Proteção Diferencial de Transformador

Quando você pergunta a um dos engenheiros de relé experientes qual relé de proteção nunca será retirado de serviço em um transformador de potência, a resposta será sempre relé diferencial. Embora os alimentadores sejam rearmáveis e as barras coletoras possam ser separadas, uma falha no transformador que não foi automaticamente eliminada leva a um tanque rompido, óleo pegando fogo e interrupção prolongada. A proteção diferencial é a proteção mais rápida e seletiva disponível para esse tipo de falha, razão pela qual um relé diferencial moderno opera em 20 milissegundos.

Agora descreveremos em termos práticos o que a zona inclui, como o relé toma decisões, quais são as configurações de proteção e como os CTs são conectados dependendo do projeto do enrolamento do transformador em questão. Se você está procurando transformadores ou painéis de relé em vez de relés, os dois últimos parágrafos serão de seu interesse.

Resposta breve: A proteção diferencial de transformador funciona comparando a corrente que entra no transformador com a corrente que sai do transformador. Se tudo estiver bem, então as duas correntes serão as mesmas; no entanto, se a corrente estiver desbalanceada, o relé irá disparar. O código ANSI correspondente é 87T. Em muitos sistemas, no entanto, um circuito de proteção diferencial com viés percentual é utilizado com um ponto de disparo definido em cerca de 20-30% da corrente nominal do transformador.

A zona que protege — e o limite que mais importa

Um sistema de proteção diferencial protege qualquer máquina localizada entre dois conjuntos de transformadores de corrente. No que diz respeito a um transformador com dois enrolamentos, isso cobre enrolamentos, núcleo, chave de derivação, fios internos e buchas até o ponto de instalação dos CTs. No entanto, alimentadores a jusante e sistemas de barras coletoras de alta tensão que fornecem eletricidade aos transformadores não estão incluídos nesses arranjos.

É por isso que a colocação dos transformadores de corrente é talvez o aspecto mais crucial do projeto de todo o sistema. Se o CT de alta tensão estiver situado muito longe do transformador, qualquer falha ocorrendo no fio entre a sala de comutação e o transformador estará fora do escopo tanto do relé diferencial quanto do transformador, e dispositivos de proteção contra falha à terra ou sobrecorrente adicionais serão necessários para cobrir aquele trecho específico de fio. Permitir a máxima proximidade dos dois transformadores de corrente ao transformador essencialmente elimina a lacuna.

Como o princípio diferencial funciona

O conceito é surpreendentemente muito simples. Os princípios reais do transformador não importam; tão simples quanto isso, um transformador pode ser descrito como um dispositivo de transferência de corrente. Portanto, as correntes nos lados secundários dos CTs devem ser idênticas. O relé então “procura” uma anomalia ou uma diferença, que não existe. Essa igualdade só se mantém se os CTs forem corretamente dimensionados e conectados, o que significa que o esquema herda cada erro cometido no circuito do CT — o comum Métodos de conexão de CT usados em circuitos de proteção valem a pena serem acertados antes de qualquer outra coisa.

A corrente operacional é basicamente a soma vetorial das duas correntes secundárias produzidas pelos transformadores de corrente:

Iop= |I1seg– I2seg|

Após a aparição de uma falha dentro do transformador, um terceiro componente aparece que não foi considerado pelos transformadores, portanto, a soma não poderia mais ser zero. Mas existem dois fatores que complicam a situação porque um transformador sempre tem um ramo de magnetização, portanto, existe algum pequeno desequilíbrio que é realmente uma corrente de derrame ou incompatibilidade mesmo quando o sistema está operando corretamente. O mesmo pode ser dito sobre as relações do transformador e a operação do equipamento de derivação que também não costumam ser as mesmas para todos os transformadores que enfrentam a mesma situação.

Assim, o único relé útil que se pode conceber hoje poderia ser enviesado. Vale a pena mencionar que cada transformador de corrente produz a corrente de restrição usando o maior valor das duas correntes (ou sua média). Isso significa que em condições normais, mesmo que haja alguma pequena diferença, a corrente permanece dentro dos limites da corrente de restrição. Quando uma falha real existe, o relé funciona perfeitamente.

