Na montagem esquematizada na figura p1 é p2

(Manuel Bolotinha *[i])

1.            INTRODUÇÃO

Os transformadores de medição – de potencial (TP) e de corrente (TC), ou combinados – são utilizados nas instalações elétricas de Alta e Média Tensão (AT e MT)[1] para fornecerem uma imagem dos valores das tensões e correntes nas ligações de aparelhos de medição e proteção, cuja construção não lhes permite suportar os valores reais das tensões e correntes da instalação.

2.            TIPOS DE MONTAGEM

A ligação dos TP é feita em paralelo, bem como os aparelhos de medição e proteção a eles ligados. Já a ligação dos TC e dos aparelhos que lhe estão ligados é feita em série, como se exemplifica na Figura 1.

Figura 1 – Esquema simplificado de ligações de TP e TC

Nas instalações AT os transformadores de medição podem ser instalados das seguintes formas:

• No parque exterior das Subestações (SE), apoiados em estruturas metálicas, reticuladas ou tubulares (solução atual) ou de betão (instalações mais antigas), habitualmente designadas pela sigla inglesa AIS (“Air Insulated Substation”) – Figura 2.
• No parque exterior das SE num invólucro pré-montado em fábrica, isolado a gás (usualmente o SF6 – hexafluoreto de enxofre), como se exemplifica na Figura 3 – SE “híbridas”.
• Em SE isoladas a gás (SF6) no interior ou no exterior (solução menos utilizada), habitualmente designadas pela sigla inglesa GIS (“Gas Insulated Substation”) – Figura 4.
• Em Blocos extraíveis, com o equipamento montado num “charriot”, no parque exterior das SE – Figura 5.

Figura 2 – Montagem de transformadores de medição no parque exterior de uma SE

Figura 3 – Exemplo de uma SE híbrida

Figura 4 – GIS para montagem interior e instalação de TP

Figura 5 – Bloco extraível com transformadores de medição

Os transformadores de medição combinados são, habitualmente, montados apenas nas SE do tipo AIS.

Nas instalações MT os transformadores de medição podem ser instalados das seguintes formas:

• Em quadros de média tensão (QMT), instalados habitualmente no interior de Postos de Transformação (PT) e SE (Figura 6).
• Em PT do tipo em cabina (alta ou baixa), com equipamento de corte e isolamento no ar (solução em desuso) – Figura 7.

Figura 6 – Exemplo de um QMT e montagem de TC

Figura 7 – Montagem de TP num posto de transformação em cabina, com isolamento no ar

3.            TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO DE TENSÃO

3.1. Tipos Construtivos e Caraterísticas Gerais

Os TP são utilizados nas instalações AT são dos seguintes tipos:

• Transformadores indutivos, com isolamento a óleo ou SF6.
• Transformadores capacitivos, com isolamento misto de óleo mineral e película de polipropileno.

Nas instalações MT os TP são do tipo indutivo, habitualmente com isolamento em resina epoxy ou material semelhante.

Os TP do tipo indutivo são os mais vulgarmente utilizados para tensões nominais da rede até 150 kV, sendo os TP do tipo capacitivo usados para tensões superiores ou quando a comunicação entre SE é feita através dos condutores de potência da linha aérea (Power Line Carrier – PLC).

Um TP do tipo capacitivo, cujo esquema se mostra na figura 8, é constituído por um divisor capacitivo, com condensadores iguais e ligados em série, entre a fase e a terra; um TP do tipo indutivo é utilizado para medir a tensão do condensador inferior.

Figura 8 – Diagrama de um TP capacitivo

Figura 9 – Transformador de medição de tensão AT (esquerda) e MT (direita)

Para cada conjunto de três TP deve existir uma caixa de reagrupamento das tensões secundárias.

As caraterísticas dos TP são:

• Tensão estipulada[2].
• Frequência nominal.
• Número de enrolamentos secundários.
• Relação de transformação/tensão secundária.
• Classe e potência de precisão.

3.2. Número de Enrolamentos Secundários

O número de enrolamentos secundários dos TP depende das funções dos equipamentos a eles ligados. Assim, são considerados os seguintes enrolamentos secundários:

• Enrolamento 1 – contagem, medição, registro, sincronização e regulação de tensão.
• Enrolamento 2 – proteção.
• Enrolamento 3 – redução de eventuais inconvenientes associados a fenômenos de harmônicas e desequilíbrio de tensões (mais habitual em instalações MT).

Os conjuntos dos enrolamentos 1 e 2 são habitualmente ligados em estrela e o conjunto do enrolamento 3 é ligado em triângulo aberto, com uma resistência de compensação.

3.3. Relação de Transformação

A tensão primária é a tensão da rede, enquanto as tensões secundárias habituais são 100/√3 V ou 110/√3 V nos enrolamentos de medição e de proteção e de 100/3 V ou 110/3 V no enrolamento de compensação.

