale ale înfăşurărilor: nnn UUU 321 , , etc. Prezentate sub

forma nn UU 21 / sau nnn UUU 321 // aceste tensiuni reprezintă raportul de

transformare.

Curenţii nominali ai fiecărei înfăşurări: nnn III 321 ,, etc.

Puterea nominală a transformatorului (când toate înfăşurările au aceeaşi

putere) sau puterea nominală a fiecărei înfăşurări (când nu toate înfăşurările au

aceeaşi putere): nS sau nnn SSS 321 // .

Tensiunea de scurtcircuit (când transformatorul are două înfăşurări) sau

tensiunile de scurtcircuit când transformatorul are trei sau mai multe înfăşurări:

SCu exprimată în procente.

Curentul absorbit la mersul în gol: oi , exprimat în procente.

Puterile active absorbite la proba de mers în gol, respectiv la proba de

mers în scurtcircuit: oP , respectiv scP ; atunci când transformatorul are trei sau

mai multe înfăşurări se precizează trei sau mai multe valori ale lui scP . În

practica energetică, aceste mărimi mai pot fi exprimate sub forma oP respectiv

scP , FeP respectiv BP etc.

Grupa de conexiuni a transformatorului, care indică modul de conectare al

fiecărei înfăşurări precum şi defazajul dintre tensiuni.

3.3. Conexiunile înfăşurărilor transformatoarelor

3.3.1. Marcarea bornelor

Convenţie de marcare a bornelor pentru transformatoarele trifazate:

pentru înfăşurările cu tensiunea cea mai mare se notează cu A, B, C bornele

de început ale înfăşurărilor şi cu X, Y, Z bornele de sfârşit;

pentru înfăşurările cu tensiunea cea mai mică se notează cu a,b,c, bornele

de început ale înfăşurărilor şi cu x, y, z bornele de sfârşit;

dacă există şi înfăşurări cu tensiune intermediară, mijlocie, notaţiile vor fi

mmm CBA , , respectiv mmmX Z,Y ,

.

Punctul neutru se va nota asemănător cu N, n sau mN .

Modul de amplasare la bornele înfăşurărilor pe capacul unui transformator

(vedere de sus), pentru diverse tipuri de transformatoare, se prezintă în figura

3.1.

Fig 3.1. Moduri de amplasare şi notare a bornelor la transformatoare: a -

monofazate; b - trifazate cu două înfăşurări; c - trifazate cu trei înfăşurări

3.3.2. Conectarea înfăşurărilor transformatoarelor trifazate

Conexiunea stea, simbolizată prin litera Y sau y, se obţine prin legarea

împreună a capetelor de început sau de sfârşit ale celor trei înfăşurări de aceeaşi

tensiune, formându-se astfel punctul neutru sau neutrul conexiunii.

Fig 3.2. Conexiunea stea a înfăşurărilor unui transformator trifazat

Tensiunea pe fiecare înfăşurare este tensiunea de fază, respectiv o

tensiune mai mică.

În regim echilibrat de funcţionare, potenţialul punctului neutru este

teoretic zero. Acest lucru face ca tensiunea aplicată izolaţiei unei înfăşurări să

fie mult scăzută spre capătul dinspre neutru al înfăşurării. Constructiv, acest

lucru se traduce în posibilitatea reducerii izolaţiei înfăşurării spre punctul neutru,

reducerea costului transformatorului.

Punctul neutru poate fi utilizat în diverse scopuri, de exemplu pentru

realizarea anumitor regimuri în cazul apariţiei unor defecţiuni în reţelele

electrice.

Conexiunea triunghi, simbolizată prin litera D sau d, se obţine legând

borna de început a unei înfăşurări cu borna de sfârşit a înfăşurării de pe altă fază.

Fig 3.3. Conexiunea triunghi a înfăşurărilor unui transformator trifazat

Particularităţi:

tensiunea aplicată unei înfăşurări este tensiunea între faze, deci o tensiune

mai mare;

izolaţia unei înfăşurări este solicitată la fel în tot lungul ei;

curenţii prin fiecare înfăşurare sunt de 3 ori mai mici decât curenţii de

linie, care intră sau ies prin bornele înfăşurării;

componentele homopolare de curent se închid pe conturul triunghiului şi

prin urmare nu trec dincolo de borne;

acelaşi fenomen se întâmplă cu armonica 3 a curentului.

Conexiunea zig-zag este simbolizată prin litera Z sau z. Pentru a putea

obţine o astfel de conexiune, fiecare înfăşurare se realizează din două părţi şi se

leagă ca în fig 3.4.

Fig 3.4. Conexiunea zigzag a înfăşurărilor unui transformator

Conexiunea zigzag are următoarele particularităţi:

are punct neutru;

zigzag-ul constituie un şunt pentru componentele homopolare de

curent sau pentru armonica de ordinul 3 a curenţilor, dacă cele două

părţi ale înfăşurărilor sunt identice;

prin faptul că tensiunea între bornele a şi x ale unei înfăşurări este

rezultatul unei sume vectoriale a două tensiuni de pe faze diferite,

înfăşurarea zigzag ajută la echilibrarea tensiunilor pe faze.

