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Melhorias no Controle e Proteção de
Transformadores
Armando Guzmán, Normann Fischer e Casper Labuschagne, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
Sumário—Este artigo descreve elementos de proteção
apropriados para detecção rápida de faltas em transformadores,
evitando desconexões desnecessárias dos mesmos. O paper
introduz um elemento diferencial que combina a segurança e a
confiabilidade da restrição por harmônicos com a velocidade do
bloqueio de harmônicos visando otimizar o desempenho do relé.
Um elemento diferencial de sequência-negativa adicional
melhora a sensibilidade para faltas internas entre espiras sob
condições de carga pesada. A supervisão na detecção de faltas
externas adiciona segurança a esse elemento diferencial de
sequência-negativa durante faltas externas com saturação do TC.
O artigo também descreve um elemento de sobrecorrente
configurável dinamicamente que melhora a coordenação da
proteção para diferentes condições de operação, sem necessidade
de efetuar a troca do grupo de ajustes. Além disso, o paper
discute um sistema de controle do comutador de taps baseado na
mínima carga que utiliza medições fasoriais com sincronização
de tempo para minimizar as correntes do loop e as perdas nas
aplicações de transformadores em paralelo.
I. INTRODUÇÃO
0B
Ao aplicar um relé para proteção de transformadores, uma
grande preocupação consiste na capacidade de o relé detectar
faltas internas durante condições em que haja a presença de
correntes de inrush. Esquemas diferenciais tradicionais com
bloqueio comum de harmônicos detectam esses tipos de falta
se o conteúdo de harmônicos da corrente de inrush for menor
do que o valor limite do bloqueio do relé por harmônicos.
Contudo, o trip pode só ocorrer em dezenas de ciclos. Este
enorme atraso do trip provoca danos extras ao transformador,
o que aumenta os custos de reparo e pode ser catastrófico.
Elementos diferenciais com restrição independente de
harmônicos podem detectar e eliminar faltas durante
condições de inrush em alguns ciclos; o tempo de abertura
reduzido minimiza os danos ao transformador.
O elemento de bloqueio comum de harmônicos é mais
lento do que o elemento de restrição independente de
harmônicos se houver a presença de correntes de inrush,
porém ele é mais rápido se as faltas ocorrerem sem a presença
das correntes de inrush. Este artigo descreve um método que
combina esses elementos para obtenção de tempos rápidos de
eliminação da falta durante todas as condições de operação.
Outra preocupação consiste na sensibilidade do relé para
detecção de faltas entre espiras que envolvam somente
algumas espiras durante condições de operação do
transformador com carga pesada. O elemento diferencial de
sequência-negativa descrito neste artigo possui alta
sensibilidade para faltas desequilibradas. Conforme poderá ser
visto posteriormente, este elemento diferencial detecta faltas
que envolvem somente 2% do enrolamento de um
transformador usado no laboratório.
Todos os benefícios acima ocorrem ao mesmo tempo em
que a segurança do relé é mantida para faltas externas com
saturação do TC, condições de sobreexcitação e presença da
corrente de inrush.
Elementos
de
sobrecorrente
de
tempo-inverso
configuráveis dinamicamente acomodam as variações das
condições do sistema. Por exemplo, esses elementos de
sobrecorrente podem melhorar a coordenação do relé com os
relés de alimentadores nas aplicações de transformadores em
paralelo. Para obter a coordenação ideal nessas aplicações, os
ajustes necessários dos elementos de sobrecorrente para dois
transformadores em serviço são diferentes dos ajustes
requeridos no caso de somente um transformador estar em
serviço. O elemento de sobrecorrente configurável
dinamicamente, aqui descrito, altera os ajustes de acordo com
as variações nas condições do sistema e não requer que o relé
efetue a troca do grupo de ajustes. As trocas dos grupos de
ajuste reduzem a disponibilidade do relé e podem introduzir
erros de ajuste nos elementos de proteção não-relacionados do
relé no caso de o usuário introduzir os ajustes incorretos no
novo grupo de ajustes.
Podemos implementar controles avançados usando
medições com sincronização dos tempos e lógicas
customizadas disponíveis nos modernos relés numéricos e
processadores dos sincrofasores. Por exemplo, podemos usar a
medição da corrente que circula nos transformadores para
minimizar as correntes circulantes nas aplicações de
transformadores em paralelo. Essa minimização da corrente
circulante reduz as perdas no transformador e o
sobreaquecimento do transformador. O artigo descreve um
método baseado na comutação de taps que usa a diferença
angular das correntes dos transformadores e as informações da
tensão do barramento para regular a tensão do barramento,
mantendo, ao mesmo tempo, a corrente circulante num valor
mínimo.
II. ELEMENTO DIFERENCIAL COM MAIOR VELOCIDADE E
CONFIABILIDADE
A. Princípio de Operação do Elemento Diferencial
A Figura 1 mostra uma conexão típica do elemento
diferencial de um transformador de dois enrolamentos. Os
elementos diferenciais porcentuais comparam uma corrente de
operação com uma corrente de restrição escalonada ou
compensada.
X
2
Figura 1. Diagrama de conexão do elemento diferencial típico
O elemento diferencial calcula a corrente de operação IOP e
a corrente de restrição IRT de acordo com as equações (1) e (2)
para transformadores de dois enrolamentos. IOP é proporcional
à corrente de falta para faltas internas e se aproxima de zero
para quaisquer outras condições (ideais) de operação. A
Equação (2) é uma das expressões mais comuns para cálculo
da corrente de restrição e pode ser modificada para acomodar
mais de dois enrolamentos por meio da adição de valores
absolutos das correntes dos enrolamentos adicionais.
X
X
X
X
X
X
I OP = IW 1 + IW 2
(1)
onde:
IW1 e IW2 são as correntes entrando em cada terminal do
transformador, conforme medidas pelo relé.
(
I RT = k IW 1 + IW 2
)
(2)
onde:
k é um fator de escalonamento, geralmente igual a 1 ou
0,5.
A Figura 2 mostra a característica de operação com
inclinação (“Slope”) simples, a qual usa a corrente de
operação IOP e a corrente de restrição IRT. Esta característica
tem a aparência de uma linha reta com inclinação igual à SLP
e uma linha reta horizontal definindo a corrente mínima de
pickup do elemento, IPU. A região de operação está acima da
característica, e a região de restrição está abaixo da
característica.