Além disso, a maioria dos relés também inclui um elemento especial que reage imediatamente sob um nível muito alto de corrente (até 20 vezes mais do que o nível do equipamento de derivação). Este elemento é necessário porque em níveis muito altos de corrente de falha, o transformador de corrente de um dos lados pode saturar de tal forma que a medição enviesada falha.

Configurações de viés percentual que realmente são utilizadas

Os manuais para relés mostram uma enorme quantidade de variação, o que não é muito útil quando você se depara com uma lista de verificação de comissionamento de relé. Aqui estão as configurações que são mais comumente usadas na prática para um relé 87T padrão:

• Pickup (Id ou Is1): 20–30% do nível de corrente nominal do transformador. Escolha 30% se os CTs forem de baixa classe ou se a carga estiver desequilibrada, com a configuração 20% sendo usada apenas quando os CTs e a fiação estiverem bem ajustados.
• Inclinação 1: 25–40%, para o intervalo um, que corresponde a carga normal e uma falha moderada.
• Inclinação 2: 50–80%, para o intervalo dois, quando a corrente de falha é cerca de 2–4 vezes maior do que a corrente nominal. Este intervalo corresponde à saturação do CT durante uma falha externa pesada.
• Bloqueio de segundo harmônico: 15–20%, usado para energizar o bloqueio do relé para que não seja acionado pelo fenômeno de inrush.
• Bloqueio de quinto harmônico: 20–35%, usado para bloqueio ao operar em sobre-excitação.
• Configuração instantânea alta: 8–20 × derivação, sem bloqueio harmônico.

A configuração do segundo harmônico também merece um aviso. O bloqueio convencional parece presumir a presença do segundo harmônico na corrente de inrush. A tecnologia de núcleo tradicional usando aço de alto silício trabalha com essa premissa, mas as tecnologias avançadas de núcleo de transformador, como metais amorfos, reduziram drasticamente a presença do segundo harmônico na corrente de inrush. Assim, bloquear o relé em 15% em tais transformadores pode levar a disparos espúrios após a energização. Soluções comuns envolvem bloqueio cruzado ou detecção baseada em forma de onda para corrente de inrush. Portanto, se você especificar os relés para um transformador com baixas perdas, certifique-se de perguntar qual método o fornecedor utiliza.

Conexões de CT para enrolamentos delta, estrela e zigzag

Aqui podemos ver a diferença entre esquemas clássicos e modernos e a fonte de muitos erros de comissionamento.

Em esquemas eletromecânicos clássicos, a conexão do CT é a mesma que a conexão do transformador. Para transformadores Dyn11, os CTs do lado de alta tensão têm uma conexão em estrela e os CTs do lado de baixa tensão têm uma conexão em delta. A conexão em delta resolve duas questões de uma vez: cancela o deslocamento de fase de 30 graus causado pelo enrolamento delta do transformador e bloqueia a corrente de sequência zero de passar pelo relé quando há uma falha de terra externa.

Em um relé numérico, todos os CTs estão conectados com conexão em estrela. O deslocamento de fase, correspondência de razão e filtragem de sequência zero são realizados por software. A fiação, portanto, torna-se mais simples e os testes mais fáceis, no entanto, isso também cria um ponto que muitas vezes é negligenciado: o relé deve bloquear a corrente de sequência zero por meio de software, assim como a conexão delta fez em hardware. Não habilitar esse filtro pode levar o circuito do CT a operar sob a influência da falha de terra externa, fazendo com que o relé dispare. Certifique-se de verificar as configurações; a maioria das empresas fornece isso, mas nem sempre está ativado por padrão.

Independentemente da tecnologia, três regras devem ser observadas:

• As razões devem corresponder. A razão do CT deve ser escolhida de tal forma que as correntes estejam 10% próximas uma da outra em ambos os lados na tap nominal, a fim de evitar perda de margem.
• O trocador de tap deve ser levado em conta. O transformador com ±10% taps altera sua razão em 20% de ponta a ponta e essa diferença deve ser considerada nas características de inclinação do relé; se for feita muito íngreme, a sensibilidade é sacrificada.
• A polaridade deve ser seguida. A convenção é que todos os CTs estão voltados para o transformador. Se você mudar a orientação de um dos pares de CTs, então, em vez da diferença, o relé reconhecerá a corrente total.

