Princípios Eletromagnéticos Básicos

Os transformadores de instrumentos funcionam com base no princípio da indução eletromagnética, conforme descrito pela lei de Faraday, que afirma que uma força eletromotriz (EMF) é induzida em um condutor quando ele experimenta um fluxo magnético variável.[1] Nestes dispositivos, o enrolamento primário – que transporta a alta corrente ou tensão do sistema de energia – produz um fluxo magnético alternado num núcleo ferromagnético, que se liga ao enrolamento secundário. Esta mudança de fluxo induz um EMF no secundário proporcional à taxa de variação do fluxo e ao número de voltas secundárias, permitindo a transformação de grandezas elétricas em níveis mais seguros e mensuráveis ​​para instrumentação.[14] O EMF secundário induzido se opõe à mudança de fluxo de acordo com a lei de Lenz, garantindo a conservação de energia no sistema.[1]

Para um transformador ideal sem perdas, as relações entre as grandezas primárias e secundárias decorrem do fluxo magnético compartilhado. Em transformadores de potencial, a tensão secundária VsV_sVs​ se relaciona com a tensão primária VpV_pVp​ por Vs=nVpV_s = n V_pVs​=nVp​, onde n=Ns/Npn = N_s / N_pn=Ns​/Np​ é a relação de espiras, com NsN_sNs​ e NpN_pNp​ denotando espiras secundárias e primárias, respectivamente; isso pressupõe ligação de fluxo uniforme e nenhuma corrente de magnetização.[14] Por outro lado, em transformadores de corrente, a corrente secundária IsI_sIs​ é dada por Is=Ip/nI_s = I_p / nIs​=Ip​/n, onde n=Ns/Npn = N_s / N_pn=Ns​/Np​, refletindo o equilíbrio ampere-espira que mantém o equilíbrio do fluxo.[1] Essas equações são válidas sob a suposição de acoplamento perfeito e perdas desprezíveis no núcleo, fornecendo escala proporcional exata.

Na prática, comportamentos não ideais surgem devido às propriedades magnéticas do núcleo. A magnetização requer uma pequena corrente de excitação no primário para estabelecer o fluxo, mas o fluxo excessivo pode levar o núcleo à saturação, onde a densidade do fluxo magnético BBB não aumenta mais linearmente com a força de magnetização HHH, distorcendo a forma de onda de saída e introduzindo erros. Qualitativamente, a curva BH ilustra isso: na região linear, o fluxo aumenta de forma constante, mas além do ponto de joelho, a saturação nivela a curva, limitando o EMF induzido e causando operação não linear. A histerese, representada pelo loop na curva BH, leva a perdas de energia à medida que a magnetização do material do núcleo fica atrás do campo aplicado, enquanto as correntes parasitas - correntes circulantes induzidas no núcleo - geram calor adicional e reduzem ainda mais a eficiência; estes são minimizados através da construção de núcleo laminado.[14]

As relações de polaridade e fase são essenciais para medições precisas, garantidas pela convenção de pontos no projeto de enrolamento. Os pontos marcam terminais da mesma polaridade instantânea: por exemplo, quando a corrente entra no terminal primário pontilhado, ela induz uma corrente secundária saindo do terminal secundário pontilhado, resultando em uma mudança de fase de 180° entre as correntes ou tensões primárias e secundárias. Esta convenção garante soma em fase em circuitos de medição, evitando erros em cálculos de potência ou relés de proteção.[14]

Diferenças entre transformadores de corrente e tensão

Os transformadores de corrente (TCs) e os transformadores de tensão (TPs), também conhecidos como transformadores de potencial, diferem fundamentalmente em seus princípios operacionais devido aos seus métodos de conexão e forças motrizes. Os TCs são conectados em série com o circuito primário, onde a corrente primária conduz a corrente secundária através de um caminho de baixa impedância, normalmente transformando altas correntes de linha (por exemplo, centenas de amperes) em um valor secundário padrão como 5 A, com o secundário se comportando como uma fonte de corrente amplamente independente da carga conectada dentro de limites especificados. Em contraste, os TPs são conectados em paralelo através da tensão primária, funcionando como pequenos transformadores de potência com a tensão primária aplicada diretamente ao secundário através de um caminho de alta impedância, escalando altas tensões (por exemplo, 11 kV) para valores secundários baixos como 110 V, onde o secundário atua como uma fonte de tensão proporcional ao primário. Esta conexão em série em TCs introduz impedância mínima ao circuito de potência, enquanto a conexão shunt em TPs isola os dispositivos de medição de altas tensões.[15]

Uma distinção crítica de segurança surge desses modos operacionais: o secundário de um TC nunca deve estar em circuito aberto enquanto o primário estiver energizado, pois a força eletromotriz induzida (fem) pode gerar tensões perigosamente altas - potencialmente até 3.500 V - devido ao acúmulo de fluxo magnético no núcleo, arriscando falha de isolamento, danos ao equipamento ou ferimentos pessoais. Para mitigar isso, os secundários do TC são curto-circuitados ou conectados a cargas de baixa impedância durante a manutenção, muitas vezes com dispositivos de proteção como blocos de curto-circuito. Os TPs, entretanto, podem ser desconectados de sua carga com segurança e sem tais riscos, pois sua operação se assemelha à dos transformadores de potência, onde o circuito aberto do secundário simplesmente reduz a carga sem induzir tensões perigosas; em vez disso, os TPs exigem proteção contra curtos-circuitos secundários, que podem causar aquecimento excessivo gerenciado por fusíveis ou disjuntores miniatura.[1]

Em resposta às falhas do sistema, os TCs e os TPs exibem comportamentos contrastantes adaptados às suas funções. Os TCs da classe de medição são projetados para saturar durante correntes de falta de alta magnitude (muitas vezes até 20-50 vezes o valor nominal por curtos períodos) para limitar a corrente secundária e proteger o equipamento de medição contra sobrecarga, enquanto os TCs da classe de proteção visam manter a linearidade nessas faixas para uma operação precisa do relé; entretanto, a saturação ainda pode ocorrer em TCs de proteção sob condições severas, distorcendo a forma de onda e reduzindo a precisão durante transientes, como falhas assimétricas com offsets CC.[15][1] Os TPs, por outro lado, priorizam a linearidade e mantêm a saída proporcional mesmo sob sobretensões de até 110-140% do valor nominal por longos períodos, com baixa densidade de fluxo central para evitar saturação e garantir monitoramento preciso da tensão durante faltas, embora possam sofrer erros transitórios imediatamente após mudanças de tensão.[1]

Construção e Design

Os transformadores de corrente (TCs) são projetados para conexão em série com o circuito primário de alta corrente, normalmente transformando correntes de linha em saídas secundárias padrão de 1 A ou 5 A para medição e proteção seguras. O enrolamento primário geralmente consiste em uma única volta ou condutor de barra passando por um núcleo toroidal (TCs do tipo janela ou tipo barra), minimizando as voltas para lidar com altas correntes com baixa resistência, enquanto o enrolamento secundário apresenta numerosas voltas de fio fino para atingir a taxa de redução. Os TCs do tipo enrolado, usados ​​para correntes mais baixas, possuem um enrolamento primário multivoltas no núcleo ao lado do secundário. O núcleo é geralmente feito de laminações de aço silício de alta permeabilidade para reduzir a corrente de magnetização e as perdas, com projetos otimizados para evitar a saturação sob condições de falha.[1]

Os métodos de isolamento comuns incluem imersão em óleo para unidades internas ou externas de até tensões médias, proporcionando resfriamento e rigidez dielétrica, ou isolamento de gás com hexafluoreto de enxofre (SF6) para aplicações de alta tensão em painéis isolados a gás (GIS). Os CTs do tipo seco empregam encapsulamento de resina epóxi, como poliuretano para uso interno ou epóxi cicloalifático hidrofóbico (HCEP) para ambientes externos, eliminando riscos relacionados ao óleo e cumprindo as regulamentações ambientais. Os TCs de bucha integram o núcleo e o secundário diretamente nas buchas de alta tensão de disjuntores ou transformadores, usando isoladores de porcelana ou compostos para maior compactação. Esses projetos incorporam camadas de isolamento estratificadas para evitar descargas parciais e garantir confiabilidade sob campos elétricos elevados.[1][16]