X
X
Figura 2. Características de operação do elemento diferencial porcentual
com inclinação simples e dupla
De forma ideal, o ponto de operação do elemento
diferencial deve estar na região de operação somente para
faltas dentro da zona de proteção do elemento diferencial, a
qual é definida pela localização dos TCs. O elemento
diferencial não deve operar para faltas externas a esta zona ou
para condições normais de operação. Considerando que os
TCs reproduzam as correntes primárias corretamente, o
elemento diferencial não vai operar para faltas externas.
Entretanto, se houver saturação de um ou mais TCs, a corrente
de operação resultante pode provocar uma operação
indesejada do elemento diferencial. A característica de
inclinação do elemento diferencial porcentual fornece
segurança para faltas externas que causam saturação do TC.
Uma característica diferencial com inclinação dupla ou
porcentual variável aumenta ainda mais a segurança do relé
para faltas externas com correntes elevadas. A Figura 2
mostra esta característica (linha tracejada).
Condições de sobreexcitação e presença das correntes de
inrush também causam correntes de operação indesejadas que
podem prejudicar a segurança do elemento diferencial. O
componente harmônico da corrente diferencial distingue faltas
internas de condições de sobreexcitação e correntes de inrush,
bem como de faltas externas com saturação do TC. Os
harmônicos podem ser usados para bloquear ou restringir o
elemento diferencial do transformador.
X
B. Elemento Diferencial de Bloqueio por Harmônicos
O elemento diferencial de bloqueio por harmônicos [1] [2]
[3] (ver Figura 3 ) usa uma lógica que bloqueia o elemento
diferencial quando a relação de um componente harmônico
específico pela componente fundamental da corrente
diferencial estiver acima de um valor limite pré-ajustado.
Com este método, o elemento diferencial usa a magnitude
escalonada do componente de segundo e quarto harmônico da
corrente diferencial dos três elementos diferenciais de
bloqueio de harmônicos (2_4HB1, 2_4HB2 e 2_4HB3) para
bloquear a operação durante condições de inrush e faltas
externas com saturação do TC. Este modo de operação é
denominado bloqueio comum de harmônicos (ou bloqueio
cruzado de harmônicos).
10
X
X
X
X
X
X
X
X
3
Figura 3. Elemento diferencial com bloqueio de segundo, quarto e quinto harmônico. O segundo e o quarto harmônicos operam no modo de bloqueio comum
de harmônicos, e o quinto harmônico opera no modo de bloqueio independente de harmônicos.
O trip do relé requer que sejam atendidas as condições das
equações (3) e (4) e não de (5) e (6) .
X
X
X
X
X
X
X
X
IOP > I PU
(3)
IOP > SLP I RT
(4)
K2 I 2 > IOP
(5)
K4 I 4 > IOP
(6)
100
PCTN
(7)
onde:
I5 é a magnitude do componente de quinto harmônico da
corrente diferencial.
K5 é um coeficiente constante.
C. Elemento Diferencial de Restrição por Harmônicos
O elemento diferencial de restrição por harmônicos [1] [2]
[3] (ver Figura 4 ) usa o segundo e o quarto harmônicos da
corrente diferencial para fornecer restrição para o elemento
diferencial adicional. Esses harmônicos pares dessensibilizam
o elemento diferencial durante condições de inrush e faltas
externas com saturação do TC, sem sacrificar a confiabilidade
para faltas internas com saturação do TC. A operação do
elemento diferencial de restrição requer que sejam atendidas
as condições de (3) e (9) .
0
KN =
onde:
IOP é a corrente de operação, fornecida por (1) .
IRT é a corrente de restrição, fornecida por (2) .
IPU é a corrente mínima de pickup, um parâmetro de
ajuste.
SLP é a inclinação, um parâmetro de ajuste.
I2 e I4 são as magnitudes dos componentes de segundo e
quarto harmônicos da corrente diferencial.
K2 e K4 são coeficientes constantes.
KN é o coeficiente constante para o harmônico de ordem
n.
PCTN é o valor limite do ajuste do harmônico em
porcentual do harmônico de ordem n (N = 1, 2).
O elemento diferencial usa a magnitude do componente de
quinto harmônico da corrente diferencial no modo de operação
de bloqueio independente de harmônicos para bloquear sua
operação durante condições de sobreexcitação do
transformador. Nesse modo de operação, um determinado
ajuste do relé, K5, sempre representa a mesma condição de
sobreexcitação, em termos do porcentual de quinto harmônico.
A lógica de quinto harmônico bloqueia o elemento
diferencial correspondente quando:
X
X
K5 I5 > IOP
X
X
(8)
X
X
X
X
X
X
IOP > SLP I RT + K2 I 2 + K4 I 4
(9)
Σ
Σ
Figura 4. Elemento diferencial com restrição dos harmônicos pares—o
segundo e o quarto harmônicos operam no modo de restrição independente de
harmônicos
D. Um Elemento Diferencial Avançado Combina a Restrição
por Harmônicos com o Bloqueio por Harmônicos
O elemento diferencial avançado combina o elemento
diferencial de bloqueio comum de harmônicos com o
elemento diferencial de restrição independente de harmônicos
descritos acima. A Figura 5 apresenta a lógica que inclui esses
dois elementos operando em paralelo. Conforme mostrado na
próxima subseção, o elemento diferencial de restrição opera
mais rápido do que o elemento diferencial de bloqueio se um
X
X
4
transformador for energizado na presença de uma falta interna.
Também será mostrado que o elemento de bloqueio opera
mais rápido do que o elemento de restrição quando ocorre uma
falta dentro da zona do diferencial se o transformador estiver
operando sem correntes de inrush. A combinação de ambos os
Figura 5.
O elemento diferencial combina o bloqueio e a restrição por harmônicos em paralelo para obter maior velocidade e confiabilidade
E. Desempenho do Elemento Diferencial Avançado para
Faltas Internas
13B
1) Detecção de Faltas Durante Condições de Inrush
A Figura 6 mostra o modelo do sistema de potência que foi
usado para testar o elemento diferencial combinado durante a
energização do transformador. Um autotransformador de
330 MVA foi energizado durante um evento com uma falta
fase A-terra no lado de alta tensão. A Figura 6 mostra a
compensação da conexão dos enrolamentos (Matriz 11) que
remove a corrente de sequência-zero das correntes secundárias
nos lados de alta e baixa tensão do transformador [4] .
23B
X
elementos propicia velocidade máxima de operação para faltas
internas e mantém a segurança do esquema de proteção
durante condições de inrush, faltas externas com saturação do
TC e condições de sobreexcitação.
