Corrente de Irrupção de Magnetização Causando Atuação Indevida da Proteção Diferencial no Transformador Principal: Por Que o Bloqueio por Segundo Harmônico Falha?

Após uma grande revisão, um transformador principal de 31,5 MVA foi submetido à energização em vazio — "Disparo!" A proteção diferencial operou — mas no local, não havia o menor sinal de qualquer falha. Não era uma falha, mas resultou em uma interrupção de energia não planejada:

Por que, mesmo sendo uma corrente de irrupção de magnetização, o sistema de proteção "falha em reconhecê-la"?

Conclusão em uma frase:

O conteúdo de segunda harmônica da corrente de irrupção de magnetização nas três fases está todo abaixo do limite de bloqueio de 15% (com a fase mais alta em cerca de 10%). Como resultado, o único critério de "restrição por segunda harmônica" falha, levando à identificação incorreta da corrente de irrupção de magnetização como uma falha interna. A causa raiz reside no efeito combinado de "alto magnetismo remanescente mais características de ressonância do sistema", que deprimem significativamente a contribuição harmônica da corrente de irrupção de magnetização. Além disso, o esquema de proteção carece de um critério de backup baseado na simetria da forma de onda ou no ângulo de descontinuidade.

I. Descrição do Incidente (Mascarado)

• Cenário: Uma determinada subestação de 110kV — após grande revisão, o transformador principal nº 1 (31,5 MVA, 110/35/10 kV; parâmetros indicativos) é energizado em condições de vazio.
• Fenômeno: No momento do fechamento, a proteção diferencial do transformador principal (diferencial de razão + restrição por segunda harmônica) opera, disparando os disjuntores em todos os três lados.
• Impacto: A subestação experimentou uma breve interrupção de energia. Após a mudança para o modo de manutenção, o religamento secundário foi bem-sucedido, e não ocorreu nenhum dano ao equipamento. No entanto, a operação indevida desencadeou uma interrupção de energia primária não planejada.
• Primeira reação: Suspeita de "fechamento sob falha interna" ou "problema de circuito".

II. Evidências no Local (Características da Forma de Onda)

Por que ocorre a corrente de irrupção durante o fechamento em vazio?

A corrente de irrupção existe apenas no lado da fonte de alimentação (o lado do fechamento); não há corrente no outro lado. Assim que a proteção diferencial detecta a corrente de irrupção em apenas um lado, uma corrente diferencial é imediatamente formada—fazendo com que o relé diferencial atue sem falha. Se a proteção pode ser corretamente bloqueada ou não depende inteiramente dos critérios utilizados para identificar a corrente de irrupção.

III. Cadeia de Raciocínio (Do Fenômeno à Causa Raiz)

1. Primeiro, verifique se há faltas: análise de gases, cromatografia de óleo, aparência e isolamento—tudo está normal → Não é uma falta real; a corrente de irrupção foi identificada incorretamente.
2. Verifique novamente o circuito: a polaridade e a operação do TC estão ambas corretas → Não é um erro de circuito.
3. Camada de Critério de Bloqueio: A forma de onda registrada durante a falta mostra claramente a corrente de irrupção—então por que o bloqueio não atuou? —O critério de bloqueio é "teor de segundo harmônico > limiar (15%)"; no entanto, desta vez, as razões do segundo harmônico I₂/I₁ para as três fases estão abaixo do limiar (com a fase mais alta em cerca de 10%): Fisicamente, é uma corrente de irrupção, mas de acordo com o critério, as condições de bloqueio não são atendidas. (Nota: Na proteção baseada em microprocessador, a restrição por segundo harmônico é específica por fase; cada fase é comparada independentemente, e a ação de bloqueio se aplica à fase correspondente ou assume o valor máximo entre as fases.)
4. Para investigar ainda mais por que o segundo harmônico está tão baixo, vamos considerar dois fatores que se sobrepõem: ① Logo antes de o transformador principal ser fechado, ele havia passado recentemente pela eliminação de uma falta trifásica de zona próxima, deixando alta magnetização residual no núcleo. O ângulo de fechamento, quando sobreposto a essa magnetização residual, fez com que a corrente de irrupção se tornasse severamente distorcida, alterando as características harmônicas e reduzindo a proporção do segundo harmônico. ② As características de ressonância formadas pelo banco de capacitores em derivação dentro da subestação e a impedância do sistema modificam a distribuição dos harmônicos da corrente de irrupção no ponto de amostragem (um efeito de derivação), reduzindo assim ainda mais a proporção do segundo harmônico. (Este fator é controverso dentro da comunidade de engenharia e é fornecido aqui como uma explicação auxiliar.)
5. Vulnerabilidade da Configuração de Proteção: Este esquema de proteção depende exclusivamente do critério de "restrição por segundo harmônico" e não incorpora o princípio de simetria de onda ou o critério do ângulo de descontinuidade como medidas de backup. Se o critério único falhar, toda a linha perderá a proteção.

IV. Causa raiz física (uma frase)

O teor de segundo harmônico da corrente de irrupção é suprimido abaixo do limiar de bloqueio por "alto magnetismo remanescente mais características de ressonância do sistema", enquanto o esquema de proteção depende exclusivamente de um critério de restrição por segundo harmônico. Como resultado, a cadeia de discriminação entre a corrente de irrupção e as faltas internas torna-se ineficaz.