As opções de montagem variam de acordo com a aplicação: montagem em pedestal para subestações externas em bases de concreto, tipos plug-in para painéis de quadros ou buchas integradas para equipamentos de alta tensão. Os avanços modernos incluem TCs eletrônicos e de baixa energia com sensores de efeito Hall ou bobina de Rogowski para ampla largura de banda e medição CC, suportando subestações digitais a partir da década de 2020. Recursos auxiliares, como dispositivos de supressão, podem ser adicionados para mitigar a ferrorressonância em certas configurações.[1]

Taxa de transformação

A relação de transformação de um transformador de corrente (TC) é fundamentalmente determinada pela razão nominal n=NsNpn = \frac{N_s}{N_p}n=Np​Ns​​, onde NsN_sNs​ é o número de voltas no enrolamento secundário e NpN_pNp​ é o número no enrolamento primário. Esta relação define a escala ideal entre a corrente primária IpI_pIp​ e a corrente secundária IsI_sIs​, de modo que em um TC perfeito, a relação de corrente real k=IpIs=nk = \frac{I_p}{I_s} = nk=Is​Ip​​=n. No entanto, TCs reais apresentam desvios porque a corrente de magnetização necessária para estabelecer o fluxo magnético no núcleo consome uma parte dos amperes-espiras primários, resultando em IsI_sIs​ sendo ligeiramente inferior ao valor ideal e, portanto, k≈nk \approx nk≈n com uma pequena discrepância.[17][18][19]

Os TCs são normalmente marcados com sua relação nominal na forma de amperes primários para secundários, como 1.000:5 A, indicando que uma corrente primária de 1.000 A produz uma corrente secundária de 5 A sob condições nominais. Essas marcações atendem a padrões internacionais como IEC 61869-2, que especificam faixas de tolerância para a relação de transformação com base na classe de precisão do TC. Para aplicações de medição, classes como 0,5 ou 1,0 limitam o erro da relação percentual a ±0,5% ou ±1,0% na frequência e corrente nominais, respectivamente, garantindo uma escala confiável para dispositivos de medição. Os TCs de classe de proteção, indicados como 5P ou 10P, permitem tolerâncias mais amplas (por exemplo, ±1% a ±5%), mas priorizam o desempenho sob condições de falha.[20][21][22]

Erros na relação de transformação surgem de discrepâncias de magnitude e ângulo de fase, principalmente devido à corrente de magnetização e à reatância de fuga entre os enrolamentos. O erro da razão percentual é calculado como ϵ=knIs−IpIp×100%\epsilon = \frac{k_n I_s - I_p}{I_p} \times 100%ϵ=Ip​kn​Is​−Ip​​×100%, onde knk_nkn​ é a razão nominal; este erro aumenta com maiores requisitos ou cargas de magnetização. A reatância de fuga introduz um deslocamento de fase θ\thetaθ entre IpI_pIp​ e IsI_sIs​, normalmente pequeno (em minutos ou graus), pois faz com que a corrente secundária fique ligeiramente atrasada; minimizar o espaçamento entre enrolamentos reduz esse efeito. Para um TC 200:5 (kn nominal = 40k_n = 40kn​=40), assumindo uma carga secundária de 2,5 VA a 50 Hz e uma corrente de magnetização de 0,5% do IpI_pIp​ nominal, o erro de magnitude pode aproximar-se de 0,2%, com um erro de ângulo de fase de cerca de 10 minutos - valores que devem permanecer dentro dos limites da classe para uma operação precisa.

A seleção da relação de transformação depende dos níveis máximos de corrente contínua do sistema e dos requisitos dos instrumentos conectados, como relés ou medidores classificados para correntes secundárias padrão de 5 A ou 1 A. A classificação primária nominal deve exceder a corrente de carga esperada por uma margem (normalmente 20-50%) para evitar saturação sob sobrecargas, garantindo ao mesmo tempo que a saída secundária corresponda às capacidades de entrada do instrumento para uma escala precisa. A carga conectada influencia a proporção efetiva, embora os impactos detalhados na precisão sejam abordados separadamente.[26][27]

Carga, precisão e classes

A carga de um transformador de corrente (TC) refere-se à carga total conectada ao seu circuito secundário, normalmente expressa como a potência aparente em volt-amperes (VA) que o TC pode fornecer em sua corrente secundária nominal - geralmente 1 A ou 5 A - enquanto mantém a precisão especificada sob um fator de potência padrão de atraso de 0,8. Isso inclui a impedância de instrumentos de medição conectados, relés, cabos e outros dispositivos, com classificações comuns para TCs de medição variando de 1,5 VA a 30 VA, como 15 VA para aplicações típicas de medição de receita.[28] Exceder a carga nominal aumenta a queda de tensão secundária e pode levar à saturação do núcleo, distorcendo a forma de onda de saída e reduzindo a precisão, especialmente durante altas correntes de falta.[16]

As classes de precisão para TCs são padronizadas para garantir desempenho confiável para funções de medição ou proteção, com requisitos distintos sob as diretrizes 61869-2 da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC). Para TCs de medição, classes como 0,1, 0,2, 0,5, 1, 3 e 5 especificam limites de erro de relação e deslocamento de fase em porcentagens da corrente primária nominal (por exemplo, 5%, 25%, 50%, 100%), onde a classe 0,5 permite um erro de relação máximo de 0,5% na corrente nominal e 1,5% a 5% da corrente nominal. Os TCs de proteção usam classes 5P e 10P, que priorizam o desempenho durante sobrecorrentes até o fator limite de precisão (ALF, geralmente 5 a 20 vezes a corrente nominal), com classe 5P limitando o erro composto a 1% na corrente nominal e 5% em ALF vezes a corrente nominal.[16] Essas classes garantem que os TCs de medição forneçam medições precisas de energia para faturamento, enquanto os TCs de proteção fornecem reprodução fiel da corrente de falta para evitar mau funcionamento do relé.[28]

A principal medida de precisão é o erro de proporção, definido como o desvio entre a taxa de transformação real e a taxa nominal, calculada como:

onde knk_nkn​ é a taxa de transformação nominal, IsI_sIs​ é a corrente secundária real e IpI_pIp​ é a corrente primária real sob carga e frequência nominais.[16] O deslocamento de fase, a diferença angular entre as correntes primária e secundária (positiva se os condutores secundários), também é limitado, normalmente a 30 minutos para TCs de medição classe 0,5 na corrente nominal. Para TCs de proteção, o erro composto avalia a fidelidade geral da forma de onda durante faltas, definida como a diferença quadrática média (RMS) entre a corrente primária e a corrente secundária invertida escalonada pela relação nominal, expressa como uma porcentagem:

onde ipi_pip​ e isi_sis​ são correntes primárias e secundárias instantâneas, e TTT é o período; os limites são 5% para 5P e 10% para 10P em ALF (por exemplo, <10% de erro a 20 vezes a corrente nominal para classe 10P).[29]

O teste de TCs envolve a verificação da conformidade aplicando cargas correspondentes ou inferiores ao valor nominal para evitar a saturação e garantir que os erros permaneçam dentro dos limites da classe, muitas vezes usando injeção primária ou métodos de comparação em correntes e fatores de potência especificados. Cargas incompatíveis durante a operação ou teste podem causar aquecimento excessivo ou resposta não linear, exigindo a seleção de TCs com classificação VA suficiente para acomodar a impedância total do circuito secundário.[16]

