Erros comuns ao atualizar os esquemas de proteção

Introdução

As atualizações do esquema de proteção em subestações de média tensão estão entre as atividades de comissionamento mais exigentes tecnicamente na engenharia de sistemas de energia - e entre as mais frequentemente executadas de forma incorreta. O relé é substituído, as configurações são recalculadas, o teste de comissionamento é aprovado e a subestação volta a funcionar. Três meses depois, ocorre uma falha e a proteção deixa de funcionar corretamente. A investigação revela que o relé foi perfeitamente especificado e ajustado corretamente, mas os transformadores de corrente que o alimentam nunca foram reavaliados quanto à compatibilidade com o novo esquema de proteção, e os erros de medição que causaram a falha na proteção estavam presentes desde o primeiro dia de operação do esquema atualizado.

A resposta direta é a seguinte: os erros mais comuns e mais consequentes nas atualizações do esquema de proteção não são erros de configuração do relé - são erros de medição do TC que ocorrem porque os engenheiros tratam a instalação do TC existente como uma entrada fixa e verificada para o novo esquema de proteção, em vez de um componente que deve ser reavaliado, testado e confirmado novamente em relação aos requisitos de medição do novo relé, às características de carga e às demandas de desempenho transitório, que quase sempre são diferentes daquelas do relé que está sendo substituído.

Para engenheiros de proteção de subestações, gerentes de projetos de atualização de média tensão e equipes de comissionamento de segurança crítica responsáveis por atualizações de esquemas de proteção, este guia identifica todos os erros significativos de medição de TC que ocorrem durante as atualizações de esquemas de proteção - e fornece a metodologia de engenharia para evitar cada um deles.

Índice

• Por que as TCs existentes se tornam incompatíveis quando os esquemas de proteção são atualizados?
• Quais são os erros de medição de TC mais perigosos durante as atualizações do esquema de proteção?
• Como reavaliar corretamente as especificações de TC para atualizações do esquema de proteção de média tensão?
• Como executar a verificação segura da medição de TC durante projetos de atualização do esquema de proteção viva?
• Perguntas frequentes sobre erros de medição de TC em atualizações de esquemas de proteção

Por que as TCs existentes se tornam incompatíveis quando os esquemas de proteção são atualizados?

A suposição de que os TCs existentes permanecem totalmente compatíveis com um novo relé de proteção é o erro fundamental da maioria dos projetos de atualização do esquema de proteção. Parece razoável - a relação do TC não mudou, a corrente primária não mudou e o TC passou em seu último teste de manutenção. O que mudou foi o relé - e o relé define o ambiente de medição no qual o TC deve operar.

Cada relé de proteção apresenta uma carga específica para o circuito secundário do TC. Cada relé de proteção tem requisitos específicos de desempenho transitório que determinam o fator limitador de precisão (ALF) do TC necessário para a operação correta durante as condições de falha. Cada relé de proteção tem um algoritmo de medição específico - RMS, fasor de frequência fundamental ou detecção de pico - que interage de forma diferente com a distorção da forma de onda secundária do TC. Quando o relé muda, todos esses três parâmetros mudam simultaneamente, e o TC existente pode não atender a nenhum deles.

Principais parâmetros técnicos que mudam quando um relé de proteção é substituído:

• Carga secundária (VA)¹: Os modernos relés de proteção numérica apresentam cargas de 0,025-0,1 VA a 1 A secundário - dez a quarenta vezes menor do que a carga de 1-5 VA dos relés eletromecânicos que eles substituem; essa redução drástica da carga altera o ponto de operação do TC em sua curva de excitação e pode causar um comportamento inesperado do TC durante as condições de falha
• Fator limitador de precisão (ALF)² requisito: A especificação de desempenho transiente do novo relé define o ALF mínimo do TC necessário para a operação correta durante a corrente de falta máxima; se o ALF do TC existente na carga do novo relé for menor do que o necessário, o TC saturará antes que o relé possa tomar uma decisão de proteção correta.
• ALF efetivo com nova carga: ALF_effective = ALF_rated × (Rct + Rburden_rated) / (Rct + Rburden_actual); a redução da carga do relé de 5 VA para 0,1 VA aumenta drasticamente o ALF efetivo, o que parece benéfico, mas pode fazer com que o TC opere em uma região inesperada de sua característica de excitação.
• Compatibilidade do algoritmo de medição: Os relés eletromecânicos respondem ao RMS da forma de onda da corrente secundária, incluindo todos os harmônicos e o desvio CC; os relés numéricos extraem o fasor da frequência fundamental usando a filtragem de Fourier - a forma de onda secundária do TC durante as condições de falha deve ser compatível com o algoritmo de filtragem específico do relé.
• Normas aplicáveis: IEC 61869-2³ (precisão do CT e ALF), IEC 60255-151 (requisitos do relé de proteção contra sobrecorrente), proteção diferencial do transformador⁴ requisitos (IEC 60255-187-1)

