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Impacto do paralelismo na proteção diferencial de transformadores de potência

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Edição 49, Fevereiro de 2010

Por Daniel Barbosa, Ulisses Chemin Netto, Hermes M. G. C. Branco, Denis V. Coury, Mário Oleskovicz

A operação de transformadores de potência em paralelo é corriqueira no sistema elétrico de potência brasileiro, bem como o uso da função diferencial de corrente. Dessa forma, um estudo do comportamento desta função para essa condição operativa se faz necessário. Para tanto, um sistema elétrico foi modelado utilizando o software ATP, do inglês Alternative Transients Program, a fim de caracterizar as diversas situações de operação, bem como as faltas internas, externas e de energizações solidárias dos transformadores envolvidos.

A partir dessas situações, dois relés digitais disponíveis comercialmente, com a referida função, foram avaliados. Os resultados mostram que, para determinadas situações, pode haver uma operação indevida de certos equipamentos de proteção no que tange à função avaliada e que tanto os fabricantes quanto os usuários devem estar cientes e atentos a isso.

 

Introdução

Os transformadores de potência são equipamentos que necessitam de um constante e especial monitoramento devido à sua importante função perante o sistema elétrico associado. Desse modo, a proteção empregada nestes dispositivos deve ser rápida, confiável e capaz de detectar as ocorrências de faltas ou condições anormais, que, por ventura, venham a comprometer o seu adequado funcionamento ou a continuidade no fornecimento da energia elétrica.

 

Dentre as diversas proteções de natureza elétrica aplicáveis aos transformadores de potência, a função diferencial de corrente (ANSI 87T) é considerada como primária. Esta afirmação significa que, do ponto de vista dos defeitos de origem elétrica, compete a esta função de proteção a detecção de uma falta ou condição anormal de operação do transformador e a tomada de decisão de abertura de um disjuntor ou disjuntores associados.

 

A utilização de relés diferenciais é comumente observada em transformadores que possuem potência nominal próxima de 10 MVA ou superior. Tomando como exemplo um transformador com apenas dois enrolamentos, esse mecanismo de proteção se baseia no princípio da comparação entre as correntes primárias e secundárias, que fluem pelo transformador, para a criação de um ponto de monitoramento (corrente de restrição versus corrente diferencial) sobre uma característica de discernimento entre falta e operação sadia pré-definida. Logo, se esse ponto de operação migrar da região de não operação para a região de operação da curva ajustada será gerado um sinal de desligamento para o disjuntor ou disjuntores associados, retirando, portanto, o transformador de operação. Todavia, tal procedimento é influenciado por uma série de adversidades.

 

As correntes de energização (inrush), a sobre-excitação, as situações de faltas externas combinadas com a saturação dos transformadores de corrente (TCs) e o erro, provocado pela relação de transformação do equipamento protegido, são alguns dos fenômenos que provocam um considerável desbalanceamento entre as correntes primárias e secundárias, podendo causar uma atuação incorreta do relé. Logo, a distinção das faltas internas das demais situações anteriormente mencionadas é uma das principais dificuldades encontradas na proteção diferencial em transformadores.

 

Neste sentido, certos critérios são utilizados pelos relés diferenciais para mitigar esses problemas, como a característica diferencial percentual com restrições harmônicas. Contudo, esses dispositivos podem apresentar problemas no momento em que o transformador protegido está operando em paralelo com outro, uma vez que o fenômeno de energização solidária altera significativamente a duração e a amplitude das correntes de inrush.

 

Neste contexto, este trabalho apresenta uma análise sobre os efeitos da operação em paralelo de transformadores de potência sobre relés diferenciais comerciais aplicados à proteção primária daqueles equipamentos. Para tanto, foi estabelecido um arranjo experimental em laboratório composto por dois relés digitais comerciais, um simulador de sistemas de potência, um relógio GPS, do inglês Global Positioning System, e um microcomputador do tipo IBM PC.

 

Algumas situações de operação e de defeito foram criadas a partir da modelagem computacional, por meio do software ATP, de um sistema composto por um gerador síncrono com controle de tensão e velocidade, transformadores de 25 MVA com curva de saturação, linhas de transmissão, transdutores de tensão e corrente e um motor trifásico de média tensão. Esse sistema foi modelado considerando os parâmetros reais de seus elementos constituintes.

 

Corrente de magnetização (inrush)

A corrente de magnetização é um fenômeno que tem influência significativa nos ajustes das proteções do transformador e também no sistema ao qual este está associado. A corrente de magnetização ocorre no transformador quando a polaridade e a amplitude do fluxo residual não concordam com a polaridade e com a amplitude do valor instantâneo do fluxo. Ou seja, se a forma de onda da tensão correspondesse exatamente ao fluxo no núcleo do equipamento, no instante do chaveamento, não haveria transientes.