X
X
X
X
X
Figura 6. Uma falta fase A-Terra ocorre no lado de alta tensão durante a
energização de um autotransformador de 330 MVA
Nesse caso, a saída do elemento de restrição de harmônicos
87HR1 (ver Figura 5 ) é ativada 2,125 ciclos após o
transformador ser energizado (ver Figura 7 ). Observe que
existe conteúdo de segundo harmônico suficiente (87BL1,
87BL2 e 87BL3 são todos ativados) para bloquear o elemento
de bloqueio por harmônicos. Para que a saída 87HB1 seja
ativada, o conteúdo de harmônicos da corrente diferencial
precisa cair abaixo do ajuste porcentual de bloqueio de
harmônicos do relé. Esta redução dos harmônicos pode levar
vários ciclos; a saída 87HB1 não é ativada durante este
período. Portanto, o elemento de restrição por harmônicos
minimiza os danos ao transformador durante condições de
inrush, pois ele opera de forma mais rápida do que o elemento
de bloqueio por harmônicos.
X
X
X
X
5
Figura 7. O elemento diferencial de restrição opera em 2,125 ciclos para detectar uma falta fase A-Terra no lado de alta tensão durante a energização do
autotransformador
24B
2) Detecção de Faltas Durante Operação Normal do
Transformador
O elemento diferencial de bloqueio por harmônicos opera
mais rápido do que o elemento diferencial de restrição por
harmônicos para uma falta interna no transformador durante
condições normais de operação. O modelo do sistema de
potência usado no RTDS® (“Real Time Digital Simulator” –
Simulador Digital em Tempo Real) da Figura 8 mostra uma
falta fase A-Terra no lado de alta tensão de um transformador
de 100 MVA, com o transformador alimentando uma carga.
X
X
Figura 8. Uma falta fase A-Terra ocorre com o transformador de 100 MVA
alimentando uma carga
Nesse caso, o elemento de bloqueio por harmônicos opera
0,75 ciclo mais rápido do que o elemento de restrição por
harmônicos, conforme mostrado na Figura 9 . A saída 87HB é
ativada 1 ciclo após o início da falta, e a saída 87HR é ativada
em 1,75 ciclo.
X
X
III. ELEMENTO DIFERENCIAL DE SEQUÊNCIA-NEGATIVA
SENSÍVEL E SEGURO
O elemento diferencial de fase tradicional detecta
rapidamente a maioria das faltas internas nos transformadores,
exceto as faltas entre espiras e faltas fase-terra próximas ao
neutro do transformador. Para uma falta fase-terra próxima ao
neutro do transformador, pode ser usado um elemento de
proteção contra falta à terra restrita (“Restricted Earth Fault” –
REF). A falta entre espiras consiste num desafio interessante
para o elemento diferencial de fase tradicional uma vez que a
corrente de carga do transformador pode mascarar a corrente
de falta. Se o transformador estiver com carga leve, as
sensibilidades do elemento diferencial de fase e dos elementos
diferenciais de sequência-negativa são praticamente as
mesmas. Contudo, a sensibilidade do elemento diferencial de
fase diminui significativamente à medida que a carga do
transformador aumenta, enquanto a sensibilidade do elemento
diferencial de sequência-negativa permanece inalterada.
6
Figura 9. O elemento diferencial de bloqueio por harmônicos opera 0,75 ciclo mais rápido do que o elemento diferencial de restrição por harmônicos para uma
falta fase A-Terra no lado de alta tensão com o transformador alimentando uma carga
Figura 10. Diagramas de impedância de sequência-positiva e negativa para uma falta interna desequilibrada no transformador, sem envolvimento de terra
A. Princípio de Operação
O elemento diferencial de corrente de sequência-negativa
opera conforme mostrado na Figura 10 . Se ocorrer uma falta
desequilibrada no transformador, seja uma falta entre espiras
ou uma falta entre os enrolamentos, haverá circulação de
corrente de sequência-negativa indo em direção ao ponto da
falta. Existem dois métodos baseados na medição das
correntes de sequência-negativa que podem ser usados para
determinar uma falta interna ao transformador.
14B
X
X
1) Elemento Direcional de Corrente de SequênciaNegativa
A Figura 11 mostra a característica de operação do
elemento direcional de corrente de sequência-negativa [5] .
Este método verifica o ângulo entre a corrente de sequêncianegativa do enrolamento de alta tensão, IHV_2, e a corrente de
sequência-negativa do enrolamento de baixa tensão, ILV_2
(assumindo um transformador de dois enrolamentos). Se o
valor absoluto da diferença angular entre essas duas grandezas
for menor do que 85 graus, a lógica vai declarar a falta como
sendo dentro da zona protegida do transformador. Se o
transformador for um transformador multienrolamentos ou se
X
X
X
X
7
um enrolamento do transformador for alimentado por um
esquema de disjuntor e meio, um terminal é selecionado como
o terminal de referência e as correntes dos terminais
remanescentes são então verificadas em relação a este terminal
de referência. Para que uma falta seja declarada interna, todos
os terminais têm que declarar a falta como sendo interna.
elemento diferencial de corrente de fase tradicional, ou seja, se
a corrente de operação de sequência-negativa for maior do que
a corrente de restrição de sequência-negativa multiplicada pela
inclinação (IOPQ > IRTQ • SLP) e se a corrente de operação for
maior do que o valor limite mínimo O87PQ, a falta é
declarada como sendo dentro da zona de proteção do
transformador.
Figura 11. Característica de operação do elemento direcional de corrente de
sequência-negativa
2) Elemento Diferencial de Corrente de SequênciaNegativa
A Figura 12 mostra a característica de operação do
elemento diferencial de corrente de sequência-negativa. Este
método cria uma corrente de restrição, IRTQ, e uma corrente de
operação, IOPQ, usando as correntes de sequência-negativa
provenientes de todas as entradas dos terminais na zona do
diferencial. O princípio de operação é idêntico àquele do
X
X
Figura 12. Característica de operação do elemento diferencial de corrente
de sequência-negativa
Uma nota de aplicação: ambos os métodos têm de ser
dessensibilizados ou bloqueados durante a energização do
transformador e durante faltas externas onde exista a
possibilidade de ocorrer saturação do TC.
Figura 13. Implementação do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa
B. Implementação do Elemento Diferencial de Corrente de
Sequência-Negativa
A implementação do elemento diferencial de corrente de
sequência-negativa ( Figura 13 ) é idêntica a do elemento
diferencial de corrente de fase tradicional, ou seja, o algoritmo
X
X
calcula as correntes de operação e de restrição após o relé
compensar a fase e a amplitude das correntes de entrada.
A matriz de compensação corrige o defasamento entre as
diferentes configurações dos enrolamentos do transformador.
