XI_STPC ST-029 Avaliação de transformadores para instrumentos convencionais e

XI Seminário Técnico de Proteção e Controle 18 a 21 de novembro de 2012 Florianópolis – Santa Catarina – Brasil XI STPC ST – 029

Avaliação de transformadores para instrumentos convencionais e não convencionais em proteção de sistemas elétricos Luis Fabiano dos Santos ABB Switzerland

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PALAVRAS-CHAVE Transformadores para instrumentos, sensores, proteção

RESUMO Neste trabalho alguns conceitos básicos dos transformadores convencionais para instrumentos são revistos, e os novos sensores, ou transformadores não-convencionais para instrumentos, apresentados, sempre com foco nos aspectos da proteção de sistemas elétricos. Para isto os diferentes dispositivos foram modelados em programas para estudos de transitórios eletromagnéticos, neste caso ATP/EMTP, e alguns dos resultados das simulações são aqui apresentados. Adicionalmente, as funções de proteção de diferencial de linha e de distância foram implementadas em algoritmos matemáticos através do programa Matlab, permitindo a avaliação da resposta destas funções para os diferentes dispositivos modelados. Os resultados apresentados durante o trabalho permitem uma comparação rápida entre o desempenho tanto dos dispositivos de medição, convencionais e nãoconvencionais, quanto das funções de proteção.

1.0 - INTRODUÇÃO Em todas as etapas de aprendizagem, e posteriormente durante a vida profissional, os engenheiros de proteção são constantemente desafiados quanto ao entendimento do comportamento de transformadores para instrumento. Como parte integrante da cadeia de praticamente todos os esquemas de proteção os transformadores para instrumento se inserem em uma esfera particular de dispositivos, que por si só demanda estudos e especialidades. É função, então, do engenheiro de proteção identificar e interpretar os principais aspectos relacionados à aplicação destes elementos no ambiente de proteção de sistemas elétricos. Durante décadas, no entanto, o conhecimento acerca dos transformadores para instrumento permaneceu muito bem delineado, uma vez que muito pouco se alterou em termos tecnológicos, exceção feita aos materiais empregados na construção dos equipamentos. Em contrapartida, os dispositivos de proteção sofreram mudanças substanciais nas últimas décadas, tanto no que se refere à tecnologia de construção quanto à sua aplicação. Desta forma, apesar da evolução tecnológica dos relés de proteção, dos eletromecânicos aos numéricos, os transformadores para instrumentos continuam sendo convencionais na maioria dos casos. Recentemente, porém, novas possibilidades vêm surgindo no mercado com a introdução de novas tecnologias baseadas em sensores, e que podem substituir os tradicionais transformadores para instrumentos. Curiosamente um dos motivadores para a introdução destas novas tecnologias de medição é o próprio advento dos relés numéricos, que em linhas gerais não precisam receber sinais analógicos secundários para seu processamento, mas simplesmente a informação que estes sinais carregam. Assim, dispositivos modernos de medição podem realizar parte do processamento do sinal que antes era totalmente realizado internamente aos relés de proteção, e comunicar a informação processada para diferentes dispositivos de proteção ou medição. Ainda neste contexto, a introdução da Norma IEC 61850 opera como catalisador para promover ainda mais esta nova realidade, uma vez que o barramento de processo se mostra bastante atrativo quando os sensores nãoconvencionais são considerados. Do ponto de vista de proteção dos sistemas elétricos é de particular interesse o entendimento quanto à aplicação e ao comportamento dos sinais secundários, perante diferentes condições do sistema, destes novos sensores. Este trabalho procura, portanto, delinear alguns dos aspectos básicos da nova tecnologia, apresentado alguns dos princípios conceituais nos quais os novos dispositivos são baseados. Inicialmente os transformadores convencionais para instrumentos são revistos. Em seguida o trabalho introduz alguns dos principais transformadores não convencionais, apresentando alguns resultados comparativos do comportamento destes novos instrumentos perante condições de falta simuladas também para os transformadores convencionais. Finalmente, o comportamento da medição de corrente e de impedância para as funções de diferencial de linha e de distância, comparativamente aos transformadores convencionais e não convencionais, é apresentado.

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2.0 - TRANSFORMADORES CONVENCIONAIS PARA INSTRUMENTOS Os transformadores para instrumento são um tipo especial de transformador, cuja a intenção é medir correntes e tensões. Os principais objetivos dos transformadores para instrumentos são: 1) de transformar correntes ou tensões de valores geralmente elevados para valores mais baixos, que podem ser operados por relés e instrumentos; 2) de isolar o circuito de medição do sistema primário de alta tensão; 3) de fornecer a possibilidade de padronização de instrumentos e relés em alguns valores nominais de correntes e tensões. (1)

2.1 - Transformador de corrente convencional O transformador de corrente, por sua vez, pode ser visto como um transformador curto-circuitado, cuja tensão terminal secundária é zero, e a corrente de magnetização desprezível. O primário é conectado em série com o sistema, resultando em uma relação direta entre as correntes primária e secundária. Assim, os transformadores de corrente são, sob muitos aspectos, diferentes dos demais transformadores (1). A tensão secundária é reflexo imediato do efeito da corrente secundária sobre a carga secundária ( burden), conforme ilustra a Figura 1.

