Como um transformador de aterramento de subestação limita a sobretensão de falta à terra

Uma falha à terra torna-se perigosa numa subestação isolada ou aterrada por alta impedância não simplesmente porque uma fase entra em contacto com a terra, mas porque as fases sãs podem elevar-se substancialmente acima da sua tensão normal fase-terra. Um transformador de aterramento de subestação fornece a uma rede sem neutro acessível uma referência controlada à terra. Quando devidamente coordenado com um resistor ou reator de aterramento do neutro, limita o deslocamento do neutro que provoca sobretensão em falhas à terra, ao mesmo tempo que cria um caminho de corrente definido que os relés de proteção podem detetar.

A distinção importante é que um transformador de aterramento não elimina todos os transitórios. Impulsos de raios, sobretensões de manobra, efeitos de energização de cabos e condições ressonantes continuam a exigir coordenação de isolamento e medidas de proteção contra surtos. A sua principal contribuição é controlar a resposta do sistema a falhas monofásicas à terra e impedir que a rede se comporte como um sistema flutuante não controlado.

Por que uma rede não aterrada pode apresentar elevada tensão de falha à terra

Muitos enrolamentos de transformadores de média tensão são ligados em delta, e alguns sistemas utilizam configurações não aterradas ou aterradas por impedância. Essas configurações podem não fornecer um ponto neutro que possa ser ligado diretamente à terra. Em condições normais equilibradas, isto não é necessariamente um problema: cada tensão fase-terra é estabelecida principalmente pela capacitância distribuída dos cabos, barramentos, máquinas rotativas, transformadores e equipamentos conectados.

Durante uma falha monofásica à terra, a fase em falha é levada para perto do potencial de terra. Se não houver um caminho de aterramento intencional, o ponto neutro desloca-se. As duas fases não afetadas podem então aproximar-se da tensão entre fases em relação à terra, em vez de permanecerem próximas da sua tensão normal fase-terra. Esta maior solicitação afeta o isolamento dos cabos, o isolamento dos enrolamentos dos transformadores, os transformadores de tensão, os para-raios, os equipamentos de manobra e os motores conectados.

A corrente de carga capacitiva também flui das fases sãs através da capacitância da rede em direção à falha. Num sistema compacto e de pequena dimensão, esta corrente pode ser reduzida. Em subestações com muitos cabos, redes coletoras de energias renováveis, instalações industriais ou redes com muitos alimentadores conectados, ela pode ser suficientemente elevada para manter uma falha à terra por arco. Um arco intermitente pode extinguir-se e reacender-se repetidamente, produzindo sobretensões transitórias acentuadas mais severas do que um deslocamento de neutro em regime permanente.

O caminho de falha controlado altera a resposta do sistema

Um transformador de aterramento é normalmente ligado ao barramento ou ao enrolamento terciário do transformador e é geralmente configurado em zigue-zague ou estrela-delta. A disposição dos seus enrolamentos produz um ponto neutro sem atuar como o transformador principal que transfere potência de carga em massa entre níveis de tensão.

Para correntes de sequência positiva e negativa, os efeitos magnéticos num transformador de aterramento em zigue-zague anulam-se em grande medida. Contudo, para a corrente de sequência zero, as secções dos enrolamentos reforçam-se mutuamente e fornecem um caminho magnético de baixa impedância para o neutro. Ligar o neutro à terra diretamente, por meio de um resistor ou por meio de um reator estabelece o circuito de aterramento de sequência zero pretendido.

Durante uma falha à terra, a corrente segue uma rota controlada:

• da fase energizada até ao local da falha e à terra;
• através do sistema de aterramento da subestação até à ligação neutra do transformador de aterramento;
• através do transformador de aterramento e da sua impedância de aterramento do neutro conectada;
• de volta à fonte através da rede de sequência zero.

