Transitórios em transformadores a seco

abr, 2015

Edição 110 – Março de 2015
Por João Roberto Cogo, Nelson Clodoaldo de Jesus e Luiz Marlus Duarte*

Análise de transitórios provocados por manobras de disjuntores a vácuo em transformadores com meio isolante sólido (a seco).

Os disjuntores são dispositivos utilizados desde o final da década de 1920 e, principalmente, a partir da década de 1930 para interromper em circuitos elétricos as correntes normais de sobrecargas, de curto-circuito, etc. Basicamente, os tipos de disjuntores com seus meios de extinção do arco elétrico estão relacionados a seguir:

  • Disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO): injeção de óleo pressurizado propicia o crescimento rápido da suportabilidade dielétrica entre os contatos, permitindo a interrupção adequada das correntes de falta, porém requerem manutenção frequente;
  • Disjuntores e ar comprimido: usados normalmente para tensão acima de 230 kV imprimem pressão de 150 bar a 200 bar na câmara de extinção, podendo modificar a capacidade de interrupção e geralmente possuem peças similares entre diversos tipos de disjuntores. O vazamento do ar comprimido pode colocá-los inoperante;
  • Disjuntores a gás hexafluoreto de enxofre (SF6): tiveram sua produção comercial a partir de 1940, embora este gás tenha sido sintetizado em 1904. Sua utilização é adequada para altas e baixas correntes nas mais diversas classes de tensão. O vazamento de gás também coloca estes disjuntores inoperantes;
  • Disjuntores a vácuo: apresentam um curto intervalo de tempo de arco, boa capacidade para executar religamentos rápidos e pouco desgaste nos contatos, porém, apresentam a ignição antecipada do arco elétrico, durante o fechamento dos contatos, denominada pré-strike, bem como durante a abertura ocorre às denominadas reignições (restrike). Naturalmente, o fenômeno de restrike não é específico do disjuntor a vácuo. Também se faz presente no disjuntor com meio de extinção do arco em SF6. Os disjuntores a vácuo também apresentam como desvantagem o corte das correntes de baixa intensidade indutivas ou capacitiva fora do zero natural “chopping current”.

Disjuntores a vácuo

A primeira câmara de vácuo para interrupção de corrente alternada foi desenvolvida em 1926, quando foi interrompida com sucesso uma corrente de 900 A em 40 kV. As dificuldades técnicas da época levaram o uso comercial destes tipos de disjuntores a ocorrer a partir da década de 1960 e sua produção em série para alta tensão foi iniciada nos anos 1970. A corrente de corte fora do zero em 1969 era de 20 A, tendo sido reduzida gradativamente chegando em 5 A em 1979 e nos dias atuais é da ordem de 1,5 A a 4,5 A, dependendo do fabricante. A interrupção do arco voltaico na câmara de extinção dos disjuntores a vácuo é favorecida, uma vez que as características dielétricas do vácuo propiciam a ausência de colisões entre as moléculas. Todavia, nestes disjuntores, existem na câmara de extinção dois tipos de arco voltaico, o difuso e o contraído.

Arco difuso: é formado por vapor metálico sendo distribuído por toda a superfície dos contatos do disjuntor e ocorre para correntes de interrupção até algo da ordem de 10 kA.

Arco contraído: quando a corrente de interrupção é algo superior a 10 kA, o arco voltaico se contrai, criando um foco de emissão iônica sobre parte dos contatos e utilizando poucos milímetros quadrados da área total dos contatos. Assim sendo, o arco contraído provoca a erosão dos contatos e a formação de uma coluna de plasma estável com pouca possibilidade de ser extinta. Para evitar estas condições adversas, os fabricantes incluem no projeto dos contatos estrias (ou ranhuras), de modo que o efeito magnético gerado pelo próprio arco percorra a máxima superfície possível do contato.

As Figuras 1, 2 e 3 a seguir ilustram o exposto.


Figura 1 – Aspectos construtivos de um disjuntor a vácuo.


Figura 2 – Representação esquemática do arco difuso.


Figura 3 – Representação esquemática do arco contraído.

Interrupção de corrente por meio de disjuntores

O fenômeno da interrupção das correntes na câmara de extinção do arco de um disjuntor é função da diferença de potencial que aparece entre os polos (contatos) no momento em que a corrente é anulada. Se esta tensão for superior à rigidez dielétrica no circuito envolvendo os contatos do disjuntor, irá surgir uma corrente normalmente de alta frequência para equalizar as energias armazenadas nas capacitâncias envolvidas com os efeitos indutivos associados ao disjuntor. A dificuldade de interrupção das correntes ocorre principalmente nos disjuntores a vácuo.