Se você estiver trabalhando na fiação de uma unidade desconhecida, este guia sobre como conectar transformadores delta e estrela cobre o lado do enrolamento do mesmo problema, que é útil quando você está comparando desenhos com a placa de identificação.

Diferencial versus REF — e onde o esquema falha

A proteção contra falhas à terra restrita, que também é chamada de ANSI 64REF ou apenas REF, é considerada “a proteção diferencial de um enrolamento”. Isso é bastante verdadeiro, uma vez que o REF é um esquema de alta impedância que mede a corrente fluindo para o ponto estrela de um enrolamento em relação à corrente retornando através dos CTs de fase. Como detecta a corrente em apenas um enrolamento, é muito mais sensível do que todo o esquema diferencial, geralmente sendo cerca de dez vezes mais sensível.

Por que ambos são necessários? Porque, em caso de falha de curto-circuito à terra que ocorre perto do neutro de um enrolamento estrela, a corrente será pequena e a maior parte dela circulará no próprio enrolamento em vez de passar pela zona diferencial. O relé 87T geral não consegue vê-la. O REF consegue.

Devemos enumerar as principais desvantagens da proteção diferencial, pois elas determinam as configurações:

• Saturação dos CTs em caso de falhas externas. Uma falha externa forte pode levar à saturação de um circuito de CT, formando assim uma corrente diferencial falsa. Nesse caso, viés, outra inclinação de operação e CTs de carga suficiente podem ser usados.
• Desajuste de fase de relação. Cada medida de compensação leva à redução da sensibilidade do sistema.
• Faixa de regulação do trocador de tomadas. Quanto maior a faixa do trocador de tomadas, maior a corrente diferencial que deve ser tolerada, assim, uma inclinação de operação mais alta deve ser utilizada.
• Corrente de inrush e sobre-excitação. O problema é resolvido com a ajuda de restrição harmônica que leva à redução da sensibilidade do dispositivo.
• Zonas cegas. As falhas estão localizadas além da zona do CT, tornando-as invisíveis.
• Integridade do circuito do CT. Acredito que na maioria dos casos o problema não ocorre devido à operação do transformador, mas por outras razões associadas ao funcionamento do circuito.

Para uma perspectiva sobre como a detecção de falhas à terra é construída em torno de um princípio diferente, o transformador de corrente de equilíbrio de núcleo é um contraste útil: ele detecta corrente residual em vez de corrente diferencial, e é o que você usaria para uma falha à terra de cabo ou motor onde uma zona diferencial não existe.

Comissionamento e verificações contínuas

Ao instalar um relé diferencial, é importante realizar testes de comissionamento para evitar problemas mais tarde. Os seguintes são os requisitos mínimos a serem realizados durante os testes:

• Verifique a relação e polaridade do CT em ambos os lados de acordo com os diagramas de fiação. O método de teste de injeção primária é vantajoso.
• Teste se as correntes secundárias do CT estão balanceadas sob carga; armazene a corrente de derrame medida.
• Prove a estabilidade injetando uma corrente de passagem igual à corrente de falha externa. O relé não deve ser ativado.
• Prove a sensibilidade: defina uma corrente ligeiramente acima do valor aceitável do relé e verifique se o relé opera conforme o esperado.
• Verifique o bloqueio harmônico usando injeção de segundo harmônico.
• Verifique a carga do CT e compare com a carga nominal do CT.

Após a fase de comissionamento do relé, as verificações de rotina incluem etapas muito simples: medir e salvar a corrente de derrame a cada ano, alterar os registros do relé para cada falha de passagem e monitorar se há novas cargas adicionadas à bobina de reserva do CT. Para uma visão mais ampla do que mais pertence à rotina anual do transformador, este checklist de manutenção de transformadores é um modelo razoável para adaptar ao seu próprio local.

Perguntas frequentes

O que é proteção diferencial de transformador?

Este é um plano de proteção que mede a quantidade de eletricidade fluindo para o transformador em relação à que flui para fora dele. Quando ambas as energias coincidem, significa que não há curto-circuito; se houver qualquer diferença acima do ponto de limiar definido para a proteção – uma falha interna é detectada e o relé envia o sinal de disparo para os disjuntores do transformador através do relé de bloqueio.