Por exemplo, para uma rede com uma tensão nominal de 60 kV e com TP com dois enrolamentos (medição e proteção) e uma tensão secundária de 110/√3 V, a respectiva relação de transformação exprime-se da seguinte forma:

3.4. Classe e Potência de Precisão

As classes e potências de precisão dependem da função dos enrolamentos: Enquanto para os enrolamentos de medição e contagem a classe de precisão se define como a percentagem máxima admissível de erro à tensão de serviço e de acordo com a potência de precisão do enrolamento, já para os enrolamentos de proteção essa classe define-se como a percentagem máxima admissível de erro, entre 5% da tensão de serviço e a tensão correspondente ao factor estipulado de tensão.

A potência de precisão, expressa em VA, é o valor da potência para a qual a classe de precisão é definida.

As classes e potências de precisão mais vulgarmente utilizadas, bem como os respectivos limites de erro, de acordo com a Norma IEC 61869, indicam-se na Tabela 1.

Tabela 1 – Valores mais usuais das classes e potências de precisão dos TP e limites de erro

Os limites de erro indicados na tabela devem ter em consideração:

• Para as classes de precisão 0,2 e 0,5 os valores indicados, à frequência nominal, não devem ser excedidos para valores entre 80% e 100% da tensão primária e para valores entre 25% e 100% das potências de precisão definidas, com um factor de potência de 0,8.
• Para a classe de precisão 3P os valores indicados, à frequência nominal, não devem ser excedidos para valores de 5% da tensão primária ou desta multiplicada pelo factor de tensão nominal (1,2; 1,5; 1,9) com valores entre 25% e 100% das potências de precisão definidas, com um factor de potência de 0,8.

4.            TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO DE INTENSIDADE

4.1. Tipos Construtivos e Caraterísticas Gerais

Os TC são utilizados nas instalações AT e MT, dos seguintes tipos:

• .De passagem direta (tipo barra, em que o primário é uma barra e o secundário é bobinado em torno do núcleo, ou tipo com enrolamento primário, em que o primário e o secundário são ambos bobinados em torno do núcleo) – Figura 10.
• Toroidal, em que o primário é o próprio condutor onde se pretende medir a corrente e o secundário é bobinado em torno do núcleo – Figura 11.

Figura 10 – Transformador de medição de corrente de passagem direta AT (esquerda) e MT (direita)

Figura 11 – Transformador de medição de intensidade toroidal

Os TC toroidais são utilizados para medir a intensidade em barramentos e cabos e nas buchas dos transformadores; são também usados nas pinças amperimétricas – Figura 12.

Figura 12 – Pinça amperimétrica

O isolamento dos TC é habitualmente o óleo. Nos TC MT utilizam-se, como isolamento, resinas epoxy.

As caraterísticas dos TC são:

• Tensão estipulada.
• Corrente primária estipulada.
• Corrente térmica estipulada de curta duração (valor eficaz).
• Frequência nominal.
• Relação de transformação.
• Número de núcleos secundários.
• Classe e potência de precisão.
• Curva de magnetização.

4.2. Princípios Básicos de Instalação

Os terminais dos núcleos primário e secundário dos TC de passagem direta são identificados por P1 e P2 e S1 e S2, respectivamente, como se mostra na Figura 13.

Figura 13 – Terminais dos TC

Quando se procede à ligação de um TC é necessário ter em atenção que quer o primário (pontos de ligação P1 e P2), quer o secundário (pontos de ligação S1 e S2) são ligados para que o sentido da corrente seja o correto, como se mostra na Figura 14, assegurando assim o bom funcionamento dos equipamentos ligados aos TC.

Figura 14 – Ligação de um TC

Com esta ligação os sentidos das correntes primária e secundária são:

P1  è  P2

S1  è  S2   (Externamente)

Para cada conjunto de três TC deve existir uma caixa de reagrupamento das correntes.

O secundário dos TC deve ser ligado à terra apenas num ponto, e não deve ser deixado em vazio, porque existe o risco do TC explodir.

4.3. Relação de Transformação

A corrente primária estipulada do TC deve ser escolhida para que seja 10% a 40% superior à corrente nominal da instalação. Preferencialmente essa corrente deve ser um múltiplo decimal de 10, 12,5, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60 ou 75 A.

As intensidades secundárias habituais dos TC são 1 A e 5 A.

Por exemplo, para uma rede com TC com uma corrente estipulada de 300 A, com dois enrolamentos (medição e proteção) e uma corrente secundária de 5 A, a respectiva relação de transformação exprime-se da seguinte forma:

300/5-5 A

A relação de transformação dos TC de passagem direta pode ser modificada através de diferentes tipos de ligação do primário, com o objetivo de os mesmos TC poderem ser usados, sem necessidade de substituição, quando houver um aumento da intensidade de corrente num determinado painel de uma SE ou de um circuito MT.

Para estas situações os TC têm enrolamentos separados no primário, como se mostra na Figura 15.