De um modo geral, a distância entre os contatos fixo e móvel dos disjuntores a vácuo quando totalmente abertos variam de fabricante para fabricante ficando no mínimo entre 7,5 mm a 8,5 mm e, no máximo, entre 14 mm a 16 mm. A Figura 4 ilustra as duas posições.


Figura 4 – Posição dos contatos do disjuntor aberto e fechado.

À medida que a corrente é interrompida aparece uma tensão por meio do efeito resistivo e não linear do arco voltaico que é da ordem de 15 V a 220 V nos disjuntores a vácuo. Sempre que a tensão do arco supera a rigidez dielétrica do meio de extinção, no caso o vácuo, ocorre a denominada reignição. Esta reiginição depende da distância entre os contatos fixo e móvel ao longo do processo de abertura, do valor instantâneo da tensão que irá aparecer entre os contatos após a extinção da corrente (u(t)) e a sua correspondente taxa de crescimento (du/dt). O fenômeno da reignição é normal quando se estabelece por um meio dielétrico. Todavia, se a corrente fica um determinado tempo em zero e depois se reestabelece, o fenômeno é cha

mado de reacendimento do arco (restrike).

O reacendimento do arco (restrike) acontece com maior ou menor probabilidade e seus efeitos são danosos ao sistema elétrico. A norma IEC 62271-100 indica as classes C1 e C2 para disjuntores com meio de extinção a vácuo. Os disjuntores classificados como C1 são aqueles que possuem baixa probabilidade (low probability) de restrike durante a abertura de corrente capacitiva. Já os de classe C2 são os que possuem muito baixa probabilidade (very low probability) de restrike nas mesmas condições. Em ambos os casos esta certificação é feita por meio de testes específicos.

No entanto, o preacendimento do arco voltaico (pré-strike) ocorre no fechamento do disjuntor quando os contatos fixo e móvel estão próximos, mas ainda não estão conectados (contato metálico não foi formado) e a tensão supera a capacidade do isolante dielétrico. De um modo geral, os disjuntores cujo pré-strike normalmente é minimizado durante o fechamento também procuram controlar o início da movimentação do contato móvel e pressurizam a câmara sendo utilizados em laboratórios de testes de curto-circuito.


Figura 5 – Comportamento da tensão de arco e da tensão do sistema durante um processo de aberturas.

Na Figura 5, a forma de onda da corrente i(t) não sofre alteração durante processo de abertura por ter sido considerada do tipo prospectiva, ou seja, é aquela que existiria se o disjuntor ficasse o tempo todo fechado. No instante t1 entre os contatos fixo e o móvel, existe um arco voltaico e, portanto, a corrente não é interrompida. Observar que, após os contatos estarem totalmente abertos (topen) e se a tensão de arco continuar, o disjuntor não conseguirá interromper a corrente de falta.

Destaca-se ainda que o corte da corrente fora do seu zero natural (nos disjuntores a vácuo) provoca sobretensões elevadas, facilitando os fenômenos de restrike. O corte da corrente fora do zero natural não é específico dos disjuntores com meio de extinção a vácuo, pois os demais com meio de extinção a pequeno volume de óleo, ar comprimido, SF6, etc. também interrompem a corrente fora do zero, mas, de modo geral, com efeitos menos danosos que os provocados pelos disjuntores a vácuo.

Manobra de disjuntores a vácuo

Normalmente, as manobras de abertura e fechamento dos disjuntores a vácuo provocam sobretensões transitórias de alta intensidade devido à interação com o sistema elétrico (indutâncias e capacitâncias). Estas sobretensões são observadas em manobras de energização e desenergização de transformadores de potência, bancos de capacitores, cabos e linhas de transmissão sem carga, motores, fornos a arco, etc. As sobretensões citadas são funções das correntes transitórias de alta frequência que ocorrem na manobra de energização de pré-ignições (pre-strike) durante energizações (fechamento do disjuntor) e a corrente de corte fora do zero natural (“chopping”), múltiplas reignições (restrike) e escalonamento de tensão durante desenergizações (abertura do disjuntor).

De modo geral, estas sobretensões apresentam amplitude (ou valor de pico ou ainda magnitude – Umáximo) e taxas de crescimento (du/dt) elevadas, que podem acarretar em falhas nos isolamentos dos equipamentos que são energizados ou desenergizados por meio do disjuntor a vácuo.

No entanto, analisando a tecnologia, verifica-se que transformadores com meio isolante sólido (a seco) já eram utilizados na década de 1970, onde se observou que as falhas, de modo geral, eram devidas à presença de bolhas internas durante seu processo de fabricação. Quanto mais tempo o fabricante possui no mercado maior deve ser sua experiência na parte de impregnação e, portanto, as falhas de fabricação são minimizadas com o tempo.