3.3.3. Grupa de conexiuni a transformatoarelor

Este un ansamblu de notaţii prin care se precizează modul de conexiune al

înfăşurărilor, precum şi unghiul de defazaj dintre tensiunile de acelaşi nume ale

acestora. Grupa de conexiuni este simbolizată printr-un grup de litere, care arată

conexiunea fiecărei înfăşurări, urmat de un număr întreg cuprins între 0 şi 11,

care este raportul dintre unghiul de defazaj şi un unghi de o30 . Spre exemplu,

transformatorul care are grupa de conexiuni Yd 11:

prima înfăşurare are conexiunea stea;

înfăşurarea de tensiune inferioară are conexiunea triunghi;

defazajul dintre tensiunea de acelaşi nume superioară şi cea

inferioară este de o330 . Trebuie avut în vedere că defazajul se

stabileşte parcurgând în sensul acelor de ceasornic unghiul dintre

tensiunea primară şi cea secundară.

Grupele de conexiuni pare (0, 2, 4, 6, 8, 10) se pot obţine prin combinaţii

de tipul Yy, Dd sau Dz, iar grupele de conexiuni impare (1, 3, 5, 7, 9, 11) prin

combinaţii de tipul Yd, Dy, Yz.

Cunoaşterea grupei de conexiuni este importantă la alegerea

transformatoarelor. Astfel, două transformatoare nu pot funcţiona eficient în

paralel dacă nu au aceeaşi grupă de conexiuni. În cazurile în care trebuie puse

în paralel căi de alimentare a unei staţii, căi care pot forma o buclă în reţea,

atunci suma defazajelor pe conturul buclei trebuie să fie zero. Un exemplu este

prezentat în figura 3.5, referitor la căile de alimentare ale serviciilor proprii de

6kV ale unei centrale electrice. Se observă că se poate forma o buclă între căile

de alimentare normală şi de rezervă ale serviciilor proprii.

Fig 3.5. Alimentarea unei staţii de servicii proprii pentru

un grup de mare putere

Transformatorul de bloc va avea tensiunea inferioară defazată cu 330o faţă

de tensiunea superioară. Parcurgând în continuare bucla, se constată că

transformatorul de rezervă va avea tensiunea inferioară defazată cu 330o, dar în

sensul invers al parcurgerii buclei, deci suma defazajelor celor două

transformatoare pe buclă va fi zero. Ca urmare, transformatorul de servicii

proprii de bloc trebuie să aibă o grupă de conexiuni 0 (în figură Dd 0). Dacă nu

se respectă condiţia ca suma defazajelor să fie nulă sau 360o, nu se pot pune în

paralel cele două căi de alimentare a serviciilor proprii. Pe bucla astfel formată,

căderea de tensiune poate fi semnificativă, ea aplicându-se pe un circuit de

impedanţă mică, ceea ce poate conduce la apariţia unor curenţi de valori mari.

3.4. Raportul de transformare

Raportul tensiunilor de acelaşi nume măsurate la mersul în gol al

transformatorului. La transformatoarele trifazate, raportul de transformare poate

fi diferit de raportul numărului de spire pe fiecare fază al înfăşurărilor în funcţie

de conexiunile înfăşurărilor. Astfel, conexiunile de tip Yy şi Dd au raportul

tensiunilor egal cu raportul numărului de spire:

2

1

N

N

U

Uk

ab

AB

(3.1.)

În cazul conexiunilor Yd şi Zd există relaţia:

2

13N

N

U

Uk

ab

AB

(3.2.)

iar în cazul conexiunilor Dy şi Dz:

2

1

3

1

N

N

U

Uk

ab

AB

(3.3.)

Dacă, de exemplu, conexiunea zigzag nu are număr egal de spire pe cele

două părţi ale înfăşurării atunci:

2

1

N

NC

U

Uk

ab

AB

(3.4.)

unde C poate lua diverse valori.

Transformatorul este un echipament reversibil în exploatare în ceea ce

priveşte sensul de tranzit al energiei. Din punctul de vedere al regimului de

tensiuni, între două reţele cu aceleaşi tensiuni nominale, un transformator

ridicător va avea constructiv un raport de transformare diferit de un

transformator coborâtor.

Exemplu, transformatoarele care leagă reţele de 110kV şi 6kV. În cazul

unei staţii de 6 kV de centrală, prin transformatorul de legătură cu staţia de 110

kV energia va circula de la 6 kV la 110 kV şi transformatorul ridicător va avea

raportul de transformare k=6/121 kV. Dacă staţia de 6 kV este una de distribuţie

alimentată printr-un transformator de la staţia de 110 kV (energia va circula de

la 110 kV spre 6kV), atunci transformatorul coborâtor va avea raportul de

transformare k=110/6,6 kV.

O parte dintre transformatoare permit modificarea raportului de

transformare în scopul reglării tensiunii la bornele transformatoarelor, pentru a

asigura astfel consumatorilor o alimentare de calitate.

Transformatoarele la care se poate modifica raportul de transformare sunt

prevăzute cu prize de reglaj pe înfăşurarea de tensiune superioară. În cazul altor

transformatoare, mai ales în cazul autotransformatoarelor de mare putere, se pot

prevedea (auto)transformatoare speciale de reglaj, amplasate, de regulă, în

paralel cu unităţile principale.