 

Embora a energização do transformador seja a causa típica das correntes de magnetização, quaisquer transientes no circuito do transformador de potência podem gerar essas correntes. Assim, podem-se citar algumas outras causas, como a recuperação de tensão após a eliminação de uma falta externa ou após a energização de um transformador operando em paralelo com outro em serviço.

 

Diversos fatores influenciam a amplitude, a forma e a duração das correntes de magnetização, o que torna praticamente impossível a sua predição. Mas alguns desses fatores podem ser listados, por exemplo: do ângulo de chaveamento, da densidade do fluxo residual, do nível de tensão da rede, da resistência série, do nível de saturação do núcleo, do modo de energização do transformador e da energização sob carga.

 

Energização solidária

A situação de energização solidária, ou sympathetic inrush, é geralmente tratada pela literatura técnica, que assume que os transformadores estão isolados do sistema, ou seja, sem que outros tipos de máquinas elétricas estejam presentes no mesmo circuito. Na prática, porém, os equipamentos são energizados em paralelo com os demais dispositivos, o que pode provocar transientes e sobretensões apreciáveis nos transformadores próximos, mesmo que estes estejam em operação normal.

 

Cabe dizer ainda que as correntes de inrush evidenciadas na energização solidária possuem amplitudes superiores àquelas observadas quando ocorre a energização de um transformador que não opera em paralelo. A fim de melhor compreender como a energização de um transformador afeta as condições de funcionamento dos demais transformadores ligados à mesma barra, considera-se o sistema apresentado pela Figura 1.

Ao conectar o transformador T2 à rede que já alimenta outros transformadores, como o transformador T1, a corrente de energização produzida nesta conexão flui para os demais equipamentos e produz um fluxo CC, que se sobrepõe ao fluxo CA normal de magnetização. Tal condição de operação aumenta a densidade de fluxo e proporciona altas correntes de magnetização no transformador vizinho T1, embora esta corrente solidária seja menor que a própria corrente de energização. Dependendo da amplitude do amortecimento da componente CC, o fenômeno de energização solidária pode elevar o nível de ruído emitido pelos transformadores, devido ao aumento da densidade do fluxo no núcleo durante o período transitório. É importante enfatizar que esta condição operativa pode provocar um mau funcionamento da proteção associada a este equipamento, já que correntes diferenciais indesejadas podem ser geradas.

 

Para ilustrar os comentários anteriores, apresentamos na Figura 2 as envoltórias das correntes simuladas computacionalmente da energização solidária do transformador TR3A, bem como a corrente de energização do transformador TR2A. Estes transformadores fazem parte do sistema elétrico simulado e serão posteriormente apresentados e justificados (Figura 4). Apenas para efeito comparativo, a corrente de energização do transformador TR2A, sem considerarmos a existência de outros transformadores conectados ao barramento, é apresentada. Desta forma, observa-se que há um atraso considerável no decaimento da corrente de energização quando mais transformadores são conectados em paralelo.

 


A Figura 3 mostra o conteúdo harmônico das correntes de energização solidária do transformador TR3A e a corrente de energização do transformador TR2A no momento da conexão deste último ao barramento. Na figura é possível observar o surgimento de uma alta componente CC no transformador TR3A, contrária a componente CC do transformador TR2A, o que mostra a oposição entre a corrente solidária e a corrente de energização conforme citado.

 

Sistema elétrico simulado

A Figura 4 ilustra o sistema elétrico utilizado nas simulações de condições operativas para avaliar o comportamento da proteção diferencial aplicada a transformadores quando esses operam em paralelo.

 

O sistema elétrico é composto por um gerador síncrono de 13,8 kV e potência aparente de

90 MVA; um motor de indução trifásico de 4,0 kV e potência de 1.582 HP; transformadores elevadores com relações de 13,8 kV/138 kV e potência aparente de 25 MVA, considerando sua curva de saturação; linhas de transmissão com extensões variando entre 80 km e 150 km; uma linha de distribuição de 10 km; um religador; transformadores abaixadores similares aos elevadores; e cargas caracterizadas por fator de potência de 0,92 indutivo e potência aparente variando entre 5 e 25 MVA.

 

Cabe salientar que, embora os transformadores de corrente (TCs) e os transformadores de potencial (TPs) não sejam representados na Figura 4, estes foram modelados, levando em conta suas curvas de saturação, e estão sendo utilizados para a obtenção dos sinais de tensão e corrente. As Tabelas 1, 2, 3 e 4 apresentam os valores utilizados para caracterizar os diversos componentes por simulações computacionais dispondo do software ATP.

