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Efeitos e causas de harmônicas no sistema de energia elétrica

A análise aqui feita baseia-se no texto da recomendação IEEE-519 [4.1] que trata de práticas e requisitos para o controle de harmônicas no sistema elétrico de potência. No referido texto são identificadas diversas referências específicas sobre os diferentes fenômenos abordados.

Efeitos de harmônicas em componentes do sistema elétrico

 

O grau com que harmônicas podem ser toleradas em um sistema de alimentação depende da susceptibilidade da carga (ou da fonte de potência). Os equipamentos menos sensíveis, geralmente, são os de aquecimento (carga resistiva), para os quais a forma de onda não é relevante. Os mais sensíveis são aqueles que, em seu projeto, assumem a existência de uma alimentação senoidal como, por exemplo, equipamentos de comunicação e processamento de dados. No entanto, mesmo para as cargas de baixa susceptibilidade, a presença de harmônicas (de tensão ou de corrente) podem ser prejudiciais, produzindo maiores esforços nos componentes e isolantes.

 

  • Motores e geradores

 

O maior efeito dos harmônicos em máquinas rotativas (indução e síncrona) é o aumento do aquecimento devido ao aumento das perdas no ferro e no cobre. Afeta-se, assim, sua eficiência e o torque disponível. Além disso, tem-se um possível aumento do ruído audível, quando comparado com alimentação senoidal.

Outro fenômeno é a presença de harmônicos no fluxo, produzindo alterações no acionamento, como componentes de torque que atuam no sentido oposto ao da fundamental, como ocorre com o 5o , 11o, 17o, etc. harmônicos. Isto significa que tanto o quinto componente, quanto o sétimo induzem uma sexta harmônica no rotor. O mesmo ocorre com outros pares de componentes.

O sobre-aquecimento que pode ser tolerado depende do tipo de rotor utilizado. Rotores bobinados são mais seriamente afetados do que os de gaiola. Os de gaiola profunda, por causa do efeito pelicular, que conduz a condução da corrente para a superfície do condutor em freqüências elevadas, produzem maior elevação de temperatura do que os de gaiola convencional.

O efeito cumulativo do aumento das perdas reflete-se numa diminuição da eficiência e da vida útil da máquina. A redução na eficiência é indicada na literatura como de 5 a 10% dos valores obtidos com uma alimentação senoidal. Este fato não se aplica a máquinas projetadas para alimentação a partir de inversores, mas apenas àquelas de uso em alimentação direta da rede.

Algumas componentes harmônicas, ou pares de componentes (por exemplo, 5a e 7a, produzindo uma resultante de 6a harmônica) podem estimular oscilações mecânicas em sistemas turbina-gerador ou motor-carga, devido a uma potencial excitação de ressonâncias mecânicas. Isto pode levar a problemas de industriais como, por exemplo, na produção de fios, em que a precisão no acionamento é elemento fundamental para a qualidade do produto.

 

  • Transformadores

 

Também neste caso tem-se um aumento nas perdas. Harmônicos na tensão aumentam as perdas ferro, enquanto harmônicos na corrente elevam as perdas cobre. A elevação das perdas cobre deve-se principalmente ao efeito pelicular, que implica numa redução da área efetivamente condutora à medida que se eleva a frequência da corrente.

Normalmente as componentes harmônicas possuem amplitude reduzida, o que colabora para não tornar esses aumentos de perdas excessivos. No entanto, podem surgir situações específicas (ressonâncias, por exemplo) em que surjam componentes de alta freqüência e amplitude elevada.

Além disso o efeito das reatâncias de dispersão fica ampliado, uma vez que seu valor aumenta com a freqüência.

Associada à dispersão existe ainda outro fator de perdas que se refere às correntes induzidas pelo fluxo disperso. Esta corrente manifesta-se nos enrolamentos, no núcleo, e nas peças metálicas adjacentes aos enrolamentos. Estas perdas crescem proporcionalmente ao quadrado da freqüência e da corrente.

Tem-se ainda uma maior influência das capacitâncias parasitas (entre espiras e entre enrolamento) que podem realizar acoplamentos não desejados e, eventualmente, produzir ressonâncias no próprio dispositivo.

 

  • Cabos de alimentação

 

Em razão do efeito pelicular, que restringe a secção condutora para componentes de freqüência elevada, também os cabos de alimentação têm um aumento de perdas devido às harmônicas de corrente. Além disso tem-se o chamado “efeito de proximidade”, o qual relaciona um aumento na resistência do condutor em função do efeito dos campos magnéticos produzidos pelos demais condutores colocados nas adjacências.

A figura 4.1 mostra curvas que indicam a seção transversal e o diâmetro de condutores de cobre que devem ser utilizados para que o efeito pelicular não seja significativo (aumento menor que 1% na resistência). Note que para 3kHz o máximo diâmetro aconselhável é aproximadamente 1 ordem de grandeza menor do que para 50Hz. Ou seja, para frequências acima de 3 kHz um condutor com diâmetro maior do que 2,5 mm já começa a ser significativo em termos de eleito pelicular.

Além disso, caso os cabos sejam longos e os sistemas conectados tenham suas ressonâncias excitadas pelas componentes harmônicas, podem aparecer elevadas sobre-tensões ao longo da linha, podendo danificar o cabo.

Na figura 4.2 tem-se a resposta em freqüência, para uma entrada em tensão, de um cabo de 10 km de comprimento, com parâmetros obtidos de um cabo trifásico 2 AWG, 6 kV. As curvas mostram o módulo da tensão no final do cabo, ou seja, sobre a carga (do tipo RL). Dada a característica indutiva da carga, esta comporta-se praticamente como um circuito aberto em frequências elevadas. Quando o comprimento do cabo for igual a ¼ do comprimento de onda do sinal injetado, este “circuito aberto” no final da linha reflete-se como um curto-circuito na fonte. Isto repete-se para todos os múltiplos ímpares desta freqüência. As duas curvas mostradas referem-se à resposta em freqüência sem e com o efeito pelicular. Nota-se que considerando este efeito tem-se uma redução na amplitude das ressonâncias, devido ao maior amortecimento apresentado pelo cabo por causa do aumento de sua resistência.

Na figura 4.3 tem-se a perfil do módula da tensão ao longo do cabo quando o sinal de entrada apresentar-se na primeira freqüência de ressonância. Observe que a sobre-tensão na carga atinge quase 4 vezes a tensão de entrada (já considerando a ação do efeito pelicular). O valor máximo não ocorre exatamente sobre a carga porque ela não é, efetivamente, um circuito aberto nesta freqüência de aproximadamente 2,3 kHz.

Figura 4.1 Área de seção e diâmetro de fio de cobre que deve ser usado em função da freqüência da corrente para que o aumento da resistência seja menor que 1%.

Figura 4.2 Resposta em freqüência de cabo trifásico (10 km).

Figura 4.3 Perfil de tensão ao longo do cabo na freqüência de ressonância.

Na figura 4.4 tem-se a resposta no tempo de uma linha de 40 km (não incluindo o efeito pelicular), para uma entrada senoidal (50Hz), na qual existe uma componente de 1% da harmônica que coincide com a freqüência de ressonância do sistema (11a). Observe como esta componente aparece ampificada sobre a carga.

À medida que aumenta o comprimento do cabo a ressonância se dá em freqüência mais baixa, aumentando a possibilidade de amplificar os harmônicos mais comuns do sistema.

Figura 4.4 Resposta no tempo de cabo de transmissão a uma entrada com componente na freqüência de ressonância.

 

  • Capacitores

 

O maior problema aqui é a possibilidade de ocorrência de ressonâncias (excitadas pelas harmônicas), podendo produzir níveis excessivos de corrente e/ou de tensão. Além disso, como a reatância capacitiva diminui com a freqüência, tem-se um aumento nas correntes relativas às harmônicas presentes na tensão.

As correntes de alta freqüência, que encontrarão um caminho de menor impedância pelos capacitores, elevarão as suas perdas ôhmicas. O decorrente aumento no aquecimento do dispositivo encurta a vida útil do capacitor.

A figura 4.5 mostra um exemplo de correção do fator de potência de uma carga e que leva à ocorrência de ressonância no sistema. Na figura 4.6 são mostradas as figuras relativas à tensão e às correntes da fonte nos diferentes circuitos.

Considere o circuito (a), no qual é alimentada uma carga do tipo RL, apresentando um baixo fator de potência. No circuito (b), é inserido um capacitor que corrige o fator de potência, como se observa pela forma da corrente mostrada na figura 4.6 (intermediária). Suponhamos que o sistema de alimentação possua uma reatância indutiva, a qual interage com o capacitor e produz uma ressonância série (que conduz a um curto-circuito na frequência de sintonia). Caso a tensão de alimentação possua uma componente nesta freqüência, esta harmônica será amplificada. Isto é observado na figura 4.6 (inferior), considerando a presença de uma componente de tensão de 5a harmônica, com 3% de amplitude. Observe a notável amplificação na corrente, o que poderia produzir importantes efeitos sobre o sistema.

(a) (b) (c)

Figura 4.5 Circuitos equivalentes para análise de ressonância da linha com capacitor de correção do fator de potência.

Figura 4.6 Formas de onda relativas aos circuitos da figura 4.5: (a) – superior; (b) – intermediário; (c) – inferior.

 

  • Equipamentos eletrônicos

 

Alguns equipamentos podem ser muito sensíveis a distorções na forma de onda de tensão. Por exemplo, se um aparelho utiliza os cruzamento com o zero (ou outros aspectos da onda de tensão) para realizar alguma ação, distorções na forma de onda podem alterar, ou mesmo inviabilizar, seu funcionamento.

Caso as harmônicas penetrem na alimentação do equipamento por meio de acoplamentos indutivos e capacitivos (que se tornam mais efetivos com a aumento da freqüência), eles podem também alterar o bom funcionamento do aparelho.

 

  • Aparelhos de medição

 

Aparelhos de medição e instrumentação em geral são afetados por harmônicas, especialmente se ocorrerem ressonâncias que afetam a grandeza medida.

Dispositivos com discos de indução, como os medidores de energia, são sensíveis a componentes harmônicas, podendo apresentar erros positivos ou negativos, dependendo do tipo de medidor e da harmônica presente. Em geral a distorção deve ser elevada (>20%) para produzir erro significativo.

 

  • Relés de proteção e fusíveis

 

Um aumento da corrente eficaz devida a harmônicas sempre provocará um maior aquecimento dos dispositivos pelos quais circula a corrente, podendo ocasionar uma redução em sua vida útil e, eventualmente, sua operação inadequada.

Em termos dos relés de proteção não é possível definir completamente as respostas devido à variedade de distorções possíveis e aos diferentes tipos de dispositivos existentes.