Pentru o parte dintre transformatoare (în special transformatoarele din

posturi) reglajul tensiunii (trecerea de pe o priză pe alta) nu se poate face decât

în absenţa tensiunii, prin intermediul unor comutatoare acţionate manual sau cu

motor electric. De regulă, aceste transformatoare au trei sau cinci prize: 0 şi ±

5%, respectiv 0 şi ± 2x2,5%.

Pentru transformatoarele de tensiuni înalte şi puteri mari, reglajul tensiunii

se poate face sub tensiune, în sarcină. Astfel de transformatoare sunt prevăzute

cu un număr mai mare de prize. De exemplu, există la transformatoarele cu

tensiunea superioară de 110 kV un număr de 19 prize (0 şi ± 9x1,78%) sau la

transformatoare cu tensiunea superioară de 220 kV un număr de 27 prize (0 şi ±

13x1,25%). La această categorie de transformatoare, reglajul tensiunii, respectiv

comutarea de pe o priză pe alta, se face prin intermediul unor comutatoare

speciale, care constituie un punct slab al transformatorului, deoarece se

defectează des. Aceste comutatoare trebuie să asigure trecerea de pe o priză pe

alta fără întreruperea sarcinii şi fără scurtcircuitarea înfăşurărilor.

3.5. Autotransformatorul (AT)

Autotransformatorul, spre deosebire de transformator, are cele două

înfăşurări legate atât magnetic cât şi galvanic. În figura 3.6 sunt prezentate

alăturat, pentru comparaţie, un transformator şi un autotransformator.

a b

Fig 3.6. Comparaţie între transformator (a) şi autotransformator (b)

Atât în cazul transformatorului cât şi al autotransformatorului, raportul de

transformare se poate nota cu 122121 /// IIUUNNk . Cu erorile de rigoare,

pentru autotransformator, se poate scrie:

cIII 12 (3.5.)

unde prin cI s-a notat curentul prin înfăşurarea comună a autotransformatorului.

Multiplicând cu 2U ambii termeni se obţine:

cIUIUIU 21222 (3.6.)

Analizând termenii relaţiei precedente se poate arăta că, dacă se consideră

(cu neglijarea pierderilor) 222 SIU puterea totală tranzitată prin

autotransformator de la înfăşurarea 1 spre înfăşurarea 2, atunci termenul 12 IU va

reprezenta puterea tranzitată prin legătura galvanică, iar termenul cIU 2 va

reprezenta puterea tranzitată prin miezul magnetic. Rezultă că din toată puterea

tranzitată printr-un autotransformator, pe cale magnetică se va tranzita numai o

parte (notată cu magk ):

kUUIIIIIIUIUk ccmag /11/1/// 122122222

(3.7.)

Comparativ cu transformatorul, autotransformatorul are câteva avantaje

prezentate în continuare.

Deoarece prin miezul magnetic se tranzitează numai o parte din puterea

totală, atât masa de fier, cât şi pierderile în fier vor fi mai mici (raportul dintre

masa de fier a autotransformatorului şi cea a unui transformator de aceeaşi

putere este de ordinul magk ).

Masa de metal conductor şi pierderile în bobinaje sunt mai mici în cazul

autotransformatorului, raportul de reducere fiind tot de ordinul magk . De

exemplu, dacă se compară înfăşurările 2N , la autotransformator şi transformator,

această înfăşurare este parcursă de curentul cI , mai mic decât 2I ; deci poate avea

o secţiune mai mică şi, de asemenea, pierderile mai mici.

Concluzia este că, la aceeaşi putere nominală, autotransformatorul are

(comparativ cu un transformator) atât masele de metal activ, cât şi pierderile de

putere electrică mai mici, raportul dintre acestea fiind de ordinul magk . Deci un

autotransformator va fi cu atât mai avantajos cu cât magk este mai mic, adică cu

cât tensiunile 1U şi 2U sunt mai apropiate, respectiv cu cât raportul de

transformare este mai apropiat de 1.

Autotransformatorul are şi tensiunea de scurtcircuit mai mică decât cea a

unui transformator, ceea ce face ca în caz de scurtcircuit autotransformatorul să

nu prezinte o reactanţă prea mare. Un scurtcircuit la bornele

autotransformatorului va conduce deci la curenţi de scurtcircuit mari. Este unul

dintre motivele pentru care, în sistemul nostru electroenergetic, în staţiile de

400/110kV se folosesc transformatoare şi nu autotransformatoare.

Principala restricţie în utilizarea autotransformatoarelor este legată de

modul în care este tratat punctul neutru al reţelelor între care se instalează

autotransformatoare.

În primul rând, întrucât autotransformatorul (care are întotdeauna

conexiunea stea) are un singur punct neutru, comun ambelor înfăşurări, cele

două reţele legate trebuie să aibă acelaşi mod de tratare a punctului neutru.

În al doilea rând, autotransformatorul nu poate fi folosit între reţele cu

neutrul izolat sau tratat prin bobină de stingere, deoarece în cazul unei puneri

monofazate la pământ în reţeaua de tensiune mai mare (faza A, de exemplu),

prin deplasarea potenţialului punctului neutru comun, creşterea tensiunii aplicate

izolaţiei fazelor sănătoase în reţeaua de tensiune mai mică ar fi foarte mare (fig

3.7). Prin P s-a notat potenţialul pământului. În regim normal de funcţionare,

punctul neutru comun va avea acest potenţial şi, ca urmare, în fiecare dintre cele

două reţele, tensiunile aplicate izolaţiei fazelor vor fi egale cu tensiunile de fază

ale fiecărei reţele: BNBPBbnbPb UUUUUU respectiv .