Tipos Multi-Proporção e Especiais

Os transformadores de corrente (TCs) multi-relação apresentam enrolamentos secundários com múltiplas derivações, permitindo relações de transformação selecionáveis ​​para acomodar correntes primárias variadas em um único dispositivo. Esses taps permitem que os usuários configurem relações como 600:5 ou 1200:5 conectando links de jumpers externos a pontos específicos no enrolamento, proporcionando flexibilidade sem a necessidade de vários TCs dedicados.[30][14] Este projeto é particularmente útil em subestações onde as condições de carga podem mudar, mas introduz complexidade adicional na fabricação e instalação em comparação com TCs de relação única, impactando potencialmente o custo geral e a manutenção.[31] A versatilidade obtida suporta aplicações mais amplas em sistemas de energia dinâmicos, superando a complexidade para instalações que necessitam de adaptabilidade.[32]

Tipos especiais de TCs atendem a requisitos de nicho além das configurações padrão. Os TCs de bucha, integrados às buchas de isolamento de transformadores de potência ou disjuntores, utilizam o condutor de alta tensão como um primário de volta única, enquanto envolvem um núcleo toroidal e um enrolamento secundário dentro da estrutura da bucha para medição compacta e de alta corrente de até milhares de amperes. Os acopladores lineares, uma variante de núcleo de ar, funcionam como reatores mútuos para detectar componentes CA e CC em correntes de falta, comumente empregados em esquemas de proteção diferencial de barramento, onde produzem uma saída proporcional à taxa de variação da corrente primária. Os TCs de baixa energia, projetados para medição habilitada para IoT, coletam energia diretamente do circuito medido para operar sem fio, sem baterias, permitindo o monitoramento remoto de energia em redes inteligentes com consumo mínimo de energia.[37][38]

Nos desenvolvimentos modernos, os TCs baseados em sensores de efeito Hall surgiram para medições de ampla faixa, oferecendo resposta linear a correntes CC e CA em amplas larguras de banda e integrando-se perfeitamente aos sistemas de subestações digitais da década de 2020 para aquisição e proteção aprimoradas de dados. Esses sensores detectam campos magnéticos gerados por correntes sem contato físico, proporcionando isolamento galvânico e compatibilidade com relés digitais.[39]

Os transformadores de tensão de instrumento, também conhecidos como transformadores de potencial, apresentam uma configuração de núcleo e enrolamento otimizada para isolamento de alta tensão e redução precisa de tensão. O enrolamento primário lida com a alta tensão do sistema e consiste em menos voltas feitas de fio de seção transversal grande para minimizar a reatância e a queda de tensão, enquanto o enrolamento secundário fornece uma saída de baixa tensão, normalmente 115-120 V, adequada para dispositivos de medição e proteção. O núcleo foi projetado com baixos níveis de indução e uma grande seção transversal para reduzir ainda mais o número de voltas necessárias, aumentando a eficiência e a compacidade. O isolamento estratificado é empregado entre as camadas dos enrolamentos para evitar descargas parciais, que poderiam degradar o isolamento ao longo do tempo; isso envolve camadas de materiais como papel ou filme para distribuir o estresse elétrico uniformemente e manter a integridade dielétrica sob campos elevados.

Os principais tipos de transformadores de tensão de instrumentos são projetos indutivos eletromagnéticos, que usam núcleos magnéticos para transferir tensão. Eles são comumente isolados com óleo para tensões mais baixas ou gás hexafluoreto de enxofre (SF6) para tensões mais altas, proporcionando resistência dielétrica superior e compactação em unidades isoladas a gás. No entanto, devido ao elevado potencial de aquecimento global do SF6, alternativas livres de SF6, como ar limpo (misturas de nitrogênio-oxigênio) e gases à base de fluoronitrila, como o g3, serão cada vez mais utilizadas em novas instalações para atender às regulamentações ambientais a partir de 2025.[41] As versões imersas em óleo apresentam buchas de porcelana ou polímero para aplicações externas, enquanto os transformadores preenchidos com SF6 empregam carcaças de porcelana seladas para conter o gás sob baixa pressão, permitindo operação de até 800 kV ou superior em sistemas de tensão extra-alta. Esses projetos priorizam a robustez mecânica, com tanques de aço de paredes pesadas em tipos de óleo para suportar pressões internas, e são classificados para tensões de sistema que se estendem até 1.000 kV em aplicações de ultra-alta tensão, onde variantes capacitivas podem complementar as indutivas.

As configurações de montagem para esses transformadores incluem bases de pedestal para instalações externas de subestações, permitindo suporte estável em fundações de concreto, e projetos internos para ambientes controlados, como salas de manobra. Para mitigar a ferroressonância – uma oscilação potencial em sistemas não aterrados – bobinas ou resistores de supressão, normalmente classificados em 27-60 Ω e 200 W, são integrados aos enrolamentos secundários ou conexões delta aberto. Os avanços materiais pós-2000 mudaram para o encapsulamento de resina epóxi em variantes do tipo seco, usando epóxi cicloalifático (CEP) ou variantes hidrofóbicas (HCEP) para eliminar o óleo e reduzir os riscos ambientais de vazamentos ou descarte, alinhando-se com os regulamentos sobre substâncias perigosas e promovendo a sustentabilidade em implantações urbanas e ecologicamente sensíveis.[1][40]

Taxa de Transformação e Compensação

A relação de transformação de um transformador de potencial é definida como n=NpNsn = \frac{N_p}{N_s}n=Ns​Np​​, onde NpN_pNp​ é o número de voltas no enrolamento primário e NsN_sNs​ é o número de voltas no enrolamento secundário. Sob condições sem carga, a tensão primária VpV_pVp​ se relaciona com a tensão secundária VsV_sVs​ pela equação Vp=nVsV_p = n V_sVp​=nVs​, assumindo corrente de magnetização insignificante. Essa relação fornece a escala de tensão fundamental para aplicações de medição e proteção, com projetos práticos ajustando as voltas para minimizar desvios da idealidade.[44]

Para resolver erros inerentes à corrente de excitação, que causa quedas de tensão nos enrolamentos, técnicas de compensação são integradas aos projetos de transformadores de potencial. Os enrolamentos auxiliares conectados em paralelo com o secundário podem reduzir os efeitos da reatância de fuga, enquanto os divisores capacitivos em transformadores de tensão capacitivos (CVTs) empregam reatores de compensação sintonizados para neutralizar mudanças de fase e imprecisões de relação. Esses métodos garantem que o erro geral permaneça abaixo de 0,5%, alinhando-se aos requisitos da classe de precisão para medição precisa.[1]

Os transformadores de tensão são marcados com suas relações nominais, como 11000/110 V, denotando a escala de tensão primária para secundária, juntamente com a carga nominal que especifica a classe de precisão sob condições de carga definidas.[1]

Em linhas de transmissão longas, o efeito Ferranti - decorrente da capacitância distribuída - eleva a tensão da extremidade receptora sob condições de carga leve, distorcendo potencialmente as medições; a compensação em CVTs, por meio de indutores em série sintonizados na frequência da linha, mitiga isso estabilizando a relação efetiva e a resposta de fase.[45]

Considerações sobre precisão e carga

Nos transformadores de potencial, a carga refere-se à carga secundária, normalmente expressa em volt-amperes (VA), que influencia diretamente a tensão de saída do transformador e a precisão geral. Um VA secundário nominal comum para aplicações de medição é de cerca de 75 a 100 VA, embora os instrumentos eletrônicos modernos muitas vezes imponham cargas muito mais baixas, como menos de 10 VA no total. Carga excessiva causa quedas de tensão na impedância do enrolamento secundário, levando à redução da tensão secundária sob carga em comparação com condições sem carga, degradando assim a precisão da medição.[46][40]

Este efeito é quantificado pela regulação percentual de tensão, que mede o desvio da tensão secundária devido à carga:

