Melhorias no Controle e Proteção de Transformadores

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1 mostra 1 Melhorias no Controle e Proteção de Transformadores Armando Guzmán, Normann Fischer e Casper Labuschagne, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Sumário Este artigo descreve elementos de proteção apropriados para detecção rápida de faltas em transformadores, evitando desconexões desnecessárias dos mesmos. O paper introduz um elemento diferencial que combina a segurança e a confiabilidade da restrição por harmônicos com a velocidade do bloqueio de harmônicos visando otimizar o desempenho do relé. Um elemento diferencial de sequência-negativa adicional melhora a sensibilidade para faltas internas entre espiras sob condições de carga pesada. A supervisão na detecção de faltas externas adiciona segurança a esse elemento diferencial de sequência-negativa durante faltas externas com saturação do TC. O artigo também descreve um elemento de sobrecorrente configurável dinamicamente que melhora a coordenação da proteção para diferentes condições de operação, sem necessidade de efetuar a troca do grupo de ajustes. Além disso, o paper discute um sistema de controle do comutador de taps baseado na mínima carga que utiliza medições fasoriais com sincronização de tempo para minimizar as correntes do loop e as perdas nas aplicações de transformadores em paralelo. I. 0BINTRODUÇÃO Ao aplicar um relé para proteção de transformadores, uma grande preocupação consiste na capacidade de o relé detectar faltas internas durante condições em que haja a presença de correntes de inrush. Esquemas diferenciais tradicionais com bloqueio comum de harmônicos detectam esses tipos de falta se o conteúdo de harmônicos da corrente de inrush for menor do que o valor limite do bloqueio do relé por harmônicos. Contudo, o trip pode só ocorrer em dezenas de ciclos. Este enorme atraso do trip provoca danos extras ao transformador, o que aumenta os custos de reparo e pode ser catastrófico. Elementos diferenciais com restrição independente de harmônicos podem detectar e eliminar faltas durante condições de inrush em alguns ciclos; o tempo de abertura reduzido minimiza os danos ao transformador. O elemento de bloqueio comum de harmônicos é mais lento do que o elemento de restrição independente de harmônicos se houver a presença de correntes de inrush, porém ele é mais rápido se as faltas ocorrerem sem a presença das correntes de inrush. Este artigo descreve um método que combina esses elementos para obtenção de tempos rápidos de eliminação da falta durante todas as condições de operação. Outra preocupação consiste na sensibilidade do relé para detecção de faltas entre espiras que envolvam somente algumas espiras durante condições de operação do transformador com carga pesada. O elemento diferencial de sequência-negativa descrito neste artigo possui alta sensibilidade para faltas desequilibradas. Conforme poderá ser visto posteriormente, este elemento diferencial detecta faltas que envolvem somente 2% do enrolamento de um transformador usado no laboratório. Todos os benefícios acima ocorrem ao mesmo tempo em que a segurança do relé é mantida para faltas externas com saturação do TC, condições de sobreexcitação e presença da corrente de inrush. Elementos de sobrecorrente de tempo-inverso configuráveis dinamicamente acomodam as variações das condições do sistema. Por exemplo, esses elementos de sobrecorrente podem melhorar a coordenação do relé com os relés de alimentadores nas aplicações de transformadores em paralelo. Para obter a coordenação ideal nessas aplicações, os ajustes necessários dos elementos de sobrecorrente para dois transformadores em serviço são diferentes dos ajustes requeridos no caso de somente um transformador estar em serviço. O elemento de sobrecorrente configurável dinamicamente, aqui descrito, altera os ajustes de acordo com as variações nas condições do sistema e não requer que o relé efetue a troca do grupo de ajustes. As trocas dos grupos de ajuste reduzem a disponibilidade do relé e podem introduzir erros de ajuste nos elementos de proteção não-relacionados do relé no caso de o usuário introduzir os ajustes incorretos no novo grupo de ajustes. Podemos implementar controles avançados usando medições com sincronização dos tempos e lógicas customizadas disponíveis nos modernos relés numéricos e processadores dos sincrofasores. Por exemplo, podemos usar a medição da corrente que circula nos transformadores para minimizar as correntes circulantes nas aplicações de transformadores em paralelo. Essa minimização da corrente circulante reduz as perdas no transformador e o sobreaquecimento do transformador. O artigo descreve um método baseado na comutação de taps que usa a diferença angular das correntes dos transformadores e as informações da tensão do barramento para regular a tensão do barramento, mantendo, ao mesmo tempo, a corrente circulante num valor mínimo. II. ELEMENTO DIFERENCIAL COM MAIOR VELOCIDADE E CONFIABILIDADE A. Princípio de Operação do Elemento Diferencial A Figura 1X uma conexão típica do elemento diferencial de um transformador de dois enrolamentos. Os elementos diferenciais porcentuais comparam uma corrente de operação com uma corrente de restrição escalonada ou compensada.

