PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO RESIDUAL – 59N

INTRODUÇÃO

Na escolha do tipo de conexão de um transformador trifásico há muitas considerações a se levar em conta, normalmente conflitantes; consequentemente, essa escolha não é tão fácil como se supõe à primeira vista.

Uma das conexões mais utilizadas em grandes transformadores de potência, é a conexão Estrela-Delta. A seguir vamos descrever as vantagens e desvantagens desse tipo de conexão.

VANTAGENS

1. As tensões de 3⁰ harmônico são eliminadas pela circulação das correntes de 3⁰ harmônico no secundário em Delta.
2. O neutro do primário mantém-se estável devido ao secundário em Delta.
3. O neutro do primário pode ser aterrado.
4. É a melhor combinação para transformadores abaixadores, pois a conexão Estrela é mais apropriada para altas tensões, e a conexo Delta é mais apropriadas para altas correntes.

DESVANTAGENS

1. Não há neutro disponível no secundário para aterramento ou para uma possível alimentação a quatro fios.
2. A falta de uma fase torna o transformador inoperante (1).

SISTEMAS ELÉTRICOS NÃO ATERRADOS

Os transformadores trifásicos de 230/69KV ou 138/69KV, com o primário ligado em estrela aterrada e o secundário ligado em delta, têm sido usados para alimentar as subestações das distribuidoras de energia elétrica, que por sua vez, operam com neutro isolado.

Sistemas elétricos isolados ou não aterrados, não permitem a circulação de correntes de sequência zero, durante faltas fase-terra.

Ou seja, no sistema isolado, um defeito à terra não produz, normalmente, um curto-circuito, exceto se dois defeitos fase-terra simultâneos ocorrerem em duas fases distintas.

Nessas condições, os defeitos fase-terra causam sobretensões nas fases sãs do setor de 69KV, por isso, devem ser eliminados o mais rapidamente possível.

Portanto, para usufruir das vantagens de um sistema ligado em Delta isolado e, ao mesmo tempo, permitir que haja circulação de corrente de sequência zero durante as faltas à terra, para permitir a atuação das proteções, deve-se prover meios para aterrar o sistema nessas condições.

Como os sistemas ligados em delta não possuem um ponto para ligação à terra, usa-se o reator de aterramento, mais comumente chamado de Transformador de Aterramento, para executar essa função.

TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO LIGADO EM ZIG-ZAG.

Embora existam outras conexões de transformadores que permitem aterrar o sistema em delta isolado, a conexão ZIG-ZAG é a mais utilizada.

O transformador ligado em Zig-Zag funciona como uma impedância praticamente infinita para a sequência positiva (sistema normal equilibrado ou curto-circuito trifásico equilibrado) e também para sequência negativa (faltas desequilibradas, mas que não envolvem a terra); e representa uma impedância muito baixa para os defeitos envolvendo a terra, permitindo a circulação das correntes de sequência zero.

É comum usar, também, dois transformadores de aterramento no barramento de 69KV, quando o sistema já possui um transformador de aterramento, mas a relação X0/X1 é maior que 3.

O aumento do valor de X0/X1 deve-se à expansão do sistema elétrico e isso provoca a ocorrência de sobretensões temporárias que podem superar os valores de tensão suportável pelos equipamentos de 69KV.

Como se sabe, um sistema é considerado solidamente aterrado quando a relação X0/X1 é menor que 3. Quando essa relação é maior que 3, a instalação de um segundo transformador de aterramento permite baixar essa relação, visto que o transformador representa uma impedância em paralelo com a impedância de terra do transformador existente.

PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO RESIDUAL

Como mencionado acima, o transformador de aterramento permite a circulação de corrente de sequência zero durante defeitos à terra, e dessa forma as proteções serão sensibilizadas, atuando e desligando o equipamento ou linha sob defeito.

Entretanto, quando o transformador de aterramento precisar ser desligado para manutenção, por exemplo, ou quando da sua indisponibilização por defeito no próprio transformador; outras providências deverão ser adotadas para eliminar defeitos à terra e evitar que as outras fases do sistema de 69KV fique por longo tempo submetidas às sobretensões originadas desse tipo de ocorrência.