Esta compensação matricial remove o componente da corrente
de sequência-zero: a corrente compensada contém somente
8
componentes das correntes de sequência-negativa e sequênciapositiva. A matriz de compensação emula as conexões dos
TCs e transformador de potência; um elemento diferencial de
corrente de sequência-negativa antigo [6] usa uma
compensação angular numérica fixa para o mesmo propósito.
A compensação da amplitude corrige o mismatch entre a
relação real do transformador e a relação nominal do TC.
Uma vez que as correntes dos enrolamentos tenham sido
compensadas, a corrente de sequência-negativa de cada
enrolamento é calculada de acordo com a teoria das
componentes simétricas [7] . A corrente de operação IOPQ
equivale à magnitude da soma da grandeza fasorial de todas as
correntes de sequência-negativa da zona do diferencial. A
corrente de restrição IRTQ equivale à magnitude da corrente de
sequência-negativa máxima da zona do diferencial. Uma vez
que tenham sido obtidas as correntes de operação e de
restrição, IOPQ é comparada à corrente de restrição escalonada
IRTQ • SLP se IOPQ > O87PQ. Se a corrente de operação for
maior do que a corrente de restrição escalonada e não tiver
sido detectada uma energização do transformador ou nenhuma
falta externa, a saída do elemento diferencial de corrente de
sequência-negativa, 87Q, é ativada.
X
X
lado secundário. A referência [8] fornece os dados do
transformador de teste e descreve o sistema de aquisição de
dados e a montagem de testes usada para criar as faltas entre
espiras. A Figura 14 mostra um diagrama da montagem de
testes usada para obter os dados de falta do transformador de
teste. Os dados obtidos nesses testes, juntamente com os testes
do RTDS, foram usados para validar o desempenho do
elemento para faltas internas e a estabilidade para faltas
externas que possam causar a saturação do TC.
Para efeito de análise, usamos casos de faltas de ambas as
fontes dos testes. Inicialmente, analisamos uma falta entre
espiras, fase A, envolvendo 2% do enrolamento da carga,
também referido com Enrolamento 2 (2% do enrolamento
equivale a uma espira de 240 V do transformador de 50 kVA).
Em seguida, analisamos uma falta passante que foi gerada
usando o RTDS.
A Figura 15 mostra as correntes de falta que o relé
(atuando como um registrador de faltas) coletou para a falta
entre espiras. A corrente da fase A, IAW, do Enrolamento 1,
aumenta em 20 A e a corrente da fase A, IAX, do
Enrolamento 2 (enrolamento com defeito) diminui em
aproximadamente 2 A.
X
X
X
X
X
C. Desempenho do Elemento Diferencial de Corrente de
Sequência-Negativa
Para testar o desempenho do elemento diferencial de
corrente de sequência-negativa, usamos um transformador
trifásico real. O projeto do transformador permite o acesso à
parte equivalente aos últimos 10% de cada enrolamento do
16B
Figura 14. Montagem para testes do transformador no laboratório, para simulação de faltas entre espiras [8]
X
9
Figura 15. Correntes dos enrolamentos para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2
A Figura 16 mostra os componentes de sequência-negativa
da corrente do enrolamento correspondente. Pode ser
observado que o Enrolamento 1 contém uma quantidade maior
de corrente de sequência-negativa (NEGPHHV) do que o
Enrolamento 2 (NEGPHLV). A Figura 17 mostra que a
variação incremental da corrente de sequência-positiva não é
tão grande quanto a da corrente de sequência-negativa.
A Figura 18 apresenta um gráfico das magnitudes das
correntes de sequência-negativa e sequência-positiva. A partir
desses gráficos, pode ser observado que a variação de ambas
as correntes de sequência-negativa e positiva foi de
aproximadamente 20 A. Entretanto, a variação porcentual da
corrente de sequência-negativa (2.600%) é muito maior do
que a variação porcentual da corrente de sequência-positiva
(20%). A corrente de carga causa esta diferença. Se o
transformador estivesse sem carga, ambas as correntes de
sequência-negativa e sequência-positiva teriam tido a mesma
variação porcentual.
Se agora compararmos a resposta do elemento diferencial
de corrente de sequência-negativa ( Figura 19 a) com a do
elemento diferencial tradicional ( Figura 19 b), podemos ver
que o elemento de sequência-negativa identifica claramente a
XA
X
X
A
X
X
X
X
X
X
falta, enquanto o elemento diferencial tradicional pode não
detectar a falta devido à carga. O elemento diferencial
tradicional opera com a soma das correntes de sequêncianegativa e positiva. Portanto, à medida que o carregamento do
transformador aumenta, também aumentam a corrente de
sequência-positiva e a corrente passante do transformador, o
que reduz a sensibilidade dos elementos diferenciais
tradicionais. Outro fato interessante observado nos gráficos é
que a resistência de falta inicial é de aproximadamente zero
(RF ≅ 0) e que, à medida que a duração da falta aumenta, a
resistência de falta aumenta. Este aumento na resistência de
falta (RF > 0) reduz a corrente de falta, o que, por sua vez,
diminui a corrente de operação de ambos os elementos
diferenciais de sequência-negativa e tradicional. No elemento
de sequência-negativa, isso não tem um impacto significativo;
entretanto, isso tem impacto no elemento diferencial
tradicional ( Figura 19 b). A resistência de falta aumentada em
função da corrente de falta, aproximadamente 3.500 A rms,
provocou o aumento da temperatura do elemento fusível
(mostrado na Figura 14). Esse aumento na resistência de falta
pode ter como resultado a não detecção da falta pelo elemento
diferencial tradicional.
X
X
10
Figura 16.
Corrente de sequência-negativa para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2
Figura 17.
Corrente de sequência-positiva para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2
Figura 18.
Magnitude das correntes de sequência-negativa e sequência-positiva para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2
11
Figura 19. Resposta dos elementos diferenciais de sequência-negativa e tradicional para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2
A Figura 20 mostra a característica com inclinação simples
de um elemento diferencial tradicional com ajuste de pickup
de 30% e ajuste da inclinação de 40%. Esta figura também
apresenta o ponto de operação para uma falta entre espiras
com diversos valores da resistência de falta: infinito
(condições de carga normal), 0,01 ohm, 0,005 ohm, 0,001
ohm e 0,0001 ohm. A falta corresponde a uma falta numa
única espira, fase A, localizada no topo do enrolamento de
baixa tensão que foi modelado através do programa descrito
em [9] . Observe que o relé diferencial com os ajustes acima
pode detectar faltas somente se a resistência de falta for
próxima de 0,001 ohm.