2 mostra 2 Figura 1. Diagrama de conexão do elemento diferencial típico O elemento diferencial calcula a corrente de operação I OP e a corrente de restrição I RT de acordo com as equações X(1)X e X(2)X para transformadores de dois enrolamentos. I OP é proporcional à corrente de falta para faltas internas e se aproxima de zero para quaisquer outras condições (ideais) de operação. A Equação X(2)X é uma das expressões mais comuns para cálculo da corrente de restrição e pode ser modificada para acomodar mais de dois enrolamentos por meio da adição de valores absolutos das correntes dos enrolamentos adicionais. I = I + I (1) OP W1 W 2 onde: I W1 e I W2 são as correntes entrando em cada terminal do transformador, conforme medidas pelo relé. ( 1 2 ) I = k I + I (2) RT W W onde: k é um fator de escalonamento, geralmente igual a 1 ou 0,5. XA Figura 2X a característica de operação com inclinação ( Slope ) simples, a qual usa a corrente de operação I OP e a corrente de restrição I RT. Esta característica tem a aparência de uma linha reta com inclinação igual à SLP e uma linha reta horizontal definindo a corrente mínima de pickup do elemento, I PU. A região de operação está acima da característica, e a região de restrição está abaixo da característica. De forma ideal, o ponto de operação do elemento diferencial deve estar na região de operação somente para faltas dentro da zona de proteção do elemento diferencial, a qual é definida pela localização dos TCs. O elemento diferencial não deve operar para faltas externas a esta zona ou para condições normais de operação. Considerando que os TCs reproduzam as correntes primárias corretamente, o elemento diferencial não vai operar para faltas externas. Entretanto, se houver saturação de um ou mais TCs, a corrente de operação resultante pode provocar uma operação indesejada do elemento diferencial. A característica de inclinação do elemento diferencial porcentual fornece segurança para faltas externas que causam saturação do TC. Uma característica diferencial com inclinação dupla ou porcentual variável aumenta ainda mais a segurança do relé para faltas externas com correntes elevadas. A Figura 2X mostra esta característica (linha tracejada). Condições de sobreexcitação e presença das correntes de inrush também causam correntes de operação indesejadas que podem prejudicar a segurança do elemento diferencial. O componente harmônico da corrente diferencial distingue faltas internas de condições de sobreexcitação e correntes de inrush, bem como de faltas externas com saturação do TC. Os harmônicos podem ser usados para bloquear ou restringir o elemento diferencial do transformador. B. 10Elemento Diferencial de Bloqueio por Harmônicos O elemento diferencial de bloqueio por harmônicos X[1]X X[2]X X[3]X (ver XFigura 3X) usa uma lógica que bloqueia o elemento diferencial quando a relação de um componente harmônico específico pela componente fundamental da corrente diferencial estiver acima de um valor limite pré-ajustado. Com este método, o elemento diferencial usa a magnitude escalonada do componente de segundo e quarto harmônico da corrente diferencial dos três elementos diferenciais de bloqueio de harmônicos (2_4HB1, 2_4HB2 e 2_4HB3) para bloquear a operação durante condições de inrush e faltas externas com saturação do TC. Este modo de operação é denominado bloqueio comum de harmônicos (ou bloqueio cruzado de harmônicos). Figura 2. Características de operação do elemento diferencial porcentual com inclinação simples e dupla

3 apresenta 3 Figura 3. Elemento diferencial com bloqueio de segundo, quarto e quinto harmônico. O segundo e o quarto harmônicos operam no modo de bloqueio comum de harmônicos, e o quinto harmônico opera no modo de bloqueio independente de harmônicos. O trip do relé requer que sejam atendidas as condições das equações X(3)X e X(4)X e não de X(5)X e X(6)X. IOP > IPU (3) I > SLP I (4) OP K I 2 2 OP RT > I (5) K4I4> IOP (6) 100 K N = (7) PCTN onde: I OP é a corrente de operação, fornecida por X(1)X. I RT é a corrente de restrição, fornecida por X(2)X. I PU é a corrente mínima de pickup, um parâmetro de ajuste. SLP é a inclinação, um parâmetro de ajuste. I 2 e I 4 são as magnitudes dos componentes de segundo e quarto harmônicos da corrente diferencial. K 2 e K 4 são coeficientes constantes. K N é o coeficiente constante para o harmônico de ordem n. PCT N é o valor limite do ajuste do harmônico em porcentual do harmônico de ordem n (N = 1, 2). O elemento diferencial usa a magnitude do componente de quinto harmônico da corrente diferencial no modo de operação de bloqueio independente de harmônicos para bloquear sua operação durante condições de sobreexcitação do transformador. Nesse modo de operação, um determinado ajuste do relé, K 5, sempre representa a mesma condição de sobreexcitação, em termos do porcentual de quinto harmônico. A lógica de quinto harmônico bloqueia o elemento diferencial correspondente quando: K I > I (8) 5 5 OP onde: I 5 é a magnitude do componente de quinto harmônico da corrente diferencial. K 5 é um coeficiente constante. C. 0Elemento Diferencial de Restrição por Harmônicos O elemento diferencial de restrição por harmônicos [1] [2] [3] (ver XFigura 4X) usa o segundo e o quarto harmônicos da corrente diferencial para fornecer restrição para o elemento diferencial adicional. Esses harmônicos pares dessensibilizam o elemento diferencial durante condições de inrush e faltas externas com saturação do TC, sem sacrificar a confiabilidade para faltas internas com saturação do TC. A operação do elemento diferencial de restrição requer que sejam atendidas as condições de X(3)X e X(9)X. I > SLP I + K I + K I (9) OP Σ RT Σ Figura 4. Elemento diferencial com restrição dos harmônicos pares o segundo e o quarto harmônicos operam no modo de restrição independente de harmônicos D. Um Elemento Diferencial Avançado Combina a Restrição por Harmônicos com o Bloqueio por Harmônicos O elemento diferencial avançado combina o elemento diferencial de bloqueio comum de harmônicos com o elemento diferencial de restrição independente de harmônicos descritos acima. A XFigura 5X a lógica que inclui esses dois elementos operando em paralelo. Conforme mostrado na próxima subseção, o elemento diferencial de restrição opera mais rápido do que o elemento diferencial de bloqueio se um

4 mostra mostra 4 transformador for energizado na presença de uma falta interna. Também será mostrado que o elemento de bloqueio opera mais rápido do que o elemento de restrição quando ocorre uma falta dentro da zona do diferencial se o transformador estiver operando sem correntes de inrush. A combinação de ambos os elementos propicia velocidade máxima de operação para faltas internas e mantém a segurança do esquema de proteção durante condições de inrush, faltas externas com saturação do TC e condições de sobreexcitação. Figura 5. O elemento diferencial combina o bloqueio e a restrição por harmônicos em paralelo para obter maior velocidade e confiabilidade E. 13BDesempenho do Elemento Diferencial Avançado para Faltas Internas 1) 23BDetecção de Faltas Durante Condições de Inrush XA Figura 6X o modelo do sistema de potência que foi usado para testar o elemento diferencial combinado durante a energização do transformador. Um autotransformador de 330 MVA foi energizado durante um evento com uma falta fase A-terra no lado de alta tensão. A XFigura 6X a compensação da conexão dos enrolamentos (Matriz 11) que remove a corrente de sequência-zero das correntes secundárias nos lados de alta e baixa tensão do transformador X[4]X. Nesse caso, a saída do elemento de restrição de harmônicos 87HR1 (ver XFigura 5X) é ativada 2,125 ciclos após o transformador ser energizado (ver XFigura 7X). Observe que existe conteúdo de segundo harmônico suficiente (87BL1, 87BL2 e 87BL3 são todos ativados) para bloquear o elemento de bloqueio por harmônicos. Para que a saída 87HB1 seja ativada, o conteúdo de harmônicos da corrente diferencial precisa cair abaixo do ajuste porcentual de bloqueio de harmônicos do relé. Esta redução dos harmônicos pode levar vários ciclos; a saída 87HB1 não é ativada durante este período. Portanto, o elemento de restrição por harmônicos minimiza os danos ao transformador durante condições de inrush, pois ele opera de forma mais rápida do que o elemento de bloqueio por harmônicos. Figura 6. Uma falta fase A-Terra ocorre no lado de alta tensão durante a energização de um autotransformador de 330 MVA