A referência [4.2] é um estudo no qual se afirma que os relés de proteção geralmente não respondem a qualquer parâmetro identificável, tais como valores eficazes da grandeza de interesse ou a amplitude de sua componente fundamental. O desempenho de um relé considerando uma faixa de freqüências de entrada não é uma indicação de como aquele componente responderá a uma onda distorcida contendo aquelas mesmas componentes espectrais. Relés com múltiplas entradas são ainda mais imprevisíveis.

 

Causas de distorção harmônica

 

Serão apresentados a seguir equipamentos e fenômenos que produzem contominação harmônica no sistema elétrico. Quando se fizer referência ao termo ideal, significa que está sendo desconsiderada os efeitos indutivos do sistema de alimentação, ou seja, considera-se a alimentação feita a partir de uma fonte ideal.

 

  • Conversores

 

Serão vistos aqui alguns casos típicos de componentes harmônicas produzidas por conversores eletrônicos de potência, tais como retificadores e controladores CA.

 

  • Formas de onda em conversores ideais

 

A figura 4.7 mostra um retificador a diodos alimentando uma carga do tipo RL, ou seja, que tende a consumir uma corrente constante, caso sua constante de tempo seja muito maior do que o período da rede.

Na figuras 4.8 tem-se a forma de tensão de saída do retificador, numa situação ideal. Supondo uma corrente constante, sem ondulação sendo consumida pela carga, a forma de onda da corrente na entrada do retificador é mostrada na figura 4.9.

As amplitudes das componentes harmônicas deste sinal sinal seguem a equação (4.1)

(4.1)

onde:

h é a ordem harmônica;

k é qualquer inteiro positivo;

q é o número de pulsos do circuito retificador (6, no exemplo).

Figura 4.7 Circuito retificador trifásico, com carga RL.

Figura 4.8 Tensão de saída de retificador ideal.

Figura 4.9 Tensões e corrente de entrada com carga indutiva ideal e espectro da corrente.

 

  • A comutação

 

Uma forma de corrente retangular como a suposta na figura 4.9 pressupõe a não existência de indutâncias em seu caminho, ou então uma fonte de tensão infinita, que garante a presença de tensão qualquer que seja a derivada da corrente.

Na presença de indutâncias, como mostrado na figura 4.10, no entanto, a transferência de corrente de uma fase para outra não pode ser instantânea. Ao invés disso, existe um intervalo no qual estarão em condução o diodo que está entrando e aquele que está em processo de desligamento. Isto configura um curto-circuito na entrada do retificador. A duração deste curto-circuito depende de quão rapidamente se dá o crescimento da corrente pela fase que está entrando em condução, ou seja, da diferença de tensão entre as fases que estão envolvidas na comutação.

Figura 4.10 Topologia de retificador trifásico, não-controlado, com carga indutiva . Formas de onda típicas, indicando o fenômeno da comutação.

A figura 4.11 mostra um resultado experimental relativo a um retificador deste tipo. Neste caso a corrente não é plana, mas apresenta uma ondulação determinada pelo filtro indutivo do lado CC. Mesmo neste caso pode-se notar que as transições da corrente de entrada não são instantâneas e que durante as transições, nota-se uma perturbação na tensão na entrada do retificador. O valor intantâneo desta tensão é a média das tensões das fases que estão comutando, supondo iguais as indutâncias da linha. Este “afundamento” da tensão é chamado de “notching”.

Como se nota, a distorção na tensão ocorre devido à distorção na corrente associada à reatância da linha.

Figura 4.11 Distorção na tensão devido ao fenômeno de comutação.

 

  • Reator controlado a tiristores (RCT)

 

A figura 4.12 mostra o circuito de um RCT, elemento utilizado para fazer controle de tensão no sistema elétrico. Isto é feito pela síntese de uma reatância equivalente, que varia entre 0 e L, em função do intervalo de condução do par de tiristores. A forma de onda da corrente, bem como seu espectro estão mostrados na figura 4.13. Observe a presença de harmônicos ímpares. À medida que o intervalo de condução se reduz aumenta a THD da corrente.

Figura 4.12 Diagrama elétrico de RCT.

Figura 4.13 Formas de onda e espectro da corrente em RCT.

A corrente obedece à seguinte expressão:

(4.2)

a é o ângulo de disparo do SCR, medido a partir do cruzamento da tensão com o zero. Vi é o valor de pico da tensão.

As componentes harmônicas (valor eficaz) são dadas pela equação (4.3), existindo para todas as componentes ímpares. A figura 4.14 mostra o comportamento de algumas harmônicas em função do ângulo a. Note que a terceira componente pode atingir quase 14% do valor da fundamental.

(4.3)

Figura 4.14 Variação do valor eficaz de cada componente harmônica em relação à fundamental.

 

  • Forno de arco

 

As harmônicas produzidas por um forno de arco, usado na produção de aço, são imprevisíveis devida à variação aleatória do arco. A corrente do arco é não-periódica e sua análise revela um espectro contínuo, incluindo harmônicas de ordem inteira e fracionária. Entretanto, medições indicam que harmônicas inteiras entre a 2a e a 7a predominam sobre as demais, sendo que sua amplitude decai com a ordem.

Quando o forno atua no refino do material, a forma de onda se torna simétrica, desaparecendo as harmônicas pares. Na fase de fusão, tipicamente, as componentes harmônicas apresentam amplitude de até 8% da fundamental, enquanto no refino valores típicos são em torno de 2%.

 

  • Retificadores com filtro capacitivo

 

 

Conforme já foi visto, a grande parte dos equipamentos eletrônicos possuem um estágio de entrada constituído por um retificador monofásico com filtro capacitivo. este tipo de circuito produz na rede correntes de forma impulsiva, centrados aproximadamente no pico da onda senoidal. O circuito está mostrado na figura 4.15. Na figura 4.16 tem-se formas de onda da tensão e da corrente, obtidas por simulação, bem como o espectro da corrente. Nota-se a grande amplitude das harmônicas, produzindo, certamente, uma elevada THD.

Situação semelhante ocorre com entrada trifásica, quando são observados 2 impulsos de corrente em cada semi-ciclo, como mostra a figura 4.17. Nota-se, mais uma vez, a significativa distorção que pode ocorrer na forma da tensão devido à queda de tensão que ocorre na reatância da linha.

Figura 4.15 Retificador monofásico com filtro capacitivo.

(a) (b)

Figura 4.16 (a)Corrente de entrada e tensão de alimentação de retificador alimentando filtro capacitivo. (b) Espectro da corrente.

Figura 4.17 Tensão na entrada (superior) e corrente de linha (inferior) em retificador trifásico com filtro capacitivo.

 

  • Referências bibliográficas

[4.1] “IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electric Power Systems.” Project IEEE-519. October 1991.

[4.2] “Sine-wave Distortions in Power Systems and the Impact on Protective Relaying.” Report prepared by the Power System Relaying Committee of the IEEE Power Engineering Society. Novembro 1982.

Fonte: DSCE Unicamp 


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Fator de potência e distorção harmônica

Fator de Potência

Consideremos, para efeito das definições posteriores o esquema da figura 1.1.

Figura 1.1 Circuito genérico utilizado nas definições de FP e triângulo de potência.

Definição de Fator de Potência

 

Fator de potência é definido como a relação entre a potência ativa e a potência aparente consumidas por um dispositivo ou equipamento, independentemente das formas que as ondas de tensão e corrente apresentem. Os sinais variantes no tempo devem ser periódicos e de mesma frequência.

(1.1)

Caso 1: Tensão e corrente senoidais

Em um sistema com formas de onda senoidais, a equação 1.1 torna-se igual ao cosseno da defasagem entre as ondas de tensão e de corrente (f). Analisando em termos das componentes ativa, reativa e aparente da energia, pode-se, a partir de uma descrição geométrica destas componentes, mostrada na figura 1.1, determinar o fator de potência como:

(1.2)

A figura 1.2 mostra sinais deste tipo, com defasagem nula. O produto das senóides dá como resultado o valor instantâneo da potência. O valor médio deste produto é a potência ativa, e também está indicada na figura. Em torno deste valor médio flutua o sinal da potência instantânea. O valor de pico deste sinal é numericamente igual à potência aparente. Quando a defasagem é nula o produto (potência instantânea) será sempre maior ou igual a zero.

Considerando os valores utilizados na figura, os valores de pico das ondas senoidais são de 200V e 100A, o que conduz a valores eficazes de 141,4V e 70,7A, respectivamente. O valor calculado da potência aparente é de 10kW. Estes resultados são consistentes com os obtidos pela figura 1.2.

A figura 1.3 mostra situação semelhante mas com uma defasagem de 90 graus entre os sinais. A potência instantânea apresenta-se com um valor médio (correspondente à potência ativa) nulo, como é de se esperar. A amplitude da onda de potência é numericamente igual à potência aparente.

Na figura 1.4 tem-se uma situação intermediária, com uma defasagem de 45 graus. Neste caso a potência instantânea assume valores positivos e negativos, mas seu valor médio (que corresponde à potência ativa) é positivo. Utilizando a equação (1.2), a potência ativa será de 7,07kW, o que equivale ao valor indicado na figura.

Figura 1.2 Potência com sinais senoidais em fase.
Figura 1.3 Potência em sinais senoidais defasados de 90 graus.
Figura 1.4 Potência em sinais senoidais.

Caso 2: Tensão senoidal e corrente distorcida

Quando apenas a tensão de entrada for senoidal, o FP é expresso por:

(1.3)

A figura 1.5 mostra uma situação em que se tem uma corrente quadrada (típica, por exemplo, de retificador monofásico com filtro indutivo no lado cc). Observe que a potência instantânea não é mais uma onda senoidal com o dobro da freqüência da senóide. Neste caso específico ela aparece como uma senóide retificada.

Neste caso, a potência ativa de entrada é dada pelo produto da tensão (senoidal) por todas as componentes harmônicas da corrente (não-senoidal). Este produto é nulo para todas as harmônicas exceto para a fundamental, devendo-se ponderar tal produto pelo cosseno da defasagem entre a tensão e a primeira harmônica da corrente. Desta forma, o fator de potência é expresso como a relação entre o valor RMS da componente fundamental da corrente e a corrente RMS de entrada, multiplicado pelo cosseno da defasagem entre a tensão e a primeira harmônica da corrente.

Os valores eficazes de tensão e de corrente são, respectivamente, 141,4V e 100A. Logo, a potência aparente é de 14,14kW. No entanto, a potência média é de 12,7kW. Este valor corresponde ao produto dos valor eficaz da tensão pelo valor eficaz da componente fundamental da onda de corrente, já que a defasagem é nula. O valor de pico da componente fundamental é de 127,3 A, correspondendo a um valor eficaz de 90 A.