Um requisito importante para o elemento diferencial de
corrente de sequência-negativa é que ele tem de permanecer
estável durante faltas externas quando ocorre a saturação do
TC. No exemplo do segundo teste, foi usado no RTDS um
modelo de um transformador 230/69 kV, 500 MVA, Ynd11, o
qual é submetido a uma falta fase A no lado de alta tensão,
fora da zona do diferencial do transformador. Os TCs do lado
de alta tensão saturam para esta falta.
A Figura 21 apresenta um gráfico das correntes dos
terminais dos lados de baixa tensão e alta tensão e a resposta
do elemento diferencial de corrente de sequência-negativa. A
partir da Figura 21 , pode-se observar que o relé detecta a falta
externa (CON é ativado). Quando CON é ativado, a saída do
elemento diferencial de corrente de sequência-negativa, 87Q,
não é ativada ( Figura 13 ). Para esta falta, a saturação do TC
não apenas causou a ativação da saída do elemento diferencial
de sequência-negativa, não-qualificado, P87Q, mas também
causou a ativação da saída do elemento de bloqueio de
harmônicos, 87QB, com o consequente bloqueio do trip.
O elemento diferencial de sequência-negativa é sensível o
suficiente para detectar faltas entre espiras envolvendo menos
de 2% do enrolamento. Ele também é seguro para faltas
externas, independentemente da saturação do TC.
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Figura 20. Elementos diferenciais tradicionais fornecem cobertura limitada
da resistência de falta
12
Figura 21. Resposta do elemento diferencial de sequência-negativa para uma falta externa sólida com saturação do TC
IV. O ELEMENTO DE SOBRECORRENTE CONFIGURÁVEL
DINAMICAMENTE MELHORA A COORDENAÇÃO
3B
Os elementos de sobrecorrente com características de
tempo-inverso fornecem proteção de linhas, alimentadores,
transformadores e geradores para faltas no sistema de potência
e para condições anormais de operação do sistema de
potência. Relés que incluem essas características têm sido
usados desde o início do século passado. Contudo, os relés
eletromecânicos fornecem somente uma das seguintes
características específicas de tempo-inverso: inverso, muitoinverso ou extremamente-inverso. O usuário tem que
selecionar um modelo diferente para cada uma das
características. Esses relés possuem dois ajustes: dial de tempo
e tap (pickup).
Os relés numéricos fornecem a mesma funcionalidade dos
relés de sobrecorrente de tempo-inverso eletromecânicos,
associada à capacidade de seleção da característica de
operação. Essa flexibilidade evita a necessidade de especificar
um determinado relé de acordo com os requisitos da
característica de operação. Os relés numéricos incluem os
ajustes do dial de tempo e do pickup, de forma similar aos
relés eletromecânicos. Além de escolher as características de
operação, o usuário pode selecionar a grandeza de operação a
partir de um conjunto de grandezas analógicas disponíveis
(ex., IA, IB, IC, 3I2, 3I0). A possibilidade de selecionar a
grandeza de operação otimiza o uso dos elementos de
sobrecorrente disponíveis do relé. A característica de reset do
elemento de sobrecorrente pode ter uma temporização fixa ou
pode emular a característica de reset de um relé eletromecânico. Essa emulação permite uma coordenação adequada
com os relés eletromecânicos. O relé de sobrecorrente
numérico também inclui uma equação de controle do torque
que emula a abertura ou fechamento da shading coil do relé
eletromecânico.
Essas opções aperfeiçoam os relés numéricos, porém a
funcionalidade de sua característica de tempo-inverso
permanece a mesma que a dos relés eletromecânicos. A
adaptabilidade dos elementos de sobrecorrente de tempoinverso dos relés numéricos tradicionais requer que o relé
efetue a troca do grupo de ajustes. A desvantagem desse
método é que a troca do grupo de ajustes reduz a
disponibilidade do relé, pois o relé desabilita “ele próprio” por
um curto período de tempo (aproximadamente um ciclo)
enquanto está trocando os grupos de ajustes. O relé desabilita
não apenas o elemento de sobrecorrente, mas todas as suas
funções. Além disso, a mudança do grupo de ajuste pode
resultar em discrepâncias entre os grupos de ajustes caso o
usuário não introduza os ajustes corretos no novo grupo de
ajustes. Os usuários têm de assegurar que os ajustes de todos
os elementos de proteção habilitados sejam aplicáveis às
novas condições, o que pode causar erros.
13
A. Relé de Sobrecorrente de Tempo-Inverso
A Norma IEEE C37.112 [10] fornece a equação para
emular as dinâmicas do relé de sobrecorrente de tempoinverso com disco de indução (10) .
X
X
X
T0
X
1
∫ t ( M ) • dt = 1
(10)
 A

+ B  • TD para M > 1
t (M ) =  N
 M −1

(11)
0
M=
XA
X
X
I Input
I Pickup
onde:
A, B e N são constantes que definem a característica do
relé.
T0 é o tempo de operação.
M é o múltiplo do pickup do relé.
IPickup é o ajuste do pickup do relé.
IInput é a magnitude da corrente de entrada do relé.
TD é o dial de tempo do relé.
A Equação (10) foi implementada em vários relés
numéricos usando as constantes mostradas na Tabela I e o
diagrama de blocos mostrado na Figura 22 . Essas constantes
definem as características de tempo-inverso padrão.
X
B. Coordenação Adaptativa nas Aplicações de
Transformadores em Paralelo
A Figura 23 mostra a proteção de sobrecorrente (51) para
uma subestação de distribuição típica com dois
transformadores em paralelo. Os elementos de sobrecorrente
no local do transformador fornecem proteção de backup para o
transformador. Esses elementos de sobrecorrente têm de ser
coordenados com os elementos de sobrecorrente instalados
nos alimentadores. Quando um dos transformadores estiver
fora de serviço, conforme mostrado na Figura 24 , a
coordenação é afetada. A adaptabilidade dos elementos de
sobrecorrente é desejada para que se possa obter uma
coordenação ideal para todas as condições de operação. O uso
de diferentes grupos de ajuste otimiza a coordenação pois cada
grupo de ajustes possui os ajustes apropriados dos relé de
sobrecorrente para a condição de operação correspondente.