5 24B mostra 5 Figura 7. O elemento diferencial de restrição opera em 2,125 ciclos para detectar uma falta fase A-Terra no lado de alta tensão durante a energização do autotransformador 2) Detecção de Faltas Durante Operação Normal do Transformador O elemento diferencial de bloqueio por harmônicos opera mais rápido do que o elemento diferencial de restrição por harmônicos para uma falta interna no transformador durante condições normais de operação. O modelo do sistema de potência usado no RTDS ( Real Time Digital Simulator Simulador Digital em Tempo Real) da XFigura 8X uma falta fase A-Terra no lado de alta tensão de um transformador de 100 MVA, com o transformador alimentando uma carga. Figura 8. Uma falta fase A-Terra ocorre com o transformador de 100 MVA alimentando uma carga Nesse caso, o elemento de bloqueio por harmônicos opera 0,75 ciclo mais rápido do que o elemento de restrição por harmônicos, conforme mostrado na XFigura 9X. A saída 87HB é ativada 1 ciclo após o início da falta, e a saída 87HR é ativada em 1,75 ciclo. III. ELEMENTO DIFERENCIAL DE SEQUÊNCIA-NEGATIVA SENSÍVEL E SEGURO O elemento diferencial de fase tradicional detecta rapidamente a maioria das faltas internas nos transformadores, exceto as faltas entre espiras e faltas fase-terra próximas ao neutro do transformador. Para uma falta fase-terra próxima ao neutro do transformador, pode ser usado um elemento de proteção contra falta à terra restrita ( Restricted Earth Fault REF). A falta entre espiras consiste num desafio interessante para o elemento diferencial de fase tradicional uma vez que a corrente de carga do transformador pode mascarar a corrente de falta. Se o transformador estiver com carga leve, as sensibilidades do elemento diferencial de fase e dos elementos diferenciais de sequência-negativa são praticamente as mesmas. Contudo, a sensibilidade do elemento diferencial de fase diminui significativamente à medida que a carga do transformador aumenta, enquanto a sensibilidade do elemento diferencial de sequência-negativa permanece inalterada.

6 6 Figura 9. O elemento diferencial de bloqueio por harmônicos opera 0,75 ciclo mais rápido do que o elemento diferencial de restrição por harmônicos para uma falta fase A-Terra no lado de alta tensão com o transformador alimentando uma carga Figura 10. Diagramas de impedância de sequência-positiva e negativa para uma falta interna desequilibrada no transformador, sem envolvimento de terra A. 14BPrincípio de Operação O elemento diferencial de corrente de sequência-negativa opera conforme mostrado na XFigura 10X. Se ocorrer uma falta desequilibrada no transformador, seja uma falta entre espiras ou uma falta entre os enrolamentos, haverá circulação de corrente de sequência-negativa indo em direção ao ponto da falta. Existem dois métodos baseados na medição das correntes de sequência-negativa que podem ser usados para determinar uma falta interna ao transformador. 1) Elemento Direcional de Corrente de Sequência- Negativa XA Figura 11X mostra a característica de operação do elemento direcional de corrente de sequência-negativa X[5]X. Este método verifica o ângulo entre a corrente de sequêncianegativa do enrolamento de alta tensão, I HV_2, e a corrente de sequência-negativa do enrolamento de baixa tensão, I LV_2 (assumindo um transformador de dois enrolamentos). Se o valor absoluto da diferença angular entre essas duas grandezas for menor do que 85 graus, a lógica vai declarar a falta como sendo dentro da zona protegida do transformador. Se o transformador for um transformador multienrolamentos ou se

7 7 um enrolamento do transformador for alimentado por um esquema de disjuntor e meio, um terminal é selecionado como o terminal de referência e as correntes dos terminais remanescentes são então verificadas em relação a este terminal de referência. Para que uma falta seja declarada interna, todos os terminais têm que declarar a falta como sendo interna. elemento diferencial de corrente de fase tradicional, ou seja, se a corrente de operação de sequência-negativa for maior do que a corrente de restrição de sequência-negativa multiplicada pela inclinação (I OPQ > I RTQ SLP) e se a corrente de operação for maior do que o valor limite mínimo O87PQ, a falta é declarada como sendo dentro da zona de proteção do transformador. Figura 11. Característica de operação do elemento direcional de corrente de sequência-negativa 2) Elemento Diferencial de Corrente de Sequência- Negativa XA Figura 12X mostra a característica de operação do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa. Este método cria uma corrente de restrição, I RTQ, e uma corrente de operação, I OPQ, usando as correntes de sequência-negativa provenientes de todas as entradas dos terminais na zona do diferencial. O princípio de operação é idêntico àquele do Figura 12. Característica de operação do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa Uma nota de aplicação: ambos os métodos têm de ser dessensibilizados ou bloqueados durante a energização do transformador e durante faltas externas onde exista a possibilidade de ocorrer saturação do TC. Figura 13. Implementação do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa B. Implementação do Elemento Diferencial de Corrente de Sequência-Negativa A implementação do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa (XFigura 13X) é idêntica a do elemento diferencial de corrente de fase tradicional, ou seja, o algoritmo calcula as correntes de operação e de restrição após o relé compensar a fase e a amplitude das correntes de entrada. A matriz de compensação corrige o defasamento entre as diferentes configurações dos enrolamentos do transformador. Esta compensação matricial remove o componente da corrente de sequência-zero: a corrente compensada contém somente