O cálculo do ALF efetivo revela uma consequência crítica e contraintuitiva da substituição de relés eletromecânicos de alta carga por relés numéricos de baixa carga:

$ALF_{efetivo} = ALF_{avaliado} \times \frac{R_{CT} + R_{burden,rated}}{R_{CT} + R_{burden,actual}}$

Para um TC classificado como 5P20 com Rct = 2 Ω e carga nominal = 15 VA (15 Ω a 1 A):

• Com relé eletromecânico original de 5 VA (5 Ω): ALF_efetivo = 20 × (2+15)/(2+5) = 48.6
• Com o novo relé numérico de 0,1 VA (0,1 Ω): ALF_efetivo = 20 × (2+15)/(2+0,1) = 161.9

O TC que estava operando em ALF 48,6 com o relé antigo agora está operando em ALF 161,9 com o novo relé - muito acima do ponto de joelho de sua curva de excitação durante as condições de falha, em uma região em que o comportamento transitório do TC é imprevisível e em que a forma de onda secundária pode conter distorção significativa que o filtro de Fourier do relé numérico não consegue processar corretamente.

Quais são os erros de medição de TC mais perigosos durante as atualizações do esquema de proteção?

Os erros de medição de TC de atualização do esquema de proteção se enquadram em duas categorias: erros de especificação cometidos durante a fase de projeto, que criam incompatibilidade antes do início da instalação, e erros de comissionamento cometidos durante a execução da atualização, que introduzem erros em um sistema especificado corretamente.

Erro de especificação 1: Aceitar a TC existente sem reavaliar a ALF na nova carga

O erro de especificação mais comum e mais perigoso. O engenheiro de proteção especifica o novo relé, calcula as configurações do novo relé e observa que a relação do TC existente permanece inalterada - então aceita o TC existente sem recalcular seu ALF efetivo na carga do novo relé.

A consequência: o TC opera em um ponto muito diferente em sua característica de excitação com o novo relé do que com o relé antigo. No caso do relé numérico de baixa carga descrito acima, o TC pode operar tão acima de seu ponto de joelho durante as condições de falha que a forma de onda da corrente secundária fica gravemente distorcida - contendo grandes componentes de desvio de CC e conteúdo harmônico dos quais o filtro de Fourier do relé numérico não consegue extrair corretamente o fasor fundamental. O relé deixa de operar, opera com tempo incorreto ou opera no componente da forma de onda distorcida em vez da corrente de falta de frequência fundamental.

Erro de especificação 2: núcleos de TC incompatíveis entre as funções de proteção

Normalmente, os TCs de média tensão contêm vários núcleos - núcleos separados para funções de proteção e medição e, às vezes, núcleos separados para diferentes funções de proteção. Durante uma atualização do esquema de proteção, é comum reatribuir os núcleos do TC - usando um núcleo anteriormente dedicado à proteção contra sobrecorrente para a nova função de proteção diferencial, por exemplo.

O erro de reatribuição de núcleo: a proteção diferencial exige núcleos de TCs compatíveis com erros de proporção e deslocamentos de fase idênticos em ambos os lados do equipamento protegido. O uso de um núcleo previamente otimizado para a proteção de sobrecorrente - com um ALF mais alto e uma característica de excitação diferente - em um lado de um esquema diferencial, enquanto se usa um núcleo de medição padrão no outro lado, cria uma corrente diferencial permanente sob condições normais de carga que o relé deve conter ou interpretar erroneamente como uma falha interna.

Erro de especificação 3: ignorar o histórico de remanência do TC durante o upgrade

Um TC que tenha estado em serviço por vários anos em uma subestação com histórico de eventos de falha acumulou fluxo remanescente em seu núcleo. O fluxo remanescente desloca o ponto de operação do TC em sua curva B-H, aumentando a corrente de magnetização, aumentando o erro de proporção e reduzindo o ALF efetivo abaixo do valor nominal.

Durante uma atualização do esquema de proteção, a condição do fluxo remanente do TC existente nunca é avaliada, pois o procedimento de comissionamento padrão para a substituição de um relé não inclui a desmagnetização do TC e a verificação da precisão da relação. O novo relé é comissionado contra um TC que pode estar operando a 60-70% de seu ALF nominal devido à remanência acumulada - uma condição que fará com que o TC sature mais cedo do que o esperado pelo algoritmo de proteção do novo relé.