X
X
X
X
X
X
TABELA I
CONSTANTES USADAS PARA OBTER AS CARACTERÍSTICAS DE TEMPOINVERSO PADRÃO
Característica
A
B
N
Moderadamente
Inverso
0.0515
0.1140
0.02
Muito Inverso
19.6100
0.4910
2.00
Extremamente
Inverso
28.2000
0.1217
2.00
Figura 23. A coordenação dos tempos das proteções de sobrecorrente dos
transformadores e alimentadores têm que ser adequada a todas as condições
de operação
M >1
 A

+ B  • TD
 N
 M −1

1
∫ t(M) • dt
Figura 22. Implementação do elemento de sobrecorrente de tempo-inverso
para M > 1
Figura 24. A coordenação das proteções de sobrecorrente dos
transformadores e alimentadores é afetada quando um dos transformadores
está fora de serviço
C. Elemento de Tempo-Inverso Configurável Dinamicamente
A solução descrita acima melhora a coordenação, mas
requer trocas do grupo de ajustes. Conforme mencionado, as
trocas do grupo de ajuste desabilitam o relé por um período de
tempo fixo, reduzindo a disponibilidade do mesmo. Nos relés
numéricos multifuncionais, todos os elementos de proteção
são desabilitados enquanto o relé está efetuando a substituição
dos ajustes. Um elemento de tempo-inverso configurável
dinamicamente fornece uma melhor solução para aplicações
múltiplas. Este novo elemento de tempo-inverso substitui os
parâmetros ajustáveis e fixos por variáveis que são atualizadas
dinamicamente, baseando-se nas equações programadas pelo
14
usuário. Por exemplo, ao invés de ter um ajuste do dial de
tempo cujo valor seja fixo e somente mude quando o usuário
introduzir um novo valor de ajuste, o novo elemento tem um
dial de tempo variável que é calculado a cada intervalo de
processamento, baseado numa equação personalizada pelo
usuário.
Para resumir, nos relés existentes, TD, A, B, N e a grandeza
de operação OQ são fixadas quando o relé é ajustado, e o
tempo de operação é unicamente uma função do múltiplo do
pickup M da corrente aplicada para um determinado grupo de
ajustes. No elemento de tempo-inverso configurável
dinamicamente, o tempo de operação é uma função dos
seguintes parâmetros:
Grandeza de operação OQv
Dial de tempo TDv
Variáveis Av, Bv e Nv
Pickup PUv
O relé calcula OQv, PUv, TDv, Av, Bv e Nv antes de calcular
tv de acordo com (12), conforme mostrado na Figura 25 .
X
X
• TDv igual a 0,4 quando somente o Transformador 1
(T1) está em serviço.
• TDv igual a 0,4 quando somente o Transformador 2
(T2) está em serviço.
• TDv igual a 0,2 quando ambos os transformadores
estão em serviço.
Av, Bv, Nv e PUv são constantes para esta aplicação. Av, Bv e
Nv definem a característica de tempo muito-inverso. OQv é o
máximo das magnitudes das correntes de fase. O valor de TDv
depende do estado das entradas IN101 e IN102. Essas entradas
indicam se os transformadores estão em serviço. Os ajustes
para o elemento de sobrecorrente de fase de T1 são os
seguintes:
OQv:=MAX(IAM,IBM,ICM)
Av:=19,61
Bv:=0,491
Nv:=2
PUv:=3
TDv:=0,4 * (IN101 AND NOT IN102)
+ 0,2*(IN101 AND IN102)
V. MINIMIZAÇÃO DA CORRENTE CIRCULANTE ENTRE DOIS
TRANSFORMADORES EM PARALELO
4B
A comutação dos taps nos transformadores de potência
para regulação do perfil de tensão do sistema de potência tem
sido usada há vários anos. Em geral, os transformadores em
paralelo têm que ter a mesma diferença dos ângulos de fase,
relação de tensão, impedância porcentual, polaridade e
sequência de fases [11] . Dois tipos de métodos de controle da
comutação de taps são comuns para transformadores em
paralelo: o método master/seguidor e o método da corrente
circulante. O método master/seguidor requer que os
transformadores sejam idênticos em todos os aspectos e que
sempre efetuem a comutação de taps ao mesmo tempo.
Quando os transformadores têm a mesma impedância e estão
no mesmo tap, eles compartilham igualmente a carga e não há
circulação de corrente entre eles.
X
Figura 25. Sequência de cálculos do elemento de tempo-inverso
configurável dinamicamente
A equação do novo elemento de tempo-inverso é:






Av
OQv
>1
tv = 
+ Bv  • TDv para
Nv
PU v


 OQv

  PU  − 1

v 


(12)
D. Coordenação de Transformadores em Paralelo
Nesta aplicação da coordenação de transformadores em
paralelo, o dial de tempo é uma função do número de
transformadores que estão em serviço. Assumir que uma
coordenação adequada requer:
20B
X
A. Método da Corrente Circulante
O método da corrente circulante permite a operação em
paralelo de transformadores com diferentes níveis de tensão.
Como os transformadores possuem características diferentes,
existe uma corrente circulando entre eles. Esta corrente
circulante é reativa e resulta em perdas adicionais, o que pode
causar um grave sobreaquecimento dos transformadores. Para
evitar este sobreaquecimento e reduzir as perdas, é necessário
que dispositivos de controle minimizem a corrente circulante.
Portanto, além de regular a tensão do sistema dentro de uma
faixa de ajustes com limites superior e inferior, a comutação
do tap através do método da corrente circulante também
implica na minimização da corrente circulante entre os
transformadores de potência.
O princípio básico na minimização da corrente circulante
consiste em decidir se a comutação do tap deve ser no
Transformador 1 (T1) ou no Transformador 2 (T2).
Dispositivos de controle dedicados usam o método da corrente
15
circulante para controle do comutador de taps. A seguir,
descrevemos um sistema alternativo que usa medições com
sincronização de tempo, disponibilizadas nos relés, para
controle da tensão através do método da corrente circulante.
Em particular, este método usa as medições sincronizadas
para:
• Medir a tensão do sistema para comparação da
magnitude da tensão com os valores da faixa de
ajustes dos limites superior e inferior.
• Fornecer dados para o cálculo do ângulo de fase entre
as correntes dos transformadores de potência de forma
a determinar a compensação adequada.
A Figura 26 mostra T1 e T2, com T1 num tap que faz com
que a relação de espiras de T1 seja maior do que a relação de
espiras de T2. Assumimos que o transformador com o tap
mais elevado tem a maior tensão; em outras palavras, aumente
a posição do tap para elevar a tensão baixa. O Relé 1 e o
Relé 2 recebem corrente, tensão e entradas de tempo para
gerar as medições com sincronização de tempo. Essas
medições são então introduzidas no processador do
sincrofasor para cálculo da diferença angular entre as
correntes dos transformadores. Este processador também
define as regiões de operação da tensão dentro da faixa (inband) e fora da faixa (out-of-band) e o controle da comutação
de taps para ambos os transformadores.