A figura 1.6 mostra uma decomposição da onda quadrada, indicando as componentes harmônicas (até a de sétima ordem). Note que se for feito o produto da onda fundamental por qualquer das harmônicas, o valor médio será nulo, uma vez que se alternarão intervalos positivos e negativos de mesma área.

Figura 1.5 Potência em sistema com tensão senoidal e corrente não-senoidal.
Figura 1.6

Decomposição harmônica (série de Fourier) de onda quadrada.

 

A figura 1.7 mostra uma situação em que a corrente está “defasada” da tensão. esta forma de onda é típica, por exemplo, de retificadores controlados (tiristores), com filtro indutivo no lado cc. Nesta situação, a componente fundamental da corrente (que está “em fase” com a onda quadrada) apresenta uma defasagem de 36 graus em relação ao sinal de tensão. Fazendo o cálculo do FP pela equação (1.3) chega-se ao valor de 10,3 kW, que corresponde ao valor obtido da figura. Note que não há alteração no valor da potência aparente.

Figura 1.7 Potência com onda de corrente não-senoidal.
A relação entre as correntes é chamada de fator de forma e o termo em cosseno é chamado de fator de deslocamento

Por sua vez, o valor RMS da corrente de entrada também pode ser expresso em função das componentes harmônicas:

(1.4)

Define-se a Taxa de Distorção Harmônica (TDH) como sendo a relação entre o valor RMS das componentes harmônicas da corrente e a fundamental:

(1.5)

Assim, o FP pode ser reescrito como:

(1.6)

É evidente a relação entre o FP e a distorção da corrente absorvida da linha. Neste sentido, existem normas internacionais que regulamentam os valores máximos das harmônicas de corrente que um dispositivo ou equipamento pode injetar na linha de alimentação.

Caso 3: Tensão e corrente não-senoidais, mas de mesma frequência.

O cálculo do FP, neste caso, deve seguir a equação (1.1), ou seja, é necessário obter o valor médio do produto dos sinais a fim de se conhecer a potência ativa. Num caso genérico, tanto a componente fundamental quanto as harmônicas podem produzir potência, desde que existam as mesmas componentes espectrais na tensão e na corrente, e que sua defasagem não seja 90 graus.

A figura 1.8 mostra sinais de tensão e de corrente quadrados e “defasados”. Os valores eficazes são, respectivamente, 200 V e 100 A. O que leva a uma potência aparente de 20kW.

Os valores eficazes das componentes fundamentais são, respectivamente, 180 V e 90 A. A defasagem entre elas é de 36 graus. Se o cálculo da potência ativa for feito considerando apenas estes componentes, o valor obtido será de 13,1 kW. No entanto, a potência média obtida da figura, e que corresponde à potência ativa, é de 11,9 kW. O motivo da discrepância é devido ao valor médio a ser produzido por cada componente harmônica presente tanto na tensão quanto na corrente. Valores médios negativos são possíveis desde que a defasagem entre os sinais seja superior a 90 graus. É o que ocorre neste exemplo, levando a uma potência ativa menor do que aquela que seria produzida se apenas as componentes fundamentais estivessem presentes.

Figura 1.8 Potência para formas de onda quaisquer.

Desvantagens do baixo fator de potência (FP) e da alta distorção da corrente

Esta análise é feita partindo-se de 2 situações. Na primeira supõe-se constante a potência ativa, ou seja, parte-se de uma instalação ou carga dada, a qual precisa ser alimentada. Verificam-se algumas conseqüências do baixo FP. Na segunda situação, analisando a partir dos limites de uma linha de transmissão, verifica-se o ganho na disponibilização de energia para o consumo.

Podem ser citadas como desvantagens de um baixo FP e elevada distorção, dentre outros, os seguintes fatos:

  • A máxima potência ativa absorvível da rede é fortemente limitada pelo FP;

  • As harmônicas de corrente exigem um sobredimensionamento da instalação elétrica e dos transformadores, além de aumentar as perdas (efeito pelicular);

  • A componente de 3a harmônica da corrente, em sistema trifásico com neutro, pode ser muito maior do que o normal;

  • O achatamento da onda de tensão, devido ao pico da corrente, além da distorção da forma de onda, pode causar mau-funcionamento de outros equipamentos conectados à mesma rede;

  • As componentes harmônicas podem excitar ressonâncias no sistema de potência, levando a picos de tensão e de corrente, podendo danificar dispositivos conectados à linha.

Perdas

As perdas de transmissão de energia elétrica são proporcionais ao quadrado da corrente eficaz que circula pelos condutores. Assim, para uma dada potência ativa, quanto menor for o FP, maior será a potência reativa e, conseqüentemente, a corrente pelos condutores. A figura 1.9 mostra o aumento das perdas em função da redução do FP.

Figura 1.9 Aumento das perdas devido à redução do FP (com potência ativa constante).A tabela I.1 mostra um exemplo de redução de perdas devido à elevação do FP. Toma-se como exemplo uma instalação com consumo anual de 200MWh, na qual supõe-se uma perda de 5%. e se eleva o FP de 0,78 para 0,92. Observa-se uma redução nas perdas de 28,1%.

Tabela I.1 Análise comparativa da redução de perdas devido ao aumento do FP

Situação 1
Situação 2
Fator de potência
0,78
0,92
Perdas globais (%)
5
3,59
Perdas globais (MWh/ano)
10
7,18
Redução das perdas
28,1%

Uma outra questão relevante, e que será discutida mais detalhadamente em outros capítulos deste texto, refere-se a se fazer a correção do FP em cada equipamento individualmente ou apenas na entrada de uma instalação. A referência [1.2] estuda o caso de um edifício comercial com uma instalação de 60 kVA. Verifica o efeito de uma compensação em quatro situações (em termos do posicionamento do compensador): no primário do transformador; no secundário do transformador de entrada (o que elimina as perdas adicionais neste elemento); em centrais de cargas (sub-painéis); e em cada carga.

A compensação em cada carga faz com que a corrente que circula em todo o sistema seja praticamente senoidal (FP~1). Fazendo-se a compensação de um grupo de cargas, as harmônicas circulação por trechos reduzidos de cabos. Com a compensação no secundário do transformador, a corrente será distorcida em toda a instalação, mas não no transformador. Com uma compensação na entrada, apenas o fornecedor de energia será beneficiado.

A tabela I.2 mostra resultados deste estudo.

Tabela I.2 Economia (potencial) de energia com compensação de harmônicos em diferentes alocações

Posicionamento da compensação
Primário trafo de entrada
Secundário trafo de entrada
Central de cargas
Equipa-mento
Perdas totais sem compensação (W)
8148
8148
8148
8148
Perdas totais com compensação (W)
8125
5378
4666
3346
% total de perdas com compensação
13,54
8,96
7,78
5,58
Redução de perdas para carga de 60kVA (W)
23
2770
3482
4802
% de redução de perdas / 60kVA
0,04
4,62
5,8
8,0
Economia por ano (US$)
10
1213
1523
2101

Capacidade de transmissão

Analisemos agora o caso do sistema de transmissão, para o qual a grandeza constante é a potência aparente, uma vez que é ela que define a capacidade térmica das linhas.

Uma análise fasorial só pode ser aplicada para grandezas senoidais e de mesma freqüência. Assim, o triângulo de potência pode ser usado em análises dentro destas condições, ou seja, quando as ondas de tensão e/ou de corrente são não-senoidais a análise só será correta se for feita uma combinação de fasores relativos a cada componente harmônica.

Um baixo FP significa que grande parte da capacidade de condução de corrente dos condutores utilizados na instalação está sendo usada para transmitir uma corrente que não produzirá trabalho na carga alimentada. Mantida a potência aparente (para a qual é dimensionada a instalação), um aumento do FP significa uma maior disponibilidade de potência ativa, como indicam os diagramas da figura 1.10.

Figura 1.10 Efeito do aumento do FP na ampliação da disponibilidade de potência ativa.Uma análise análoga pode ser feita em termos de uma instalação existente, a qual poderia ser utilizada para alimentação de uma carga de maior potência, ou para uma quantidade maior de cargas.

Consideremos aqui aspectos relacionados com o estágio de entrada de fontes de alimentação. As tomadas da rede elétrica doméstica ou industrial possuem uma corrente (RMS) máxima que pode ser absorvida (tipicamente 15A nas tomadas domésticas).

A figura 1.11 mostra uma forma de onda típica de um circuito retificador alimentando um filtro capacitivo. Notem-se os picos de corrente e a distorção provocada na tensão de entrada, devido à impedância da linha de alimentação. O espectro da corrente mostra o elevado conteúdo harmônico.

Figura 1.11 Corrente de entrada e tensão de alimentação de retificador alimentando filtro capacitivo. Espectro da corrente.

Tabela 1.3 Comparação da potência ativa de saída

Convencional
PF corrigido
Potência disponível
1440 VA
1440 VA
Fator de potência
0,65
0,99
Eficiência do corretor de FP
100%
95%
Eficiência da fonte
75%
75%
Potência disponível
702 W
1015 W

Nota-se que o baixo fator de potência da solução convencional (filtro capacitivo) é o grande responsável pela reduzida potência ativa disponível para a carga alimentada.

Referências bibliográficas

[1.1] “Manual de orientação aos consumidores sobre a nova legislação para o faturamento de energia reativa excedente”. Secretaria executiva do Comitê de Distribuição de Energia Elétrica – CODI, Rio de Janeiro, 1995.

[1.2] T. Key and J-S. Lai: “Costs and Benefits of Harmonic Current Reduction for Switch-Mode Power Supplies in a Commercial Office Building”. Anais do IEEE Industry Application Society Annual Meeting – IAS’95. Orlando, USA, Outubro de 1995, pp. 1101-1108.

[1.3] J. Klein and M. K. Nalbant: “Power Factor Correction – Incentives. Standards and Techniques”. PCIM Magazine, June 1990, pp. 26-31.

Fonte: DSCE Unicamp 


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Análise de custos históricos de sistemas fotovoltaicos no Brasil

Os custos reais dos sistemas fotovoltaicos implantados no Brasil raramente são publicados, algumas vezes por serem considerados segredos comerciais, e, em outros casos, provavelmente, porque existe uma percepção de que, por serem elevados, isso prejudicaria a imagem da tecnologia. O presente trabalho se concentra no levantamento e análise de custos de sistemas fotovoltaicos isolados no Brasil, utilizando dados de inúmeros projetos da última década, com valores corrigidos a mar/2012. É demonstrada e quantificada a tendência de queda dos custos dos sistemas no país, resultante principalmente da queda de custo mundial dos módulos fotovoltaicos, e são identificados os custos médios atuais esperados para módulos, baterias, equipamentos e sistemas. Os custos dos sistemas fotovoltaicos na verdade dependem de muitas variáveis, de forma que os valores aqui obtidos podem ser entendidos apenas como médios para sistemas fotovoltaicos isolados de diferentes características.