Erro de especificação 4: cálculo incorreto da carga secundária para o novo roteamento de cabos

As atualizações do esquema de proteção frequentemente envolvem a realocação do relé de proteção - de um painel local adjacente ao painel de distribuição para um painel de proteção centralizado em uma sala de controle remoto, ou de um relé montado em painel para um relé numérico montado em rack com diferentes localizações de terminais. Cada realocação altera o comprimento do cabo secundário e, portanto, a resistência do circuito secundário, o que altera a carga secundária total e, portanto, o ALF efetivo.

Comparação: Erros de medição de TC por gravidade da consequência

Tipo de erro	Método de detecção	Consequência se não for detectado	Gravidade
ALF não recalculado com a nova carga	Análise da curva de excitação	Saturação do TC durante a falha - falha na proteção	Crítico
Reatribuição de núcleo para diferencial	Injeção primária5 teste de equilíbrio	Corrente diferencial permanente - operação incorreta	Crítico
Remanência não avaliada	Teste de proporção + desmagnetização	ALF efetivo reduzido - operação atrasada	Alta
O ônus não foi recalculado para o novo cabo	Medição de carga secundária	Redução de ALF - saturação em corrente de falha mais baixa	Alta
Polaridade não verificada novamente após a atualização	Teste de polaridade da injeção primária	Falha no relé direcional - decisão de disparo incorreta	Crítico
Relação de CT não confirmada após a troca de tap	Medição da proporção	Erro de configuração de sobre/subcorrente - pickup incorreto	Alta

Caso de cliente - Upgrade de subestação de média tensão de 33 kV, fábrica de cimento, norte da África:
Um engenheiro de proteção de uma fábrica de cimento entrou em contato com a Bepto Electric depois que uma falha no barramento causou danos catastróficos a um quadro de distribuição de 33 kV - danos que deveriam ter sido limitados pelo relé de proteção do barramento que havia sido instalado como parte de uma atualização do esquema de proteção seis meses antes. A investigação pós-falta revelou que o relé de proteção do barramento não funcionou durante a falta. O projeto de atualização havia substituído os relés de sobrecorrente eletromecânicos originais por um relé de proteção de barramento numérico moderno, mas não havia recalculado o ALF efetivo dos TCs existentes com a carga de 0,08 VA do novo relé. Os TCs existentes, classificados como 5P20 com Rct de 3 Ω, tinham um ALF efetivo de 187 com a carga do novo relé - muito acima do ponto de equilíbrio. Durante a falta no barramento, a forma de onda secundária do TC foi severamente distorcida com grandes componentes de desvio de CC que o filtro de Fourier do relé numérico não conseguiu processar dentro de sua janela de tempo de operação. O relé não conseguiu extrair um fasor de frequência fundamental válido antes que o cronômetro interno do watchdog reiniciasse o ciclo de medição. A substituição do TC por unidades especificadas para aplicações de relé numérico de baixa carga - com um ALF controlado de 30 na carga secundária real - resolveu a falha de proteção. O engenheiro de proteção declarou: “Atualizamos o relé para a tecnologia mais moderna disponível e acabamos tendo um desempenho de proteção pior do que o dos relés eletromecânicos que substituímos. O problema era o TC, e nunca o examinamos porque a relação não havia mudado.”

Como reavaliar corretamente as especificações de TC para atualizações do esquema de proteção de média tensão?

A reavaliação correta do TC para atualizações do esquema de proteção requer uma metodologia estruturada de quatro etapas que trata o TC existente como um componente não verificado até que seja comprovada sua compatibilidade com o novo esquema de proteção.

Etapa 1: Definir novos requisitos de medição de relés

Antes de avaliar o TC existente, caracterize completamente os requisitos da interface do TC do novo relé:

• Carga secundária na corrente nominal: Obtenha a partir da especificação técnica do fabricante do relé - não a carga nominal do relé, mas a impedância de entrada real na classificação de corrente secundária do TC; os relés numéricos modernos apresentam 0,025-0,1 VA a 1 A, não os 1-5 VA declarados como carga nominal
• Classe de precisão de CT necessária: Confirme se o novo relé requer TCs de Classe P (5P ou 10P) ou de Classe PX (definidos pela tensão do ponto de joelho e pela corrente de magnetização) - muitos relés modernos de proteção diferencial e de distância especificam requisitos de Classe PX que os TCs de Classe P existentes podem não atender
• Fator de dimensionamento transitório (Ktd): Para relés com requisitos de desempenho transitório especificados, obtenha o Ktd necessário na especificação do relé - isso define a capacidade transitória mínima do TC necessária para a operação correta do relé durante os primeiros ciclos da corrente de falta
• Algoritmo de medição: Confirme se o relé usa medição RMS, extração de fasor de frequência fundamental ou detecção de pico - cada algoritmo tem sensibilidade diferente à distorção da forma de onda secundária do TC durante as condições de falha