8 8 componentes das correntes de sequência-negativa e sequênciapositiva. A matriz de compensação emula as conexões dos TCs e transformador de potência; um elemento diferencial de corrente de sequência-negativa antigo [6] usa uma compensação angular numérica fixa para o mesmo propósito. A compensação da amplitude corrige o mismatch entre a relação real do transformador e a relação nominal do TC. Uma vez que as correntes dos enrolamentos tenham sido compensadas, a corrente de sequência-negativa de cada enrolamento é calculada de acordo com a teoria das componentes simétricas X[7]X. A corrente de operação I OPQ equivale à magnitude da soma da grandeza fasorial de todas as correntes de sequência-negativa da zona do diferencial. A corrente de restrição I RTQ equivale à magnitude da corrente de sequência-negativa máxima da zona do diferencial. Uma vez que tenham sido obtidas as correntes de operação e de restrição, I OPQ é comparada à corrente de restrição escalonada I RTQ SLP se I OPQ > O87PQ. Se a corrente de operação for maior do que a corrente de restrição escalonada e não tiver sido detectada uma energização do transformador ou nenhuma falta externa, a saída do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa, 87Q, é ativada. C. 16BDesempenho do Elemento Diferencial de Corrente de Sequência-Negativa Para testar o desempenho do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa, usamos um transformador trifásico real. O projeto do transformador permite o acesso à parte equivalente aos últimos 10% de cada enrolamento do lado secundário. A referência X[8]X fornece os dados do transformador de teste e descreve o sistema de aquisição de dados e a montagem de testes usada para criar as faltas entre espiras. A XFigura 14X mostra um diagrama da montagem de testes usada para obter os dados de falta do transformador de teste. Os dados obtidos nesses testes, juntamente com os testes do RTDS, foram usados para validar o desempenho do elemento para faltas internas e a estabilidade para faltas externas que possam causar a saturação do TC. Para efeito de análise, usamos casos de faltas de ambas as fontes dos testes. Inicialmente, analisamos uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do enrolamento da carga, também referido com Enrolamento 2 (2% do enrolamento equivale a uma espira de 240 V do transformador de 50 kva). Em seguida, analisamos uma falta passante que foi gerada usando o RTDS. XA Figura 15X mostra as correntes de falta que o relé (atuando como um registrador de faltas) coletou para a falta entre espiras. A corrente da fase A, IAW, do Enrolamento 1, aumenta em 20 A e a corrente da fase A, IAX, do Enrolamento 2 (enrolamento com defeito) diminui em aproximadamente 2 A. Figura 14. Montagem para testes do transformador no laboratório, para simulação de faltas entre espiras [8]

9 9 Figura 15. Correntes dos enrolamentos para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2 XAA Figura 16X mostra os componentes de sequência-negativa da corrente do enrolamento correspondente. Pode ser observado que o Enrolamento 1 contém uma quantidade maior de corrente de sequência-negativa (NEGPH HV ) do que o Enrolamento 2 (NEGPH LV ). A XFigura 17X mostra que a variação incremental da corrente de sequência-positiva não é tão grande quanto a da corrente de sequência-negativa. AA Figura 18X apresenta um gráfico das magnitudes das correntes de sequência-negativa e sequência-positiva. A partir desses gráficos, pode ser observado que a variação de ambas as correntes de sequência-negativa e positiva foi de aproximadamente 20 A. Entretanto, a variação porcentual da corrente de sequência-negativa (2.600%) é muito maior do que a variação porcentual da corrente de sequência-positiva (20%). A corrente de carga causa esta diferença. Se o transformador estivesse sem carga, ambas as correntes de sequência-negativa e sequência-positiva teriam tido a mesma variação porcentual. Se agora compararmos a resposta do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa (XFigura 19Xa) com a do elemento diferencial tradicional (XFigura 19Xb), podemos ver que o elemento de sequência-negativa identifica claramente a falta, enquanto o elemento diferencial tradicional pode não detectar a falta devido à carga. O elemento diferencial tradicional opera com a soma das correntes de sequêncianegativa e positiva. Portanto, à medida que o carregamento do transformador aumenta, também aumentam a corrente de sequência-positiva e a corrente passante do transformador, o que reduz a sensibilidade dos elementos diferenciais tradicionais. Outro fato interessante observado nos gráficos é que a resistência de falta inicial é de aproximadamente zero (R F 0) e que, à medida que a duração da falta aumenta, a resistência de falta aumenta. Este aumento na resistência de falta (R F > 0) reduz a corrente de falta, o que, por sua vez, diminui a corrente de operação de ambos os elementos diferenciais de sequência-negativa e tradicional. No elemento de sequência-negativa, isso não tem um impacto significativo; entretanto, isso tem impacto no elemento diferencial tradicional (XFigura 19Xb). A resistência de falta aumentada em função da corrente de falta, aproximadamente A rms, provocou o aumento da temperatura do elemento fusível (mostrado na Figura 14). Esse aumento na resistência de falta pode ter como resultado a não detecção da falta pelo elemento diferencial tradicional.

10 10 Figura 16. Corrente de sequência-negativa para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2 Figura 17. Corrente de sequência-positiva para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2 Figura 18. Magnitude das correntes de sequência-negativa e sequência-positiva para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2