Qual é o código ANSI para proteção diferencial de transformador?

O relé diferencial de transformador recebe o número 87T. Enquanto 87 é o código geral para todos os relés diferenciais, 87T indica que foi projetado especificamente para uso com um transformador. Alguns outros códigos que podem ser encontrados no mesmo painel são 87G ou 64REF em relação a falha de terra restrita, 87B para diferencial de barra coletora, 50/51 para backup de sobrecorrente temporal, Buchholz ou pressão súbita 63, 49 para térmico, e 24 para sobre-excitação.

Como calcular a proteção diferencial de transformador?

Realize o processo em cinco etapas. Como exemplo, vamos considerar um transformador de 10 MVA, 33/11 kV, Dyn11.

• Calcule as correntes nominais. A corrente primária é 10.000 ÷ (√3 × 33) = 175 A e a corrente secundária é 10.000 ÷ (√3 × 11) = 525 A.
• Selecione as relações do CT. As relações do CT de 200/1 no lado de 33 kV e 600/1 no lado de 11 kV fornecem 0,875 A e 0,875 A secundário, que é uma correspondência perfeita na tap nominal. Certifique-se de que a discrepância não exceda 10% em toda a faixa de tap.
• Determine o valor de pickup. Será 0,25 × 0,875 ≈ 0,22 A; arredonde para o passo mais próximo disponível, que é aproximadamente 0,25 A.
• Calcule a restrição. O valor da restrição é 4 × 0,875 = 3,5 A para uma corrente de passagem de 4 vezes a corrente nominal. A inclinação em 30% significa que o relé deve operar a uma corrente superior a 1,05 A.
• Teste o elemento instantâneo. Para uma configuração de tap de 10, ele dará o valor de 2.5A.

Para qual classificação de transformador é recomendada a proteção diferencial?

Existem variações na prática dependendo da utilidade e da importância da unidade, mas os seguintes limites são geralmente seguidos. Para menos de aproximadamente 1 MVA, fusíveis e relés de sobrecorrente podem ser usados. Para valores de cerca de 1 a 5 MVA, a proteção diferencial começa a ser empregada em unidades críticas e transformadores que alimentam a planta. Para valores superiores a 5 e especialmente para aqueles acima de cerca de 10 MVA, a instalação de proteção diferencial torna-se obrigatória. Existem duas exceções a essa regra. Uma delas é quando um transformador é do tipo em que a substituição é uma operação muito complexa e/ou custosa. Outra razão pode ser um baixo nível de correntes de falha em comparação com a capacidade do transformador.

Referências

1. Portal de Engenharia Elétrica — Esquema de proteção diferencial de transformador
2. Circuit Globe — Proteção diferencial de um transformador
3. Electrical4U — Proteção diferencial de transformador e relés diferenciais
4. IEEE Standards Association — IEEE Std C37.91, Guia para Aplicações de Relé de Proteção em Transformadores de Potência
5. SEL — Notas de aplicação de proteção diferencial de transformador

Conclusão

A proteção diferencial em si é simples: compare a entrada com a saída e ajuste o limite de tal forma que as discrepâncias normais não ativem sua proteção. O problema está nos detalhes: colocação correta do CT, correspondência de razão, filtro de sequência zero, uso de bloco harmônico e faixa de trocador de tap. Desde que esses detalhes estejam corretos, o relé de proteção diferencial funcionará perfeitamente por um longo período de tempo, ativando-se apenas quando necessário. Se esses detalhes estiverem errados, eles parecerão estar incorretos assim que o transformador for energizado.

Caso o transformador em questão seja aquele que você está adquirindo em vez de proteger, então estamos fabricando transformadores imersos em óleo e equipamentos do tipo seco completos com toda a documentação de teste relevante, assim, você tem todas as informações necessárias da placa de identificação para seleção de CT e configuração de relé antes que o transformador seja despachado. Você pode solicitar uma cotação para o transformador incluindo o relatório de teste, desenhos e faixa de tap, isso é na maioria dos casos suficiente para que o engenheiro de proteção finalize as configurações do relé sem e-mails adicionais.