Se observă din figura 3.7,b că la punerea monofazată la pământ a fazei A

din reţeaua cu tensiunea mai mare, tensiunea dintre faza b, de exemplu, şi

pământ devine mult mai mare decât obişnuitul 1,73 Ub.

a b

Fig 3.7. Efectele folosirii autotransformatorului între reţele cu neutrul izolat

a - regim normal; b - punere monofazată la pământ a fazei A

Autotransformatorul nu se foloseşte decât între reţele care funcţionează cu

neutrul legat efectiv la pământ.

Întotdeauna punctul neutru comun al autotransformatorului se va lega efectiv

la pământ.

În afara celor două înfăşurări legate atât magnetic cât şi galvanic,

autotransformatorul mai poate avea şi o a treia înfăşurare, cuplată numai

magnetic cu celelalte două (figura 3.8). Întrucât schimbul de energie cu această

înfăşurare terţiară se face doar prin miezul magnetic, dimensionat pentru o

putere mai mică decât puterea nominală a autotransformatorului ( nATmag Sk ),

puterea nominală a acestei înfăşurări terţiare va fi mai mică decât puterea

nominală a autotransformatorului. Valoarea sa maximă poate fi egală cu

nATmag Sk .

Fig 3.8. Autotransformator cu terţiar

Marea majoritate a autotransformatoarelor sunt prevăzute cu o înfăşurare

terţiară, conectată în triunghi, având ca tensiune nominală o tensiune medie.

În sistemul nostru electroenergetic autotransformatoarele sunt folosite

între reţelele de 110 kV şi 220 kV, între reţelele de 220 kV şi 400 kV, precum şi

între reţeaua de 400 kV şi cea de 750 kV. În rest, sunt folosite transformatoare.

3.6. Transformatorul cu înfăşurare divizată (TID)

Transformatorul cu înfăşurarea divizată este un transformator de

construcţie specială cu trei înfăşurări pe fiecare fază.

Comparativ cu un transformator obişnuit cu două înfăşurări,

transformatorul cu înfăşurare divizată apare ca având una dintre înfăşurări

divizată în două înfăşurări identice ca putere şi tensiune, fiecare având o putere

nominală egală cu jumătate din puterea nominală a transformatorului. Dacă se

funcţionează cu cele două înfăşurări identice în paralel atunci transformatorul

are caracteristici identice cu un transformator obişnuit cu două înfăşurări.

TID este folosit mai ales în situaţiile în care este necesară limitarea

curenţilor de scurtcircuit în reţelele electrice. Cele două înfăşurări identice,

având putere nominală mai mică, egală cu jumătate din puterea

transformatorului, vor avea o reactanţă mai mare, practic dublă faţă de

transformatorul similar cu două înfăşurări. Ca urmare, dacă cele două înfăşurări

nu funcţionează în paralel, curenţii de scurtcircuit prin transformator vor fi

reduşi practic la jumătate, comparativ cu un transformator cu două înfăşurări.

Fig 3.9. Schema echivalentă a transformatorului cu înfăşurare divizată

a - transformator cu două înfăşurări, b - transformator cu înfăşurare divizată

Transformatorul cu înfăşurare divizată este mai scump decât un

transformator cu două înfăşurări, dar folosirea sa pentru limitarea curenţilor de

scurtcircuit este mai ieftină decât înlocuirea transformatorului obişnuit cu două

transformatoare, tot cu două înfăşurări, dar de putere mai mică (soluţie

alternativă de limitare a curenţilor de defect).

În anumite scheme (fig 3.10), transformatorul cu înfăşurare divizată mai

poate fi folosit, tot din motive economice (reducerea investiţiei în

transformatoare şi celule), pentru a racorda la o tensiune înaltă două generatoare

de putere relativ mică (de regulă hidrogeneratoare).

Există TID-uri la care divizarea înfăşurării este realizată în trei sau chiar

patru înfăşurări identice de puteri corespunzător mai mici.

Fig 3.10. Folosirea TID la racordarea a două generatoare

3.7. Răcirea transformatoarelor

Căldura produsă în timpul funcţionării afectează durata de viaţă a

transformatoarelor, în special ca urmare a uzurii premature a izolaţiei (circa 10%

din totalul cauzelor care determină defectarea transformatoarelor de 110/MT

sunt provocate de îmbătrânirea izolaţiei).

Transformatoarele de mare putere au sistemul de izolare compus din

materiale organice (ulei mineral, hârtie şi carton comprimat). În general, se

consideră că durata de viaţă a transformatoarelor poate fi descrisă aproape

exclusiv în funcţie de deteriorarea sub influenţa căldurii a proprietăţilor

mecanice ale hârtiei izolante dintre spirele înfăşurărilor.

Circulaţia agentului de răcire se poate face natural (N) sau forţat, cu

agentul de răcire nedirijat (F) sau dirijat (D). La transformatoarele cu circulaţie

forţată şi dirijată a agentului de răcire, o anumită parte a fluxului forţat al

agentului de răcire este canalizată prin înfăşurări.