Aqui, Vno-loadV_{\text{sem carga}}Vno-load​ é a tensão secundária com carga mínima, e Vfull-loadV_{\text{full-load}}Vfull-load​ é a tensão na carga nominal; cargas mais altas aumentam esta regulação, potencialmente mudando o erro de relação de valores positivos (sob carga leve) para valores negativos à medida que a compensação interna do transformador é sobrecarregada. Para otimizar o desempenho, a carga nominal é frequentemente selecionada como aproximadamente 1,5 vezes a carga conectada esperada, garantindo que o transformador opere dentro de seus limites de precisão em impedâncias secundárias típicas.[47][40]

As classes de precisão para transformadores de tensão, conforme definido pela IEC 61869-3, variam de 0,1 a 3 para fins de medição, especificando a relação máxima permitida e erros de ângulo de fase sob frequência nominal (50 Hz ou 60 Hz) e condições de carga. Por exemplo, a classe 0.1 permite um erro de relação de ±0,1% e deslocamento de fase de ±5 minutos a 80-120% da tensão nominal e carga nominal total, enquanto a classe 3 permite erro de razão de ±3% e deslocamento de ±180 minutos; esses limites garantem uma medição confiável quando a carga conectada não excede o VA nominal e o fator de potência (normalmente com atraso de 0,8). Os erros são avaliados em uma faixa de carga de 0 a 100% da tensão nominal, com desempenho garantido até 5% da tensão nominal.[48][40]

Os transformadores de tensão são projetados para suportar sobretensões contínuas de 1,2 por unidade (pu) e sobretensões de curto prazo de até 1,5 pu por 30 segundos sem quebra de isolamento ou erro excessivo, acomodando transientes do sistema em configurações de neutro efetivamente aterradas ou isoladas. Esse recurso mantém a precisão dentro dos limites da classe durante tais eventos, evitando ferroressonância ou saturação que poderiam amplificar erros.

A distorção harmônica na tensão primária, decorrente de cargas não lineares, impacta ainda mais a precisão, induzindo magnetização não linear e perdas por correntes parasitas no núcleo, que distorcem a forma de onda secundária e aumentam os erros de relação e os deslocamentos de fase. Para um transformador de tensão classe 0,2 sob uma alimentação distorcida com até 40% de conteúdo de quinto harmônico, os erros de tensão podem atingir -0,6% em ordens mais altas (por exemplo, 100º harmônico) e as mudanças de fase podem exceder 50 minutos, embora os níveis típicos da rede (distorção harmônica total <5%) mantenham os erros dentro dos limites da classe; técnicas de compensação ou materiais de núcleo de baixa distorção são frequentemente empregados para mitigar esses efeitos.[49]

Variantes capacitivas e eletrônicas

Os transformadores de tensão capacitivos (CVTs) representam uma alternativa não indutiva aos transformadores de tensão tradicionais, utilizando um divisor de tensão capacitivo para reduzir altas tensões. A construção normalmente envolve uma pilha de capacitores conectados em série formando o braço de alta tensão do divisor, alojado em um isolador de porcelana preenchido com óleo ou gás isolante, que fornece divisão parcial de tensão do potencial da linha. Este divisor alimenta uma tensão intermediária, normalmente 5-20 kV, para uma unidade eletromagnética (EMU) na base, que consiste em um transformador abaixador, um reator de compensação para corrigir mudanças de fase e um circuito de supressão de ferrorressonância. O reator de sintonia garante ressonância na frequência do sistema, aumentando a precisão e a estabilidade. Os CVTs são particularmente vantajosos para aplicações de alta tensão, oferecendo custos mais baixos do que projetos indutivos em tensões acima de 66 kV devido à redução dos requisitos de material, ao mesmo tempo em que fornecem uma ampla largura de banda adequada para medições de frequência de energia e sinais de portadora de linha de energia de alta frequência. Eles são comumente implantados em linhas de transmissão de 69 kV a 765 kV para fins de medição, proteção e acoplamento. No entanto, os CVTs são suscetíveis à ferroressonância, uma oscilação não linear que pode levar a sobretensões e danos aos equipamentos, muitas vezes atenuados por circuitos de amortecimento, mas que ainda representam riscos durante as operações de comutação. Sua resposta transitória é inferior à dos transformadores indutivos, com oscilações de tensão e tempos de decaimento que podem atrasar a detecção de faltas, como até vários ciclos em casos graves.[50][51][52]

Os transformadores de instrumentos eletrônicos, também conhecidos como transformadores de instrumentos de baixa potência (LPITs) ou transformadores de instrumentos não convencionais (NCITs), empregam tecnologias digitais e ópticas para medir tensão e corrente sem depender de núcleos magnéticos. Isso inclui transformadores de tensão óptica (OVTs) baseados no efeito Pockels para detecção de campo elétrico e projetos baseados em divisores capacitivos para medição de tensão combinada com processamento eletrônico. Os links de fibra óptica transmitem sinais do sensor de alta tensão para uma unidade de fusão, proporcionando imunidade inerente à interferência eletromagnética (EMI) e isolamento elétrico. O desenvolvimento destas tecnologias começou na década de 1970 com sensores ópticos, mas ganhou adoção prática na década de 1990, evoluindo para dispositivos compatíveis com padrões para subestações digitais. Eles se alinham com a IEC 61850, especialmente por meio do protocolo Sampled Values ​​(IEC 61850-9-2), permitindo saídas digitais diretas via Ethernet para integração perfeita em sistemas de redes inteligentes. As vantagens incluem tamanho compacto, construção leve (por exemplo, redução de 25% no peso em painéis isolados a gás), sem riscos de saturação ou ferroressonância e uma ampla faixa dinâmica desde condições de estado estacionário até condições de falha. Apesar desses benefícios, as variantes eletrônicas geralmente incorrem em custos iniciais mais elevados devido à eletrônica avançada e às necessidades de calibração, e seu desempenho pode ser sensível a fatores ambientais como a temperatura.[53][54][55]

Medição e Medição

Os transformadores de instrumentos, particularmente os transformadores de corrente (TCs) e os transformadores de tensão (TPs), são essenciais para a medição precisa de energia em sistemas de energia elétrica, reduzindo altas correntes e tensões primárias para níveis seguros e mensuráveis, adequados para medidores de watt-hora. Esses medidores contam com os sinais transformados para calcular a potência ativa usando a fórmula P=VIcos⁡ϕP = VI \cos \phiP=VIcosϕ, onde VVV representa a tensão, III a corrente e ϕ\phiϕ a diferença do ângulo de fase, com consumo de energia em quilowatts-hora (kWh) obtido pela integração da potência ao longo do tempo para um faturamento preciso.

Em aplicações de medição de receita, transformadores de instrumento classe 0.1 de alta precisão são comumente implantados para minimizar desvios de medição, garantindo a conformidade com requisitos rigorosos de serviços públicos para faturamento comercial e industrial. Esses dispositivos são normalmente instalados em gabinetes à prova de violação para proteção contra manipulação e fatores ambientais, geralmente posicionados em entradas de serviço ou subestações para capturar dados de carga total de maneira confiável.[57][1]

A precisão geral do faturamento em tais configurações é influenciada pelo acúmulo de erros de TCs e TPs, incluindo imprecisões de relação e ângulo de fase, que devem ser controladas para manter o erro combinado do sistema dentro dos limites especificados pela concessionária, normalmente 0,3% a 0,5% sob condições normais de operação de acordo com padrões como ANSI C12.20 e IEEE C57.13.[58][59][60] A correspondência adequada dos encargos e a verificação periódica ajudam a mitigar estes efeitos, evitando perdas de receitas ou litígios.

As implementações modernas integram cada vez mais transformadores de instrumentos com sistemas de controle de supervisão e aquisição de dados (SCADA), permitindo o registro em tempo real de dados de medição para apoiar a previsão de carga, gerenciamento de demanda e otimização da rede.[61] Essa conectividade aprimora os recursos de monitoramento, ao mesmo tempo que mantém o foco na medição em estado estacionário para fins comerciais.