 

Tabela 1

Dados do gerador síncrono utilizado na simulação

Na Tabela 1, S é a potência nominal; Np é o número de polos; VL é a tensão nominal de linha; f é a frequência; IFD é a corrente de campo; Ra é a resistência de armadura; Xl é a reatância de dispersão não saturada; Xo é a reatância de sequência zero não saturada; Xd é a reatância síncrona de eixo direto não saturada; Xq é a reatância síncrona de eixo em quadratura não saturada; X’d é a reatância transitória de eixo direto não saturada; X’’d é a reatância subtransitória de eixo direto não saturada; X’’q é a reatância subtransitória de eixo em quadratura não saturada; X’do é a constante de tempo transitória em vazio de eixo direto; X’’do é a constante de tempo subtransitória em vazio de eixo direto; e X’’qo é a constante de tempo subtransitória em vazio de eixo em quadratura.

 

Além do gerador, foi aplicado o controle de velocidade dinâmico para sistemas hidráulicos e o controle automático de tensão (AVR) que permitem uma melhor análise dos resultados. A Equação 1 mostra a função de transferência do regulador de velocidade utilizado.

Nesta, ?(s) é a posição do servo motor que aciona a turbina; ?F(s) é o desvio de frequência; R é o estatismo permanente; r é o estatismo transitório; Tg é a constante de tempo do regulador de velocidade; e Tr é a constante associada ao estatismo transitório. A Tabela 2 apresenta os valores dos parâmetros utilizados no regulador de velocidade.

 

 

Tabela 2

Parâmetro do regulador de velocidade

A Figura 5 ilustra o diagrama de blocos do controle de tensão utilizado.

Utilizando o modelo de máquina universal do ATP, o motor de indução trifásico foi modelado com parâmetros reais, no qual diversas características elétricas e mecânicas foram consideradas, conforme as apresentadas na Tabela 3. A Tabela 4 ilustra os dados do compressor conectado ao motor de indução utilizado.

Tabela 3

Dados do motor utilizado

Tabela 4

Dados do compressor

Esquema laboratorial realizado

Após a realização da etapa de modelagem e geração das situações de operação e de defeito considerando o sistema apresentado (Figura 4), foi estabelecido um arranjo experimental em laboratório para verificar o comportamento operativo da função 87T, implementada em dois relés digitais comerciais, em relação à operação de transformadores em paralelo. A Figura 6 ilustra o esquema laboratorial utilizado para o desenvolvimento dos ensaios.

 


A metodologia de trabalho aplicada sobre o esquema laboratorial proposto pode ser vista na Figura 7. Essa é composta, basicamente, por quatro etapas distintas, a saber:

 

• Modelagem e geração dos casos de interesse por aplicação do software ATP;

• Formatação das situações de interesse por meio do Comtrade, do inglês Common Format for Transient Data Exchange for Power Systems;

• Importação das situações de interesse pelo dispositivo simulador de sistemas de potência (caixa de teste); e

• Aplicação dessas situações ao equipamento sob ensaio e sua avaliação da resposta.

 

Cabe colocar que, a partir do sistema modelado, foram efetuadas aproximadamente 2.700 situações distintas de operação e de defeito, nas quais estão incluídas as situações de energizações, sobre-excitações, faltas internas e externas, dentre outras. Desta forma, em virtude do grande número de casos, apenas algumas das condições operativas serão apresentadas neste trabalho, sendo estas listadas abaixo:

 

• Caso 1 – Energização do TR2E a 330o com relação à fase “A”, com o TR3E já em operação;

• Caso 2 – Energização de TR2E a 45o com relação à fase “A”, seguida de falta interna no enrolamento delta, envolvendo 50% do comprimento da fase “A” a terra, com um ângulo de incidência de 60°;

• Caso 3 – Falta interna entre espiras no enrolamento em delta envolvendo 80% e 50% do enrolamento considerado, aplicada a 0º com relação à fase “A”;

• Caso 4 – Falta interna entre fases no secundário do transformador TR2E em delta, envolvendo 10% da fase A e 10% da fase B, aplicada a 330o com relação à fase “A”.

 

A seguir serão apresentados os resultados para cada um dos casos evidenciados. Ressalta-se que esses foram aplicados de forma independente a dois distintos relés digitais de proteção comerciais, ou seja, fabricados pelas empresas “A” e “B”, respectivamente.

 

Resultados obtidos para os casos 1 e 2

Nas duas situações de energização, com e sem defeito, consideradas nesse trabalho, ambos os relés ensaiados não apresentaram nenhuma dificuldade na identificação do problema como sendo externo à região protegida, proporcionando uma atuação conforme o esperado para essas situações. Ou seja, nenhum dos elementos de sua curva característica foi sensibilizado. Porém, por meio da análise do registro sequencial de eventos de cada equipamento considerado, observou-se que os bloqueios para as componentes harmônicas de 2a e 5a ordem foram sensibilizados.