Ca agent de răcire, fabricanţii de transformatoare utilizează diferite

fluide. Dacă în cazul (auto)transformatoarelor de mare putere cel mai folosit

agent de răcire este uleiul, pentru transformatoarele destinate posturilor de

transformare se aplică şi alte soluţii. În continuare se face o scurtă prezentare a

variantelor de răcire folosite în construcţia transformatoarelor.

Transformatoarele imersate. Dielectricul lichid se dilată în funcţie de

încărcarea transformatorului şi de temperatura ambiantă. Fabricanţii utilizează

două tehnologii de compensare a variaţiilor corespunzătoare de volum:

dilatarea lichidului se face într-un rezervor de expansiune (conservator);

suprafaţa lichidului poate intra în contact direct cu aerul ambiant sau poate fi

separată de acesta printr-un perete etanş din material sintetic deformabil; în

ambele cazuri, pătrunderea umidităţii în interiorul rezervorului trebuie

combătută prin prevederea unui produs desicator;

introducerea transformatorului într-o cuvă etanşă (orice oxidare a

dielectricului lichid în contact cu aerul ambiant este evitată), dilatarea lichidului

fiind compensată prin deformarea elastică a pereţilor cuvei; prin eliminarea

conservatorului construcţia transformatorului este simplificată,

un preţ şi cheltuieli de întreţinere mai reduse, economie de spaţiu pentru

instalare, facilităţi în modul de dispunere a bornelor şi deci de racordare la reţea.

Circulaţia lichidului de răcire prin (auto)transformator se poate face

natural (prin efect de termosifon), cu răcire liberă în aer sau cu răcire prin

suflare a aerului printre radiatoarele cu ţevi ale cuvei. În acest ultim caz sunt

necesare baterii de ventilatoare amplasate printre ţevi, de ambele părţi ale

transformatorului. La transformatoarele de putere mai mare, circulaţia lichidului

de răcire se face forţat, uleiul fiind vehiculat prin radiatoare cu ajutorul unor

pompe, iar căldura uleiului este preluată prin suflaj de aer sau de către apa de

răcire. Aceste instalaţii anexe sunt relativ voluminoase şi contribuie la creşterea

consumului de energie, precum şi a nivelului de zgomot în vecinătatea

transformatorului.

Lichidul cel mai des utilizat (atât ca dielectric, cât şi ca mediu de răcire)

este uleiul mineral. Acesta este biodegradabil şi nu conţine substanţe toxice.

Este însă un material inflamabil (punctul de inflamabilitate al uleiului se află sub

300C), de cele mai multe ori fiind necesare măsuri specifice de pază/stingere a

unor potenţiale incendii. Pentru transformatoarele de MT/JT, uleiul mineral

poate fi înlocuit printr-un alt dielectric lichid, adaptând construcţia

transformatorului şi luând eventuale precauţii complementare.

Se utilizează şi lichide izolante sintetice neinflamabile (cu punct de

inflamabilitate peste 300C). Lichidele neinflamabile utilizate în construcţia

transformatoarelor sunt amestecuri de triclorbenzen şi hexa-, penta- sau

triclordifenili, precum şi uleiuri siliconice. În ultima vreme, utilizarea

policlordifenililor este mult limitată, din cauza problemelor ecologice pe care le

ridică (atât difenilii cloruraţi, cât şi vaporii lor sunt toxici).

Densitatea lichidelor neinflamabile este mai mare decât cea

corespunzătoare uleiului mineral şi ca urmare, masa transformatorului cu lichid

neinflamabil este superioară celei corespunzătoare unui transformator cu ulei, la

aceleaşi performanţe tehnice.

Datorită rigidităţii dielectrice comparabile, transformatoarele cu lichide

neinflamabile au în general aceleaşi distanţe de izolare ca pentru ulei, deci un

volum comparabil.

Transformatoarele uscate: înfăşurările (impregnate sau nu cu răşină) se

află în aer; la aceste transformatoare, pierderile prin încălzire sunt disipate direct

în aer, de unde rezultă necesitatea de a se adopta densităţi mici de curent şi

suprafeţe mai mari de cedare a căldurii.

Transformatoarele uscate au o bună rezistenţă la foc, fiind uneori

autoextinctibile. Riscul poluării chimice a mediului ambiant este foarte redus, în

cele mai multe cazuri fiind eliminat total, prin absenţa oricăror subproduse

toxice sau corozive. Nu sunt necesare amenajări speciale la instalare pentru

colectarea lichidului izolant (obligatorii la transformatoarele imersate).

Pe de altă parte, transformatoarele înglobate în răşină sintetică se

comportă foarte bine în atmosferă industrială, fiind insensibile la agenţi exteriori

(praf, umiditate etc.). Prin urmare, fiabilitatea transformatoarelor înglobate în

răşină este mai bună, iar întreţinerea este mult simplificată. Volumul acestor

transformatoare este mai mic decât la cele cu ulei.

Transformatoarele uscate prezintă însă un cost ridicat (de circa 5 ori mai

mare) şi pierderi ceva mai mari decât cele cu ulei (de circa 1,3 ori mai mari), şi

se dispun în posturi de transformare amplasate chiar în centrele de consum cu

aglomerări de persoane (blocuri de locuinţe, spitale, metrou etc.).