11 11 Figura 19. Resposta dos elementos diferenciais de sequência-negativa e tradicional para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2 XA Figura 20X mostra a característica com inclinação simples de um elemento diferencial tradicional com ajuste de pickup de 30% e ajuste da inclinação de 40%. Esta figura também apresenta o ponto de operação para uma falta entre espiras com diversos valores da resistência de falta: infinito (condições de carga normal), 0,01 ohm, 0,005 ohm, 0,001 ohm e 0,0001 ohm. A falta corresponde a uma falta numa única espira, fase A, localizada no topo do enrolamento de baixa tensão que foi modelado através do programa descrito em X[9]X. Observe que o relé diferencial com os ajustes acima pode detectar faltas somente se a resistência de falta for próxima de 0,001 ohm. Um requisito importante para o elemento diferencial de corrente de sequência-negativa é que ele tem de permanecer estável durante faltas externas quando ocorre a saturação do TC. No exemplo do segundo teste, foi usado no RTDS um modelo de um transformador 230/69 kv, 500 MVA, Ynd11, o qual é submetido a uma falta fase A no lado de alta tensão, fora da zona do diferencial do transformador. Os TCs do lado de alta tensão saturam para esta falta. XA Figura 21X apresenta um gráfico das correntes dos terminais dos lados de baixa tensão e alta tensão e a resposta do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa. A partir da XFigura 21X, pode-se observar que o relé detecta a falta externa (CON é ativado). Quando CON é ativado, a saída do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa, 87Q, não é ativada (XFigura 13X). Para esta falta, a saturação do TC não apenas causou a ativação da saída do elemento diferencial de sequência-negativa, não-qualificado, P87Q, mas também causou a ativação da saída do elemento de bloqueio de harmônicos, 87QB, com o consequente bloqueio do trip. O elemento diferencial de sequência-negativa é sensível o suficiente para detectar faltas entre espiras envolvendo menos de 2% do enrolamento. Ele também é seguro para faltas externas, independentemente da saturação do TC. Figura 20. Elementos diferenciais tradicionais fornecem cobertura limitada da resistência de falta

12 12 Figura 21. Resposta do elemento diferencial de sequência-negativa para uma falta externa sólida com saturação do TC IV. O ELEMENTO DE SOBRECORRENTE CONFIGURÁVEL 3BDINAMICAMENTE MELHORA A COORDENAÇÃO Os elementos de sobrecorrente com características de tempo-inverso fornecem proteção de linhas, alimentadores, transformadores e geradores para faltas no sistema de potência e para condições anormais de operação do sistema de potência. Relés que incluem essas características têm sido usados desde o início do século passado. Contudo, os relés eletromecânicos fornecem somente uma das seguintes características específicas de tempo-inverso: inverso, muitoinverso ou extremamente-inverso. O usuário tem que selecionar um modelo diferente para cada uma das características. Esses relés possuem dois ajustes: dial de tempo e tap (pickup). Os relés numéricos fornecem a mesma funcionalidade dos relés de sobrecorrente de tempo-inverso eletromecânicos, associada à capacidade de seleção da característica de operação. Essa flexibilidade evita a necessidade de especificar um determinado relé de acordo com os requisitos da característica de operação. Os relés numéricos incluem os ajustes do dial de tempo e do pickup, de forma similar aos relés eletromecânicos. Além de escolher as características de operação, o usuário pode selecionar a grandeza de operação a partir de um conjunto de grandezas analógicas disponíveis (ex., I A, I B, I C, 3I 2, 3I 0 ). A possibilidade de selecionar a grandeza de operação otimiza o uso dos elementos de sobrecorrente disponíveis do relé. A característica de reset do elemento de sobrecorrente pode ter uma temporização fixa ou pode emular a característica de reset de um relé eletromecânico. Essa emulação permite uma coordenação adequada com os relés eletromecânicos. O relé de sobrecorrente numérico também inclui uma equação de controle do torque que emula a abertura ou fechamento da shading coil do relé eletromecânico. Essas opções aperfeiçoam os relés numéricos, porém a funcionalidade de sua característica de tempo-inverso permanece a mesma que a dos relés eletromecânicos. A adaptabilidade dos elementos de sobrecorrente de tempoinverso dos relés numéricos tradicionais requer que o relé efetue a troca do grupo de ajustes. A desvantagem desse método é que a troca do grupo de ajustes reduz a disponibilidade do relé, pois o relé desabilita ele próprio por um curto período de tempo (aproximadamente um ciclo) enquanto está trocando os grupos de ajustes. O relé desabilita não apenas o elemento de sobrecorrente, mas todas as suas funções. Além disso, a mudança do grupo de ajuste pode resultar em discrepâncias entre os grupos de ajustes caso o usuário não introduza os ajustes corretos no novo grupo de ajustes. Os usuários têm de assegurar que os ajustes de todos os elementos de proteção habilitados sejam aplicáveis às novas condições, o que pode causar erros.

13 e 13 A. Relé de Sobrecorrente de Tempo-Inverso A Norma IEEE C X[10]X fornece a equação para emular as dinâmicas do relé de sobrecorrente de tempoinverso com disco de indução X(10)X. T0 1 dt = 1 (10) tm ( ) 0 A tm ( ) = + B TDpara M > 1 (11) N M 1 IInput M = I Pickup onde: A, B e N são constantes que definem a característica do relé. T 0 é o tempo de operação. M é o múltiplo do pickup do relé. I Pickup é o ajuste do pickup do relé. I Input é a magnitude da corrente de entrada do relé. TD é o dial de tempo do relé. A Equação X(10)X foi implementada em vários relés numéricos usando as constantes mostradas na XTabela IX o diagrama de blocos mostrado na XFigura 22X. Essas constantes definem as características de tempo-inverso padrão. TABELA I CONSTANTES USADAS PARA OBTER AS CARACTERÍSTICAS DE TEMPO- INVERSO PADRÃO Característica A B N Moderadamente Inverso Muito Inverso Extremamente Inverso B. Coordenação Adaptativa nas Aplicações de Transformadores em Paralelo XAA Figura 23X mostra a proteção de sobrecorrente (51) para uma subestação de distribuição típica com dois transformadores em paralelo. Os elementos de sobrecorrente no local do transformador fornecem proteção de backup para o transformador. Esses elementos de sobrecorrente têm de ser coordenados com os elementos de sobrecorrente instalados nos alimentadores. Quando um dos transformadores estiver fora de serviço, conforme mostrado na XFigura 24X, a coordenação é afetada. A adaptabilidade dos elementos de sobrecorrente é desejada para que se possa obter uma coordenação ideal para todas as condições de operação. O uso de diferentes grupos de ajuste otimiza a coordenação pois cada grupo de ajustes possui os ajustes apropriados dos relé de sobrecorrente para a condição de operação correspondente. Figura 23. A coordenação dos tempos das proteções de sobrecorrente dos transformadores e alimentadores têm que ser adequada a todas as condições de operação M> 1 Figura 22. para M > 1 A + B TD N M 1 1 dt t(m) Implementação do elemento de sobrecorrente de tempo-inverso Figura 24. A coordenação das proteções de sobrecorrente dos transformadores e alimentadores é afetada quando um dos transformadores está fora de serviço C. Elemento de Tempo-Inverso Configurável Dinamicamente A solução descrita acima melhora a coordenação, mas requer trocas do grupo de ajustes. Conforme mencionado, as trocas do grupo de ajuste desabilitam o relé por um período de tempo fixo, reduzindo a disponibilidade do mesmo. Nos relés numéricos multifuncionais, todos os elementos de proteção são desabilitados enquanto o relé está efetuando a substituição dos ajustes. Um elemento de tempo-inverso configurável dinamicamente fornece uma melhor solução para aplicações múltiplas. Este novo elemento de tempo-inverso substitui os parâmetros ajustáveis e fixos por variáveis que são atualizadas dinamicamente, baseando-se nas equações programadas pelo