INTRODUÇÃO

A questão dos custos reais dos sistemas fotovoltaicos no Brasil é uma questão recorrente para a qual geralmente só é possível dar respostas aproximadas. Conforme procura-se demonstrar a partir das considerações apresentadas no presente trabalho, tal resposta, na verdade, não é simples por envolver inúmeras variáveis de difícil quantificação. Os custos reais de sistemas implantados no país na maioria das vezes não são publicados, algumas vezes por serem considerados segredos comerciais, e, em outros casos, provavelmente porque existe uma percepção de que, por serem elevados, isso prejudicaria a imagem da tecnologia. Como veremos mais adiante, ainda em outras vezes os custos reais não são nem mesmo contabilizados de forma satisfatória.
O presente artigo se concentra nos custos de sistemas fotovoltaicos isolados para eletrificação rural, cuja potência fotovoltaica instalada situa-se na faixa de centenas de Wp a dezenas de kWp. Para isso, foram coletadas e analisadas informações sobre os custos de milhares de sistemas fotovoltaicos no âmbito de inúmeros projetos no país nos últimos 10 anos, entre os quais podemos citar:

– Projeto Ribeirinhas – Amazonas(Soares, 2006);
– Projeto Mamirauá – Amazonas (Zilles, R., Mocelin, A. R., 2012)
– Projeto Xapuri – Acre (Eletrobras, 2008);
– Projeto LpT na Coelba – Bahia (Silva Filho, H. M., 2007) e (Silva Filho, H. M., 2012);
o 12 Miniredes no Amazonas (Silva, I. W. F., 2011) e 4 minirredes no Pará (Lima, Alex A. N., 2012);
– Projeto LpT no Acre (Senna, D., Mesquita, A., 2012);
– Dados sobre sistemas implantados em diversos estados no âmbito do LpT (Benincá, S., Fonseca, M., 2012);
– Dados sobre diversos sistemas implantados pelo Cepel (Centros de demonstaração no SENAC, Arquipélago de São Pedro e São Paulo, etc.).

A maioria dos dados refere-se a sistemas fotovoltaicos individuais, mas alguns dados mais recentes de sistemas tipo minirrede também foram contemplados.
Além de custos de sistemas fotovoltaicos efetivamente implantados, foram ainda consideradas neste estudo inúmeras cotações de equipamentos, com diferentes objetivos, feitas ao longo do tempo junto a diversos fornecedores, bem como custos referentes a aquisições de material de reposição para manutenção de sistemas fotovoltaicos existentes.
Para fins do artigo, os custos dos sistemas fotovoltaicos isolados podem ser subdivididos nas seguintes componentes: custo dos módulos fotovoltaicos, custo do banco de baterias, custo dos equipamentos (inclui custo de módulos fotovoltaicos, baterias, controladores de carga e inversores), custo dos materiais de instalação, e custos dos serviços e da logística de instalação. Geralmente, para determinado projeto, os dados existentes são incompletos e não estão disponíveis todos estes custos de forma discriminada. Assim, nas analises aqui apresentadas foi necessário
considerar conjuntos diferentes de dados (diferentes projetos) para cada item. Nos itens 2 a 5 do texto são apresentadas considerações relevantes sobre cada item de custo, a partir dos dados a que se teve acesso.
Todos os valores apresentados no artigo são referentes a mar/2012, a partir de atualização dos preços históricos através do índice oficial de correção IGP-DI disponibilizado pelo Banco Central do Brasil (Banco Central, 2012).

CUSTOS DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Os custos dos módulos fotovoltaicos são geralmente expressos em Reais por Watt-pico (R$/Wp), índice este que depende de sua tecnologia de fabricação, e geralmente também da sua eficiência de conversão. No caso do Brasil, o mercado é amplamente dominado pelos módulos de Silício cristalino (c-Si), sejam de multi-Si ou mono-Si, cujos custos, para fins do presente trabalho, foram considerados equivalentes.
O gráfico disponibilizado da Fig. 1 mostra a evolução dos custos dos módulos desde 2001. Nele se observa claramente a tendência linear de queda ao longo do tempo, conforme é esperado em função da queda dos custos internacionais. A interpolação linear indica uma queda de cerca de 1,70 R$/Wp.ano, resultando num valor esperado em abr/2012 de 9 R$/Wp. Contudo, deve-se ressaltar que valores menores podem ser encontrados, e o menor valor constante nos dados disponíveis é bastante inferior, atingindo 4,9 R$/Wp.

Figura 1 – Custos históricos de módulos de c-Si, valores corrigidos a valores de mar/2012 – fontes de dados: (Soares, G. F. W., 2006), (Silva Filho, H. M., 2007), (Eletrobras 2008), (Cepel, 2004), (Cepel, 2008), (Cepel, 2010), (Di Masi, Monica, 2012), (Silva, I. W. Freitas, 2011), (Energia Pura, 2010), (Kyocera, 2010), (Energia Pura, 2012), (Eudora Solar, 2012), (Senna, D., Mesquita, A., 2012) e (Tecnometal, 2012)

Lembramos também que atualmente pode-se encontrar no mercado brasileiro uma grande quantidade de modelos de módulos com 60 ou 54 células, a custos numa faixa aproximadamente de 5-8 R$/Wp. Estes dados não foram aqui considerados, pois este tipo de módulo é voltado para a aplicação de conexão à rede, não sendo em princípio adequado ao uso em sistemas isolados individuais ou minirredes nas tensões normalmente adotadas nestes sistemas, que são de 12 Vcc, 24 Vcc ou 48 Vcc.

A título de informação adicional, os dados a que tivemos acesso permitem ainda efetuar uma interessante comparação da diversidade do dimensionamento dos painéis fotovoltaicos para os sistemas tipo SIGFI que foram adotados em diferentes projetos nas várias regiões/estados do país, a qual é disponibilizada na Tab. 1.

Tabela 1 – Configurações adotadas para os painéis FV de sistemas tipo SIFGI, incluindo dimensionamentos propostos pelo Cepel e pela Eletrobras – fontes de dados: (Benincá, S., Fonseca, M., 2012), (Eletrobras 2008), (Olivieri, Marta M.
de A. et alli, 2010), (Senna, D., Mesquita, A., 2012), (Silva Filho, H. M., 2007), (Soares, G. F. W. et alli, 2010) e (Zilles, R., Mocelin, A. R., 2012)

CUSTOS DE BATERIAS

No Brasil, praticamente a totalidade dos sistemas fotovoltaicos isolados implantados na última década tem empregado as baterias Pb-H2SO4 sem manutenção, em monoblocos de 12 Vcc (6 células em série), denominadas por alguns autores de automotivas modificadas, e das quais existem vários fabricantes nacionais (Tudor, Moura, Delphi).
Para fins do presente trabalho, são todas consideradas equivalentes, embora na verdade apresentem alguma diferença nas respectivas curvas de ciclos de descarga x profundidade de descarga.

As capacidades disponíveis no mercado situam-se na faixa de 100 Ah a 220 Ah, considerando a taxa C20, normalmente adotada nos dimensionamentos dos sistemas fotovoltaicos isolados.
O indicador de custo adotado para as baterias é expresso em R$/kWh, e sua variação ao longo do tempo é apresentada na Fig. 2 a seguir, sugerindo ligeira tendência de aumento de custo, o que concorda com o senso comum das pessoas que atuam na área de energia solar fotovoltaica. Para este cálculo se considera a capacidade total da bateria em kWh.

A taxa de aumento calculada seria de 6,6 R$/kWh.ano, e o valor esperado em abr/2012 seria de cerca de 398 R$/kWh, valores estes obtidos também por interpolação linear. Neste caso, entretanto, a correlação da interpolação é mais fraca do que a dos custos de módulos fotovoltaicos.

Figura 2 – Custos de baterias convencionais e OPzS para sistemas fotovoltaicos, valores corrigidos a mar/2012 – fontes de dados: (Soares, G. F. W., 2006), (Silva Filho, H. M., 2007), (Eletrobras 2008), (Cepel, 2008), (Cepel, 2009), (Cepel, 2010), (Di Masi, Monica, 2012), (Silva, I. W. Freitas, 2011), (Energia Pura, 2010), (Energia Pura, 2012), (Kyocera, 2011), (Lima, Alex A. N., 2012), (Eudora Solar, 2012) e (Senna, D., Mesquita, A., 2012)

Atualmente notam-se propostas no sentido de adotar baterias do tipo OPzS nos sistemas fotovoltaicos isolados, visando obter um menor custo de ciclo de vida do sistema. Tal vantagem se daria em decorrência de uma maior vida útil deste tipo de bateria em relação às convencionais, vantagem esta que ainda está para ser provada e quantificada, pois somente agora estão se iniciando experiências de campo neste sentido. Conforme mostra a Fig. 2, o custo deste tipo de bateria em R$/kWh pode atingir cerca do dobro das convencionais, elevando assim o investimento inicial no sistema.
Na análise dos dados disponíveis pode-se obter o indicador Whbat/Wp para os sistemas fotovoltaicos, o qual referese ao dimensionamento dos bancos de baterias e varia em função de parâmetros adotados neste dimensionamento, tais como o numero de dias de autonomia e a profundidade diária de descarga. A Fig. 3 mostra um gráfico deste indicador em função da potência do sistema (outra vez considera-se a capacidade total da bateria). A média para as baterias convencionais é de 14,3 Whbat/Wp, estando em 67% dos casos na faixa entre 10,7 e 17,9, sendo que valores mais baixos (abaixo de 10) presentes na Fig. 3 são geralmente referentes a sistemas em que se considera carga diurna significativa.

Figura 3 – Indicador Whbat/Wp em função da potencia nominal do painel fotovoltaico, relacionado ao dimensionamento dos bancos de baterias – fontes de dados: (Soares, G. F. W., 2006), (Silva Filho, H. M., 2007), (Eletrobras 2008),(Cepel, 2008), (Cepel, 2009), (Cepel, 2010), (Di Masi, Monica, 2012), (Olivieri, Marta M. de A. et alli, 2010), (Silva, I. W. Freitas, 2011), (Kyocera, 2011), (Lima, Alex A. N., 2012), (Energia Pura, 2012), (Senna, D., Mesquita, A., 2012), (Soares, G. F. W. et alli, 2010) e (Zilles, R., Mocelin, A. R., 2012)

Na Fig. 3 observa-se ainda que os bancos de baterias OPzS estão sendo dimensionadas com uma relação Whbat/Wp abaixo desta média. Cálculos do Cepel indicam que uma relação por volta de 10,5, já seria adequada, em função de suportarem profundidades de descarga de até 80%, mantidos todos os demais parâmetros de projeto.