Etapa 2: Recalcular o ALF efetivo na nova carga secundária

Aplique a fórmula ALF efetiva para cada TC existente no esquema de proteção atualizado:

$ALF_{efetivo} = ALF_{avaliado} \times \frac{R_{CT} + R_{burden,rated}}{R_{CT} + R_{burden,actual}}$

Onde:

• $R_{burden,actual}$ = impedância de entrada do relé + resistência do cabo secundário (ambos os condutores) + qualquer outra impedância em série no circuito secundário
• Compare o ALF_effective com o ALF exigido pelo novo relé - se o ALF_effective exceder o valor exigido em mais de 3×, o TC poderá operar em uma região imprevisível durante as condições de falha; se o ALF_effective estiver abaixo do valor exigido, o TC saturará antes que o relé possa tomar uma decisão de proteção correta.

Etapa 3: Verificar a atribuição do núcleo do TC para cada função de proteção

• Mapear os núcleos de TC existentes para novas funções de proteção: Documentar qual núcleo físico de TC está conectado a cada entrada de relé de proteção no esquema atualizado
• Verifique se a classe de precisão do núcleo corresponde à função de proteção: Núcleos de proteção (5P, 10P, Classe PX) para relés de proteção; núcleos de medição (Classe 0,5, Classe 1) para medição de receita - nunca use um núcleo de medição para uma função de proteção em um esquema atualizado
• Verifique a correspondência do núcleo do TC diferencial: Para a proteção diferencial do transformador ou do barramento, confirme se os núcleos do TC em ambos os lados do equipamento protegido têm erros de proporção e deslocamentos de fase correspondentes - obtenha certificados de teste de fábrica para ambos os TCs e compare-os.

Etapa 4: Avalie a condição do CT e o status de remanência

• Revisar o histórico de eventos de falha: Obtenha os registros de eventos do relé de proteção dos últimos 3 a 5 anos; identifique todos os eventos de falha em que a corrente primária do TC excedeu 50% da corrente de curta duração nominal - cada evento desse tipo é um possível evento de acúmulo de remanência
• Realize o teste de curva de excitação: Compare a curva de excitação medida com o certificado de teste de fábrica; um ponto de joelho deslocado ou um aumento da corrente de magnetização no ponto de joelho confirma o acúmulo de fluxo remanescente
• Realize a desmagnetização se a remanência for confirmada: Desmagnetize antes da verificação da precisão da relação - os resultados do teste de relação em um TC afetado por remanência não são representativos do verdadeiro desempenho da classe de precisão do TC
• Realize a verificação da precisão da proporção após a desmagnetização: Confirme se o erro de proporção e o deslocamento de fase estão dentro dos limites da classe de precisão antes de aceitar o TC para o esquema de proteção atualizado

Cenários de aplicativos

• Atualização de relé de sobrecorrente eletromecânico para numérico: Recalcule o ALF efetivo com a nova carga do relé; verifique se o ALF_efetivo está dentro de 2 a 5 vezes o ALF exigido; avalie o histórico de remanência; a reverificação da polaridade da injeção primária é obrigatória.
• Adição de proteção diferencial de transformador à instalação de TC existente: Verifique a compatibilidade do núcleo do TC com a classe PX; realize o teste de injeção primária do equilíbrio do circuito diferencial; confirme os erros de proporção combinada nos pares de TCs de AT e BT
• Atualização da proteção de distância no alimentador de transmissão: Verificar a tensão do ponto de joelho da Classe PX em relação à especificação do relé; recalcular a carga secundária, incluindo o novo roteamento de cabos para o painel do relé remoto; confirmar a conformidade com o Ktd.
• Adição de proteção de barramento: Verifique se todos os núcleos de TC do barramento têm características compatíveis; calcule o fator de estabilidade para condições de falha contínua; a verificação da estabilidade da injeção primária é obrigatória antes da energização.

Como executar a verificação segura da medição de TC durante projetos de atualização do esquema de proteção viva?