14 14 usuário. Por exemplo, ao invés de ter um ajuste do dial de tempo cujo valor seja fixo e somente mude quando o usuário introduzir um novo valor de ajuste, o novo elemento tem um dial de tempo variável que é calculado a cada intervalo de processamento, baseado numa equação personalizada pelo usuário. Para resumir, nos relés existentes, TD, A, B, N e a grandeza de operação OQ são fixadas quando o relé é ajustado, e o tempo de operação é unicamente uma função do múltiplo do pickup M da corrente aplicada para um determinado grupo de ajustes. No elemento de tempo-inverso configurável dinamicamente, o tempo de operação é uma função dos seguintes parâmetros: Grandeza de operação OQ v Dial de tempo TD v Variáveis A v, B v e N v Pickup PU v O relé calcula OQ v, PU v, TD v, A v, B v e N v antes de calcular t v de acordo com (12), conforme mostrado na XFigura 25X. Figura 25. Sequência de cálculos do elemento de tempo-inverso configurável dinamicamente A equação do novo elemento de tempo-inverso é: A v OQ tv = + Bv TD N v para v v OQ v PU > 1 (12) v 1 PU v D. 20BCoordenação de Transformadores em Paralelo Nesta aplicação da coordenação de transformadores em paralelo, o dial de tempo é uma função do número de transformadores que estão em serviço. Assumir que uma coordenação adequada requer: TD v igual a 0,4 quando somente o Transformador 1 (T1) está em serviço. TD v igual a 0,4 quando somente o Transformador 2 (T2) está em serviço. TD v igual a 0,2 quando ambos os transformadores estão em serviço. A v, B v, N v e PU v são constantes para esta aplicação. A v, B v e N v definem a característica de tempo muito-inverso. OQ v é o máximo das magnitudes das correntes de fase. O valor de TD v depende do estado das entradas IN101 e IN102. Essas entradas indicam se os transformadores estão em serviço. Os ajustes para o elemento de sobrecorrente de fase de T1 são os seguintes: OQ v :=MAX(IAM,IBM,ICM) A v :=19,61 B v :=0,491 N v :=2 PU v :=3 TD v :=0,4 * (IN101 AND NOT IN102) + 0,2*(IN101 AND IN102) V. 4BMINIMIZAÇÃO DA CORRENTE CIRCULANTE ENTRE DOIS TRANSFORMADORES EM PARALELO A comutação dos taps nos transformadores de potência para regulação do perfil de tensão do sistema de potência tem sido usada há vários anos. Em geral, os transformadores em paralelo têm que ter a mesma diferença dos ângulos de fase, relação de tensão, impedância porcentual, polaridade e sequência de fases X[11]X. Dois tipos de métodos de controle da comutação de taps são comuns para transformadores em paralelo: o método master/seguidor e o método da corrente circulante. O método master/seguidor requer que os transformadores sejam idênticos em todos os aspectos e que sempre efetuem a comutação de taps ao mesmo tempo. Quando os transformadores têm a mesma impedância e estão no mesmo tap, eles compartilham igualmente a carga e não há circulação de corrente entre eles. A. Método da Corrente Circulante O método da corrente circulante permite a operação em paralelo de transformadores com diferentes níveis de tensão. Como os transformadores possuem características diferentes, existe uma corrente circulando entre eles. Esta corrente circulante é reativa e resulta em perdas adicionais, o que pode causar um grave sobreaquecimento dos transformadores. Para evitar este sobreaquecimento e reduzir as perdas, é necessário que dispositivos de controle minimizem a corrente circulante. Portanto, além de regular a tensão do sistema dentro de uma faixa de ajustes com limites superior e inferior, a comutação do tap através do método da corrente circulante também implica na minimização da corrente circulante entre os transformadores de potência. O princípio básico na minimização da corrente circulante consiste em decidir se a comutação do tap deve ser no Transformador 1 (T1) ou no Transformador 2 (T2). Dispositivos de controle dedicados usam o método da corrente