CUSTOS DE EQUIPAMENTOS E MATERIAIS

O que é aqui considerado como o custo dos equipamentos para um sistema fotovoltaico isolado corresponde ao somatório dos custos de módulos fotovoltaicos, banco de baterias, inversores e controladores de carga, também expresso em R$/Wp.

A configuração dos sistemas e as características dos equipamentos que o compõem influem diretamente neste custo. Sistemas total ou parcialmente em c.c., como, por exemplo os de parte do projeto Xapuri, apresentam obviamente custos inferiores a sistemas totalmente em c.a. Inversores de forma de onda não senoidal também são mais baratos do que os de onda senoidal. Assim, os sistemas fotovoltaicos implantados após a resolução Aneel 83/2004 (set/2004) tenderiam portanto a ter um custo em R$/Wp superior aos implantados anteriormente. Sistemas com autonomias maiores são também obviamente mais caros.
Ao contrário dos módulos fotovoltaicos e baterias, os dados de custo disponíveis para controladores de carga e inversores não apresentam uma tendência definida ao longo do tempo. Isto provavelmente decorre de serem equipamentos eletrônicos sujeitos a duas tendências antagônicas: se, por um lado, existe a redução de custo progressiva ao longo do tempo em função da concorrência, por outro lado também existe aumento de custo devido ao progresso técnico (inversores, de forma de onda não senoidal foram substituídos por inversores senoidais, houve aumento de eficiência, redução de auto consumo, melhoria na proteção, houve o lançamento de controladores dotados de MPPT, etc.).

O gráfico da Fig. 4 demonstra, por outro lado, que o custo dos equipamentos também apresenta clara tendência de queda. O resultado calculado tem bom grau de confiança e indica que o custo esperado dos equipamentos para um sistema fotovoltaico isolado em abr/2012 é de 22 R$/Wp, e que vem apresentado uma queda da ordem de 1,7 R$/Wp.ano, praticamente igual à queda verificada nos custos dos módulos fotovoltaicos (item 2), muito embora os conjuntos de dados utilizados não sejam coincidentes. O menor valor registrado é de 15,7 R$/Wp (referente a um sistema com banco de baterias de capacidade considerada inferior ao normalmente praticado). Estes resultados consideram somente sistemas tipo individual usando baterias convencionais (não foram considerados na interpolação as miniredes e nem sistemas com baterias OPzS, embora estes estejam presentes como informação adicional no gráfico da Fig. 4).

Figura 4 – Custos dos equipamentos para sistemas fotovoltaicos – fontes de dados: (Soares, G. F. W., 2006), (Silva Filho, H. M., 2007), (Silva Filho, H. M., 2012), (Eletrobras 2008), (Cepel, 2008), (Cepel, 2010), (Di Masi, Monica, 2012), (Silva, I. W. Freitas, 2011), (Energia Pura, 2012) e (Senna, D., Mesquita, A., 2012).

Além disso, os dados disponíveis (Fig. 5) mostram ainda que a composição do custo dos equipamentos está mudando, conforme era esperado pelas análises de custo já mostradas nos itens 2 e 3. Os resultados de interpolações lineares sugerem que os módulos respondiam por cerca de 70% deste custo em 2001, enquanto em 2012 correspondem a somente 52%, ao mesmo tempo em que as baterias em 2001 perfaziam apenas cerca de 10% do custo dos equipamentos e atualmente atingem 29%. Os sistemas com baterias OPzS aparentemente apresentam distribuição diferente, com cerca de 40% para módulos e também para baterias.

Figura 5 – Evolução do percentual de custo de equipamentos de um sistema fotovoltaico isolado correspondente aos módulos e às baterias ao longo do tempo – fontes de dados: (Soares, G. F. W., 2006), (Silva Filho, H. M., 2007), (Silva Filho, H. M., 2012), (Eletrobras 2008), (Cepel, 2008), (Cepel, 2010), (Di Masi, Monica, 2012) e (Senna, D., Mesquita, A., 2012)

O custo entendido pela maioria dos autores como custo do sistema fotovoltaico, inclui, além dos equipamentos, todos os demais materiais necessários ao sistema, tais como fiação, disjuntores, estruturas de fixação, quadro elétrico, ferragens, eletrodutos, armário para baterias, etc.
As evidências indicam que este custo em R$/Wp também tem sofrido redução ao longo do tempo, de cerca de 2,2 R$/Wp.ano, estando o valor esperado para abr/12 em aproximadamente 24,3 R$/Wp, conforme mostra a Fig. 6. O menor valor registrado é de 18,1 R$/Wp (referente ao mesmo sistema com banco de baterias considerado pequeno, já mencionado).
Tais valores também foram obtidos por interpolação linear considerando somente os sistemas individuais com baterias convencionais. Observa-se assim uma taxa de redução superior à verificada nos custos dos equipamentos, o que leva a supor que uma queda nos custos dos materiais de instalação é responsável por esta redução adicional.

Figura 6 – Custos dos sistemas fotovoltaicos, incluindo equipamentos e demais materiais – fontes de dados: (Soares, G. F. W., 2006), (Silva Filho, H. M., 2007), (Silva Filho, H. M., 2012), (Eletrobras 2008), (Cepel, 2008), (Di Masi, Monica, 2012), (Senna, D., Mesquita, A., 2012) e (Zilles, R., Mocelin, A. R., 2012)

A Fig. 6. indica ainda que, outra vez, os custos de sistemas com baterias OPzS aparentemente são superiores aos que empregam as baterias convencionais.
No caso das miniredes (custos não apresentados na Fig. 6), a necessidade de obras civis e da construção da própria rede (posteamento), além de medição individual obrigatória e de monitoração do sistema (exigência ANEEL), resultam naturalmente em custos mais elevados para os sistemas.

É importante ressaltar que a qualidade da instalação, não só dos equipamentos em si, mas principalmente do restante da instalação, é um fator preponderante no custo dos sistemas. Itens de instalação tais como: sistema de aterramento, SPDA, instalação do sistema fotovoltaico em abrigo totalmente fora da edificação, grau IP (proteção contra penetração de água e sólidos) e resistência à corrosão dos quadros elétricos, adoção de eletrodutos rígidos em toda a instalação, ferragens em aço inox, melhoram significativamente a qualidade e aumentam o custo do sistema.
Assim sendo, pode-se afirmar que os custos de sistemas fotovoltaicos são na verdade de difícil comparação, por encerrarem um grande número de variáveis, o que exigiria conhecimento detalhado das características e dos custos de cada item para cada sistema considerado. Desta forma, as figuras aqui apresentadas (Figs. 4, 5 e 6), bem como as interpolações e os números delas extraídos só devem ser entendidos como uma generalização, representando custos médios no país para sistemas fotovoltaicos de diferentes características em termos de qualidade de instalação.

CUSTO TOTAL DE IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO

O custo total de implantação do sistema fotovoltaico isolado inclui, além do custo do sistema (equipamentos e demais materiais – item 4), todos os custos de serviços, os quais, por sua vez, incluem mão-de-obra e logística (transporte).

Quanto ao valor deste custo total de implantação, fazem-se necessárias as seguintes considerações preliminares: o A qualidade dos sistemas influi diretamente não só no custo de equipamentos e materiais conforme já mencionado no item 4, mas também significativamente nos custos de mão-de-obra e logística para a sua instalação; o Brasil apresenta muitas diferenças regionais que influem nos custos de logística, que são muito maiores na Região Norte, como resultado da dificuldade de acesso aos locais de instalação; as mesmas diferenças regionais valem em relação à mão de obra, a qual muitas vezes tem de ser contratada na Região Sudeste para efetuar tais trabalhos de instalação em regiões remotas, incorrendo em custos extras de transporte e hospedagem; o Em alguns casos há participação de pessoal de concessionárias ou outras instituições, ou mesmo de pessoal voluntário das comunidades atendidas, nos trabalhos de instalação e na logística, sem que sejam contabilizados os correspondentes custos de mão-de-obra, resultando em custos subestimados para estes sistemas; o Os custos administrativos das concessionárias e outros órgãos participantes nos projetos geralmente não são nem contabilizados; os custos da instalação (material e mão-de-obra) elétrica predial convencional numa edificação que não era originalmente eletrificada, algumas vezes não é contabilizado como parte do custo total de implantação do sistema fotovoltaico, também assim subestimando o custo total de implantação.

Face ao exposto, observa-se sobre o custo total de implantação do sistema fotovoltaico isolado: i) tem um grande numero de variáveis, incluindo várias outras além das já mencionadas no item 4 (custos dos sistemas); ii) em alguns casos ele não é bem contabilizado; iii) somente nos casos de sistemas contratados na modalidade turnkey, geralmente este custo é bem determinado.

Deste modo, este é o custo considerado mais difícil de se obter e comparar, uma vez que são poucos os dados disponíveis para o presente estudo, além destes muitas vezes também serem dados de baixa confiabilidade.

O custo total de implantação dos sistemas fotovoltaicos isolados também é expresso em R$/Wp e a Fig. 7 mostra sua evolução. É também clara a tendência de redução de custo ao longo do tempo, sendo que a interpolação linear aponta para uma queda de cerca de 1,1 R$/Wp.ano (somente os sistemas individuais com baterias convencionais). Os dados indicam que o valor esperado para abr/12 é de cerca de 38 R$/Wp. O limite inferior encontrado é de cerca de 22 R$/Wp (é o mesmo sistema com banco de baterias pequeno, cuja instalação se deu num grande centro, de forma que os custos de logística e transporte são muito baixos).

A queda de custo de implantação é inferior à verificada para o custo dos sistemas, o que sugere que os custos de serviços estão se elevando, aparentemente concordando com a tendência atual da economia do país, segundo a qual, conforme tem sido divulgado, os custos de serviços vem apresentando tendência de crescimento.
Por outro lado, A Fig. 7 mostra que os custos de serviços para as miniredes e sistemas com baterias OPzS mostram-se em princípio superiores aos sistemas individuais com baterias convencionais, conforme esperado.
Cabe observar que a presente análise não levou em conta distinção entre as regiões do país. Todavia, se os dados da Fig. 7 forem plotados em separado por região, se constatam tendências de redução do custo nas regiões SE e NE, e uma pequena tendência de aumento na região N. Todavia, neste grau de análise o número de dados por região fica reduzido e sua representatividade fica prejudicada.