Figura 1 – Exemplo para transformador de corrente 1200 / 5 – C100 Dentre os diversos fatores a serem considerados na aplicação dos transformadores de corrente para proteção de sistemas elétricos dois se destacam: a) polaridade; b) saturação. Tipicamente um circuito equivalente simplificado pode ser utilizado, principalmente para a finalidade de simulação de transitórios eletromagnéticos (2), conforme representado na Figura 2 abaixo. Neste caso, a resistência e reatância do enrolamento primário, bem como do núcleo magnético, podem ser desprezadas. De maneira similar, a capacitância entre os enrolamentos pode também ser desprezada para as faixas de freqüência tipicamente estudadas em proteção. Desta forma, a representação do transformador de corrente convencional é feita através da indutância do ramo magnetizante, que por sua vez é um elemento não linear, e pelo burden secundário, que pode incluir a resistência do secundário (Rs) do próprio transformador.

Figura 2 – Circuito equivalente simplificado para transformador de corrente convencional Ainda com a ajuda da Figura 2 pode-se observar que para um valor de corrente primária elevado Ip haverá a circulação de uma corrente secundária Is, também elevada. Esta corrente, por sua vez, ao circular pelo burden secundário irá criar um elevado valor de tensão secundária (Vsec). Através da Figura 3 nota-se que para um valor elevado de tensão a corrente de excitação Ie irá aumentar (saturação do núcleo magnético), e parte da corrente secundária I’p não será representada pela corrente secundária Is, que é a corrente efetivamente medida

pelos instrumentos de medição e proteção. Esta diferença de corrente não informada aos relés de proteção, causada pela saturação do núcleo magnético, é que pode causar operação indevida, ou atraso de operação, dos elementos de proteção.

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Exemplo: IEEE C800 (corrente nominal 5A) C = 10% de erro para burden nominal       

e

corrente em 20 vezes a corrente nominal 800 = tensão de referência 5A x 20 x 8 Ohm = 800 V 5A = corrente nominal (secundária) 20 = fator de sobrecorrente 8 ohm = burden nominal 52 x 8 = 200 VA

Figura 3 – Corrente de excitação para TC 1200 / 5 – C800

2.1.1 - Desempenho dos transformadores de corrente durante condições de falta O desempenho dos transformadores de corrente convencionais durante condições de falta é um assunto bastante estudado e de conhecimento amplo, principalmente dentro do contexto de proteção de sistemas elétricos. De uma maneira geral, sabe-se que um núcleo de proteção de um transformador de corrente irá saturar rapidamente devido a correntes elevadas e fluxo remanente. Após ocorrer a saturação o valor secundário será distorcido, e o desempenho do relé de proteção será afetado (1), conforme mencionado anteriormente. Para melhor visualização deste fenômeno a Figura 4 apresenta o resultado de uma simulação para duas condições de falta distintas. Na primeira condição uma falta é aplicada a uma distância de 90% do comprimento de linha a partir da barra A; na segunda condição uma falta semelhante é aplicada, porém a uma distância de 10% do comprimento da linha. Esta variação na posição da falta irá resultar em diferentes valores de corrente de falta, sendo que no primeiro caso não haverá saturação do transformador de corrente, enquanto que no segundo caso ocorre saturação. O transformador de corrente é modelado conforme os parâmetros apresentados na Figura 3. Podem ser observados dois tipos distintos de comportamento, i.e., corrente secundária com saturação e sem saturação do transformador de corrente, ambas referidas à corrente primária. Em ambos os casos as características do TC foram mantidas, e apenas a posição da falta ao longo da linha foi alterada.

Falta a 10% do comprimento de linha, desde a Barra A

Falta a 90% do comprimento de linha, desde a Barra A

Figura 4 – Comparação de correntes secundárias em valores ins tantâneos

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A saturação do transformador de corrente, com a conseqüente deformação da forma de onda da corrente secundária, irá resultar em valores RMS distintos ao esperado. Na Figura 5 observa-se no lado esquerdo da figura a comparação do valor RMS com os valores instantâneos da forma de onda, enquanto que no lado direito é feita uma comparação dos valores RMS para a condição com saturação e sem saturação do transformador de corrente. Esta diferença na medição terá implicação direta no desempenho das funções de proteção, pois valores RMS menores do que o esperado causam operação indevida dos elementos baseados em corrente.