Sistemas de Proteção e Controle

Os transformadores de instrumentos desempenham um papel crítico na proteção do sistema de potência, fornecendo sinais elétricos reduzidos aos relés de proteção, permitindo a detecção e o isolamento de falhas para evitar danos ao equipamento e manter a estabilidade do sistema. Os transformadores de corrente (TCs) são usados ​​principalmente para proteção contra sobrecorrente, onde reduzem altas correntes de falta para níveis adequados para entradas de relé, permitindo que os relés detectem condições anormais, como curtos-circuitos e acionem a operação do disjuntor. Os transformadores de tensão (TPs), por outro lado, fornecem sinais de tensão para proteção de subtensão, que protege contra condições de baixa tensão que podem danificar motores e outras cargas, e para proteção de sequência negativa, que identifica falhas desequilibradas, como erros fase-fase, medindo componentes simétricos.

Uma consideração importante nas aplicações de proteção é o comportamento de saturação dos TCs, que pode distorcer as correntes secundárias durante faltas de alta magnitude e levar à operação incorreta do relé. Os TCs da classe de proteção, como aqueles designados na classe de precisão IEC 5P, são projetados especificamente para limitar erros compostos a 5% ou menos quando as correntes primárias atingem 20 a 100 vezes o valor nominal por curtos períodos, garantindo desempenho confiável do relé sem saturação excessiva.[63] Por exemplo, um TC 5P20 mantém limites de precisão durante correntes de falta até 20 vezes as nominais, com o projeto incorporando núcleos de baixa remanência para recuperação rápida pós-falta.[63]

Em sistemas de controle, os transformadores de instrumentos fornecem entradas essenciais para dispositivos operacionais além da eliminação básica de falhas. CTs e TPs alimentam sinais para disjuntores para decisões de abertura/fechamento com base nos limites de corrente e tensão, enquanto os TPs são essenciais para sincronizar equipamentos, onde medem tensões de barramento e linha para garantir correspondência de fase, alinhamento de frequência e igualdade de tensão antes de colocar geradores em paralelo ou fechar disjuntores. Um exemplo proeminente é a proteção diferencial para transformadores e geradores, que depende de relações de TC correspondentes em ambas as extremidades da zona protegida para comparar as correntes de entrada e de saída; qualquer desequilíbrio que exceda um limite definido indica uma falha interna, solicitando um isolamento rápido.[65]

A evolução em direção às subestações digitais na década de 2020 impulsionou a adoção de transformadores de instrumentos de baixa potência (LPITs), como TCs baseados em bobinas de Rogowski e VTs ópticos, que fornecem potência de saída mínima (por exemplo, miliwatts) diretamente compatível com relés baseados em microprocessadores, reduzindo a carga de fiação e permitindo comunicações digitais IEC 61850 para esquemas de proteção mais rápidos e integrados. Esses LPITs eliminam os problemas tradicionais de saturação magnética e suportam algoritmos avançados em relés numéricos para melhor discriminação de faltas em ambientes de rede modernos.[66]

Padrões Internacionais

A série 61869 da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) estabelece os padrões globais fundamentais para transformadores de instrumentos, aplicáveis ​​a dispositivos recém-fabricados com tensões nominais acima de 1 kV CA ou 1,5 kV CC, operando em frequências de 15 Hz a 400 Hz ou em aplicações CC.[5] A IEC 61869-1:2023 especifica requisitos gerais, incluindo limites de erro para sinais secundários analógicos e digitais, especificações de largura de banda, filtros anti-aliasing e classes de precisão que definem erros de relação e ângulo de fase permitidos para funções de medição e proteção. Também exige testes dielétricos, como testes de tipo para resistência a impulsos e medições rotineiras de descargas parciais, para garantir a integridade do isolamento sob condições de alta tensão.[5] A IEC 61869-2:2012 fornece requisitos adicionais para transformadores de corrente (TCs), com foco em tipos indutivos usados ​​com instrumentos de medição e dispositivos de proteção, incluindo classes de precisão específicas como 0,1 a 5P para aplicações precisas de medição e proteção.[67] A IEC 61869-3:2011 aborda transformadores de tensão indutivos (TPs), detalhando taxas de transformação, capacidades de carga e desempenho dielétrico adaptado às necessidades de proteção elétrica e medição.[68]

Na América do Norte, o padrão IEEE C57.13-2016 descreve requisitos para transformadores de instrumentos em sistemas de energia CA, enfatizando características elétricas, dimensionais e mecânicas com recursos de segurança integrados.[44] Ele define relações de transformação padrão, como 600:5 para TCs, e classificações de carga (por exemplo, 0,1 Ω a 2,5 VA) para garantir compatibilidade com equipamentos de medição e relés.[44] Marcações de polaridade e procedimentos de teste para relação, ângulo de fase e desmagnetização também são especificados para facilitar a instalação precisa e a verificação de desempenho.[44]

O American National Standards Institute (ANSI) C12.11-2024 rege transformadores de instrumentos para medição de receita nos Estados Unidos, cobrindo transformadores de corrente e de tensão acoplados indutivamente com níveis básicos de isolamento de 10 kV a 350 kV. Ele prioriza alta precisão de medição (por exemplo, limites de erro de 0,3%), classificações térmicas para operação contínua e dimensões padronizadas para apoiar sistemas confiáveis ​​de faturamento de energia.[69]

O CIGRE, através de seus folhetos técnicos, oferece diretrizes complementares para aplicações de transformadores de instrumentos de alta tensão, particularmente em redes de transmissão acima de 60 kV.[70] O folheto 512 (2010) analisa dados de confiabilidade global e modos de falha para TCs e TPs de alta tensão, recomendando melhorias de projeto para resistência transitória e práticas de manutenção.[70] O Folheto 301 (2010) aborda o uso de transformadores de instrumentos ópticos em testes de alta tensão, fornecendo critérios de desempenho para sensores não convencionais em ambientes eletromagnéticos severos.[71]

As revisões da série IEC 61869 na década de 2010, começando com peças principais publicadas entre 2011 e 2016, substituíram os padrões IEC 60044 mais antigos e incorporaram disposições para transformadores de instrumentos eletrônicos para alinhamento com subestações digitais. A IEC 61869-6:2016 introduziu requisitos para transformadores de instrumentos de baixa potência (LPITs), incluindo sensores eletrônicos de corrente e tensão com saídas nominais abaixo de 1 VA, enfatizando interfaces digitais e tamanho reduzido para integração de redes inteligentes.[73] Partes subsequentes como IEC 61869-9:2016 e IEC 61869-10:2017 estenderam o suporte para saídas digitais e LPITs passivos, com especificações de precisão sob condições harmônicas para garantir desempenho confiável em meio a formas de onda não senoidais de eletrônica de potência. Essas atualizações também melhoraram os critérios de resistência harmônica em testes dielétricos e de precisão, exigindo a avaliação da resposta do transformador à distorção harmônica total de até 15% para proteção e integridade de medição.[75] A IEC 61869-20:2025 aborda requisitos de segurança para transformadores de instrumentos em aplicações de alta tensão, incluindo proteções contra tensões mecânicas e ambientais.[76]

Procedimentos de teste e calibração

Os procedimentos de teste para transformadores de instrumentos, incluindo transformadores de corrente (TCs) e transformadores de tensão (TPs), são essenciais para verificar seu desempenho, precisão e segurança em aplicações de medição e proteção. Esses procedimentos são regidos por padrões internacionais como IEEE Std C57.13-2016 e a série IEC 61869, que categorizam os testes em rotina (realizados em cada unidade), tipo (para validação de projeto) e especiais (conforme necessário). Os testes de rotina garantem a conformidade com as classes de precisão, enquanto os testes de tipo avaliam a confiabilidade a longo prazo sob tensões operacionais. A calibração se concentra na verificação da razão, do ângulo de fase e dos limites de erro com medições rastreáveis ​​aos institutos nacionais de metrologia, minimizando as incertezas nas operações de medição e relé de receitas.[77][5]