Finalmente, lembramos que aqui são amplificadas as observações já apresentadas no item 4 sobre a comparação de custos de sistemas, pois o número de variáveis e incógnitas é ainda maior, de forma que também a Fig. 7 só pode ser entendida como uma média para sistemas de diferentes características em diferentes regiões do país.

Figura 7 – Custo total de implantação de sistemas fotovoltaicos isolados – fontes de dados: (Soares, G. F. W., 2006), (Silva Filho, H. M., 2007), (Silva Filho, H. M., 2012), (Benincá, S., Fonseca, M., 2012), (Eletrobras 2008), (Di Masi, Monica, 2012), (Silva, I. W. Freitas, 2011) e (Senna, D., Mesquita, A., 2012)

CONCLUSÕES

A análise ora efetuada de dados de custos históricos corrigidos de sistemas fotovoltaicos no Brasil permite as seguintes afirmações: o O custo de módulos fotovoltaicos no país apresenta clara tendência de queda e seu custo estimado em abr/12 é de cerca de 9 R$/Wp, podendo, contudo, atingir valores inferiores a 5 R$/Wp; o O custo das baterias Pb-H2SO4 convencionais apresenta ligeira tendência de aumento, atingindo atualmente cerca de 398 R$/kWh, enquanto que as baterias do tipo OPzS apresentam custos bastante superiores; o O custo de equipamentos (painéis PV, baterias, inversores e controladores de carga) de sistemas fotovoltaicos esperado hoje é de cerca de 21 R$/Wp, com tendência de redução. o O custo total de implantação de sistemas fotovoltaicos incluindo custos de equipamentos, materiais e serviços de instalação também mostra tendência de redução e atinge hoje cerca de 38 R$/Wp.

As análises indicam que a maior parte da queda nos custo ocorrida nos sistemas fotovoltaicos é resultante da redução de custo dos módulos, possivelmente com uma pequena parcela adicional relativa aos demais materiais de instalação. Não foram detectadas tendências definidas em relação aos custos de equipamentos (inversores e
controladores de carga). Já no custo dos serviços, aparentemente verifica-se elevação, o que está de acordo com tendência atual da economia do país. O custo das baterias também parece mostrar tendência de elevação.
Sistemas empregando baterias OPzS apresentam custos superiores, assim como sistemas tipo minirredes.
Finalmente cabe ressaltar que os valores mencionados só podem ser tomados como valores médios que levam em conta sistemas fotovoltaicos de diferentes características, instalados em diferentes regiões do país, não sendo diretamente aplicáveis a um determinado sistema em particular.

Agradecimentos

Agradecemos ao Sr. Sérgio Benincá e a Sra. Miriam Fonseca (Kyocera Solar do Brasil), ao Prof. Roberto Zilles e ao Sr. André Mocelin (IEE/USP), ao Sr. Hugo Machado Silva Filho (Coelba), ao Sr. Israel Wallyson Freitas da Silva (Eletrobras), à Sra Monica di Masi (Secretaria de Meio Ambiente do Rio de Janeiro) pelo fornecimento de dados de custos de inúmeros sistemas fotovoltaicos, que contribuíram para o presente trabalho.

REFERÊNCIAS

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Cepel, 2004. Dados de custos de módulos fotovoltaicos adquiridos pelo Cepel da empresa BP Solar em jun/2004 para reposição em um sistema fotovoltaico existente;
Cepel, 2008. Dados de custos do sistema fotovoltaico para a Estação Científica do Arquipélago de São Pedro e São Paulo, implantado pelo Cepel em parceria com a Marinha do Brasil em 2008;
Cepel, 2009. Dados de custos do banco de baterias adquirido pelo Cepel em jun/2009 para reposição na Casa Solar do Cresesb;
Cepel, 2010. Dados de custos de sistemas fotovoltaicos de 4 Centros de Demonstração Tecnológica nos estados do Amazonas, Paraná, Distrito Federal e Maranhão, implantados pelo Cepel em parceria com o SENAC em 2010.
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Eletrobras (Carvalho, C. M., Borges, E. L. P., Brame, F. R. G., Almeida, G. Q., Olivieri, M. M. A., Santos, N. C.,Martins, R. P., Senna, D., Schwab, T. R., Klaus, W.), 2008. Ações para Disseminação de Fontes Renováveis de Energia. Projeto Piloto de Xapuri. Relatório Final; Eletrobrás/Eletroacre/GTZ, outubro/2008.
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Comparação entre Dois Tipos de Sistemas Fotovoltaicos Individuais Adequados para Eletrificação Rural; III CBENS; Belém, 21-24/set/2010.
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Silva Filho, H. M., 2007. Aplicação de Sistemas Fotovoltaicos na Universalização do Serviço de Energia Elétrica na Bahia: Uma mudança de paradigma no Setor Elétrico Brasileiro, Tese de Mestrado, UNIFACS, Salvador-BA.
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Soares, G. F. W. et alli, 2010. Comparação de Custos entre Sistemas Fotovoltaicos Individuais e Minicentrais Fotovoltaicas para Eletrificação Rural; III CBENS; Belém, 21-24/set/2010.
Tencnometal, 2010; Cotação de vários modelos de módulos fotovoltaicos fabricados pela empresa Tecnometal, feita pelo Cepel em mar/2012.
Zilles, R., Mocelin, A. R., 2012. Informações fornecidas por Roberto Zilles e André Mocelin (IEE-USP) ao Cepel em abr/2012, sobre custos de 19 SIGFIs implantados pela USP no Projeto Mamirauá.

LONG-TERM ANALYSIS OF COSTS OF PHOTOVOLTAIC SYSTEMS IN BRAZIL

Abstract. Actual costs of photovoltaic systems in Brazil are seldom published. It happens sometimes because the costs are considered trade secrets, and, in other cases, probably because there is a perception that, since they are high, that would undermine the image of PV technology. This paper focuses on a survey and an analysis of the costs of isolated PV systems in Brazil, using data from several projects over the last decade. All values are corrected until March, 2012.
It is demonstrated and quantified a declining trend of the cost in country, resulting mainly from the worldwide decline of PV module costs. Current average expected costs for modules, batteries, equipment, systems and installation logistics are calculated. As a matter of facts the PV costs depend on several variables, so that the values presented shall be understood as averages for a set of PV systems with different specifications, installed in different regions of the country.

Key words: Isolated PV Systems, Costs of PV systems

Marco Antonio Galdino – [email protected]
Cepel – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica

Fonte: Cresesb


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Transformador, um Mal Necessário

É muito grande o volume do que se tem escrito a respeito de transformadores, em muitas revistas especializadas e principalmente em grupos de discussão de áudio/vídeo pela Internet. Porém há muita confusão nestas discussões, pois muitas vezes vários aspectos técnicos não são levados em conta. Neste artigo, vamos esmiuçar, com maior detalhamento técnico, as diferenças entre os transformadores existentes e verificar quais são os mais adequados para os nossos sistemas de áudio e vídeo.

Este artigo trata das mazelas que o transformador causa em sistemas de áudio e vídeo quando não corretamente projetado e construído.

O Transformador

Como vimos em várias situações e comentários anteriores, para adequarmos a tensão da rede a um aparelho qualquer que queremos utilizar, muitas vezes se torna necessário o uso de um transformador. Mas para podermos fazer a escolha correta do tipo de transformador que deveremos empregar em cada tipo de aplicação, precisaremos nos aprofundar um pouco mais no conceito do que vem a ser um transformador. De fato, o transformador sempre será visto como um mal necessário, porém a nossa pergunta é: dentre todos os existentes, qual o que nos trará menor prejuízo sonoro?
Existem quatro aspectos básicos que deveremos considerar em um transformador, a saber:

– tensão de entrada e tensão de saída,
– tipo de enrolamento,
– potência e
– forma do núcleo do transformador.

Quanto à tensão de entrada e à tensão de saída, o transformador pode ser:

– abaixador de tensão ou
– elevador de tensão.

O   transformador será abaixador de tensão quando a tensão de entrada for maior que a tensão de saída, e será elevador de tensão quando a situação for inversa. Voltando a recordar: o importante aqui é que a tensão de entrada seja utilizada sempre entre a fase e o neutro.
Quanto ao tipo de enrolamento, vamos analisar aqui apenas os transformadores monofásicos, porque são os únicos adequados para o áudio e vídeo. Estes transformadores nada mais são do que circuitos eletromagnéticos constituídos de um núcleo de chapas especiais de aço-silício com grãos orientados e mais um ou dois enrolamentos. Quando o transformador tiver dois enrolamentos, vai receber o nome de transformador isolador. Veja a Fig. 1, que lhe dará uma idéia de como ele é:

Fig 1. Esquema de um Transformador Isolador. 

Este transformador se chama isolador porque separa galvanicamente a tensão de entrada da tensão de saída, através de dois enrolamentos totalmente separados, colocados em volta de um núcleo magnético que realiza a transferência de energia. O enrolamento da tensão de entrada é chamado de primário e o da tensão de saída, secundário.
O transformador que só apresenta um enrolamento é chamado de autotransformador e você poderá ver o seu esquema na Fig 2:

Fig 2. Esquema de um Autotransformador.

Os dois transformadores mostrados nos esquemas são abaixadores. Os dois traços paralelos, em ambos os esquemas, representam o núcleo magnético de cada transformador.
Veja que, no autotransformador, só existe o enrolamento da tensão maior (de entrada ou de saída), e a tensão menor é obtida através de uma derivação do mesmo enrolamento. É relevante notar que no autotransformador a entrada e a saída possuem um terminal em comum.

Transformador, um mal necessário. Por quê?