Figura 5 – Comparação de correntes secundárias em valores RMS

2.2 - Transformador de potencial indutivo Um transformador de potencial é idealmente um transformador operando sob condição sem carga, de maneira que a corrente de carga é zero e a queda de tensão é causada apenas pela corrente de magnetização, e assim desprezível. Sendo a queda de tensão desconsiderada o transformador deveria reproduzir a tensão primária sem erros, mas na prática não se pode desprezar a queda de tensão sobre as resistências do enrolamento e reatâncias de dispersão. Assim, a tensão primária não é reproduzida de forma exata no caso real. (1) A Figura 6 apresenta três tipos básicos de conexões para transformadores de potencial, bem como funções de proteção típicas oriundas destes tipos de conexões. Na primeira, as funções de proteção de subtensão (27) e sobretensão (59) de fase são realizadas a partir de um transformador de potencial trifásico, ou mesmo três transformadores de potencial monofásicos, que permitem a medição das três tensões de fase para neutro. Neste exemplo, a conexão adotada é estrela, e as tensões fase-fase podem ser obtidas através de conexões adicionais no secundário do transformador de potencial, ou diretamente nos relés de proteção através de cálculo interno. Na mesma figura é ainda possível observar-se dois outros tipos de conexão: delta aberto e conexão em V. Estes dois tipos de conexão são bastante confundidos, principalmente porque suas denominações em inglês open delta (delta aberto) e broken delta (conexão em V) são por vezes invertidas, dependendo do país ou região. Na conexão em delta aberto apenas uma tensão residual é obtida, como resultado da somatória das tensões faseneutro. Na conexão em V, por outro lado, as três tensões fase-fase são obtidas através da ligação de apenas dois transformadores de potencial monofásicos.

Figura 6 – Conexões típicas para transformadores de potencial

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2.3 - Transformador de potencial capacitivo Os transformadores de potencial capacitivos são principalmente utilizados em tensões elevadas, geralmente acima de 100kV, e suas aplicações são as mesmas dos transformadores de potencial indutivos. O transformador de potencial capacitivo é tipicamente composto por uma unidade de divisão capacitiva, que possui dois capacitores conectados em série, e uma unidade eletromagnética, que contem reatores (indutância) de compensação para os capacitores do divisor capacitivo (1). A Figura 7 apresenta uma representação simplificada de um transformador de potencial capacitivo.

Figura 7 – Esquema representativo de um transformador de potencial capacitivo A Figura 8 mostra o resultado da simulação de uma falta a 10% do comprimento da linha, desde a barra A, comparando-se os resultados da tensão primária (lado esquerdo da figura) com a tensão secundária (lado direito da figura). Nota-se claramente que a tensão secundária apresenta, após a incidência da falta, um transitório inicial diferente da tensão primária, além de uma oscilação dos valores ao longo dos primeiros ciclos. Este tipo de comportamente irá resultar em erros impostos aos relés de proteção, e podem representar operações indevidas ou atrasos nas decisões de operação.

Tensão primária

Tensão secundária

Figura 8 – Comparação entre tensão primária e secundária para transformador de potencial capacitivo

2.4 - Arranjos Físicos Típicos Os transformadores para instrumentos são, portanto, transformadores especiais, cuja finalidade é transformar correntes e tensões para fins de medição, geralmente de valores primários para valores secundários, a fim de facilitar a aplicação em dispositivos, tais como relés de proteção, medidores, localizadores de falta, registradores de perturbação, sincronizadores (1). Neste contexto, a finalidade da aplicação dos transformadores para

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instrumento, bem como a qualidade com que os sinais primários são transformados em sinais secundários é de extrema importância para a correta interpretação dos fenômenos físicos. Outro fator importante relacionado aos transformadores para instrumento diz respeito a localização dos mesmos, ou seja, o ponto de medição. A Figura 9 apresenta algumas localizações típicas de transformadores de corrente (TC) e de potencial (TP) para as funções de proteção de distância em linhas de transmissão e funções de proteção diferencial para linhas, transformadores e barras (em arranjo centralizado e distribuído). Estas configurações são bastante conhecidas e historicamente aplicadas sobre as diferentes tecnologias que surgiram ao longo dos anos com relação aos relés de proteção.

Figura 9 – Localização de transformadores para instrumentos em sistemas de potência Dependendo do tipo de aplicação, e conseqüentemente dos relés de proteção envolvidos, os transformadores de instrumentos irão variar quanto ao seu tipo e forma de conexão. A Figura 10 demonstra de maneira simplicada alguns tipos de arranjos físicos para TCs e TPs na aplicação de proteção de distância. Neste exemplo, pode-se observar dois tipos de TPs, um monofásico e um trifásico. O TP trifásico é utilizado para prover valores de tensão ao relé de proteção para as funções que necessitem de referência direta de tensão, como por exemplo, sobre/subtensão; e para funções que utilizam a tensão de forma indireta, como por exemplo a função de distância (subimpedância). O TP monofásico, neste caso, é utilizado para dar referência de tensão da barra ao relé de proteção para fins de sincronismo com a tensão de linha durante esquemas de fechamento manual ou automático do disjuntor. Para este tipo de aplicação a comparação de uma fase de tensão da barra com uma fase de tensão da linha é suficiente; em muitos casos esta relação é invertida, ou seja, o TP monofásico encontra-se na linha, enquanto que o TP trifásico está na barra. Ainda na mesma figura podem ser observadas tanto a localização dos TCs quanto as possibilidades de aterramento dos mesmos, ou seja, para dentro ou para fora da linha de transmissão. Este tipo informação é fundamental para as funções de proteção que dependem da direcionalidade da corrente para operar.

Figura 10 – Conexões típicas para TCs e TPs para proteção de distância De maneira similar, a Figura 11 mostra algumas possibilidades para os transformadores de instrumento quando se faz a utilização da proteção diferencial de linha. Para esta função apenas os TCs seriam suficientes, valendose novamente da informação sobre como é feito o aterramento dos TCs, se para dentro ou para fora da linha, uma vez que esta informação é utilizada para discriminação de faltas internas ou externas. No entanto, a figura extrapola também para as conexões dos TPs, tendo em vista que os relés de proteção diferencial de linha podem apresentar funções de retaguarda que necessitam da medição de tensão.

Figura 11 – Conexões típicas para TCs e TPs para proteção diferencial de linha

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No caso da proteção de transformadores a Figura 12 destaca principalmente a conexão dos TCs principais, mas a conexão de TPs é igualmente necessária na maioria dos esquemas de proteção. Nesta figura fica novamente evidente a importância da correta identificação do tipo de aterramento dos TCs, principalmente relacionado à proteção diferencial do transformador. Na mesma figura são ainda apresentados alguns posicionamentos típicos dos TCs para diferentes tipos de transformadores e arranjos de subestações.

Figura 12 – Conexões típicas para TCs e TPs para proteção de transformadores

3.0 - TRANSFORMADORES NÃO CONVENCIONAIS PARA INSTRUMENTO Os primeiros dispositivos não-convencionais capazes de realizar interface para instrumentos foram evidenciados a 100 anos atrás, com as primeiras experiências de Rogowski. As bobinas de Rogowski foram introduzidas no ano de 1912 para a medição de campos magnéticos, porém sua aplicação direta na medição de correntes não foi imediata, uma vez que o sinal de saída de tensão no secundário da bobina não possui potência suficiente para o acionamento de dispositivos eletromecânicos de proteção e medição (2). Com a atual tecnologia dos dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) a aplicação da bobina de Rogowski para a funcionalidade de proteção e medição tornou-se plenamente viável, já que os modernos IEDs apresentam baixo valor de burden, e portanto possibilitam a leitura do sinal secundário de tensão proveniente da bobina de Rogowski. Adicionalmente, se comparados aos transformadores de corrente convencionais, os sensores baseados em bobina de Rogowski, e em linhas gerais os demais sensores, oferecem as seguintes vantagens:            

Dimensão e peso menores Maior segurança durante manutenção, sem perigo de explosão Maior faixa de linearidade, sem saturação Sem problemas com ferro-ressonância Melhor adequação para os atuais IEDs, sem necessidade de canais analógicos Padronização e logística mais simples Fácil conexão aos IEDs Menores custos, de material e de consumo Menor dissipação térmica Menores esforços de engenharia, com minimização de cálculos Melhor característica ambiental, menos material para reciclagem Fácil instalação

3.1 - Sensor com bobina de Rogowski Os sensores baseados em bobina de Rogowski apresentam excelente precisão de medição e linearidade para uma ampla faixa de correntes, permitindo a aplicação em esquemas de proteção nos quais os transformadores de corrente convencionais teriam dificuldade de utilização devido ao efeito de saturação, tamanho e peso. Por outro lado, diferentemente dos transformadores de corrente convencionais, que produzem correntes secundárias

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proporcionais às correntes primárias, os sensores baseados em bobinas de Rogowski produzem um sinal de tensão secundária que é derivada no tempo di(t)/dt da corrente primária. Assim, torna-se necessário o processamento deste sinal secundário para fins de aplicação em relés de proteção, sendo os principais métodos de extração (2): Integração do sinal de saída da bobina de Rogowski Utilização do sinal de saída não-integrado da bobina de Rogowski Utilização de um conversor analógico-digital conveniente para processamento digital   

A Figura 13 mostra de maneira simplificada a representação de um elemento integrador conectado ao secundário de um sensor baseado em bobina de Rogowski. Esta integração, por sua vez, pode ser realizada através de dispositivo físico, ou numericamente através de algoritmos matemáticos. A mesma figura apresenta ainda uma comparação entre o sinal secundário original (derivado) e o sinal secundário integrado. Uma vez que o sinal secundário é integrado e referido corretamente ao lado primário irá refletir fielmente a corrente primária do circuito.

Figura 13 – Sinal de saída derivado e integrado de uma bobina de Rogowski A Figura 14 apresenta a comparação entre valores secundários da resposta de um transformador de corrente convencional e do sensor com bobina de Rogowski para uma mesma falta aplicada a 10% do comprimento de linha desde a barra A. Ambos os sinais são referidos ao primário para comparação com a corrente primária. Pode-se observar que no caso do transformador de corrente convencional ocorre o fenômeno de saturação, enquanto que para o sensor de Rogowski a forma de onda secundária representa corretamente a forma de onda primária.

Resposta do transformador de corrente convencional

Resposta do sensor com bobina de Rogowski

Figura 14 – Comparação entre respostas dos transformadores de corrente convencional e não-convencional

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3.2 - Sensor óptico de corrente 3.2.1 - Sensor de Corrente de Fibra Óptica (FOCS) O sensor de corrente de fibra óptica é um instrumento de medição que utiliza o efeito Faraday em uma fibra óptica. Se um campo magnético é aplicado ao longo da direção de propagação de ondas de luz polarizadas circularmente em um meio de propagação como o vidro, as ondas irão viajar em diferentes velocidades, e como resultado haverá uma diferença de fases. Seguindo este princípio duas ondas de luz com polarização linear ortogonal viajam desde os sensores eletrônicos através de um cabo de fibra sensora até outro sensor no final do cabo de fibra, ao redor dos barramentos que conduzem corrente. Na entrada da fibra sensora um retardador de fase converte as ondas ortogonais em luzes polarizadas circularmente à direita e à esquerda. As ondas circulares viajam então através da fibra sensora, e são refletidas no final da fibra, de volta para o início da fibra, e são novamente convertidas para ondas polarizadas linearmente ortogonais. Tendo em vista que as ondas circulares viajam a velocidades diferentes através da fibra sensora se uma corrente es tiver fluindo, então as duas ondas de luz q ue retornam irão acumular uma diferença de fase. Esta diferença de fase é proporcional à integral de linha do campo magnético ao longo da fibra sensora, e é uma medição direta da corrente (1). A Figura 15 apresenta o princípio de medição aqui descrito.

Figura 15 – Princípio de medição do sensor de corrente de fibra óptica (FOCS)

3.2.2 - Transdutor de Corrente Magneto-Óptico O transdutor de corrente magneto-óptico é um instrumento de medição baseado no efeito magneto-óptico de Faraday. Este efeito explica a rotação do plano de polarização de um feixe linear de luz em certos materiais que ser tornam opticamente ativos na presença de campos magnéticos. A luz emitida por um LED é transmitida através de fibra óptica multi-modo a um sensor-rotor disponível na alta tensão, e que envolve o condutor de corrente, sendo a luz polarizada ao adentrar o sensor. A luz é então redirecionada de volta ao módulo eletrônico através de uma segunda fibra óptica, e convertida em sinal elétrico através de um foto-diodo (1). A Figura 16 apresenta o princípio de medição aqui descrito.

Figura 16 – Representação do sensor magneto-óptico

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A Figura 17 mostra os resultados obtidos para a simulação do sensor óptico de corrente para uma falta a 10% do comprimento de linha desde a barra A, através de modelos encontrados em liteturatura. Como esperado, a forma de onda no secundário representa corretamente a forma de onda no primário, não havendo saturação ou deformação da forma da onda. A mesma figura mostra ainda a pequena defasagem angular entre a corrente primária e o sinal secundário, mas que pode ser desprezada para fins práticos.

Resposta do transformador óptico de corrente

Resposta do transformador óptico de corrente

Figura 17 – Resposta de um sensor óptico de corrente

3.3 - Divisor de potencial O divisor de potencial é geralmente um sensor de tensão baseado em divisor de tensão resistivo ou capacitivo. Este sensor é não saturável e linear em toda a faixa de medição. O sinal de saída do sensor é uma tensão que é diretamente proporcional à tensão primária. A Figura 18 apresenta uma representação simplificada dos sensores baseados em divisores de potencial resistivo e capacitivo.

Figura 18 – Divisores de potencial resistivo e capacitivo

3.4 - Sensor de efeito Pockels Este sensor de tensão utiliza uma variação do modo longitudinal linear do efeito eletro-óptico de Pockels, referida como célula de quadratura de Pockels. A luz emitida por uma fonte é transmitida através de uma fibra multi-modo até um sensor, instalado entre a alta tensão e a terra. O feixe de luz é polarizado e enviado ao sensor, propagando-se através do cristal na direção do campo elétrico. O sensor inclui um prisma que reflete a luz de volta. A luz é então dividida em dois componentes em quadratura, e que são transmitidos de volta ao módulo eletrônico, onde são convertidos em sinais elétricos. Estes dois sinais são suficientes para a reconstrução da forma de onda e para informar a magnitude da tensão através do sensor, utilizando-se um processador de sinais digitais. A Figura 19 apresenta o princípio de medição aqui descrito.

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Figura 19 – Sensor de tensão baseado em efeito Pockels

3.6 - Arranjos Físicos Com a possibilidade de transmissão de dados analógicos via Ethernet, e de maneira padronizada, a integração de transformadores não-convencionais para instrumentos em sistemas de automação de subestações se torna mais factível do que no passado. Os transformadores não-convencionais para corrente e tensão, de fato, estão disponíveis no mercado desde longa data, através de diferentes fabricantes, mas a falta de uma definição clara sobre a interface de integração em sistemas de proteção e controle limitou a aplicação desta tecnologia, principalmente quanto à questão de interoperabilidade. A introdução da norma IEC 61850-9-2 para barramento de processo traz benefícios imediatos, que permitem a combinação de ambas as tecnologias, provendo a tão esperada solução quanto a interoperabilidade. Mas um outro fator importante a ser observado diz respeito à localização física destes novos instrumentos em relação ao arranjo físico da subestação ou do sistema elétrico. A instalação dos sensores, ou transformadores não-convencionais, não necessariamente se iguala à distribuição tradicional dos instrumentos de medição convencionais (item 2.4). Como ilustração, alguns sensores podem combinar a medição de tensão e corrente em um único dispositivo, afetando arranjos onde o transformador de potencial deveria estar em um lado do disjuntor, e o transformador de corrente no outro lado, ou mesmo a necessidade de transformadores de potenciais em ambos os lados do disjuntor para efeito de sincronismo, por exemplo. A Figura 20 apresenta um arranjo para subestação em 1 ½ disjuntor, onde sensores não-convencionais são empregados. Pode-se observar que cada sensor disponibiliza tanto medição de corrente quanto de tensão, simultaneamente em duas saídas físicas independentes, sendo a primeira saída conectada a uma Merging Unit , e a segunda saída conectada a uma segunda Merging Unit , para efeito de redundância do sistema de proteção. Cada Merging Unit provê, então, informação de corrente e tensão para cada um dos dispositivos de proteção a elas conectadas. Este é, portanto, um exemplo prático da utilização de transformadores não-convencionais para instrumentos em conjunto com o barramento de processo, IEC 61850-9-2.

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Figura 20 - Controle de um disjuntor com proteção redundante utilizando sensores e IEC 61850-9-2 A vantagem deste arranjo, já combinando ambas as tecnologias de sensores e de automação de subestações, está no fato de que a solução apresenta elevada disponibilidade do barramento de processo, sem a utilização de switches Ethernet entre os sensores e os dispositivos de proteção. Para isto, observa-se que foram constituídas duas redes de barramento de processo independentes, desde os sensores até os dispositivos de proteção. Outro aspecto importante quanto ao arranjo físico dos transformadores não-convencionais para instrumentos é que algumas conexões típicas para medição residual utilizadas com transformadores convencionais não estão disponíveis com a nova tecnologia. Como exemplo, a medição de tensão residual, feita através de delta aberto (vide Figura 6) com os transformadores convencionais, deve ser feita através do resultado de cálculo, utilizandose as tensões de fase, e não mais a tensão residual diretamente medida. O mesmo pode acontecer para alguns casos de correntes residuais.

4.0 - INFLUÊNCIA DOS TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTO EM FUNÇÕES DE PROTEÇÃO Nos próximos itens deste trabalho são apresentados alguns conceitos básicos e resultados de simulações para alguns dos principais transformadores para instrumento, tanto para modelos convencionais como para não convencionais. Para todas as simulações realizadas ao longo deste capítulo ressalta-se que o sistema elétrico equivalente é modelado a parâmetros concentrados a fim de permitir melhor observação das formas de onda, sem interferência do modelo da linha propriamente dito, simplificando a análise das formas de ondas resultantes. Cabe ainda mencionar que a componente exponencial dos sinais de corrente não foi filtrada durante o processo matemático que emula os algoritmos de proteção, com o intuito de permitir uma melhor observabilidade dos fenômenos físicos. Diferentes tipos de falta foram simuladas, com variações no valor de resistência de falta, distância da falta desde a barra A, faltas internas e externas, faltas fase-fase e fase-terra. Neste trabalho, no entanto, apenas alguns dos resultados são apresentados. Ressalta-se finalmente que as simulações apresentadas são para efeito de demonstração apenas, e não refletem necessariamente o comportamento real de produtos e sistemas no mercado, já que para isto seriam necessários modelos mais completos. Conforme visto anteriormente, os sinais secundários apresentados pelos transformadores para instrumentos podem apresentar erros, e estes irão resultar em medições incorretas, que por sua vez irão afetar o desempenho das funções de proteção. Como forma de avaliar, e comparar, a influência dos transformadores convencionais e não-convencionais para instrumentos em funções de proteção são mostrados a seguir os resultados de simulações para dois tipos de proteção: diferencial de linha e proteção de distância. Ambas as funções são avaliadas apenas para a aplicação em linhas de transmissão. A função diferencial de linha opera através da comparação das correntes medidas em ambas as extremidades da linha. A operação da proteção de distância é baseada em medições de corrente e tensão para uma das extremidades da linha. A Figura 21 mostra de maneira bastante simplificada algumas características destas duas funções de proteção.

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Figura 21 – Proteção diferencial e de distância para linhas de transmissão

4.1 - Proteção diferencial de linha Caso 1 : falta interna com transformadores de corrente convencionais

Neste primeiro caso o sistema é modelado com transformadores de corrente convencionais, sendo o burden secundário reduzido a fim de se evitar a saturação. Uma falta interna é aplicada a uma distância de 50% do comprimento da linha, e os sinais gerados são processados matematicamente pelo algoritmo da função de proteção diferencial. A Figura 22 mostra a representação do modelo utilizado, bem como os sinais secundários de corrente para fase A em ambos os finais de linha. Pode-se observar que as formas de onda das correntes não apresentam deformação, e refletem corretamente os valores de corrente primários. A mesma figura permite ainda a observação do elemento diferencial através da curva característica e das amostras resultantes do algoritmo de proteção diferencial. Para este caso ocorre a operação do elemento diferencial de maneira correta.

Sinais secundários dos instrumentos

Resposta do elemento diferencial

Figura 22 – Comportamento do elemento diferencial para falta interna

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Caso 2 : falta externa com transformadores de corrente convencionais, sem saturação

Neste segundo caso o sistema é também modelado com transformadores de corrente convencionais, ainda sem o efeito da saturação. No entanto, uma falta externa a linha de transmissão é agora considerada, diretamente na barra B, e os sinais novamente processados matematicamente pelo algoritmo da função de proteção diferencial. A Figura 23 apresenta os sinais secundários de corrente para fase A em ambos os finais de linha, e novamente pode-se observar que as formas de onda das correntes não apresentam deformação, e refletem corretamente os valores de corrente primários. A mesma figura permite também a observação do comportamento correto do elemento diferencial, que não opera para o defeito externo.



Figura 23 – Comportamento do elemento diferencial para falta externa Caso 3 : falta externa com transformadores de corrente convencionais, com saturação

O sistema é agora modelado com transformadores de corrente convencionais, porém levando-se em conta o efeito da saturação. Para isto, o burden no secundário dos TCs do lado esquerdo do sistema (barra A) é aumentado. Novamente uma falta externa a linha de transmissão é considerada, diretamente na barra B, e os sinais processados pelo elemento diferencial. A Figura 24 apresenta os sinais secundários de corrente para fase A em ambos os finais de linha, e desta vez pode-se observar que os sinais secundários de corrente para os TCs no lado esquerdo da figura (barra A) apresentam deformação causada pela saturação do núcleo magnético. Neste caso, pode-se ainda observar que o elemento diferencial irá operar indevidamente, uma vez que as amostras resultantes do algoritmo de proteção atingem a região de operação do função diferencial.

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Figura 24 – Comportamento do elemento diferencial para falta externa com saturação Caso 4 : falta externa com sensores de Rogowski e transformadores de corrente convencionais, com saturação

O mesmo sistema é modelado com sensores de corrente baseados em bobinas de Rogowski em um dos finais de linha (barra A), mantendo-se no outro extremo os transformadores de corrente convencionais, que apresentam efeito da saturação. Novamente uma falta externa a linha de transmissão é considerada, diretamente na barra B, e os sinais processados pelo elemento diferencial. A Figura 25 apresenta os sinais secundários de corrente para fase C em ambos os finais de linha. Observa-se que o sinal secundário proveniente dos sensores de Rogowski refletem perfeitamente a forma de onda da corrente primária, enquanto que o transformador de corrente convencional, devido ao efeito de saturação, apresenta distorção da forma de onda secundária. Nota-se, desta forma, que o elemento diferencial irá operar indevidamente, uma vez que as amostras resultantes do algoritmo de proteção atingem a região de operação do função diferencial.



Figura 25 – Falta externa com sensor de Rogowski e TC convencional combinados

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Simulações realizadas com sensores de Rogowski em ambos os finais de linha apresentaram operação correta para faltas internas e externas para todas as condições simuladas. Da mesma forma, sem a saturação dos TCs convencionais a operação foi correta. Caso 5 : falta externa com sensores ópticos e transformadores de corrente convencionais, com saturação

Neste caso, uma simulação semelhante a anterior foi realizada, substituindo-se, desta vez, os sensores de Rogowski pelo modelo que representa um sensor óptico. Novamente uma falta externa a linha de transmissão é considerada, diretamente na barra B, e os sinais processados pelo elemento diferencial. A Figura 26 apresenta os sinais secundários de corrente para fase A em ambos os finais de linha. Observa-se que o sinal secundário proveniente dos sensores ópticos refletem perfeitamente a forma de onda da corrente primária, enquanto que o transformador de corrente convencional, devido ao efeito de saturação, apresenta distorção da forma de onda secundária. Nota-se, desta forma, que o elemento diferencial irá operar indevidamente, uma vez que as amostras resultantes do algoritmo de proteção atingem a região de operação do função diferencial.



Figura 26 – Falta externa com sensor óptico e TC convencional combinados Simulações realizadas com sensores ópticos em ambos os finais de linha apresentaram operação correta para faltas internas e externas para todas as condições simuladas. Da mesma forma, sem a saturação dos TCs convencionais a operação foi correta.

4.2 - Proteção de distância Caso 1 : falta interna com transformadores convencionais, sem saturação

No primeiro caso, uma falta interna a 20% do comprimento de linha a partir da barra A é simulada, e transformadores de corrente convencionais são modelados, sem o efeito da saturação. Para os sinais de tensão é utilizado um modelo de transformador de potencial ideal a fim de evitar-se influência de erros da tensão na medição da impedância. Os sinais gerados são processados agora pelo algoritmo de proteção de distância. A Figura 27 apresenta a trajetória da medição de impedância desde o ponto de carga até o ponto de falta. Uma vez que não ocorre saturação do transformador de corrente a medição da impedância é corretamente apresentada, e a falta localizada adequadamente. Ainda na mesma figura a ampliação da figura com a trajetória de impedância permite uma melhor visualização da convergência da impedância ao ponto de falta.