Etapas de verificação da medição segura de TC

1. Faça um curto-circuito nos circuitos secundários do TC antes de qualquer desconexão do relé: Antes de desconectar qualquer circuito secundário do TC do relé existente, aplique links de curto-circuito nos terminais secundários do TC ou no bloco de terminais de teste - o circuito aberto secundário do TC sob corrente primária cria uma alta tensão letal; o curto-circuito deve preceder qualquer desconexão do terminal do relé
2. Verifique a integridade do link de curto-circuito sob carga: Depois de aplicar os elos de curto-circuito, confirme se a corrente secundária está fluindo através do elo de curto-circuito usando um amperímetro de grampo - um elo de curto-circuito que parece conectado, mas tem um contato solto, é um risco latente de circuito aberto
3. Faça a verificação da proporção e da polaridade antes da conexão do relé: Com o novo relé instalado, mas ainda não conectado ao circuito secundário do TC, execute a verificação da relação de injeção primária e da polaridade - confirme se o TC está fornecendo a corrente secundária correta na direção correta antes de conectá-lo ao novo relé.
4. Verifique a carga secundária com o novo relé conectado: Meça a carga total do circuito secundário com o novo relé conectado; compare com a carga nominal do TC; confirme se o cálculo do ALF efetivo é consistente com a carga medida.
5. Realize o teste de proteção funcional antes de remover os links de curto-circuito: Com o novo relé conectado e o circuito secundário do CT concluído, execute o teste funcional de injeção secundária do relé - confirme a operação correta, o tempo correto e a operação correta do contato de saída antes de remover os links de curto-circuito do circuito primário e retornar ao serviço.

Erros comuns de segurança durante as atualizações do esquema de proteção

• Remoção dos links de curto-circuito secundários do TC antes que a reconexão do relé seja concluída: O erro de comissionamento mais perigoso - mesmo um breve período com o secundário do TC em circuito aberto enquanto a corrente primária está fluindo cria um risco de alta tensão no terminal aberto; mantenha os links de curto-circuito até que o circuito secundário completo seja verificado como contínuo.
• Realização do teste de injeção secundária sem verificar a continuidade do circuito secundário do TC: A injeção secundária testa o relé isoladamente - ela não fornece informações sobre a integridade do circuito secundário do TC; o resultado positivo da injeção secundária não autoriza a remoção dos links de curto-circuito secundários do TC sem a verificação da injeção primária.
• Omissão da nova verificação de polaridade após a atualização do esquema de proteção: Qualquer modificação no circuito secundário do TC - novo cabo, novo bloco de terminais, nova atribuição de terminal de relé - cria a possibilidade de inversão de polaridade; a polaridade deve ser verificada novamente por injeção primária após cada modificação no esquema de proteção, e não presumida a partir do registro de comissionamento anterior.
• Energização do esquema de proteção atualizado sem um teste de falha em etapas: Quando as condições operacionais da rede permitirem, um teste de falha em etapas - criando deliberadamente uma condição de falha no circuito protegido sob condições controladas - é o único método que verifica o esquema de proteção completo, incluindo o desempenho do TC sob condições reais de corrente de falha.

Conclusão

As atualizações do esquema de proteção criam incompatibilidades de medição de TCs que são invisíveis para o teste do relé, invisíveis para os procedimentos de comissionamento padrão e invisíveis para a inspeção da placa de identificação, mas totalmente visíveis para a falha do sistema de proteção em operar corretamente quando a subestação sofre sua primeira falha real após a atualização. Os erros que causam essas falhas são consistentes, previsíveis e totalmente evitáveis: falha em recalcular o ALF efetivo na carga do novo relé, falha em reavaliar as atribuições do núcleo do TC para novas funções de proteção, falha em avaliar e corrigir a remanência do TC acumulada durante anos de serviço e falha em verificar novamente a precisão da polaridade e da relação após modificações no circuito secundário. Nas atualizações do esquema de proteção de média tensão, o TC não é um componente passivo que pode ser herdado do esquema anterior sem reavaliação - é um dispositivo de medição ativo cuja compatibilidade com o novo relé deve ser comprovada por cálculo, teste e verificação de injeção primária antes que o esquema de proteção atualizado seja confiável para proteger a subestação e o pessoal que trabalha nela.

Perguntas frequentes sobre erros de medição de TC em atualizações de esquemas de proteção

1. Análise detalhada da resistência total nos circuitos secundários de proteção. ↩

2. Parâmetros técnicos que definem o desempenho do TC durante as condições de falha. ↩

3. Padrão internacional oficial para precisão e desempenho de transformadores de corrente. ↩

4. Guia abrangente para correspondência de núcleos de TC para esquemas diferenciais. ↩

5. Padrões de segurança industrial para verificar a integridade do esquema de proteção. ↩