Este caminho limita o quanto o neutro do sistema pode deslocar-se e determina a corrente de falha à terra disponível para os relés de proteção. O objetivo do projeto nem sempre é maximizar a corrente de falha. Uma configuração solidamente aterrada pode produzir corrente suficiente para um disparo rápido e seletivo, mas pode aumentar os danos no ponto de falha. O aterramento por resistência restringe intencionalmente a corrente, reduzindo o esforço térmico e o risco de arco elétrico, ao mesmo tempo que fornece uma corrente residual ou de neutro mensurável. O aterramento por reator pode ser selecionado quando o objetivo é compensar a corrente capacitiva de falha à terra, embora a sua resposta deva ser cuidadosamente avaliada à medida que a rede conectada muda.

Como isto limita, na prática, a sobretensão de falha à terra

O mecanismo de limitação de sobretensão tem três partes interligadas. Primeiro, o aterramento intencional fornece ao neutro uma referência de tensão definida. Isto impede que as fases sãs se elevem livremente em direção à tensão total entre fases em relação à terra durante uma falha sustentada.

Em segundo lugar, a impedância de aterramento selecionada controla a magnitude e a relação de fase da corrente de sequência zero. Um resistor introduz amortecimento. Esse amortecimento é especialmente valioso onde falhas intermitentes e a capacitância do sistema poderiam, de outro modo, criar tensões repetidas de recuperação transitória. Um reator altera o equilíbrio reativo do circuito de aterramento e pode reduzir a corrente de falha numa rede compensada adequadamente projetada, mas uma reatância mal ajustada pode deixar o sistema propenso à ressonância ou a falhas difíceis de detetar.

Em terceiro lugar, o transformador de aterramento torna a proteção fiável. Uma falha que produz apenas corrente capacitiva pode ser difícil de localizar seletivamente. Assim que existe um ramo de aterramento definido, os relés podem utilizar corrente de neutro, corrente residual, tensão residual, elementos direcionais ou uma combinação destas grandezas. Uma eliminação de falha mais rápida e seletiva reduz o tempo durante o qual o isolamento fica exposto a uma tensão fase-terra anormal.

Este último ponto é frequentemente ignorado nas revisões de projeto: o controlo de tensão e a sensibilidade da proteção não são decisões separadas. Uma impedância de aterramento que reduz a corrente de falha de forma muito agressiva pode reduzir os danos, mas também pode deixar um sinal fiável insuficiente para o esquema de relés instalado. Por outro lado, uma baixa impedância pode simplificar a proteção, mas impor maior solicitação de falha aos equipamentos e à malha de aterramento. Por conseguinte, o transformador de aterramento, o dispositivo de aterramento do neutro, os ajustes dos relés, a configuração dos alimentadores e a coordenação de isolamento devem ser avaliados como um único sistema.

A classificação do transformador deve seguir a solicitação de aterramento

Um transformador de aterramento não é selecionado pela potência em MVA da carga do barramento. A sua classificação crítica é a capacidade de conduzir a corrente de falha à terra durante o tempo exigido sem esforço térmico ou mecânico inaceitável. O avaliador precisa da corrente de falha à terra esperada, do tempo de eliminação, da capacidade de sobrecarga permitida, do nível de tensão, da classe de isolamento e do número de possíveis eventos de falha considerados na filosofia de projeto.

As perdas contínuas e as cargas auxiliares também podem ser relevantes, mas não substituem o cálculo da solicitação de sequência zero de curta duração. Uma unidade pode parecer adequadamente dimensionada de uma perspetiva convencional de transformador, mas ser inadequada para uma solicitação prolongada de falha à terra.

Ao nível da transformação principal, a configuração de aterramento também afeta as premissas de isolamento e proteção do transformador de potência. Para subestações regionais e instalações elevadoras de nova energia, umTransformador Imerso em Óleo de 110kV pode fazer parte do esquema mais amplo de transformação de tensão, enquanto um transformador de aterramento projetado separadamente estabelece o comportamento do neutro do barramento relevante. Estes desempenham funções diferentes: o transformador de potência transfere energia; o transformador de aterramento gere o comportamento de falha de sequência zero. Considerar que o ponto neutro de um transformador de potência é automaticamente adequado para todos os requisitos de aterramento é um erro comum de projeto.