Isso revela uma deficiência na capacidade de distinguir entre redundância e falha de componente—qualquer característica única de corrente de irrupção pode falhar em atender às especificações sob certas condições de operação. O teor de segundo harmônico das correntes de irrupção em transformadores modernos de alta capacidade e baixas perdas (tipicamente apresentando aço silício de alta permeabilidade ou núcleos de ferro amorfo comumente usados em transformadores de distribuição) é geralmente bastante baixo, e isso se tornou um fator de risco reconhecido pela indústria.

V. Retificação e Prevenção (Três Linhas)

1. Lógica de proteção (maior prioridade)

• O princípio de simetria de onda e o critério do ângulo de descontinuidade, combinados com a restrição por segundo harmônico, formam uma lógica "OR"—ou seja, desde que qualquer um desses critérios seja atendido, a proteção diferencial será bloqueada (esta abordagem é idêntica ao método discutido no Fórum de Proteção de Relés de 2014: "Restrição por Segundo Harmônico + Análise de Simetria de Onda para Prevenir Atuações Indevidas Causadas por Corrente de Irrupção").
• Revise a taxa de restrição por segundo harmônico (exemplo: 15% → 12%) e, simultaneamente, verifique a sensibilidade a faltas internas (incluindo componentes de corrente de irrupção) para evitar bloqueios falsos e atraso na atuação para faltas reais.
• Mantenha a proteção de atuação rápida diferencial (sem bloqueio de corrente de irrupção) para garantir uma atuação confiável e rápida ao fechar em uma falta interna.
• O teste de transmissão adicionou um novo item de teste—"Corrente de Irrupção de Baixo Segundo Harmônico Simulada"—para verificar os limites de operação do critério composto.

2. Modo de operação

• O fechamento do transformador principal é priorizado com o dispositivo de fechamento seletivo por fase (que suprime a amplitude da corrente de irrupção e a distorção harmônica).
• Antes de fechar o disjuntor, avalie o impacto do modo de operação do banco de capacitores em derivação na distribuição de amostragem harmônica (e desconecte temporariamente um grupo, se necessário).

3. Gestão e Arquivos

• Cada vez que o transformador principal é ligado e seus dados de forma de onda são registrados e arquivados, um banco de dados de características de corrente de irrupção para aquele transformador principal específico é acumulado, servindo como base para a verificação do valor de ajuste e análise de faltas.
• Após a manutenção, execute o procedimento padrão de desmagnetização para reduzir o impacto do magnetismo residual.
• Inclua "atuação indevida devido à corrente de irrupção de baixo segundo harmônico" como um estudo de caso no treinamento de medidas preventivas da equipe de manutenção.

VI. Perguntas e Respostas de Especialistas (FAQ)

P1: Em que nível de teor de segundo harmônico na corrente de irrupção o risco de atuação indevida será acionado?

Torna-se ineficaz quando o limiar para bloqueio (indicando 15%) não é atingido. Na prática de engenharia, não é incomum que a razão trifásica I₂/I₁ caia abaixo de 10%–12% durante as correntes de irrupção—fatores como núcleos de baixa perda de grande capacidade, fechamento com alta remanência e características de ressonância do sistema tendem a suprimir o teor harmônico. Portanto, não se deve considerar "segundo harmônico > 15%" como uma ocorrência inevitável.

P2: Além do segundo harmônico, quais outros critérios de discriminação de corrente de irrupção existem?

Os quatro métodos comumente utilizados são: ① Restrição por segundo harmônico; ② Discriminação por ângulo de descontinuidade (o ângulo de descontinuidade da corrente de irrupção monofásica varia tipicamente de 60° a 120°; discriminação fase a fase—devido a ângulos de fechamento variáveis ou magnetismo residual, o ângulo de descontinuidade geralmente não é óbvio em pelo menos uma fase para correntes de irrupção trifásicas; as correntes de falta, no entanto, não apresentam descontinuidade); ③ Princípio de simetria de formas de onda (as correntes de irrupção exibem assimetria entre os dois semiciclos antes e depois da irrupção, enquanto as formas de onda de falta são simétricas); ④ Discriminação baseada em características de fluxo magnético (ΔΦ). Os esquemas de proteção modernos devem empregar pelo menos um critério duplo ou combinação lógica de "segundo harmônico + simetria de forma de onda/ângulo de descontinuidade".

P3: Se você encontrar uma atuação indevida da proteção diferencial do transformador principal no local, o que deve ser verificado primeiro?

Siga a sequência: “Primeiro, descarte falhas reais → Depois, verifique a fiação do circuito → Por fim, confirme os critérios de atuação”: ① Cromatografia de gás/óleo/isolamento/inspeção visual confirmam a ausência de falhas genuínas; ② Verifique a fiação da polaridade do TC e realize testes operacionais; ③ Analise qualitativamente o registro de formas de onda (É corrente de irrupção? É uma condição de falha?) e recalcule o conteúdo harmônico e a margem em relação aos limiares de atuação; ④ Confirme se os ajustes de proteção correspondem ao status dos dispositivos de manobra. O registro de formas de onda serve como evidência decisiva—capture a forma de onda primeiro e, em seguida, prossiga com quaisquer ações físicas.

Não existe uma “bala de prata” única para identificar correntes de irrupção—quando as condições operacionais mudam, um único critério pode facilmente se tornar ineficaz. Uma combinação de múltiplos critérios, aliada à perfilagem de características, é a solução de engenharia para a proteção diferencial de transformadores.