3.8. Transportul (auto)transformatoarelor

Transportul (auto)transformatoarelor la staţiile de transformare se face de

regulă pe drumuri de acces pentru autovehicule. Trebuie verificate însă

posibilităţile de transport, în ceea ce priveşte gabaritele şi sarcinile admise pe

poduri şi drumuri.

Pentru transportul unor unităţi de mare putere de la fabrică şi până la locul

de amplasare sunt posibile două direcţii de abordare:

Mărirea capacităţii de transport. Creşterea capacităţii de transport prin

realizarea unor transportoare de mare tonaj. Atâta timp cât pentru transportul

unităţilor de transformare se vor folosi culoare la nivelul solului, gabaritele

admisibile vor condiţiona în continuare construcţia acestor unităţi, mai ales în

cazul transportului pe cale ferată, optim pentru distanţe mari. În cazul

transportului pe şosele, existenţa unor mijloace de transport corespunzătoare ca

tonaj, cât şi găsirea sau amenajarea (chiar şi parţială) a unor rute adecvate, ridică

în mod analog probleme care condiţionează realizarea unităţilor de transformare

trifazate.

Micşorarea masei de transport. Pe această direcţie se înscrie soluţia

clasică de realizare a unităţilor de (auto)transformatoare monofazate, prin care

se reduce atât masa de transportat, cât şi gabaritul.

Soluţii noi: asamblarea şi încercarea unităţilor de transformare la locul de

montaj şi utilizarea fenomenului supraconductibilităţii în construcţia

transformatoarelor de putere.

3.9. Aspecte tehnice şi economice privind utilizarea (auto)transformatoarelor

Pentru constructorul de transformatoare, problema care se pune este aceea

de a realiza un echipament cu anumite caracteristici garantate, la nişte costuri de

fabricaţie cât mai mici.

Pentru utilizator problema se pune diferit. Pe lângă faptul că trebuie să

cumpere un echipament relativ scump, el trebuie să aibă în vedere şi faptul că, în

exploatare, transformatorul va consuma sub formă de pierderi o anumită

cantitate de energie, an de an. Ca urmare, pentru energetician se pune problema

alegerii transformatorului astfel încât, ţinând seama de condiţiile în care acesta

va funcţiona, să rezulte o utilizare cât mai bună a echipamentului, evident, cu

respectarea tuturor acelor condiţii (restricţii) tehnice care asigură funcţionarea în

siguranţă a transformatoarelor.

3.9.1. Restricţiile tehnice

1) Puterea totală instalată în transformatoare trebuie să asigure

tranzitul de putere estimat pentru vârful de sarcină pe întreaga durată de studiu.

N S SnT M (3.8.)

Observaţie: În cele ce urmează se vor lua în considerare numai soluţiile

care folosesc transformatoare identice.

2) Valorile curenţilor de scurtcircuit pentru staţia alimentată de către

transformatoare trebuie să fie sub plafonul economic admisibil pentru

echipamentele staţiei şi pentru liniile electrice alimentate din această staţie.

Puterea nominală a transformatoarelor utilizate trebuie să respecte următoarea

condiţie:

S

U uInT

n sc

sc ad

100

3 2 %

. .

(3.9.)

în care prin ..adscI s-a notat plafonul de scurtcircuit admisibil pentru staţia

alimentată de transformatoare.

3) Necesitatea asigurării pornirii celui mai mare motor sau

autopornirii unui grup de motoare racordate la staţia alimentată de

transformatoare, în cazul unei pauze de tensiune.

US

S

Up

sc

admisibil* *

,

1 05

1

(3.10.)

în care: pS - puterea electrică absorbită de motor la pornire sau puterea absorbită

de grupul de motoare la autopornire; scS - puterea de scurtcircuit pe barele staţiei

alimentate de transformatoare şi la care sunt racordate motoarele (această putere

este proporţională cu puterea nominală a transformatoarelor nTS ); admisibilU* -

valoarea relativă a tensiunii admisă la pornire sau autopornire (în lipsa unor

valori precizate, se pot considera valorile 0,85 pentru cazul pornirii celui mai

mare motor şi 0,70 pentru cazul autopornirii unui grup de motoare după o pauză

de tensiune).

Restricţia 2 poate conduce la o putere nominală maximă admisă, iar

restricţia 3 poate conduce la o putere nominală minimă pentru transformatoarele

ce urmează a fi utilizate. De asemenea, mai trebuie menţionat că în timp ce

restricţiile 2 şi 3 nu sunt operante în toate cazurile, restricţia 1 trebuie verificată

în toate cazurile.

3.9.2. Stabilirea unor soluţii optime privind numărul şi puterea

transformatoarelor utilizate în staţii

Principalele criterii se referă la costuri şi la nivelul continuităţii în

alimentare ce trebuie asigurat consumatorilor.

Pierderile de putere şi energie electrică în transformator. Într-un

transformator se produc două categorii de pierderi:

pierderile în fier (în miezul magnetic): sunt pierderi independente

de sarcina (S sau I) care trece prin transformator; ele sunt însă proporţionale cu

pătratul tensiunii aplicate transformatorului;

pierderile în bobinaje: sunt pierderi proporţionale cu pătratul

sarcinii care trece prin transformator.

În cele ce urmează, se vor face referiri numai la pierderile de putere

electrică activă, deoarece acestea costă efectiv cel mai mult.