Perguntas que revelam especificações fracas de transformadores de aterramento

Uma especificação de aquisição que apenas indica a tensão do sistema e solicita um “transformador de aterramento” está incompleta. As verificações seguintes revelam se a base de projeto é madura:

• O barramento está ligado em delta ou não possui um neutro utilizável por outro motivo? Se estiver disponível o neutro de um transformador existente, a sua capacidade de aterramento, disposição de isolamento e classificação de solicitação de falha ainda devem ser avaliadas antes da sua utilização.
• Qual é a capacitância total fase-terra da rede conectada? Adições de cabos, alimentadores longos, bancos de filtros, máquinas rotativas e nova geração baseada em inversores podem alterar materialmente o comportamento das falhas à terra.
• Que corrente de falha se pretende e porquê? A resposta deve relacionar os limites de dano dos equipamentos, os requisitos de atuação dos relés, a seletividade e a filosofia operacional.
• Qual é o tempo máximo de eliminação? Isto determina a classificação de curta duração do transformador de aterramento e do resistor ou reator de neutro.
• Que falhas devem ser detetadas? Uma falha de alimentador, uma falha de barramento e uma falha de alta resistência podem exigir diferentes elementos de relé e margens de sensibilidade.
• Como o esquema se comportará após a expansão da rede? Um aterramento projetado com base na corrente de carga capacitiva atual dos cabos pode tornar-se inadequado após a ligação de alimentadores adicionais ou novos circuitos coletores de energia.

O aterramento por resistência, por reatância e sólido não são intercambiáveis

Nenhuma opção é automaticamente melhor. A escolha correta depende de ser necessário isolamento imediato da falha, de a operação temporária com uma falha à terra ser permitida pela filosofia operacional, da capacitância dos cabos existente e de os equipamentos serem projetados para os esforços fase-terra resultantes.

Não confunda uma malha de terra com o aterramento do sistema

Uma malha de terra de subestação é essencial para a segurança do pessoal e para a equipotencialização das partes condutoras expostas. Ela controla as tensões de toque e de passo ao fornecer uma ligação de baixa impedância à terra física. Por si só, não garante um comportamento de sequência zero controlado na rede elétrica.

O aterramento do sistema requer uma ligação intencional entre o neutro do sistema de potência, ou um neutro artificial criado por um transformador de aterramento, e o sistema de aterramento. Uma malha bem projetada sem uma referência neutra adequada ainda pode deixar um barramento delta ou isolado exposto ao deslocamento do neutro e à difícil deteção de falhas à terra. As duas funções devem ser projetadas em conjunto, mas respondem a problemas diferentes.

As evidências de comissionamento são tão importantes quanto a placa de características

Antes da energização, o caminho de aterramento deve ser verificado desde a ligação do barramento através dos enrolamentos do transformador, do dispositivo de aterramento do neutro, das entradas dos relés e da malha de terra da subestação. Erros de polaridade e cablagem nos circuitos de corrente residual podem comprometer a proteção direcional, mesmo quando o equipamento em si está correto. O resistor ou reator de aterramento do neutro deve ser verificado quanto à sua solicitação especificada, e os ajustes dos relés devem ser testados perante condições credíveis de falha à terra mínima e máxima.

Numa subestação existente, justifica-se uma reavaliação após adições substanciais de cabos, uma reconfiguração de barramento, a instalação de bancos de capacitores ou a ligação à rede de instalações fotovoltaicas, eólicas ou de armazenamento de energia. Estas alterações podem modificar a impedância de sequência zero e a corrente de carga capacitiva o suficiente para alterar tanto a exposição a sobretensões como o desempenho da proteção.

A avaliação mais defensável começa pela rede real de sequência zero, e não por uma classificação de catálogo. Determine o ponto neutro disponível, calcule ou modele a corrente de falha à terra e o deslocamento de tensão, selecione a impedância de aterramento com base nos limites de proteção e dos equipamentos e, em seguida, confirme que o transformador de aterramento pode suportar a solicitação especificada. Quando estas decisões estão alinhadas, o sistema de aterramento faz mais do que satisfazer um requisito de desenho: impede que uma única falha à terra se transforme num problema de isolamento e coordenação de proteção em toda a subestação.