Até 2011, os transformadores com meio isolante sólido tiveram sua tensão nominal de operação crescendo progressivamente desde baixa tensão até 23 kV ou 25 kV utilizados principalmente na área siderúrgica. Todavia, a partir de 2010, foi iniciada no Brasil a fabricação de transformadores em 34,5 kV com meio isolante sólido (a seco) e a partir de 2011/2012 estes equipamentos começaram a ser instalados. Em 2012, houve as primeiras falhas e, consequentemente, ocorreram perdas de produção e de faturamento bastante significativas nas indústrias que tinham estes equipamentos. Em 2013, o número de transformadores que entrou em falha já era bastante significativo, superando 15 unidades em um universo em torno de 60 em operação.

As medições executadas pela GSI nos sistemas elétricos industriais com transformadores com meio isolante a seco apresentaram as formas de onda de tensão indicadas nas Figuras 6 a 9 a seguir.


Figura 6 – Tensões instantâneas durante a ocorrência de pré-strikes (Umax = 183,3 kV fase-terra).

 


Figura 7 – Detalhe das tensões instantâneas durante a ocorrência de pré-strikes.


Figura 8 – Tensões instantâneas durante a ocorrência de restrikes (Umax = 91,2 kV fase-fase).


Figura 9 – Detalhe das tensões instantâneas durante a ocorrência de restrikes.

 

Simulações no programa ATP

O circuito equivalente utilizado para as simulações de reignições no programa ATP é apresentado na Figura 10 a seguir.


Figura 10 – Circuito equivalente utilizado para simulações no programa ATPDraw.

 

Conforme se observa na Figura 10, foram representadas as capacitâncias parasitas do transformador, do disjuntor, o cabo de alimentação do transformador
e a curva de saturação do transformador.

Na Figura 10, o disjuntor é representado pelas chaves monofásicas e pelo bloco indicado como CDJ, que é responsável por determinar e comandar os instantes de abertura e fechamento do disjuntor. Para isso foi desenvolvida pela GSI uma lógica utilizando-se a sub-rotina MODELS existente no software ATPDraw.

Os dados de entrada para as simulações de reignições são:

– Topen: tempo de abertura do disjuntor em [s] (independente para as três fases);

– IMAR: valor da corrente de corte fora do zero em [A].

Para representação da capacidade dielétrica do disjuntor é utilizada a equação (1) a seguir:

ULIM = A.(t – Topen) + B     (1)

Em que o parâmetro t representa o instante atual da simulação em [s] e os parâmetros A e B representam a resistência dielétrica do disjuntor.

Uma tabela com típicos de A e B para disjuntores a vácuo é reproduzida a seguir.

A sequência de operação desenvolvida no modelo utilizado para simulação de reignições é a seguinte:

a – No bloco CDJ, são informados o valor de Topen e o IMAR. Quando o valor de Topen for igual ao tempo de simulação e a corrente passante pela chave for igual à IMAR, a chave é aberta e começa a ser calculada a curva ULIM;

b – Quando o valor da tensão entre os polos da chave aberta for maior que o valor de ULIM para aquele instante, o bloco CDJ fecha a chave (reignição do disjuntor) e volta a abrir após alguns microssegundos;

c – A letra b será repetida até o instante em que o valor da tensão entre os pólos da chave aberta não ultrapassar mais a curva ULIM, e a partir deste instante a chave permanecerá aberta até o final da simulação.

Resultados de simulações

Considerando o circuito apresentado na Figura 10 e os valores típicos relacionados na Tabela 1, serão apresentados a seguir os resultados das simulações realizadas para verificação do modelo utilizado para representação das reignições.

Os resultados de simulação de restrike, considerando os valores típicos para disjuntores a vácuo com capacidade de resfriamento rápida, conforme a Tabela 1, estão mostrados a seguir. A Figura 11 mostra o comportamento das tensões entre os polos do disjuntor durante a ocorrência das reignições (vide pontos de B1 para B2) com a curva ULIM calculada. Na Figura 12, é apresentada a corrente no disjuntor durante as reignições.


Figura 11 – Comportamento das tensões entre os polos do disjuntor durante as reignições (valor máximo de 138,7 kV).


Figura 12 – Comportamento das correntes no disjuntor durante as reignições (valor máximo de 46,8 kA).

 

A Figura 13 mostra o comportamento das tensões fase-terra, no ponto B3 (nos terminais do transformador em análise).


Figura 13 – Comportamento das tensões fase-terra no ponto B3 durante as reignições (valor máximo de 137,3 kV).

 

Os resultados de simulação de restrike – considerando os valores típicos para disjuntores a vácuo com capacidade de resfriamento média e lenta conforme a Tabela 1 – são similares aos mostrados nas Figuras 11 a 13, porém, os valores máximos de sobretensões obtidos foram de 148,8 kV ao simular as reignições para disjuntor com capacidade de resfriamento média e de 152,2 kV ao considerar o disjuntor com capacidade de resfriamento lenta.