A verificação da precisão começa com medições de relação e ângulo de fase, realizadas na frequência nominal e nas cargas especificadas. Para TCs, os testes ocorrem em 5% a 120% da corrente nominal, usando métodos como o voltímetro-amperímetro ou ponte comparadora para determinar o fator de correção de relação (RCF) e o fator de correção do transformador (TCF), com limites como ±0,15% para TCs de medição de classe de precisão 0,15. Os TPs são testados em 80% a 120% da tensão nominal, garantindo deslocamento de fase inferior a 20 minutos para unidades classe 0,3. Essas medições requerem equipamentos calibrados para incertezas de ±0,075% na razão e ±0,75 milirradianos no ângulo de fase para aplicações de alta precisão, com desmagnetização do núcleo antes do teste para garantir a reprodutibilidade.[77][78]

Os testes dielétricos e de isolamento avaliam as capacidades de resistência. Os testes de tensão induzida aplicam uma tensão de aproximadamente duas vezes a tensão secundária nominal induzida no enrolamento secundário a aproximadamente duas vezes a frequência nominal durante 150 segundos ou até um aumento de temperatura de 10 °C, o que ocorrer primeiro, para verificar o isolamento entre espiras; esse teste não é necessário se a indução sinusoidal a 400 Hz causar saturação do núcleo.[77] Os testes de tensão aplicados utilizam 2-4 kV nos enrolamentos secundários durante um minuto. Medições de descarga parcial, rotina para unidades acima de 5 kV de acordo com os padrões IEC, limitam as descargas a ≤10 pC a 1,2 vezes a tensão nominal para projetos aplicáveis.[5] Os testes de aumento de temperatura, como testes de tipo, monitoram os enrolamentos sob carga nominal até o estado estacionário, garantindo aumentos abaixo de 65°C para TCs internos.[77][29]

Os procedimentos de calibração enfatizam a rastreabilidade e a avaliação de incertezas de acordo com IEEE/IEC 61869-21, usando padrões de referência como os do NIST para TCs, onde os erros são calibrados a 60 Hz com incertezas tão baixas quanto 20 ppm. Para variantes eletrônicas, a calibração da saída digital segue a IEC 61869-10, verificando a resposta transitória e a precisão harmônica. As cargas são calibradas separadamente usando métodos de três voltímetros para simular condições de serviço, garantindo que a carga secundária total não exceda o VA nominal. Após a calibração, os certificados fornecem fatores de correção para ajustes em campo, com intervalos de recalibração de 1 a 5 anos, dependendo do uso.[78][79]

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Definição e Propósito

Transformadores de instrumentos são dispositivos elétricos especializados que reproduzem altas correntes ou tensões de circuitos de potência primários de maneira proporcional e reduzida em seus circuitos secundários, permitindo conexão segura a equipamentos de medição, relés de proteção e instrumentos de controle sem interromper a operação do circuito primário. Esses dispositivos garantem que a saída secundária permaneça em níveis baixos e padronizados, normalmente 5 A para correntes ou 100 V para tensões, facilitando medição e monitoramento precisos em ambientes de alta tensão.[5]

Os objetivos principais dos transformadores de instrumentos incluem fornecer isolamento galvânico entre o lado primário de alta tensão e o lado secundário de baixa tensão para proteger o pessoal e o equipamento contra riscos elétricos, dimensionar os parâmetros elétricos para atender aos requisitos de entrada dos instrumentos padrão e permitir medições contínuas e não intrusivas em sistemas de energia de corrente alternada (CA). Ao isolar circuitos, eles evitam a propagação de falhas, como correntes de curto-circuito ou sobretensões, para dispositivos secundários sensíveis.[4]

Os principais benefícios incluem riscos minimizados para os operadores por meio da separação elétrica, maior eficiência de custos em relação aos métodos diretos de detecção de alta tensão que exigiriam equipamentos de proteção especializados e conformidade com critérios rigorosos de segurança e desempenho descritos em normas como IEC 61869, que especifica requisitos de precisão, limites de erro e resiliência ambiental em aplicações acima de 1 kV CA ou 1,5 kV CC.[5] Os transformadores de instrumentos tiveram origem no final do século XIX, coincidindo com a expansão das redes de distribuição de energia CA que necessitavam de soluções de medição seguras e em escala para a crescente infraestrutura de alta tensão.[6] Os dois tipos principais são transformadores de corrente, que lidam com o escalonamento de corrente, e transformadores de tensão, que gerenciam a redução de tensão.[4]

Desenvolvimento Histórico

O desenvolvimento de transformadores de instrumentos originou-se no final do século 19 em meio à rápida adoção de sistemas de corrente alternada (CA) para distribuição de energia. O desenvolvimento de transformadores de corrente teve origem no final da década de 1880, com os primeiros projetos baseados no transformador de núcleo fechado inventado pela equipe ZBD (Károly Zipernowsky, Ottó Bláthy e Miksa Déri) em 1885.[7] Essas inovações foram essenciais para isolar instrumentos de tensões perigosas do circuito primário e, ao mesmo tempo, fornecer sinais secundários precisos.

Os principais marcos no início do século 20 incluíram a padronização de transformadores de instrumentos para garantir confiabilidade e interoperabilidade. Na década de 1920, o Instituto Americano de Engenheiros Elétricos (AIEE, antecessor do IEEE) emitiu os primeiros padrões dedicados, como o Padrão AIEE No. 14 em 1925, definindo requisitos de desempenho e testes.[8] Simultaneamente, a Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) começou a formular diretrizes análogas, promovendo consistência global nas classes de projeto e precisão. Os avanços pós-Segunda Guerra Mundial concentraram-se em melhorias de materiais, com a adoção generalizada de núcleos de aço silício de grãos orientados, aumentando a eficiência, reduzindo as perdas magnéticas e permitindo unidades compactas e de alto desempenho para expandir os esforços de eletrificação do pós-guerra.

Durante as décadas de 1960 e 1970, os transformadores de instrumentos desempenharam um papel vital na expansão maciça dos sistemas de energia, apoiando o aumento da capacidade de produção e da infra-estrutura de transmissão em regiões como a América do Norte e a Europa, onde os activos envelhecidos desta época ainda constituem a espinha dorsal de muitas redes.[10] A transição para a era moderna acelerou na década de 1980 com a introdução de transformadores de instrumentos eletrônicos, que digitalizaram sinais para maior precisão e tamanho reduzido, seguidos por variantes ópticas nas décadas de 1990 e 2000, aproveitando o efeito Faraday para detecção de corrente não condutiva em subestações digitais. Esses desenvolvimentos foram impulsionados pelas demandas das tecnologias de redes inteligentes, oferecendo vantagens em largura de banda, segurança e integração com redes de comunicação.[12]

Na década de 2020, as atualizações contínuas dos transformadores de instrumentos enfatizam a compatibilidade com a integração de energias renováveis, incluindo transformadores de instrumentos de baixa potência (LPITs) que facilitam o monitoramento preciso de fontes variáveis ​​como solar e eólica, melhorando a estabilidade da rede e apoiando sistemas de energia descentralizados.[13] As análises de mercado projetam um crescimento sustentado, alimentado por iniciativas de modernização da rede em todo o mundo.