X
X
Considere o caso em que T1 está num tap maior do que T2,
causando uma corrente circulante ICIRC que flui a partir de T1
para T2. Se a próxima comutação de tap requerer uma redução
da tensão do sistema, em qual transformador deverá ocorrer a
comutação do tap (assumindo que a variação dos níveis é a
mesma)? A redução da posição do tap de T2 causa a redução
da tensão e também aumenta a diferença de tensão entre os
dois transformadores. Com uma diferença de tensão maior
entre os dois transformadores, a corrente circulante aumenta,
causando inclusive mais perdas.
A redução da posição do tap de T1 também reduz a tensão,
mas esta direção da comutação do tap reduz a diferença de
tensão entre os dois transformadores, causando uma redução
na corrente circulante.
Da mesma forma, se a próxima comutação de tap requerer
um aumento da tensão, aumente a posição do tap de T2. Esta
ação aumenta a tensão do sistema e reduz a corrente
circulante.
A diferença angular fornece a direção da corrente
circulante que é necessária para calcular a compensação.
Portanto, use as medições de corrente com sincronização de
tempo para calcular a diferença angular (ADIF) entre os
transformadores, conforme mostrado a seguir:
(14)
A D IF = T 1 A − T 2 A
onde:
T1A é o ângulo da corrente de T1.
T2A é o ângulo da corrente de T2.
O resultado da Equação (14) fornece as informações da
corrente (atrasada /adiantada), conforme:
• Se ADIF for maior do que 0, então o fasor de corrente
de T1 está adiantado do fasor de corrente de T2.
• Se ADIF for menor do que 0, então o fasor de corrente
de T2 está adiantado do fasor de corrente de T1.
A Figura 27 mostra um fluxograma do método para
determinar a compensação.
X
X
Figura 26. Sistema usado para minimização das correntes circulantes nos
transformadores em paralelo
Considerando que a relação de espiras de T1 seja maior do
que a relação de espiras de T2, a corrente circulante ICIRC flui
de T1 para T2. A Equação (13) expressa o valor dessa
corrente circulante.
X
I CIRC =
X
∆V
ZT
(13)
onde:
∆V é a diferença de tensão entre os transformadores.
ZT é a soma das impedâncias dos transformadores [12]
[13] .
Em geral, a corrente do transformador a partir do qual a
corrente circulante flui está atrasada da corrente do
transformador para o qual a corrente circulante é direcionada.
Essas informações fornecem os dados da compensação para a
próxima operação de comutação do tap.
X
X
X
X
X
X
16
TABELA II
DADOS PARA DOIS TRANSFORMADORES EM PARALELO
Transformador
T1
T2
Número de Posições do Tap
1 – 32
1 – 20
∆Vtap
1.15 kV
2.3 kV
Tap Nominal
16
5
A seguir, as condições iniciais das simulações:
• T2 está no Tap 7, e T1 está no Tap 18.
• A tensão em T2 é maior do que a tensão em T1,
resultando numa corrente circulando de T2 para T1.
• A tensão do sistema é baixa (isto é, a direção da
comutação do tap é para elevar a tensão).
A Figura 28 (a) mostra o seguinte:
• A diferença angular entre as correntes dos dois
transformadores.
• A corrente adiantada e a atrasada.
• O transformador com a tensão mais elevada.
A Figura 28 (b) mostra as atividades do tap dos dois
transformadores.
A Figura 28 (c) mostra as regiões “out-of-band” e “inband” da tensão do sistema e a elevação incremental na tensão
à medida que ocorrem as comutações de tap dos
transformadores. Cada incremento também mostra o
transformador em que ocorreu a comutação de tap, para cada
comutação específica.
A Tabela III sumariza as atividades do tap, a compensação
para a próxima operação de comutação de tap (direção para
elevação), e a diferença angular entre as correntes dos dois
transformadores.
X
X
X
X
X
Figura 27. Algoritmo para controle dos taps de dois transformadores em
paralelo usando o método da corrente circulante
Se os transformadores estiverem na mesma subestação, os
cálculos podem ser executados dentro do mesmo relé. Se os
transformadores estiverem em localizações diferentes e forem
parte de um sistema em anel, o algoritmo pode usar medições
com sincronização de tempo baseadas numa referência de
tempo absoluto, disponíveis em diversos relés de proteção
[14] . Este método fornece uma forma precisa, de baixo custo,
para medição da diferença angular entre as correntes dos
transformadores.
X
X
X
X
TABELA III
SUMÁRIO DAS ATIVIDADES DO TAP
X
B. Desempenho do Controle da Comutação de Taps
A seguir, são exibidos os resultados de uma simulação no
RTDS, mostrando que a solução proposta minimiza
corretamente a corrente circulante entre os transformadores. A
Tabela II mostra os dados de dois transformadores operando
em paralelo. Observe as diferenças no ∆Vtap (a variação dos
níveis de tensão entre os taps) e no número de taps.
Posição do Tap
de T1
Posição do Tap de
T2
Compensação
Ângulo
18
7
T1
7°
19
7
T1
1°
20
7
T2
3°
20
8
T1
3°
21
8
T2
1°
21
9
T1
5°
22B
X
X
Claramente, a lógica de compensação seleciona o
transformador adequado para cada operação do tap,
minimizando a corrente circulante.
17
Figura 28. (a) Diferença angular entre T1 e T2, (b) Atividades dos taps de T1 e T2, (c) Perfil e limites da tensão do sistema
VI. CONCLUSÕES
5B
Quando uma falta ocorre durante condições de inrush, o
elemento diferencial com restrição independente de
harmônicos detecta faltas no transformador mais rapidamente
do que o elemento diferencial com elementos de bloqueio de
harmônicos, o qual usa o conteúdo de harmônicos de todas as
correntes de fase para bloquear o elemento diferencial.
Quando uma falta ocorre sem a presença de correntes de
inrush, o elemento diferencial de bloqueio comum de
harmônicos detecta faltas no transformador mais rapidamente
do que o elemento diferencial com restrição por harmônicos.
Os relés diferenciais que usam elementos diferenciais de
restrição e bloqueio em paralelo operam mais rapidamente do
que os relés diferenciais que usam somente um elemento
diferencial. A utilização dos elementos diferenciais em
paralelo aumenta a velocidade de operação ao mesmo tempo
em que mantém a segurança para faltas externas com
saturação do TC e para condições de operação com
energização do transformador.
O elemento diferencial de sequência-negativa fornece
maior sensibilidade do que o elemento diferencial
convencional para faltas desequilibradas durante condições de
carga pesada. Essa maior sensibilidade permite que o relé
detecte faltas entre espiras que envolvam poucas espiras.