Este assunto é atualmente bastante controvertido, inclusive entre muitos dos engenheiros que lidam diretamente com o áudio e o vídeo. As opiniões são divergentes, alguns considerando o autotransformador como a melhor opção e outros acreditando ser mais adequado o transformador isolador, que é mais comum no mercado. Porém são opiniões do diz que diz, e muitos os seguem, sem verificar e comprovar realmente os aspectos mais técnicos e importantes nesta avaliação para os nossos sistemas de áudio/vídeo.
Temos afirmado que o transformador é um mal necessário por ser um elemento colocado em série com a linha de energia. Sabemos que todos os componentes em série alteram a impedância da linha, gerando sujeira, ou seja, geram harmônicos que sujam a rede e aumentam a distorção da energia elétrica. A sujeira é o que degrada a energia elétrica recebida pelos nossos equipamentos de áudio/vídeo e é isto que deteriora a qualidade da reprodução sonora e da imagem, reduzindo o palco sonoro e a tridimensionalidade da imagem. Esta redução no palco sonoro, por exemplo, se torna totalmente perceptível, pois à medida que a sujeira existente na energia elétrica aumenta, o evento musical vai se deslocando para as caixas acústicas, não permanecendo entre elas e atrás delas, como se dá quando a rede elétrica está limpa. O nome técnico correto desta sujeira é “distorção harmônica” ou “THD” (abreviação de Total Harmonic Distortion). O THD é dado em porcentagem em relação à senoide fundamental da rede elétrica. Bem, da mesma forma que o THD% de um aparelho de áudio/vídeo pode ser medido, e este valor é muito importante, assim também o THD% de um transformador poderá ser medido. E, nos transformadores, este valor é fundamental! Não conheço nenhum fabricante que diga quais as distorções harmônicas dos seus transformadores pois, via de regra, são elevadas. O THD%, que varia com a potência consumida, deveria ser sempre indicado e medido na potência nominal máxima do transformador. Porém, a verdade é que a maioria dos fabricantes de transformadores nem sabem o que vem a ser isto!!! E depois … qual o aparelho que faz esta medição? Em regra geral, de forma muito abrangente, quanto mais leve é o transformador, mais alto costuma ser o seu THD%. Precisamos tomar muito cuidado com a indicação do valor da medição, averiguando se é realmente honesta, isenta de acomodações pois, se não for assim, a indicação estará ali simplesmente para reduzir falsamente o valor real e influir positivamente o cliente, já que a maioria dos clientes nem tem condições de verificar e aferir os valores indicados. Como vocês sabem, o papel aceita tudo!

O THD% em transformadores depende de vários parâmetros, tanto de materiais quanto construtivos.
Só para vocês terem uma idéia, vou dar um exemplo bastante prático, contando-lhes uma pequena história. Imaginem um aparelho de áudio, um receiver importado por exemplo, que possui um transformador isolador bem grande na sua entrada, que irá alimentá-lo com a potência requerida para todos os amplificadores de potência que ele tem. Se abrirmos a tampa, vamos verificar que tudo lá dentro está bem compactado, de forma que não há espaços vazios no seu interior. Suponhamos agora que, num belo dia, o trafo deste aparelho, que ficou ligado a uma rede 127V (muito comum entre nós), venha a se queimar. Por uma infelicidade, o transformador do receiver importado não suportou as mazelas da nossa rede elétrica, que vira e mexe apresenta altos níveis de distorção harmônica e grandes variações de energia, muitas vezes além da tolerância informada pela concessionária. E queimou! E agora José… o que fazer? O José vai achar que isto é muito fácil de ser resolvido: é só mandar enrolar um novo trafo, para substituir o que está queimado e pronto! Muitos se prestam a este serviço, Brasil a fora.  E lá vai o aparelho para o conserto. O técnico, analisando o aparelho, aí vai constatar que o núcleo do trafo também foi danificado e precisa ser trocado por chapa nacional. Mas agora é o técnico quem está com um belo problema, pois não pode aumentar o tamanho do trafo, já que no aparelho não há espaço para se colocar um trafo maior. Mas aumentar o tamanho do transformador, diriam vocês? Vocês não queiram saber a situação embaraçosa deste técnico para resolver este imbróglio!! Bem, ele simplesmente “faz o melhor que pode”, constrói o novo trafo, monta-o no aparelho e o entrega para o José. O José, por sua vez, vai para casa, feliz da vida, com o seu aparelho supostamente consertado, parecendo novinho em folha!! Começa a ouvir suas músicas preferidas e, já de bate-pronto, nota uma diferença gritante: o som perdeu a nitidez e piorou muito, inclusive o palco sonoro diminuiu bastante!! Como é que pode ser isto? Ele não está entendendo. Fica atônito, mas continua ouvindo a sua música, pois ainda não sabe bem o que fazer. Já está até se familiarizando ao novo som, quando sente um cheiro de queimado no recinto… vai verificar e nota que é o receiver que está esquentando muito, não dá nem para por a mão! Ao tentar desligar seu sistema, o receiver queima novamente antes dele conseguir desligá-lo. Queimado o receiver, ele verifica que é o transformador isolador recém consertado que está tão quente como se estivesse pegando fogo. O José volta para o técnico, que não consegue resolver o problema a contento, e finalmente toma a decisão acertada: importa do fabricante do receiver um novo transformador.
Mas vocês dirão: Como pode ser isto? Transformadores pertencentes a aparelhos importados não podem ser substituídos por nacionais? A minha resposta é: em princípio não. Em alguns casos somente, se houver lugar para colocar um transformador bem maior. Ou então fazer uma adaptação externa. Por que?
Em primeiro lugar, a chapa de aço silício de grão orientado produzida no Brasil não tem a qualidade da chapa importada e por isto as perdas são maiores. A indução magnética que podemos criar com a chapa nacional é bem menor do que a alcançada com a chapa importada, de forma que, para criar o mesmo fluxo de linhas magnéticas no transformador, precisamos usar maior número de chapas do que as usadas em um transformador importado. Com isto, o nosso transformador fica maior e esta é uma das razões pelas quais o técnico do José não conseguiu resolver o problema, pois não havia espaço no receiver para um transformador maior.
Em segundo lugar, a qualidade do nosso fio de cobre, de modo geral, é muito ruim, pois o nosso cobre tem alto grau de impurezas, de forma que a resistividade do nosso fio é maior do que a encontrada nos fios importados. Caso o técnico do José pudesse ter usado o mesmo núcleo magnético do transformador do receiverimportado, este transformador provavelmente iría ter também uma vida útil curta, pois estaria trabalhando sobre-aquecido e depois de algum tempo acabaria queimando também. Existem muitos fabricantes que, para reduzir os custos, usam até fios de alumínio, o que somente piora a situação.

A solução paliativa levou a aumentar o THD% do transformador do receiver do José, de forma que já na primeira audição ele percebeu algo errado no som. Agora pergunto: quantos já não passaram por esta situação?

Muitos fabricantes de transformadores, conscientes destes problemas, evitam fazer substituições ou consertos em aparelhos importados.

Se tivéssemos uma lei que obrigasse o fabricante de transformadores a indicar o THD% em consumo máximo, estes problemas já teriam vindo à tona e, conseqüentemente, melhorado a qualidade da nossa produção de transformadores que não atende ao padrão internacional!

Vários são os fatores que definem a qualidade de um transformador,  possibilitando obter um THD% o mais baixo possível. Entre eles, a qualidade da chapa de aço silício de grão orientado, suas características magnéticas, suas perdas, sua espessura e sua isolação influem na qualidade de um bom transformador. Em seguida vem a qualidade do fio sólido esmaltado utilizado no(s) enrolamento(s) de cobre ou, mais recentemente, de alumínio. Seu grau de pureza, seu diâmetro (A/mm2) e sua isolação também são importantes. Em alguns transformadores de saída, usam-se também fios sólidos com seção quadrada para a redução do THD%, principalmente em amplificadores de potência valvulados. Por outro lado, em transformadores adaptadores de tensão de rede elétrica, de 230V para 120V ou vice-versa preponderantemente se tem usado fios de alumínio que reduzem a qualidade, aumentando o THD%.

O carretel, onde é enrolado o enrolamento primário/secundário, é outro item que também tem influência na qualidade, pois em conjunto com outros parâmetros, define o chamado acoplamento magnético entre primário e secundário, que é um item fundamental na qualidade de um transformador e tem grande participação no seu THD%. Entre estes outros parâmetros está o próprio projeto do transformador, onde existem vários aspectos a serem considerados, como o cálculo térmico e menciono também o entreferro, que evita a saturação do núcleo.

Qual o Melhor Transformador para Adaptar a Tensão da Rede Elétrica?

Para os transformadores adaptadores de tensão da rede elétrica são usados normalmente dois tipos: o transformador isolador e o autotransformador. As partes construtivas destes dois tipos de transformadores já foram apresentadas acima. Se considerarmos dois transformadores, um deles isolador e o outro autotransformador, projetados e construídos com os mesmos cuidados técnicos necessários, com boa chapa magnética de grão orientado, de baixas perdas e de alta indução, com fio de cobre de boa qualidade e não de alumínio, que hoje é largamente usado no nosso mercado nacional, com o menor entreferro possível, com construção aprimorada e, finalmente, com um bom projeto térmico, dentro da norma brasileira, qual dos dois deveremos escolher? Se analisarmos todos os aspectos importantes para os nossos sistemas de áudio/vídeo, veremos que o autotransformador tem várias vantagens em relação ao isolador.

A primeira delas, e talvez a mais importante para os nossos sistemas de áudio/vídeo, quando pretendemos chegar ao topo do pinheiro, é que o THD% do autotransformador é muito menor do que o do transformador isolador. O fato de o autotransformador ter apenas um enrolamento, onde estão o primário e o secundário juntos, faz com que, entre outros aspectos, o acoplamento magnético seja muito superior, de forma que a distorção harmônica cai muito, além da regulação ser superior, oferecendo aos nossos sistemas melhor dinâmica.
Os dois enrolamentos separados, no transformador isolador (como se diz no jargão popular “trafo com separação galvânica”), fazem com que o acoplamento magnético seja inferior ao do autotransformador e não só isto, o acoplamento magnético muito dependente da parte construtiva do carretel e dos enrolamentos dos fios. Portanto, esta tão propalada separação galvânica entre primário e secundário não traz nenhuma vantagem e também não é relevante na aplicação do áudio/vídeo, sendo um ponto negativo deste transformador, pois isto na verdade aumenta o seu THD%, além do que cria outros problemas, como as capacitâncias parasitas entre primário e secundário, que não existem nos autotransformadores.

Todas estas diferenças fazem com que o autotransformador tenha a menor distorção harmônica (THD%) possível, permitindo o melhor resultado sonoro, muito mais neutro do que o isolador. E este, por possuir um THD% maior, tem uma tendência a valvular o som, algo que não deixa de ser uma coloração, o que não é correto.
O segundo aspecto a ser considerado é que toda a rede elétrica residencial, em todo mundo, por normas nacionais e internacionais, deve possuir um neutro!!! Mas, por incrível que pareça, existem regiões no Brasil onde isto ainda não acontece, como por exemplo na cidade de Santos e em outras cidades do interior de São Paulo, onde a tensão oferecida pela concessionária da rede elétrica é apenas em 230V fase-fase. Existem outras regiões, como ocorre no Nordeste, onde além das duas fases em 230V ou 380V disponíveis, o neutro também é oferecido e, juntamente com a fase, resulta em 120V ou 230V respectivamente. São estas tensões com neutro que devem ser sempre usadas.
Esta norma, muito importante, que toda tomada residencial precisa ter o neutro, foi estabelecida por motivo de segurança. Como o neutro deve ser aterrado pela concessionária e pelo consumidor final, torna a tensão referenciada e também mais segura. Aqui, o autotransformador é ideal para transformar a tensão de 230V fase-neutro para 120V fase-neutro, pois mantém o neutro na entrada/saída comum da nova tomada com a nova tensão. O único incômodo, no Brasil, é que é preciso fasear a tomada na parede e muitos eletricistas entre nós não conhecem ainda a posição correta do neutro na tomada. Nos EUA este problema é inexistente pois o pino do neutro no plugue a ser colocado na tomada é mais grosso e mais largo, não permitindo inversão. A nova norma brasileira, que modificará o nosso plugue e tomada e entrará em vigor, se não falha a memória em 2007, com uma geometria exclusiva e estabanada também, não permitirá a inversão como ocorre hoje.