Princípios Eletromagnéticos Básicos

Os transformadores de instrumentos funcionam com base no princípio da indução eletromagnética, conforme descrito pela lei de Faraday, que afirma que uma força eletromotriz (EMF) é induzida em um condutor quando ele experimenta um fluxo magnético variável.[1] Nestes dispositivos, o enrolamento primário – que transporta a alta corrente ou tensão do sistema de energia – produz um fluxo magnético alternado num núcleo ferromagnético, que se liga ao enrolamento secundário. Esta mudança de fluxo induz um EMF no secundário proporcional à taxa de variação do fluxo e ao número de voltas secundárias, permitindo a transformação de grandezas elétricas em níveis mais seguros e mensuráveis ​​para instrumentação.[14] O EMF secundário induzido se opõe à mudança de fluxo de acordo com a lei de Lenz, garantindo a conservação de energia no sistema.[1]

Para um transformador ideal sem perdas, as relações entre as grandezas primárias e secundárias decorrem do fluxo magnético compartilhado. Em transformadores de potencial, a tensão secundária VsV_sVs​ se relaciona com a tensão primária VpV_pVp​ por Vs=nVpV_s = n V_pVs​=nVp​, onde n=Ns/Npn = N_s / N_pn=Ns​/Np​ é a relação de espiras, com NsN_sNs​ e NpN_pNp​ denotando espiras secundárias e primárias, respectivamente; isso pressupõe ligação de fluxo uniforme e nenhuma corrente de magnetização.[14] Por outro lado, em transformadores de corrente, a corrente secundária IsI_sIs​ é dada por Is=Ip/nI_s = I_p / nIs​=Ip​/n, onde n=Ns/Npn = N_s / N_pn=Ns​/Np​, refletindo o equilíbrio ampere-espira que mantém o equilíbrio do fluxo.[1] Essas equações são válidas sob a suposição de acoplamento perfeito e perdas desprezíveis no núcleo, fornecendo escala proporcional exata.

Na prática, comportamentos não ideais surgem devido às propriedades magnéticas do núcleo. A magnetização requer uma pequena corrente de excitação no primário para estabelecer o fluxo, mas o fluxo excessivo pode levar o núcleo à saturação, onde a densidade do fluxo magnético BBB não aumenta mais linearmente com a força de magnetização HHH, distorcendo a forma de onda de saída e introduzindo erros. Qualitativamente, a curva BH ilustra isso: na região linear, o fluxo aumenta de forma constante, mas além do ponto de joelho, a saturação nivela a curva, limitando o EMF induzido e causando operação não linear. A histerese, representada pelo loop na curva BH, leva a perdas de energia à medida que a magnetização do material do núcleo fica atrás do campo aplicado, enquanto as correntes parasitas - correntes circulantes induzidas no núcleo - geram calor adicional e reduzem ainda mais a eficiência; estes são minimizados através da construção de núcleo laminado.[14]

As relações de polaridade e fase são essenciais para medições precisas, garantidas pela convenção de pontos no projeto de enrolamento. Os pontos marcam terminais da mesma polaridade instantânea: por exemplo, quando a corrente entra no terminal primário pontilhado, ela induz uma corrente secundária saindo do terminal secundário pontilhado, resultando em uma mudança de fase de 180° entre as correntes ou tensões primárias e secundárias. Esta convenção garante soma em fase em circuitos de medição, evitando erros em cálculos de potência ou relés de proteção.[14]

Diferenças entre transformadores de corrente e tensão

Os transformadores de corrente (TCs) e os transformadores de tensão (TPs), também conhecidos como transformadores de potencial, diferem fundamentalmente em seus princípios operacionais devido aos seus métodos de conexão e forças motrizes. Os TCs são conectados em série com o circuito primário, onde a corrente primária conduz a corrente secundária através de um caminho de baixa impedância, normalmente transformando altas correntes de linha (por exemplo, centenas de amperes) em um valor secundário padrão como 5 A, com o secundário se comportando como uma fonte de corrente amplamente independente da carga conectada dentro de limites especificados. Em contraste, os TPs são conectados em paralelo através da tensão primária, funcionando como pequenos transformadores de potência com a tensão primária aplicada diretamente ao secundário através de um caminho de alta impedância, escalando altas tensões (por exemplo, 11 kV) para valores secundários baixos como 110 V, onde o secundário atua como uma fonte de tensão proporcional ao primário. Esta conexão em série em TCs introduz impedância mínima ao circuito de potência, enquanto a conexão shunt em TPs isola os dispositivos de medição de altas tensões.[15]

Uma distinção crítica de segurança surge desses modos operacionais: o secundário de um TC nunca deve estar em circuito aberto enquanto o primário estiver energizado, pois a força eletromotriz induzida (fem) pode gerar tensões perigosamente altas - potencialmente até 3.500 V - devido ao acúmulo de fluxo magnético no núcleo, arriscando falha de isolamento, danos ao equipamento ou ferimentos pessoais. Para mitigar isso, os secundários do TC são curto-circuitados ou conectados a cargas de baixa impedância durante a manutenção, muitas vezes com dispositivos de proteção como blocos de curto-circuito. Os TPs, entretanto, podem ser desconectados de sua carga com segurança e sem tais riscos, pois sua operação se assemelha à dos transformadores de potência, onde o circuito aberto do secundário simplesmente reduz a carga sem induzir tensões perigosas; em vez disso, os TPs exigem proteção contra curtos-circuitos secundários, que podem causar aquecimento excessivo gerenciado por fusíveis ou disjuntores miniatura.[1]

Em resposta às falhas do sistema, os TCs e os TPs exibem comportamentos contrastantes adaptados às suas funções. Os TCs da classe de medição são projetados para saturar durante correntes de falta de alta magnitude (muitas vezes até 20-50 vezes o valor nominal por curtos períodos) para limitar a corrente secundária e proteger o equipamento de medição contra sobrecarga, enquanto os TCs da classe de proteção visam manter a linearidade nessas faixas para uma operação precisa do relé; entretanto, a saturação ainda pode ocorrer em TCs de proteção sob condições severas, distorcendo a forma de onda e reduzindo a precisão durante transientes, como falhas assimétricas com offsets CC.[15][1] Os TPs, por outro lado, priorizam a linearidade e mantêm a saída proporcional mesmo sob sobretensões de até 110-140% do valor nominal por longos períodos, com baixa densidade de fluxo central para evitar saturação e garantir monitoramento preciso da tensão durante faltas, embora possam sofrer erros transitórios imediatamente após mudanças de tensão.[1]

Construção e Design

Os transformadores de corrente (TCs) são projetados para conexão em série com o circuito primário de alta corrente, normalmente transformando correntes de linha em saídas secundárias padrão de 1 A ou 5 A para medição e proteção seguras. O enrolamento primário geralmente consiste em uma única volta ou condutor de barra passando por um núcleo toroidal (TCs do tipo janela ou tipo barra), minimizando as voltas para lidar com altas correntes com baixa resistência, enquanto o enrolamento secundário apresenta numerosas voltas de fio fino para atingir a taxa de redução. Os TCs do tipo enrolado, usados ​​para correntes mais baixas, possuem um enrolamento primário multivoltas no núcleo ao lado do secundário. O núcleo é geralmente feito de laminações de aço silício de alta permeabilidade para reduzir a corrente de magnetização e as perdas, com projetos otimizados para evitar a saturação sob condições de falha.[1]

Os métodos de isolamento comuns incluem imersão em óleo para unidades internas ou externas de até tensões médias, proporcionando resfriamento e rigidez dielétrica, ou isolamento de gás com hexafluoreto de enxofre (SF6) para aplicações de alta tensão em painéis isolados a gás (GIS). Os CTs do tipo seco empregam encapsulamento de resina epóxi, como poliuretano para uso interno ou epóxi cicloalifático hidrofóbico (HCEP) para ambientes externos, eliminando riscos relacionados ao óleo e cumprindo as regulamentações ambientais. Os TCs de bucha integram o núcleo e o secundário diretamente nas buchas de alta tensão de disjuntores ou transformadores, usando isoladores de porcelana ou compostos para maior compactação. Esses projetos incorporam camadas de isolamento estratificadas para evitar descargas parciais e garantir confiabilidade sob campos elétricos elevados.[1][16]

As opções de montagem variam de acordo com a aplicação: montagem em pedestal para subestações externas em bases de concreto, tipos plug-in para painéis de quadros ou buchas integradas para equipamentos de alta tensão. Os avanços modernos incluem TCs eletrônicos e de baixa energia com sensores de efeito Hall ou bobina de Rogowski para ampla largura de banda e medição CC, suportando subestações digitais a partir da década de 2020. Recursos auxiliares, como dispositivos de supressão, podem ser adicionados para mitigar a ferrorressonância em certas configurações.[1]