A solução, nesse caso, é utilizar a proteção de Sobretensão Residual 59R ou 59N, como ela é chamada nos relés digitais, para desligar todo o barramento de 69KV.

O desligamento de todos os disjuntores de 69KV é imposto pelo fato de que a proteção 59N não é seletiva, ou seja, não é possível saber em que ponto do sistema o defeito ocorreu. Para ser mais exato, o problema não é a seletividade do relé 59N, pois ele apenas mede a tensão 3V0 que surge nessas condições.  Ocorre que a tensão 3V0 que o relé mede é que não nos permite diferenciar se um defeito à terra ocorreu na linha A ou na lina B. Daí a necessidade de desligar todo o barramento de 69KV.

O desligamento por 59N, geralmente, utiliza o mesmo caminho da proteção 50BF (Proteção de Falha de Disjuntores), visto que a proteção 50BF, quando atua, também desliga todos os disjuntores conectados ao barramento de 69KV.

No caso mais geral, com dois Transformadores de Aterramento, o desligamento poderia ocorrer de duas formas:

Primeiro Caso: Indisponibilidade de um Transformador de Aterramento apenas.

Nesse caso o relé 59N atuaria com uma temporização, de forma a coordenar com as proteções de sobrecorrente, na ocorrência de um defeito fase-terra. Com apenas um transformador de aterramento conectado ao barramento de 69KV, para alguns defeitos à terra, os relés de sobrecorrente poderiam não ser sensibilizados. A temporização de 59N não deverá ser superior a 1,2 segundos, de modo a limitar o tempo a que as fases sãs do sistema de 69KV ficarão submetidas às sobretensões decorrentes desse tipo de ocorrência, como mencionado antes.

Segundo Caso: Indisponibilidade dos dois Transformadores de Aterramento.

Nesse caso não haveria temporização, pois já se sabe que não há possibilidade de operação das proteções para defeitos fase-terra. Portanto, apenas o ajuste da tensão 3V0 que alimenta o relé 59N deverá ser definido.

LÓGICA DE ATIVAÇÃO DA PROTEÇÃO 59N

A seguir propomos uma lógica para esse esquema, onde:

89A1 – Seccionadora que conecta o Transformador de Aterramento 1 ao barramento.

89A2 – Seccionadora que conecta o Transformador de Aterramento 2 ao barramento.

T – Temporizador do relé 59N (Em geral, ajustado em 1,2 segundos).

50BF – Trip da Proteção 50BF existente.

NORMALIZAÇÃO

Quando a proteção 59N atua há o desligamento de todos os disjuntores de 69KV, como representado no esquema lógico proposto.

Para identificar qual o alimentador ou transformador está sob falta, e normalizar o restante da SE, só será possível através de tentativas. Mas alguns critérios poderão ser utilizados para reduzir o número de tentativas e minimizar os transtornos para o sistema. A seguir sugerimos alguns critérios.

1. Se houver transformadores de 69KV, esses deverão ser os últimos a serem religados. Historicamente, defeitos em transformadores ocorrem com menor frequência que em Linhas.
2. Prepare uma estatística sobre desligamentos de alimentadores de 69KV e veja o histórico de ocorrências desses alimentadores. Comece a religar por aqueles alimentadores com maior incidência de defeitos.
3. Coloque como segunda prioridade aqueles alimentadores mais vulneráveis, tais como linhas que cruzam canaviais, especialmente se estiver em época de queimadas.

CONCLUSÃO

Embora o uso da proteção 59N seja uma alternativa para os casos de indisponibilidade dos transformadores de aterramento, a sua ativação deve ser evitada, sempre que possível. Por não ser seletiva, essa proteção, quando solicitada a operar causa transtornos à operação, como mostrado aqui.

Portanto, sempre que houver desligamentos gerais programados dessas subestações, deve-se aproveitar para realizar as manutenções gerais nesses transformadores. Desligamentos intempestivos desses transformadores são inevitáveis, mas, são raros.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Transformadores, Teoria e Aplicação. Jorge Carlos de Oliveira, João Roberto Cogo, José Policarpo G. de Abreu.