Figura 15 – Esquema de um TC com dupla relação de transformação

Um exemplo da relação de transformação de um TC com esta caraterística é:

200-400/5 A

Numa primeira fase o TC é utilizado para intensidades inferiores a 200 A, e posteriormente com alteração da ligação do primário, o mesmo TC é utilizado quando o valor da corrente permanente aumenta. A Figura 16 exemplifica a ligação dos terminais primários destes TC em ambas as situações.

Figura 16 – Ligações do primário de um TC de passagem direta com dois enrolamentos primários

4.4. Número de Núcleos Secundários

O número de núcleos secundários dos TC depende das funções dos equipamentos a eles ligados. Assim, são considerados os seguintes enrolamentos secundários:

• Núcleo 1 – contagem, medição e registro.
• Núcleos 2 e 3 – proteção.

A utilização de dois ou mais núcleos de proteção justifica-se quando os equipamentos e redes elétricas dispõem de mais do que um sistema de proteções.

4.5. Classe e Potência de Precisão

Tal como para os TP, as classes e potências de precisão dos TC dependem da função dos núcleos:

A classe de precisão define-se como a percentagem máxima admissível de erro com a corrente primária estipulada e a potência de precisão, expressa em VA, é a potência absorvida, para um fator de potência definido, com a corrente secundária estipulada e para as condições de utilização especificadas (altitude, temperatura, etc.).

Define-se também o “limite de precisão à corrente estipulada primária” como o valor da corrente primária para o qual o TC cumpre os requisitos para os limites de erro.

As classes e potências de precisão mais vulgarmente utilizadas, bem como os respectivos limites de erro, de acordo com a Norma IEC 61869, indicam-se na Tabela 2.

Tabela 2 – Valores mais usuais das classes e potências de precisão dos TC e limites de erro

Os limites de erro indicados na tabela devem ter em consideração que para as classes de precisão 0,2 e 0,5 os valores indicados não devem ser excedidos para valores entre 25% e 100% das potências de precisão definidas.

A classe de precisão dos núcleos dos TC de medição e contagem devem ser precedidas de “FS”, que designa o factor de segurança dos aparelhos de medição ligados ao TC e que é a relação entre a corrente primária máxima nominal e a corrente estipulada. Os valores habituais são “5” e “10”, o que significa que a corrente secundária aumentará, no máximo, cinco ou dez vezes, com a potência de precisão ligada.

Já para os núcleos de proteção as classes de precisão 5P e 10P devem ser precedidos dos números “10”, “15” e “20”, que traduzem a capacidade de esses núcleos reproduzirem a corrente de curto-circuito sem entrarem em saturação[3]. Este parâmetro designa-se por ALF, a sigla inglesa de “Accuracy Limit Factor”.

A classe de precisão PX é a mais exata e é habitualmente utilizada para as proteções principais dos equipamentos, sendo a sua especificação a seguinte:

• Corrente estipulada primária.
• Relação de transformação (erro máximo: 0,25%).
• Tensão do ponto de saturação da curva de magnetização (“knee point”).
• Corrente de magnetização.
• Resistência do enrolamento secundário (a 75° C).

Dever-se-á ter em conta no cálculo da potência de precisão destes núcleos, além do valor da potência consumida pela carga, o valor da potência consumida pelas ligações (cabos) aos aparelhos de medição, registro e proteção, uma vez que dada as características das curvas destes aparelhos, caso a potência total não esteja dentro da zona de proporcionalidade, mas sim na zona de saturação, a classe de precisão não será garantida.

4.6. Curva de Magnetização

A curva de magnetização é igualmente uma caraterística importante de um TC, tendo o traçado que se indica na Figura 17.

Figura 17 – Curva de magnetização de um TC

A operação satisfatória de um TC deve situar-se na zona linear da curva de magnetização, ou seja abaixo do ponto em que o TC entra em saturação – “knee point” – que se define como o ponto em que um aumento de 10% da tensão origina um aumento de 50% da corrente de magnetização.

5.            TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO COMBINADOS

Os transformadores de medição combinados agregam num mesmo aparelho (por fase) um transformador de potencial e um transformador de corrente, apresentando para cada uma das funções valores secundários e classes e potências de precisão iguais aos referidos para os TP e TC.

São normalmente utilizados quando o espaço disponível para implantação da SE é reduzido.

Figura 18 – Transformadores de medição combinados

[1] Designando por Una tensão nominal da rede, teremos: AT – Un ≥ 60 kV; MT – 1 kV < Un ≤ 49,5 kV.

[2] Valor estipulado (para equipamentos): Valor de uma grandeza fixado, em regra, pelo fabricante para um dado funcionamento especificado de um componente, de um dispositivo ou de um equipamento; este valor corresponde ao anteriormente designado por “valor nominal”, designação que actualmente é apenas utilizada para redes.

[3] Um material magnético entra em saturação quando o aumento do campo magnético externo aplicado não aumenta a magnetização do material, ficando limitado o campo magnético total.

[i]Engenheiro Eletricista – Energia e Sistemas de Potência (IST – 1974)

Mestre em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores (FCT-UNL – 2017)

Consultor em Subestações e Formador Profissional