Os elementos de tempo-inverso que adaptam suas
características às condições de operação do sistema de
potência não requerem trocas dos grupos de ajustes e não
reduzem a disponibilidade do relé. Por exemplo, essa
adaptabilidade do elemento melhora a coordenação dos
tempos de operação dos elementos de sobrecorrente que são
aplicados nos transformadores em paralelo.
Relés de proteção de transformadores que incluem
medições com sincronização de tempo podem controlar os
comutadores de tap das aplicações de transformadores em
paralelo para minimizar as correntes circulantes e reduzir o
sobreaquecimento e as perdas do transformador. Não há
necessidade de dispositivos dedicados para efetuar esta
funcionalidade.
VII. RECONHECIMENTOS
6B
Os autores agradecem a Mr. Robert Grabovickic e Mr.
Satish Samineni da Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
por sua colaboração com os modelos do RTDS usados para
testar os elementos diferenciais durantes condições de falta e
para testar o controle da comutação de taps. Agradecemos
18
também a Mr. Jared Mraz, Mr. Jacob Pomeranz e Dr. Joe Law
da University of Idaho pelos testes com o transformador no
laboratório e por fornecer os dados de faltas entre espiras que
foram usados para testar o elemento diferencial de corrente de
sequência-negativa.
VIII. REFERÊNCIAS
7B
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve,
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Differential Protective Relays,” proceedings of the 36th Annual
Minnesota Power Systems Conference, Minneapolis, MN, Novembro de
2000.
A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve, “A CurrentBased Solution for Transformer Differential Protection – Part I: Problem
Statement,” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, No. 4,
Outubro de 2001, pp. 485–491.
A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve, “A CurrentBased Solution for Transformer Differential Protection – Part II: Relay
Description and Evaluation,” IEEE Transactions on Power Delivery,
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SEL-787 Instruction Manual, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
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Z. Gajić, I. Brnčić, B. Hilström, F. Mekić, and I. Ivanković, “Sensitive
Turn-to-Turn Fault Protection for Power Transformers,” proceedings of
the 32nd Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA,
Outubro de 2005.
M. J. Thompson, H. Miller, and J. Burger, “AEP Experience With
Protection of Three Delta/Hex Phase Angle Regulating Transformers,”
proceedings of the 33rd Annual Western Protective Relay Conference,
Spokane, WA, Outubro de 2006.
C. F. Wagner and R. D. Evans, Symmetrical Components. New York
and London: McGraw-Hill, 1933.
J. Mraz, J. Pomeranz, and J. D. Law, “Limits of Sensitivity for Detecting
Inter-turn Faults in an Energized Power Transformer,” proceedings of
the 34th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA,
Outubro de 2007.
A. Guzmán, “Transformer Internal Fault Model for Protection
Analysis,” MS thesis, University of Idaho, Moscow, ID, 2002.
IEEE Standard Inverse-Time Characteristic Equations for Overcurrent
Relays, IEEE Standard C37.112-1996.
A. C. Franklin and D. P. Franklin, J & P Transformer Book, 11th ed.
London: Butterworth & Co., 1988, pp. 436–438.
P. Anderson, Analysis of Faulted Power Systems. New York: WileyIEEE, 1995, pp. 260–261.
J. J. Grainger and W. D. Stevenson, Jr., Power System Analysis.
Singapore: McGraw-Hill Inc., 1994, pp. 76–80.
G. Benmouyal, E. O. Schweitzer, III, and A. Guzmán, “Synchronized
Phasor Measurement in Protective Relays for Protection, Control, and
Analysis of Electric Power Systems,” proceedings of the 29th Annual
Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, Outubro de 2002.
Normann Fischer recebeu o Diploma Superior em Tecnologia, com louvor,
da Witwatersrand Technikon, Johannesburg, em 1988, e o B.Sc em
Engenharia Elétrica, com louvor, da University of Cape Town, em 1993, e o
M.S.E.E. da University of Idaho em 2005. Ele ingressou na Eskom como
técnico de proteção em 1984 e trabalhou com engenheiro sênior de projetos
no Departamento de Projetos de Proteção da Eskom por três anos. Em
seguida, em 1996, foi trabalhar na IST Energy como engenheiro sênior de
projetos. Em 1999, ele ingressou na Schweitzer Engineering Laboratories,
Inc. como engenheiro de sistemas de potência na Divisão de Pesquisas e
Desenvolvimento; atualmente, ocupa o cargo de gerente de desenvolvimento
de sistemas de proteção. Ele é membro do IEEE e, enquanto trabalhava na
África do Sul, foi engenheiro profissional registrado e membro do South
Africa Institute of Electrical Engineers.
Casper Labuschagne recebeu seu Diploma (1981) e o Masters Diploma
(1991) em Engenharia Elétrica da Vaal University of Technology, África do
Sul, e é registrado como tecnólogo profissional no ECSA, Engineering
Counsel of South Africa. Após 20 anos de experiência como consultor sênior
do departamento de projetos de proteção da concessionária Eskom da África
do Sul, ele começou a trabalhar na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.,
em 1999, como engenheiro de produtos no grupo de engenharia de
equipamentos de subestação. Em 2003, foi transferido para o grupo de
pesquisa e desenvolvimento. Em 2008, ele foi promovido a engenheiro sênior
de sistemas de potência e, em 2009, para gerente de engenharia de sistemas de
transmissão. Suas responsabilidades incluem a especificação, projeto, testes e
suporte para dispositivos de controle e proteção. Casper detém duas patentes
nos Estados Unidos e têm mais três patentes pendentes. Ele é autor e co-autor
de diversos papers técnicos nas áreas de proteção e controle.
IX. BIOGRAFIAS
8B
Armando Guzmán recebeu seu BSEE com distinção da Guadalajara
Autonomous University (UAG), México. Recebeu um Diploma em
Engenharia de Fibra-óptica do Monterrey Institute of Technology and
Advanced Studies (ITESM), México, e seu MSEE da University of Idaho,
USA. Ele trabalhou como supervisor regional do Departamento de Proteção
da Região de Transmissão Oeste da Federal Electricity Commission (a
empresa concessionária de energia elétrica do México), em Guadalajara,
México, por 13 anos. Foi professor na UAG e na University of Idaho nas áreas
de proteção de sistemas de potência e estabilidade do sistema de potência.
Desde 1993, ele trabalha na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., em
Pullman, Washington, onde é o atual gerente de engenharia de pesquisas. Ele
detém diversas patentes nas áreas de medição e proteção de sistemas de
potência e é membro sênior do IEEE.
© 2009 por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
Todos os direitos reservados.
20090129 • TP6359-01