A aplicação do transformador isolador, então, como adaptador de tensão é incorreta, pois cria a tensão no secundário com os dois fios vivos não referenciados, devido justamente à separação galvânica entre primário e secundário. Se formos rigorosos e corretos, como manda o figurino, caso quisermos usar o transformador isolador assim mesmo, teremos que aterrar o secundário novamente, por motivos de segurança. Portanto, o uso do transformador isolador, em tomada fase-neutro, não é correto e nem recomendável, pois na verdade é um contra-senso o seu uso, se não houver um novo aterramento do secundário, além do problema do aumento do THD%, que introduzirá uma coloração no sistema, como já vimos.

O terceiro aspecto relevante, que no entanto não tem nada a ver com aspectos técnicos, é que, comparando-se os dois tipos de transformadores, o autotransformador e o transformador isolador, manufaturados e projetados conforme o estado da arte técnica atual, o autotransformador apresentará evidentemente um custo menor, devido ao menor valor agregado, pois é constituído, entre outros aspectos, apenas por um enrolamento.
Comenta-se também da blindagem eletrostática, que é possível ser feita no transformador isolador, entre primário e secundário. Esta blindagem tem a finalidade de evitar a entrada de ruídos eletromagnéticos provenientes pelo ar, mas deve ser aterrada para ter o efeito desejado. Infelizmente ela não é uma proteção e nem reduz a distorção harmônica do transformador, ou seja ela não reduz o THD%, como muitos gostariam de crer.
Comenta-se também que o transformador isolador elimina ruídos de modo comum da rede elétrica, mas isto não é característica somente do isolador e sim de qualquer transformador, inclusive do autotransformador.
Outro comentário existente na mídia é que transformadores oferecem uma proteção ao sistema ao qual estão ligados. Infelizmente, nenhum tipo de transformador, seja ele isolador ou autotransformador, ambos em núcleos E/I, ou toroidais, ou em núcleos C, oferecem uma proteção digna de nota. Se porventura ocorrer um raio ou um transiente na linha de energia, entrará no primário do transformador e passará para o secundário. Transformadores não são elementos de proteção, seja ele qual for.

Embora o transformador isolador seja o mais comercializado com fios de alumínio (em torno de 90% do mercado), para a aplicação da adaptação de tensão de rede elétrica em áudio/vídeo, e portanto o mais utilizado, não é o mais adequado para nós, pois é o que gera maior quantidade de harmônicos e, em conseqüência, maior coloração no médio baixo. A agradável impressão inicial logo dá lugar a um desconforto auditivo, com a percepção de que a música está sendo reproduzida com um corpo harmônico maior do que o que realmente deveria haver. O autotransformador tem característica semelhante, porém já em menor nível, bem mais baixo, e conforme o sistema de áudio/vídeo poderá não ser perceptível. Na verdade, ambos são ruins, mas o que traz menor influência negativa é sem dúvida alguma o autotransformador para a nossa aplicação. Portanto, sempre que necessitarmos de um transformador, para o nosso sistema, para adaptar a tensão da rede elétrica, deveremos dar preferência ao autotransformador.
Existem outras aplicações, evidentemente em outras situações, como por exemplo na entrada dos próprios equipamentos de áudio e vídeo. Lá se usa um transformador isolador, em vez de um autotransformador, pelo único motivo de que não há garantia de se respeitar a posição do neutro na tomada onde será ligado o cordão de força do aparelho, ou quando a rede for fase-fase. Como é presumido que todo sistema de áudio e vídeo deve ser aterrado, o secundário do isolador estará aterrado também.

E Quanto à Potência? Como Fica?

Com relação à potência dos transformadores que deveremos utilizar, existem os seguintes valores padronizados: 1KVA, 2KVA, 3KVA, 5KVA e 7,5KVA. Para determinar que potência você deverá utilizar, veja qual é a soma das potências dos aparelhos que irá ligar ao transformador, mesmo que todos não sejam usados simultaneamente. Outro ponto importante a considerar é o fabricante. Para os transformadores de fabricantes que seguem as normas brasileiras e internacionais (onde aplicada uma carga com a mesma potência de placa do transformador, se tem que a temperatura deste transformador não venha a ultrapassar os 70 graus Celsius acima da temperatura ambiente), você pode aplicar um fator de segurança de 1 (um). Ou seja, a soma das potências dos seus aparelhos deverá ser um pouco menor do que a potência de placa do transformador. Para os outros fabricantes, você poderá aplicar um fator de segurança entre 2 a 5 vezes para mais.

Para sistemas bem pequenos, com amplificadores integrados, ou receivers, um transformador de 1KVA pode ser suficiente. Já num sistema onde os amplificadores de potência são aparelhos separados dos pré-amplificadores, e onde esses amplificadores de potência são de classe AB, um transformador de 3KVA ou de 5KVA será suficiente. Porém, quando você tiver amplificadores de potência em classe A, deverá utilizar um transformador de 5KVA ou de 7,5KVA. Neste caso, seria bom verificar a fiação elétrica da residência. Poderá ser necessária a colocação de uma fiação mais grossa, ou mesmo de uma nova fiação exclusiva para o seu equipamento.

Os Núcleos dos Transformadores

Vamos agora analisar um pouco mais as formas dos núcleos utilizados nos transformadores. Basicamente existem três tipos de núcleos:

– núcleos E/I
– núcleos C e
– núcleos toroidais.

Os núcleos E/I são formados por uma certa quantidade de chapas de aço silício, sobrepostas umas às outras, nos formatos de um E e de um I, conforme a Fig 3:

Fig 3. Chapas Magnéticas de um Núcleo E/I

Entre o pacote de chapas E e o de chapas I, encontram-se os entreferros, com apenas alguns décimos de milímetro de espessura, que fazem o gap do circuito magnético, de forma tal que o transformador não venha a saturar. Transformadores que trabalham em região de saturação possuem altos THD%.
Os transformadores com núcleo E/I são os mais utilizados nos equipamentos elétricos (pois podem ser utilizados em qualquer equipamento elétrico). Mas, no áudio, eles possuem a má fama de serem considerados piores do que os toroidais (Fig.4), cujo núcleo é uma fita de aço silício enrolada sobre si mesma. O que acontece é que o transformador com núcleo E/I possui uma dispersão magnética maior do que a do toroidal. Essa dispersão magnética maior, de fato, pode influir nos circuitos eletrônicos adjacentes e causar alterações elétricas indesejáveis. Isto vale para transformadores importados. Infelizmente, no Brasil, a chapa de aço silício do toroidal possui perdas maiores do as chapas E/I e aí este conceito geral não vale. Porém, quando os transformadores com núcleo E/I utilizados dentro dos aparelhos de áudio/vídeo são ligados à rede elétrica, como adaptadores das tensões das fontes de alimentação, esta dispersão magnética pode ser compensada pelos circuitos eletrônicos. Portanto, podemos utilizá-lo normalmente, ou então importar os toroidais.

Fig 4. Transformador Isolador Toroidal.

Nos aparelhos que construo, principalmente nos amplificadores de potência, prefiro utilizar os transformadores com núcleo E/I por dois motivos: o primeiro e principal deles, é que hoje existe uma chapa de aço silício chamada GO, que é de qualidade superior à fita de aço silício, normalmente usada para fazer o núcleo toroidal, pois ela permite um fluxo magnético maior, com perdas mais baixas. Com isto, os transformadores E/I ficam menores que os toroidais e também melhores, uma vez que o campo magnético deles fica concentrado numa área menor. O outro motivo é que os transformadores toroidais nacionais costumam ser de baixa qualidade, devido às dificuldades encontradas no complicado processo de colocação do enrolamento sobre o núcleo, o que exige a utilização de um maquinário sofisticado, importado e bastante caro, inacessível a muitos fabricantes. Assim, usando-se um processo de fabricação inadequado, normalmente manual, a tensão do enrolamento do fio acaba deixando de ser uniforme e, com isso, o fio do enrolamento pode ficar meio solto, o que, entre outras desvantagens técnicas, faz com que o transformador fique zumbindo. O enrolamento do transformador de núcleo E/I, por outro lado, pode ser feito por um processo mais simples e com qualidade superior.

Mesmo assim, caso você deseje utilizar um transformador toroidal, conheço uma firma no Paraná que consegue fabricar bons aparelhos, a Toroid do Brasil. Outra alternativa, seria importá-los.
Os transformadores de núcleo C (Fig 5), por serem de fixação mais complexa entre suas partes, estão caindo em desuso. Não os recomendo.

 

Fig 5. Transformador Isolador de núcleo C 

Conclusão

Neste artigo, tratamos de forma mais técnica as diferenças entre os transformadores, quanto aos enrolamentos do primário e do secundário e também quanto às formas dos núcleos usados. Não tratamos aqui dos transformadores de núcleo saturado, que alguns usam como estabilizadores, pois possuem as mais altas distorções harmônicas e não são dignos de nota para a nossa aplicação. Mostramos que os transformadores mais adequados e recomendados para sistemas de áudio e vídeo, para a adaptação da tensão da rede elétrica, são os autotransformadores, por poderem apresentar um baixo THD%, ou seja, uma distorção harmônica mais baixa do que a apresentada pelos transformadores isoladores, por manterem o neutro da rede elétrica e por terem um valor agregado menor, apresentando assim resultados sonoros e de imagem superiores. Mostramos também que o núcleo toroidal apresenta uma dispersão magnética menor do que a do transformador com chapa E/I, mas isto somente quando a qualidade da chapa magnética for semelhante à importada, como é no caso de transformadores importados. No nosso caso, aqui do Brasil, devido a um consumo menor da chapa para transformadores toroidais e também devido a maiores perdas, os transformadores com chapa E/I apresentam normalmente resultados melhores.

Fonte: by knirsch


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