As sobretensões encontradas são reduzidas substancialmente ao se instalar supressores de surto (mostrado na Figura 14) nos terminais dos transformadores de potência a seco. A instalação destes equipamentos deve ser a mais próxima possível das buchas do lado primário do transformador.


Figura 14 – Componentes dos supressores de surto.

Na Figura 14, tem-se: (R) resistor; (PR) para raios de oxido de zinco; (C) capacitor.

Os componentes (R, C e PR) dos supressores de surto na Figura 14a são mostrados de modo individual em invólucros separados para cada uma das três fases e normalmente aplicáveis para tensões iguais ou superiores a 17,5 kV. Para a tensão de operação é inferior a 17,5 kV e são colocados em um único invólucro (veja Figura 14b).

Verificou-se, durante os estudos elaborados, que a reatância indutiva dos cabos que alimentam os supressores de surto pode influenciar no seu desempenho. Assim sendo, recomenda-se a utilização de barramentos para alimentação dos supressores de surto e que eles estejam o mais próximo possível dos terminais dos transformadores de potência a serem protegidos, considerando uma distância máxima de 2 m entre eles.

Existem algumas outras condições que também devem ser investigadas cuidadosamente dependendo do caso, conforme mostram os diagramas esquemáticos das possíveis instalações dos supressores de surto (SS) na Figura 15 a seguir. Deve-se procurar evitar as configurações mostradas nas Figuras 15b e 15c. A configuração da Figura 15d é aplicável em casos raros. De um modo geral, o supressor de surto deve ser instalado próximo ao equipamento a ser protegido, como mostra a Figura 15a, para um transformador que pode ser aplicável também no caso de um motor no lugar do transformador.


Figura 15 – Formas de instalação de supressores de surto (SS).

Conclusões

As investigações em campo tomaram por base os resultados das medições das sobretensões na barra principal (correspondente ao ponto B1 na Figura 10), visto que, de um modo geral, não existem transformardes de potencial para conectar os equipamentos de medição nos terminais de transformadores de potência a seco que se encontravam insta

lados nas indústrias analisadas. Alguns resultados destas medições encontram-se nas Figuras 6 a 9.

Verifica-se, com base nas simulações, que as maiores sobretensões encontradas nos terminais do transformador analisado ocorreu quando se considerou o disjuntor com capacidade de resfriamento lenta, que era de se esperar.

As soluções encontradas para reduzir as sobretensões foram a instalação de supressores de surto do tipo mostrado na Figura 14.a.

Referências

[1] COLOMBO, R. Disjuntores de Alta Tensão, Série Brasileira de Tecnologia, Livraria NOBEL S.A., 1988.

[2] IEC International Electrotechnical Commission: High-voltage switchgear and controlgear – Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers; 62271-100.

[3] Etna industrie, Make Switch Catalog.

[4] WOODFORD, D. A.; WEDEPOHL, L. M. Impact of Circuit Breaker Pre-Strike on Transmission Line Energization Transients, IPST – International Conference on Power Systems Transients, Seattle, USA, June, 1997.

[5] PRIKLER, László; HOIDALEN, Hans K. ATPDRAW (Alternative Transients Program), Version 3.5 for Windows 9x/NT/2000/XP, Users’ Manual, August 2002.

[6] MARTINEZ-VELASCO, J. A. “Power System Transients – Parameter Determination”.

[7] LOPES-ROLDAN, J. et al. Fast Transients Overvoltages Produced by Switching Distribution Transformers with a Vacuum Circuit Breaker: Simulation and Testing.

[8] Wong, S.M.; Snider, L.A.; LO, E. W. C. Overvoltages and ReignitionBehavior of Vacuum Circuit Breaker.

[9] – LASTRA, R. B.; BARBIERI, M. Fast Transients in the Operation of an Induction Motor with Vacuum Switches.

[10] – NAVALKAR, P. V.; GAJJAR, G. Modeling of Vacuum Circuit Breaker and its use for Studying Medium Voltage Reactor Switching.

[11] – KAM, S. Assessing of Circuit Breaker Restrike Risks Using Computer Simulation and Wavelet Analysis.


*João Roberto Cogo é engenheiro eletricista e sócio da empresa GSI Engenharia e Consultoria Ltda.

 

Nelson Clodoaldo de Jesus é engenheiro eletricista e sócio da empresa GSI Engenharia e Consultoria Ltda.

 

Luiz Marlus Duarte é engenheiro eletricista e engenheiro da empresa GSI Engenharia e Consultoria Ltda.


 

Comentários

Deixa uma mensagem

%d blogueiros gostam disto: