Protecao SEP

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Proteção
De
Transformadores 
Introdução 
Vários parâmetros e fatores devem ser considerados para os estudos de proteção e seletividade em circuitos elétricos, sejam eles de baixa, média, alta ou extra-alta tensão. Em instalações em que os níveis de tensão são mais altos e dependendo do valor dos ativos envolvidos, proteções específicas são necessárias.
O transformador, como ativo mais valioso de uma subestação, possui fatores intrínsecos que devem ser considerados para evitarmos falhas ou até mesmo desligamentos inesperados. São exemplos as falhas de parametrização em proteções diferenciais, as harmônicas presentes na energização (correntes de Inrush) e a proteção de terra no primário, por exemplo.
Os principais critérios a serem observados emum estudo de proteção específico para transformadores são a curva de proteção de fase e terra, a suportabilidade térmica do equipamento e as correntes de Inrush e suas causas.
A suportabilidade térmica do transformador, como o próprio nome diz, define o limite de sobreaquecimento do equipamento. Os valores irão depender da norma em que são fabricados, sendo as mais comuns a NBR 5356, IEEE Std. C57.109 e ANSI C37.91. As curvas de corrente normalmente não podem ser maiores do que a suportabilidade térmica dos transformadores, para garantir a operação dos mesmos sem sobreaquecimentos danosos principalmente ao conjunto isolante e no equipamento em geral.
No caso de um curto-circuito fase-terra no secundário, dependendo do tipo de conexão – como um triângulo-estrela aterrada, por exemplo – as correntes devem ser recalculadas no primário a fim de garantir a proteção térmica devido às correntes de sequencia zero geradas neste secundário, quando não houver proteção de terra.
Mais Inrush
A corrente de Inrush, amplamente discutida aqui no Blog, também é um fator importantíssimo a ser considerado. A duração da corrente de Inrush e sua forma de onda dependerão do tamanho do transformador, impedância da carga, instante de energização, entre outros fatores já citados aqui no Blog. Na prática (para fins de cálculo), a duração é em torno de 100 ms e a ocorrência tem as seguintes causas principais:
energização do transformador (mais comum), que gera harmônicos de diversas ordens – principalmente 2ª e 3ª e pode provocar atuação indevida em relés de proteção de sobrecorrente. A maior parte dos relés de proteção de transformadores atuais já possui a restrição de 2ª harmônica, tornando o problema de atuação indevida pouco comum por este motivo;
paralelismo de um transformador com outro, equivalente ao item anterior;
restabelecimento de tensão após eliminação de uma falta externa ou mudança de tipo de falta (em caso de curto-circuitos);
Sub e sobretensão.
Presença de gás: relé de Buchholz.
Sobrepressão: óleo e gás.
Temperatura do ponto mais quente e do topo do óleo.
Para melhor compreensão, a Figura 4.2 mostra a ilustração de um transformador de fabricação ABB indicando suas principais partes. A Figura 4.3, por outro lado, mostra um transformador de potência instalado em campo e a posição de algumas de suas proteções intrínsecas anteriormente
mencionadas. 
ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA PARA A PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES 
Não existe uma forma padronizada de proteção de transformadores. São equipamentos do
sistema elétrico de grande responsabilidade nos índices de continuidade e confiabilidade. A
queima de um transformador normalmente ocasiona paralisação no fornecimento de energia de longa duração, com prejuízos enormes, notadamente se o evento ocorre no momento de maior consumo.
Os transformadores são máquinas consideradas muito confiáveis. São frequentemente
submetidos a condições operacionais extremas que, se controladas, não prejudicam a sua vida útil.
Como os transformadores alimentam carga cuja importância no sistema varia para cada
aplicação, e como também são equipamentos de preço elevado, o esquema de proteção a ser
empregado deve levar em consideração essas premissas, procurando-se selecionar o melhor
projeto associado aos fatores econômicos, como descrito a seguir:
Custo do reparo.
Perda de faturamento pela energia não fornecida.
Perda da qualidade do serviço.
Perda de produção em unidades fabris. 
TIPOS DE FALHAS NOS TRANSFORMADORES 
Os transformadores estão sujeitos a vários tipos de distúrbios ocorridos no sistema elétrico
ao qual estão conectados, a montante e a jusante do seu ponto de instalação, que podem
comprometer sua operação imediatamente ou reduzir seu tempo de vida útil, levando a uma falha
prematura. 
Faltas internas aos transformadores 
Entende-se por falta interna ao transformador todo defeito que está compreendido entre as buchas de tensão superior e as buchas de tensão inferior, ou ainda todas as falhas que ocorrem dentro da zona de proteção diferencial do transformador quando, neste caso, a proteção diferencial está limitada pelos transformadores de corrente do tipo bucha dos terminais primários, secundários e terciários.
Para facilitar a seleção das funções necessárias à proteção dos transformadores devem-se conhecer as principais falhas a que normalmente esses equipamentos estão submetidos. De forma geral, as falhas internas aos transformadores podem ser classificadas nas categorias descritas a seguir. 
Faltas associadas à temperatura e pressão 
São aquelas que se originam pela deficiência de uma ou mais partes do transformador. Podem ser divididas em três diferentes tipos de falhas características: 
a) Sobreaquecimento 
Pode ter origem em um ou mais dos seguintes eventos:
Falha no sistema de ventilação forçada.
Falha no sistema de bombas de circulação do líquido refrigerante (transformadores
especiais).
Falha nas conexões internas: conexões frouxas que elevam a resistência de contato
provocando sobreaquecimento naqueles pontos.
Perda do óleo refrigerante devido a vazamento pelos radiadores ou do próprio tanque do
transformador.
Obstrução de circulação do fluxo do líquido refrigerante devido ao acúmulo de resíduos
sólidos nos canais dos radiadores. 
b) Sobrepressão 
Normalmente, é o resultado de um curto-circuito entre duas espiras com baixa corrente de defeito, queimando vagarosamente a isolação e aumentando a área de defeito, tendo como consequência a formação de gases que se acumulam no interior do tanque do transformador. 
c) Sobrefluxo do líquido refrigerante 
É o resultado de um curto-circuito franco de alta corrente que causa a queima da isolação, provocando a formação de uma grande quantidade de gases e o aquecimento abrupto. Isso leva à queima do líquido refrigerante em torno do ponto de defeito, cuja expansão desloca uma massa considerável de óleo no sentido do tanque conservador de óleo. 
Proteção diferencial
A proteção diferencial em transformadores, referenciada pelo código ANSI 87T, para 02 (dois) ou 03 (três) enrolamentos. Pode medir diferenças de correntes ou ângulos de fases entre os enrolamentos, traduzindo os mesmos em diferenças percentuais para proteger possíveis curto-circuitos ou falhas internas no equipamento.
A proteção é realizada com a instalação de Transformadores de Corrente (TC) nos enrolamentos primário e secundário, podendo haver outros TC dependendo da quantidade de enrolamentos. Para ajuste desta proteção, é necessário conhecer o deslocamento angular do transformador protegido.
Os ajustes desta função se devem principalmente à declividade (slope) para não termos atuação indevida da proteção diferencial. O erro total normalmente fica próximo da casa dos 30%, por considerar os erros das comutações de tap, exatidões dos TC, erro da relação do transformador com erros dos TC (também conhecido como erro de “mismatch”) e mais uma margem de segurança.
Proteção por sobrecargas
Quanto às proteções por sobrecargas e curto-circuitos, estes são mais conhecidos da maioria dos engenheiros e técnicos que trabalham no ramo de proteção: as funções ANSI 50 e 50N/GS (instantâneas); 51 e 51N/GS (temporizadas) que protegem respectivamente as fases e neutro/terra. Os parâmetros dessas proteçõesirão depender de diversos fatores, como carregamento, corrente de Inrush, ligações e deslocamento angular dos equipamentos a serem protegidos.
As proteções primárias e secundárias de fase temporizadas em sua maioria são parametrizadas em 1,3x a In (corrente nominal). Se pode trabalhar com valores mais altos para as proteções de fase conforme o estudo proposto, desde que fatores como a suportabilidade térmica e a corrente de Inrush (está somente no primário) sejam respeitadas. As unidades instantâneas são as ferramentas para atuar dispositivos para os diferentes tipos de curto-circuitos. Os quatro básicos como objetos mais usuais de estudo são: fase-terra, fase-fase, bifásico para a terra e trifásico; considerando as condições simétricas e assimétricas (esta última considera as componentes de corrente contínua no cálculo).
Proteções de terra primárias e secundárias irão depender muito do tipo de aterramento, presença de resistor de aterramento, etc…  Enfim, todas as variáveis são consideradas para tornar as proteções mais rápidas e seletivas. Estes são os itens básicos a considerar em um estudo de proteção de transformadores, e conforme a dedicação e experiência do projetista pode chegar a níveis muito altos de confiabilidade com apoio de soluções de software que lhe permitam enxergar os aspectos necessários.
Referência
MAMEDE, J; MAMEDE, D. R. Proteção de sistemas elétricos de potência . Rio de janeiro: LTC, 2011. 
MARDEGAN, Claudio. Proteção e seletividade em sistemas elétricos industriais. São Paulo : Editora Ipsis, 2012.
Tabela de funções ANSI (Schweitzer Engineering Laboratories): https://selinc.com/pt/products/tables/ansi/