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Trajetória da impedância para loop fase-fase

Trajetória da impedância para loop fase-fase : ampliado

Figura 27 – Comportamento do elemento de distância sem saturação dos TCs Caso 2 : falta interna com transformadores convencionais, com saturação

Neste segundo caso, uma falta interna a 50% do comprimento de linha a partir da barra A é simulada, e transformadores de corrente convencionais são modelados. Porém, o burden dos transformadores de corrente é aumentado a fim de que ocorra saturação. Para os sinais de tensão é utilizado um modelo de transformador de potencial ideal a fim de evitar-se influência de erros da tensão na medição da impedância. A Figura 28 apresenta a trajetória da medição de impedância desde o ponto de carga até o ponto de falta. Observa-se desta vez que a saturação dos transformadores de corrente ocasiona um erro no cálculo da impedância, visualizado através da não convergência imediata ao valor de impedância de falta. Ainda na mesma figura a ampliação da figura com a trajetória de impedância permite uma melhor visualização da convergência da impedância ao ponto de falta.


Trajetória da impedância para loop fase-fase : ampliado

Figura 28 – Comportamento do elemento de distância com saturação dos TCs Caso 3 : falta interna com sensores de Rogowski e transformadores de potencial convencionais

De forma semelhante ao caso anterior, a mesma falta interna a 50% do comprimento de linha a partir da barra A é simulada, mas o modelo para os transformadores de corrente convencionais é agora substituído pelo modelo para sensores de Rogowski, sendo ainda os sinais de tensão disponibilizados através de transformador de potencial ideal.

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A Figura 29 apresenta a trajetória da medição de impedância desde o ponto de carga até o ponto de falta. Uma vez que não ocorre saturação a medição da impedância é corretamente apresentada, e a falta localizada adequadamente.

Resistência e reatância para loop de fase


Figura 29 – Comportamento do elemento de distância com sensor de Rogowski Caso 4 : falta interna com sensores ópticos e transformadores de potencial convencionais

De forma semelhante ao caso anterior, a mesma falta interna a 50% do comprimento de linha a partir da barra A é simulada, mas o modelo para sensores de Rogowski é agora substituído pelo modelo para sensores ópticos, sendo ainda os sinais de tensão disponibilizados através de transformador de potencial ideal. A Figura 30 apresenta a trajetória da medição de impedância desde o ponto de carga até o ponto de falta. Uma vez que não ocorre saturação a medição da impedância é corretamente apresentada, e a falta localizada adequadamente.

Resistência e reatância para loop de fase


Figura 30 – Comportamento do elemento de distância com sensor óptico

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5.0 - CONCLUSÃO Alguns conceitos básicos dos transformadores convencionais para instrumentos foram revistos, e os novos sensores, ou transformadores não-convencionais para instrumentos, apresentados, sempre com foco nos aspectos da proteção de sistemas elétricos. Os diferentes dispositivos foram modelados em programas para estudos de transitórios eletromagnéticos, neste caso ATP/EMTP, e alguns dos resultados das simulações apresentados. Adicionalmente, as funções de proteção de diferencial de linha e de distância foram implementadas em algoritmos matemáticos através do programa Matlab, e a resposta destas funções para os diferentes dispositivos modelados foram apresentadas. Os resultados apresentados durante o trabalho permitem uma comparação rápida entre o desempenho tanto dos dispositivos de medição, convencionais e não-convencionais, quanto das funções de proteção. Simulações semelhantes foram realizadas para os sensores de tensão, comparados aos transformadores de potencial indutivo e capacitivo, mas os resultados são omitidos deste trabalho.

6.0 - REFERÊNCIAS (1) “Application Guide Instrument Transformers”, 1HSM954340 -00en, ABB AB High Voltage Products, 2009 (2) “IEEE Guide for the Application of Rogowski Coils Used for Protective Relaying Purposes”, IEEE Std C37.235™-2007 (3) “Performance Assessment of Advanced Digital Measurement and Protection Systems”, Final Report for PSERC Project T-22 Part I, PSERC Publication 06 -23, August 2006 (4) L.F.Santos, P.M.Silveira, “Evaluation of Nume rical Distance Protection Algorithms for Series Compensated Transmission Lines”, IEEE T&D Latin Am erica, Caracas, 2006

(5) L.F.Santos, P.M.Silveira, “Evaluation of Numerical Current Differential Protection Algorithms for Series Compensated Transmission Lines”, IEEE T&D Latin America, Caracas, 2006 (6) J.L.Blackburn, Protective Relaying – Principles and Applications, 1987, ISBN 0 -8247-7445-0, Marcel Dekker

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XI_STPC ST-029 Avaliação de transformadores para instrumentos convencionais e

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