15 15 circulante para controle do comutador de taps. A seguir, descrevemos um sistema alternativo que usa medições com sincronização de tempo, disponibilizadas nos relés, para controle da tensão através do método da corrente circulante. Em particular, este método usa as medições sincronizadas para: Medir a tensão do sistema para comparação da magnitude da tensão com os valores da faixa de ajustes dos limites superior e inferior. Fornecer dados para o cálculo do ângulo de fase entre as correntes dos transformadores de potência de forma a determinar a compensação adequada. XA Figura 26X mostra T1 e T2, com T1 num tap que faz com que a relação de espiras de T1 seja maior do que a relação de espiras de T2. Assumimos que o transformador com o tap mais elevado tem a maior tensão; em outras palavras, aumente a posição do tap para elevar a tensão baixa. O Relé 1 e o Relé 2 recebem corrente, tensão e entradas de tempo para gerar as medições com sincronização de tempo. Essas medições são então introduzidas no processador do sincrofasor para cálculo da diferença angular entre as correntes dos transformadores. Este processador também define as regiões de operação da tensão dentro da faixa (inband) e fora da faixa (out-of-band) e o controle da comutação de taps para ambos os transformadores. Considere o caso em que T1 está num tap maior do que T2, causando uma corrente circulante I CIRC que flui a partir de T1 para T2. Se a próxima comutação de tap requerer uma redução da tensão do sistema, em qual transformador deverá ocorrer a comutação do tap (assumindo que a variação dos níveis é a mesma)? A redução da posição do tap de T2 causa a redução da tensão e também aumenta a diferença de tensão entre os dois transformadores. Com uma diferença de tensão maior entre os dois transformadores, a corrente circulante aumenta, causando inclusive mais perdas. A redução da posição do tap de T1 também reduz a tensão, mas esta direção da comutação do tap reduz a diferença de tensão entre os dois transformadores, causando uma redução na corrente circulante. Da mesma forma, se a próxima comutação de tap requerer um aumento da tensão, aumente a posição do tap de T2. Esta ação aumenta a tensão do sistema e reduz a corrente circulante. A diferença angular fornece a direção da corrente circulante que é necessária para calcular a compensação. Portanto, use as medições de corrente com sincronização de tempo para calcular a diferença angular (ADIF) entre os transformadores, conforme mostrado a seguir: ADIF = T1A T 2A (14) onde: T1A é o ângulo da corrente de T1. T2A é o ângulo da corrente de T2. O resultado da Equação X(14)X fornece as informações da corrente (atrasada /adiantada), conforme: Se ADIF for maior do que 0, então o fasor de corrente de T1 está adiantado do fasor de corrente de T2. Se ADIF for menor do que 0, então o fasor de corrente de T2 está adiantado do fasor de corrente de T1. XA Figura 27X mostra um fluxograma do método para determinar a compensação. Figura 26. Sistema usado para minimização das correntes circulantes nos transformadores em paralelo Considerando que a relação de espiras de T1 seja maior do que a relação de espiras de T2, a corrente circulante I CIRC flui de T1 para T2. A Equação X(13)X expressa o valor dessa corrente circulante. V ICIRC = (13) ZT onde: V é a diferença de tensão entre os transformadores. Z T é a soma das impedâncias dos transformadores X[12]X X[13]X. Em geral, a corrente do transformador a partir do qual a corrente circulante flui está atrasada da corrente do transformador para o qual a corrente circulante é direcionada. Essas informações fornecem os dados da compensação para a próxima operação de comutação do tap.

16 16 TABELA II DADOS PARA DOIS TRANSFORMADORES EM PARALELO Transformador T1 T2 Número de Posições do Tap Vtap 1.15 kv 2.3 kv Tap Nominal 16 5 Figura 27. Algoritmo para controle dos taps de dois transformadores em paralelo usando o método da corrente circulante Se os transformadores estiverem na mesma subestação, os cálculos podem ser executados dentro do mesmo relé. Se os transformadores estiverem em localizações diferentes e forem parte de um sistema em anel, o algoritmo pode usar medições com sincronização de tempo baseadas numa referência de tempo absoluto, disponíveis em diversos relés de proteção X[14]X. Este método fornece uma forma precisa, de baixo custo, para medição da diferença angular entre as correntes dos transformadores. B. 22BDesempenho do Controle da Comutação de Taps A seguir, são exibidos os resultados de uma simulação no RTDS, mostrando que a solução proposta minimiza corretamente a corrente circulante entre os transformadores. A XTabela IIX mostra os dados de dois transformadores operando em paralelo. Observe as diferenças no Vtap (a variação dos níveis de tensão entre os taps) e no número de taps. A seguir, as condições iniciais das simulações: T2 está no Tap 7, e T1 está no Tap 18. A tensão em T2 é maior do que a tensão em T1, resultando numa corrente circulando de T2 para T1. A tensão do sistema é baixa (isto é, a direção da comutação do tap é para elevar a tensão). XA Figura 28X(a) mostra o seguinte: A diferença angular entre as correntes dos dois transformadores. A corrente adiantada e a atrasada. O transformador com a tensão mais elevada. XA Figura 28X(b) mostra as atividades do tap dos dois transformadores. XA Figura 28X(c) mostra as regiões out-of-band e inband da tensão do sistema e a elevação incremental na tensão à medida que ocorrem as comutações de tap dos transformadores. Cada incremento também mostra o transformador em que ocorreu a comutação de tap, para cada comutação específica. XA Tabela IIIX sumariza as atividades do tap, a compensação para a próxima operação de comutação de tap (direção para elevação), e a diferença angular entre as correntes dos dois transformadores. Posição do Tap de T1 TABELA III SUMÁRIO DAS ATIVIDADES DO TAP Posição do Tap de T2 Compensação Ângulo 18 7 T T T T T T1 5 Claramente, a lógica de compensação seleciona o transformador adequado para cada operação do tap, minimizando a corrente circulante.

17 17 Figura 28. (a) Diferença angular entre T1 e T2, (b) Atividades dos taps de T1 e T2, (c) Perfil e limites da tensão do sistema VI. 5BCONCLUSÕES Quando uma falta ocorre durante condições de inrush, o elemento diferencial com restrição independente de harmônicos detecta faltas no transformador mais rapidamente do que o elemento diferencial com elementos de bloqueio de harmônicos, o qual usa o conteúdo de harmônicos de todas as correntes de fase para bloquear o elemento diferencial. Quando uma falta ocorre sem a presença de correntes de inrush, o elemento diferencial de bloqueio comum de harmônicos detecta faltas no transformador mais rapidamente do que o elemento diferencial com restrição por harmônicos. Os relés diferenciais que usam elementos diferenciais de restrição e bloqueio em paralelo operam mais rapidamente do que os relés diferenciais que usam somente um elemento diferencial. A utilização dos elementos diferenciais em paralelo aumenta a velocidade de operação ao mesmo tempo em que mantém a segurança para faltas externas com saturação do TC e para condições de operação com energização do transformador. O elemento diferencial de sequência-negativa fornece maior sensibilidade do que o elemento diferencial convencional para faltas desequilibradas durante condições de carga pesada. Essa maior sensibilidade permite que o relé detecte faltas entre espiras que envolvam poucas espiras. Os elementos de tempo-inverso que adaptam suas características às condições de operação do sistema de potência não requerem trocas dos grupos de ajustes e não reduzem a disponibilidade do relé. Por exemplo, essa adaptabilidade do elemento melhora a coordenação dos tempos de operação dos elementos de sobrecorrente que são aplicados nos transformadores em paralelo. Relés de proteção de transformadores que incluem medições com sincronização de tempo podem controlar os comutadores de tap das aplicações de transformadores em paralelo para minimizar as correntes circulantes e reduzir o sobreaquecimento e as perdas do transformador. Não há necessidade de dispositivos dedicados para efetuar esta funcionalidade. VII. 6BRECONHECIMENTOS Os autores agradecem a Mr. Robert Grabovickic e Mr. Satish Samineni da Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. por sua colaboração com os modelos do RTDS usados para testar os elementos diferenciais durantes condições de falta e para testar o controle da comutação de taps. Agradecemos