Relaţia de calcul al pierderilor în fier este:

P PFe 0 (3.11.)

în care oP este puterea electrică activă măsurată la proba de mers în gol (este o

dată de catalog).

Relaţia de calcul al pierderilor în bobinaje este:

P PS

SP

I

IB sc

nT

sc

nT

2

2

2

2

(3.12.)

în care: scP - puterea electrică activă măsurată la proba de mers în scurtcircuit

(este, de asemenea, o dată de catalog); nTS - puterea nominală a

transformatorului; S - sarcina care trece la un moment dat prin transformator.

Pierderile în bobinaje pentru cazul în care prin transformator trece sarcina

maximă anuală (notată MS sau MI ):

P PS

SBM sc

M

nT

2

2

(3.13.)

Raportul nTM SS este coeficientul de încărcare al transformatorului la

sarcina maximă anuală.

Expresia pierderilor totale de putere electrică activă într-un transformator

tranzitat de sarcina maximă anuală:

P P PS

STM sc

M

nT

0

2

2

(3.14.).

Pierderile de energie electrică activă se calculează cu ajutorul pierderilor

de putere ţinând însă cont de caracterul lor. Dacă într-un an un transformator are

un timp de funcţionare ft (care poate fi maxim 8760 h/an) atunci:

fFeFe tPW

(3.15.)

BMB PW (3.16.).

În relaţia (3.16) este timpul de calcul al pierderilor de energie care se

poate estima în funcţie de durata de utilizare anuală a sarcinii maxime MT (dacă

energia electrică activă tranzitată prin transformator într-un an este PW , atunci

durata de utilizare a sarcinii maxime active MP este, prin definiţie,

MPPM PWT ).

Deci, pierderile totale anuale de energie electrică activă într-un

transformator pot fi determinate cu relaţia:

2

2

nT

MscfFeT

S

SPtPW

(3.17.).

Costul actualizat al pierderilor de putere şi energie în trafo. Dacă se

notează cu pc costul unui kilowatt instalat într-o centrală (de fapt o investiţie

specifică în centralele care vor genera puterea ce se pierde în transformatoare) şi

cu wc costul unei kilowattore livrate la treapta de tensiune respectivă, atunci

costul actualizat al pierderilor de putere şi energie din transformatoare se

calculează cu relaţiile:

- costul anual al pierderilor de putere şi energie electrică activă în fier:

CPW Pc

Tc t P cpwFe Fe

p

DNU

w f Fe

0

(3.18.)

unde:

T

aDNU j

j

DNU

1

11

(3.19.)

unde DNU este durata normală de utilizare a unui transformator, iar a este rata

de actualizare;

- costul anual al pierderilor de putere şi energie electrică activă în bobinaje:

CPW Pc

Tc

P

SS cpwB BM

p

DNU

w

sc

nT

M B

2

2

(3.20.)

Alegerea soluţiilor optime privind puterea nominală a trafo. Se

recomandă utilizarea criteriului cheltuielilor totale actualizate minime.

Acesta este un criteriu economic care ţine seama atât de investiţia iniţială în

transformator, cât şi de faptul că în exploatare pierderile în transformator costă.

Dacă se notează cu TC costul transformatorului şi dacă se face calculul

economic în sistem actualizat, atunci cheltuielile totale actualizate pe o durată de

studiu st vor avea următoarea expresie:

s

s

t

jtBFeT

aCPWCPWCCTA

1 1

1 (3.21.)

în care a este rata de actualizare.

Dacă se foloseşte notaţia

st

j

tsjT

a1 1

1 şi dacă se ţine seama de relaţiile

(3.18) şi (3.20) pentru FeW şi BW atunci se obţine:

CTA C Pc

Tc t T P

S

S

c

Tc TT

p

DNU

w f ts sc

M

nT

p

DNU

w ts

0

2

2

(3.22.)

Grupând termenii după puterile lui MS se obţine o relaţie de forma:

CTA C B Sis M . 2

(3.23.)

în care prin tsfw

DNU

p

Tis TtcT

cPCC

0 s-au notat cheltuielile independente

de sarcină, iar prin tsw

DNU

p

nT

sc TcT

c

S

PB

2 s-a notat coeficientul lui 2

MS .

Cu ajutorul acestei relaţii se poate obţine răspunsul la următoarea

întrebare: fiind dată o sarcină MS , ce putere nominală ar trebui să aibă

transformatorul ales, astfel încât cheltuielile să fie minime?

Fie, de exemplu, două transformatoare de puteri 1nTS şi

MnTnTnT SSSS 122 . În cazul sarcinii necesar a fi tranzitate MS se va

alege puterea 1nTS dacă:

CTA CTA1 2

Rezultă:

CP

S

c

Tc T S C

P

S

c

Tc T Sis

sc

nT

p

w ts M is

sc

nT

p

w ts M

DNU DNU

1

1

1

2

2

2

2

2

2

2

(3.24.).

Se observă că se alege 1nTS dacă:

2/1.

2

2

2

2

1

1

12

Mfr

tsw

DNU

p

nT

sc

nT

sc

isis

M S

TcT

c

S

P

S

P

CCS

(3.25.)