 

Resultados obtidos para o caso 3

A Figura 8 ilustra a oscilografia obtida por um dos relés comerciais ensaiados. Este protegia o transformador TR3E quando ocorreu a aplicação de uma falta interna entre espiras no enrolamento em delta do transformador TR2E, que envolvia 80% e 50% do enrolamento considerado, sendo aplicada a 0º com relação à fase “A”. Observam-se no gráfico as correntes primárias e secundárias do equipamento registradas pelo relé, bem como os canais digitais com os sinais de operação (DIFF OP e DIFF OP A) e o sinal de pick-up na fase “A” (DIFF PKP A).

Figura 8

Resposta indevida da função 87T ao caso 3

 

Desta forma, verificou-se que o relé 2, fabricado por “B”, atuou de forma indevida, uma vez que a falta estava localizada fora de sua área de proteção. Todavia, cabe salientar que o outro relé comercial ensaiado, quando ocorreu a atuação da proteção de TR3E, não foi sensibilizado por esta condição operativa, demonstrando maior robustez e confiabilidade nesta situação.

 

Resultados obtidos para o caso 4

Pela Figura 9, observa-se a sensibilização dos bloqueios para as componentes harmônicas de 2a e 5a ordem e da ativação do pick-up da curva característica da função diferencial para a situação de falta interna aplicada entre espiras, quando aplicada ao relé comercial designado pelo número 2.

Figura 9

Ativação da função 87T ao caso 4

 

Cabe salientar, que embora o relé 1, fabricado por “A”, não tenha ativado o pick-up da função 87T, este também teve seus bloqueios harmônicos sensibilizados, sendo estes verificados por seu registro sequencial de eventos.

 

Conclusões

A operação de transformadores de potência em paralelo é corriqueira no SEP brasileiro, bem como o uso da função diferencial percentual de corrente como proteção primária, de origem elétrica, para esse equipamento. Dessa forma, um estudo do comportamento da função de proteção 87T para a condição operativa citada se fez necessário.

 

Todavia, cabe salientar que cada situação operativa deve ser analisada individualmente, já que a intensidade do fenômeno é função das características intrínsecas do sistema elétrico, em que se observa a condição de paralelismo, tornando difícil quaisquer generalizações sobre o assunto.

 

Outro aspecto a ser considerado nesse trabalho reside no fato de seus resultados indicarem a possibilidade da operação indevida dos relés digitais em condições de paralelismo. Assim, a utilização de uma metodologia e ferramentas de simulação computacional é justificada e indicada.

 

Tal abordagem é viável economicamente e permite caracterizar adequadamente o comportamento do referido equipamento de proteção, decorrendo em minorar prováveis atuações indevidas, o que, por si só, tem impacto direto na disponibilidade da máquina, nos índices de satisfação dos clientes e na qualidade da energia elétrica.

 

É factível verificar que, mediante aos experimentos realizados e aos dados obtidos, não se obteve subsídios para a determinação das prováveis causas que provocaram os diferentes comportamentos. Os únicos indícios encontrados foram as diferenças entre o tratamento das correntes de entrada e o modo pelo qual cada fabricante seleciona as componentes harmônicas para aplicação das restrições, porém não se pode concluir que estas são as causas efetivas do problema.

 



 

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ULISSES CHEMIN NETTO é graduado em engenharia industrial elétrica, mestre e doutorando em engenharia elétrica. Tem experiência no trabalho com proteção de sistemas elétricos de potência, qualidade da energia elétrica e processos de ensino e aprendizagem.

 

HERMES MANOEL GALVÃO CASTELO BRANCO é graduado em ciências da computação e em tecnologia em redes de comunicação, mestre e doutorando em engenharia elétrica. Atua na área de qualidade da energia elétrica e proteção de sistemas elétricos de potência.

 

DENIS VINÍCIUS COURY é engenheiro eletricista, mestre e doutor em engenharia elétrica. Atualmente é professor titular da Universidade de São Paulo na Escola de Engenharia de São Carlos. Suas áreas de interesse e atuação profissional passam pela proteção digital de sistemas elétricos de potência, qualidade da energia elétrica, técnicas de processamento e sistemas inteligentes aplicados a sistemas elétricos de potência.

 

MÁRIO OLESKOVICZ é engenheiro eletricista, mestre e doutor em engenharia elétrica. Atualmente é professor doutor da Universidade de São Paulo na Escola de Engenharia de São Carlos. Suas áreas de interesse e atuação profissional incluem a proteção digital de sistemas elétricos de potência, qualidade da energia elétrica e técnicas de processamento e sistemas inteligentes aplicados a sistemas elétricos de potência.

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