Transformadores de potencial de alta tensão: por que a incompatibilidade de carga causa erro de relação superior a 0,5% em 110 kV

Por que um erro de relação de 0,5% não é apenas “suficientemente bom” a 110 kV

A 110 kV, a medição de tensão não se trata de arredondamentos — trata-se de condições-limite. Um transformador de potencial de alta tensão (HVPT) que apresenta um desvio de 0,48% numa calibração em laboratório pode derivar para 0,72% em serviço. Esses 0,24% adicionais não são um ruído académico. São a diferença entre um relé disparar perante uma falha real — e ignorá-la porque a tensão medida permaneceu ligeiramente abaixo do seu limiar de atuação. Ou entre um erro de medição se introduzir gradualmente nos cálculos de liquidação de centenas de megawatt-hora por mês. Vimos isto duas vezes nos últimos 18 meses em projetos de integração de energias renováveis, nos quais HVPTs antigos foram reutilizados sem revalidação da carga.

A incompatibilidade de carga não se resume a ohms — trata-se de fluxo

A maioria dos avaliadores técnicos sabe que a carga é especificada em VA ou ohms. Menos pessoas param para considerar o que acontece no interior do núcleo quando a carga secundária se desvia — mesmo que ligeiramente — do projeto. A 110 kV, os HVPTs típicos operam com uma densidade de fluxo de 1,4–1,6 T em condições nominais. Isto é intencional: margem suficiente para sobretensões transitórias, mas suficientemente limitada para manter o tamanho e o custo controláveis. Agora introduza uma carga 15% superior à nominal — por exemplo, devido a cablagem secundária mais longa, dispositivos de monitorização adicionais ou circuitos de medição em paralelo. O aumento da corrente secundária exige mais força magnetomotriz (MMF) para manter o acoplamento de fluxo. Mas a MMF primária é fixada pela tensão do sistema. Assim, o núcleo compensa — não de forma linear, mas avançando mais profundamente para o joelho da curva B-H.

É aí que o erro de relação aumenta drasticamente. Não gradualmente. Não previsivelmente. Verá um erro inferior a 0,2% até cerca de 90% da carga nominal — mas, ao ultrapassar 105%, os erros aumentam de forma não linear: 0,55%, depois 0,83%, e 1,2% a 120%. Porquê? Porque a perda por histerese aumenta mais rapidamente, as correntes parasitas distorcem os percursos locais do fluxo, e pequenas imperfeições no núcleo — limites de grão, folgas entre lâminas e até tensão residual do enrolamento — começam a dominar o comportamento. A IEC 60044-2 permite 0,5% para a classe de exatidão 0.2, mas isso é *sob carga definida*. A carga no mundo real raramente corresponde exatamente a essa condição — e nunca permanece estática.

O que os dados de campo nos dizem (e não o que as fichas técnicas prometem)

Os registos do laboratório de calibração da Jinshida mostram padrões consistentes nos lotes de HVPT de 110 kV entregues desde 2021. Quando testados à carga nominal, 92% cumprem um erro de relação ≤0,42%. Com +10% de carga, esse valor cai para 68%. Com –10% (carga mais leve), é de 77% — mas com maior dispersão do ângulo de fase, o que é importante para relés direcionais. Fundamentalmente, os equipamentos com pior desempenho não eram casos atípicos de fabrico. Eram unidades instaladas em subestações com cargas mistas de proteção/medição a partilhar o mesmo enrolamento secundário — algo que não foi identificado durante o comissionamento.

Isto não é teoria. É por isso que agora exigimos a verificação da carga *depois* de todos os dispositivos secundários estarem ligados — e não apenas durante o ensaio de fábrica. E é por isso que a nossa especificação interna acrescenta uma banda de tolerância de carga de ±5% *no bloco de terminais*, e não na flange do transformador. A resistência do cabo, a oxidação dos contactos e até a temperatura ambiente, que afeta a resistividade do cobre — tudo contribui para a carga efetiva final. Um cabo de Cu de 2,5 mm² com 45 metros acrescenta cerca de 0,35 Ω a 20°C. Isso é negligenciável a 0,1 A, mas a 5 A (comum para TCs de proteção que partilham a cablagem), representa uma queda de tensão de 0,875 V — suficiente para alterar a carga em cerca de 17 VA numa unidade nominal de 100 VA.

Escolhas de projeto que realmente importam

Não é possível corrigir a incompatibilidade de carga apenas com melhores testes. Tudo começa a montante — na seleção do material do núcleo, na geometria do enrolamento e na gestão térmica. Os núcleos de liga amorfa, por exemplo, têm menor coercividade e curvas B-H mais inclinadas. Isto significa menor desvio de fluxo para uma determinada variação de MMF — pelo que o erro de relação aumenta mais lentamente com a alteração da carga. A Jinshida aplica este princípio de forma seletiva: não nos próprios HVPTs (onde o aço convencional de grão orientado continua a predominar devido ao custo e à fiabilidade comprovada a 110 kV), mas nos ativos de distribuição de apoio, onde a variabilidade da carga é igualmente crítica. O nossoTransformador de Liga Amorfa SBH15, por exemplo, é frequentemente utilizado em redes urbanas de distribuição de energia que alimentam parques solares e centros de carregamento de veículos elétricos — ambientes nos quais os perfis de carga variam amplamente e as perdas em vazio afetam diretamente o custo operacional. O seu núcleo amorfo reduz a perda por histerese em cerca de 70% em comparação com o aço silício, tornando todo o circuito secundário menos sensível a pequenas variações de excitação.

Mas não presuma que “amorfo = melhor HVPT”. A dinâmica de saturação do núcleo é diferente. As ligas amorfas saturam mais abruptamente depois do seu ponto de joelho — o que significa uma degradação *menos* gradual sob sobrecarga severa. Para HVPTs, a estabilidade em toda a gama de carga continua a favorecer o aço laminado a frio, cuidadosamente recozido e de alta permeabilidade — com tolerâncias mais rigorosas na espessura das lâminas e no fator de empilhamento. É aqui que o controlo de processo da Jinshida se destaca: empilhamento automatizado do núcleo com monitorização de folgas em tempo real, além de impregnação a vácuo após o enrolamento para minimizar bolsas de ar que distorcem os percursos de fluxo sob carga.

Uma verificação prática antes do comissionamento

Evite o reflexo de “basta testar”. Comece por aqui:

• Mapeie *todos* os dispositivos no circuito secundário — não apenas o medidor e o relé principais, mas também módulos auxiliares, registadores de formas de onda e até adaptadores de comunicação Ethernet sobre linha elétrica que consomem miliamperes.
• Calcule a carga total *à temperatura de operação*: utilize as especificações do condutor, não tabelas de catálogo. Considere 75°C para cabos em bancos de condutas.
• Se o total exceder a carga nominal em >8%, não aceite que “está suficientemente próximo”. Redirecione a cablagem, distribua as cargas por enrolamentos separados ou especifique um HVPT de maior capacidade — mesmo que custe 12% mais. O custo de uma descoordenação excede amplamente o custo adicional do equipamento.

E lembre-se: a carga não é estática. Um relé que consome 1,5 VA em espera pode exigir 5 VA durante a execução da lógica de disparo. Esse transitório é importante para esquemas de proteção contra sobretensão com temporização. Já observámos casos em que o erro de relação aumentou apenas durante a simulação de falha — porque a configuração de teste não reproduzia a carga dinâmica.

Em suma: a 110 kV, a incompatibilidade de carga não é uma nota de rodapé de calibração. É um vetor de risco ao nível do sistema. Trate-a como tal.