S-a notat prin 2/1MfrS sarcina frontieră sub care trebuie ales

transformatorul 1nTS şi peste care trebuie ales transformatorul 2nTS . De

menţionat că alegerea depinde, prin ( MfrS ), de caracteristicile transformatoarelor

( onTsc PSP , , ), de parametrii economici ( wpT ccC , , ) şi de curba de sarcină (prin

).

Consideraţii privind alegerea optimă a numărului de transformatoare.

Problema alegerii numărului de transformatoare instalate într-o staţie este legată

de continuitatea în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor. Instalarea

numai a unui singur transformator va duce la întreruperi în alimentare pe durata

reviziilor sau a reparaţiilor. Instalarea mai multor transformatoare va asigura

rezerva necesară eliminării totale sau parţiale a unor astfel de întreruperi.

Problema numărului de transformatoare se va analiza în două ipoteze.

Ipoteza unor daune neglijabile în caz de întrerupere a funcţionării

transformatoarelor. Pentru astfel de situaţii sunt două posibilităţi:

consumatorii racordaţi la staţia alimentată de transformatoare nu sunt

afectaţi de întreruperi şi nu solicită daune;

consumatorii racordaţi la staţia alimentată de transformatoare mai au

şi o altă cale de alimentare cu energie electrică.

În astfel de cazuri, numărul de transformatoare poate fi stabilit atât tehnic

cât şi economic. Din punct de vedere economic, este de preferat să se instaleze

numărul minim posibil de transformatoare cu respectarea restricţiei 1, respectiv

MnT SSN .

Evident, ori de câte ori este posibil, economic ar fi indicat să se instaleze

un singur transformator. Acest lucru se justifică prin aceea că, costul specific

(lei/kVAinstalat) al unui transformator scade odată cu creşterea puterii nominale

a transformatorului (două transformatoare de putere 2nTS vor fi mai scumpe

decât un transformator de putere nTS , deşi puterea totală instalată este aceeaşi).

În al doilea rând intervine şi costul celulelor prin care transformatoarele se

racordează la staţii. În al treilea rând, pierderile şi costul pierderilor pe kVA

instalat scad, de asemenea, odată cu creşterea puterii nominale a

transformatoarelor.

Din punct de vedere tehnic este posibil ca, limitarea superioară a puterii

nominale a transformatoarelor, fie din cauza gamei construite, fie de către

restricţia 2 (plafonul de scurtcircuit), să conducă la necesitatea utilizării unui

număr de transformatoare mai mare decât cel rezultat pe considerente

economice.

Ipoteza existenţei unor daune în caz de întrerupere a funcţionării

transformatoarelor. Începând chiar cu daune specifice destul de reduse, este

economic să se instaleze rezerve în transformatoare care să evite întreruperile în

alimentarea consumatorilor. Este de preferat instalarea mai multor

transformatoare care să respecte regula numită „N-1”. Adică „N-1”

transformatoare să fie capabile să tranziteze sarcina maximă de durată (eventual

cu o uşoară supraîncărcare). Deci, în aceste cazuri, restricţia 1 ar trebui să fie

aplicată sub forma:

N S SnT M 1

(3.26.)

Este uşor de demonstrat că şi în aceste cazuri este de preferat ca N să fie

cât mai mic posibil, adică N=2. Un număr de transformatoare mai mare decât

două poate să rezulte prin aplicarea restricţiei 2 privind plafonul de scurtcircuit

admisibil.

Decizia de trecere de la un transformator la două transformatoare

rezervate reciproc trebuie să se bazeze pe un calcul economic. Fie o staţie care

alimentează consumatori care cer o putere maximă de durată MS , la o durată de

utilizare a acestei puteri SMT . Dauna specifică în caz de nelivrare este spd .

Cheltuielile totale actualizate în cazul instalării unui singur transformator vor fi:

CTA C C P cpw T PS

Scpw T S

Tt d TT T celule Fe ts sc

M

nT

B ts M

SM

i rerupere sp ts1 0

2

2 8760 nt

(3.27.)

unde:

8760

SMM

TS este puterea medie tranzitată prin staţie;

eintrerupert - durata probabilă de întrerupere într-un an ca urmare a reviziilor

şi reparaţiilor la transformator şi celule.

În cazul instalării a două transformatoare care se rezervează reciproc, dacă

se consideră neglijabilă probabilitatea ca cele două transformatoare să se

defecteze simultan, atunci cheltuielile totale actualizate vor fi:

CTA C C P cpw T PS

Scpw TT T celule Fe ts sc

M

nT

B ts2 0

2

22

1

2

(3.28.)

Două transformatoare se vor justifica dacă:

CTA CTAT T1 2,

respectiv dacă daunele totale exced surplusul de investiţii şi cheltuieli cu

pierderile în fier pentru cel de al doilea transformator (la instalarea celui de al

doilea transformator pierderile în bobinaje se reduc la jumătate):

tsB

nT

MsctsFeceluleTtsspreruperei

SMM Tcpw

S

SPTcpwPCCTdt

TSD

2

2

0nt2

1

8760

(3.29.).

În situaţiile concrete ce apar în dezvoltarea proiectelor de staţii electrice

deciziile privind alegerea numărului şi puterii transformatoarelor trebuie să ia în

considerare şi alte aspecte referitoare la spaţiile disponibile în staţii, uşurinţa şi

costurile de transport ale echipamentelor pe amplasament, siguranţa exploatării,

impactul de mediu etc.