18 18 também a Mr. Jared Mraz, Mr. Jacob Pomeranz e Dr. Joe Law da University of Idaho pelos testes com o transformador no laboratório e por fornecer os dados de faltas entre espiras que foram usados para testar o elemento diferencial de corrente de sequência-negativa. VIII. 7BREFERÊNCIAS [1] A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve, Performance Analysis of Traditional and Improved Transformer Differential Protective Relays, proceedings of the 36th Annual Minnesota Power Systems Conference, Minneapolis, MN, Novembro de [2] A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve, A Current- Based Solution for Transformer Differential Protection Part I: Problem Statement, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, No. 4, Outubro de 2001, pp [3] A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve, A Current- Based Solution for Transformer Differential Protection Part II: Relay Description and Evaluation, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 17, No. 4, Outubro de 2002, pp [4] SEL-787 Instruction Manual, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Available: [5] Z. Gajić, I. Brnčić, B. Hilström, F. Mekić, and I. Ivanković, Sensitive Turn-to-Turn Fault Protection for Power Transformers, proceedings of the 32nd Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, Outubro de [6] M. J. Thompson, H. Miller, and J. Burger, AEP Experience With Protection of Three Delta/Hex Phase Angle Regulating Transformers, proceedings of the 33rd Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, Outubro de [7] C. F. Wagner and R. D. Evans, Symmetrical Components. New York and London: McGraw-Hill, [8] J. Mraz, J. Pomeranz, and J. D. Law, Limits of Sensitivity for Detecting Inter-turn Faults in an Energized Power Transformer, proceedings of the 34th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, Outubro de [9] A. Guzmán, Transformer Internal Fault Model for Protection Analysis, MS thesis, University of Idaho, Moscow, ID, [10] IEEE Standard Inverse-Time Characteristic Equations for Overcurrent Relays, IEEE Standard C [11] A. C. Franklin and D. P. Franklin, J & P Transformer Book, 11th ed. London: Butterworth & Co., 1988, pp [12] P. Anderson, Analysis of Faulted Power Systems. New York: Wiley- IEEE, 1995, pp [13] J. J. Grainger and W. D. Stevenson, Jr., Power System Analysis. Singapore: McGraw-Hill Inc., 1994, pp [14] G. Benmouyal, E. O. Schweitzer, III, and A. Guzmán, Synchronized Phasor Measurement in Protective Relays for Protection, Control, and Analysis of Electric Power Systems, proceedings of the 29th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, Outubro de Normann Fischer recebeu o Diploma Superior em Tecnologia, com louvor, da Witwatersrand Technikon, Johannesburg, em 1988, e o B.Sc em Engenharia Elétrica, com louvor, da University of Cape Town, em 1993, e o M.S.E.E. da University of Idaho em Ele ingressou na Eskom como técnico de proteção em 1984 e trabalhou com engenheiro sênior de projetos no Departamento de Projetos de Proteção da Eskom por três anos. Em seguida, em 1996, foi trabalhar na IST Energy como engenheiro sênior de projetos. Em 1999, ele ingressou na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. como engenheiro de sistemas de potência na Divisão de Pesquisas e Desenvolvimento; atualmente, ocupa o cargo de gerente de desenvolvimento de sistemas de proteção. Ele é membro do IEEE e, enquanto trabalhava na África do Sul, foi engenheiro profissional registrado e membro do South Africa Institute of Electrical Engineers. Casper Labuschagne recebeu seu Diploma (1981) e o Masters Diploma (1991) em Engenharia Elétrica da Vaal University of Technology, África do Sul, e é registrado como tecnólogo profissional no ECSA, Engineering Counsel of South Africa. Após 20 anos de experiência como consultor sênior do departamento de projetos de proteção da concessionária Eskom da África do Sul, ele começou a trabalhar na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., em 1999, como engenheiro de produtos no grupo de engenharia de equipamentos de subestação. Em 2003, foi transferido para o grupo de pesquisa e desenvolvimento. Em 2008, ele foi promovido a engenheiro sênior de sistemas de potência e, em 2009, para gerente de engenharia de sistemas de transmissão. Suas responsabilidades incluem a especificação, projeto, testes e suporte para dispositivos de controle e proteção. Casper detém duas patentes nos Estados Unidos e têm mais três patentes pendentes. Ele é autor e co-autor de diversos papers técnicos nas áreas de proteção e controle. IX. 8BBIOGRAFIAS Armando Guzmán recebeu seu BSEE com distinção da Guadalajara Autonomous University (UAG), México. Recebeu um Diploma em Engenharia de Fibra-óptica do Monterrey Institute of Technology and Advanced Studies (ITESM), México, e seu MSEE da University of Idaho, USA. Ele trabalhou como supervisor regional do Departamento de Proteção da Região de Transmissão Oeste da Federal Electricity Commission (a empresa concessionária de energia elétrica do México), em Guadalajara, México, por 13 anos. Foi professor na UAG e na University of Idaho nas áreas de proteção de sistemas de potência e estabilidade do sistema de potência. Desde 1993, ele trabalha na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., em Pullman, Washington, onde é o atual gerente de engenharia de pesquisas. Ele detém diversas patentes nas áreas de medição e proteção de sistemas de potência e é membro sênior do IEEE por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Todos os direitos reservados TP