Taxa de transformação

A relação de transformação de um transformador de corrente (TC) é fundamentalmente determinada pela razão nominal n=NsNpn = \frac{N_s}{N_p}n=Np​Ns​​, onde NsN_sNs​ é o número de voltas no enrolamento secundário e NpN_pNp​ é o número no enrolamento primário. Esta relação define a escala ideal entre a corrente primária IpI_pIp​ e a corrente secundária IsI_sIs​, de modo que em um TC perfeito, a relação de corrente real k=IpIs=nk = \frac{I_p}{I_s} = nk=Is​Ip​​=n. No entanto, TCs reais apresentam desvios porque a corrente de magnetização necessária para estabelecer o fluxo magnético no núcleo consome uma parte dos amperes-espiras primários, resultando em IsI_sIs​ sendo ligeiramente inferior ao valor ideal e, portanto, k≈nk \approx nk≈n com uma pequena discrepância.[17][18][19]

Os TCs são normalmente marcados com sua relação nominal na forma de amperes primários para secundários, como 1.000:5 A, indicando que uma corrente primária de 1.000 A produz uma corrente secundária de 5 A sob condições nominais. Essas marcações atendem a padrões internacionais como IEC 61869-2, que especificam faixas de tolerância para a relação de transformação com base na classe de precisão do TC. Para aplicações de medição, classes como 0,5 ou 1,0 limitam o erro da relação percentual a ±0,5% ou ±1,0% na frequência e corrente nominais, respectivamente, garantindo uma escala confiável para dispositivos de medição. Os TCs de classe de proteção, indicados como 5P ou 10P, permitem tolerâncias mais amplas (por exemplo, ±1% a ±5%), mas priorizam o desempenho sob condições de falha.[20][21][22]

Erros na relação de transformação surgem de discrepâncias de magnitude e ângulo de fase, principalmente devido à corrente de magnetização e à reatância de fuga entre os enrolamentos. O erro da razão percentual é calculado como ϵ=knIs−IpIp×100%\epsilon = \frac{k_n I_s - I_p}{I_p} \times 100%ϵ=Ip​kn​Is​−Ip​​×100%, onde knk_nkn​ é a razão nominal; este erro aumenta com maiores requisitos ou cargas de magnetização. A reatância de fuga introduz um deslocamento de fase θ\thetaθ entre IpI_pIp​ e IsI_sIs​, normalmente pequeno (em minutos ou graus), pois faz com que a corrente secundária fique ligeiramente atrasada; minimizar o espaçamento entre enrolamentos reduz esse efeito. Para um TC 200:5 (kn nominal = 40k_n = 40kn​=40), assumindo uma carga secundária de 2,5 VA a 50 Hz e uma corrente de magnetização de 0,5% do IpI_pIp​ nominal, o erro de magnitude pode aproximar-se de 0,2%, com um erro de ângulo de fase de cerca de 10 minutos - valores que devem permanecer dentro dos limites da classe para uma operação precisa.

A seleção da relação de transformação depende dos níveis máximos de corrente contínua do sistema e dos requisitos dos instrumentos conectados, como relés ou medidores classificados para correntes secundárias padrão de 5 A ou 1 A. A classificação primária nominal deve exceder a corrente de carga esperada por uma margem (normalmente 20-50%) para evitar saturação sob sobrecargas, garantindo ao mesmo tempo que a saída secundária corresponda às capacidades de entrada do instrumento para uma escala precisa. A carga conectada influencia a proporção efetiva, embora os impactos detalhados na precisão sejam abordados separadamente.[26][27]

Carga, precisão e classes

A carga de um transformador de corrente (TC) refere-se à carga total conectada ao seu circuito secundário, normalmente expressa como a potência aparente em volt-amperes (VA) que o TC pode fornecer em sua corrente secundária nominal - geralmente 1 A ou 5 A - enquanto mantém a precisão especificada sob um fator de potência padrão de atraso de 0,8. Isso inclui a impedância de instrumentos de medição conectados, relés, cabos e outros dispositivos, com classificações comuns para TCs de medição variando de 1,5 VA a 30 VA, como 15 VA para aplicações típicas de medição de receita.[28] Exceder a carga nominal aumenta a queda de tensão secundária e pode levar à saturação do núcleo, distorcendo a forma de onda de saída e reduzindo a precisão, especialmente durante altas correntes de falta.[16]

As classes de precisão para TCs são padronizadas para garantir desempenho confiável para funções de medição ou proteção, com requisitos distintos sob as diretrizes 61869-2 da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC). Para TCs de medição, classes como 0,1, 0,2, 0,5, 1, 3 e 5 especificam limites de erro de relação e deslocamento de fase em porcentagens da corrente primária nominal (por exemplo, 5%, 25%, 50%, 100%), onde a classe 0,5 permite um erro de relação máximo de 0,5% na corrente nominal e 1,5% a 5% da corrente nominal. Os TCs de proteção usam classes 5P e 10P, que priorizam o desempenho durante sobrecorrentes até o fator limite de precisão (ALF, geralmente 5 a 20 vezes a corrente nominal), com classe 5P limitando o erro composto a 1% na corrente nominal e 5% em ALF vezes a corrente nominal.[16] Essas classes garantem que os TCs de medição forneçam medições precisas de energia para faturamento, enquanto os TCs de proteção fornecem reprodução fiel da corrente de falta para evitar mau funcionamento do relé.[28]

A principal medida de precisão é o erro de proporção, definido como o desvio entre a taxa de transformação real e a taxa nominal, calculada como:

onde knk_nkn​ é a taxa de transformação nominal, IsI_sIs​ é a corrente secundária real e IpI_pIp​ é a corrente primária real sob carga e frequência nominais.[16] O deslocamento de fase, a diferença angular entre as correntes primária e secundária (positiva se os condutores secundários), também é limitado, normalmente a 30 minutos para TCs de medição classe 0,5 na corrente nominal. Para TCs de proteção, o erro composto avalia a fidelidade geral da forma de onda durante faltas, definida como a diferença quadrática média (RMS) entre a corrente primária e a corrente secundária invertida escalonada pela relação nominal, expressa como uma porcentagem:

onde ipi_pip​ e isi_sis​ são correntes primárias e secundárias instantâneas, e TTT é o período; os limites são 5% para 5P e 10% para 10P em ALF (por exemplo, <10% de erro a 20 vezes a corrente nominal para classe 10P).[29]

O teste de TCs envolve a verificação da conformidade aplicando cargas correspondentes ou inferiores ao valor nominal para evitar a saturação e garantir que os erros permaneçam dentro dos limites da classe, muitas vezes usando injeção primária ou métodos de comparação em correntes e fatores de potência especificados. Cargas incompatíveis durante a operação ou teste podem causar aquecimento excessivo ou resposta não linear, exigindo a seleção de TCs com classificação VA suficiente para acomodar a impedância total do circuito secundário.[16]

Tipos Multi-Proporção e Especiais

Os transformadores de corrente (TCs) multi-relação apresentam enrolamentos secundários com múltiplas derivações, permitindo relações de transformação selecionáveis ​​para acomodar correntes primárias variadas em um único dispositivo. Esses taps permitem que os usuários configurem relações como 600:5 ou 1200:5 conectando links de jumpers externos a pontos específicos no enrolamento, proporcionando flexibilidade sem a necessidade de vários TCs dedicados.[30][14] Este projeto é particularmente útil em subestações onde as condições de carga podem mudar, mas introduz complexidade adicional na fabricação e instalação em comparação com TCs de relação única, impactando potencialmente o custo geral e a manutenção.[31] A versatilidade obtida suporta aplicações mais amplas em sistemas de energia dinâmicos, superando a complexidade para instalações que necessitam de adaptabilidade.[32]

Tipos especiais de TCs atendem a requisitos de nicho além das configurações padrão. Os TCs de bucha, integrados às buchas de isolamento de transformadores de potência ou disjuntores, utilizam o condutor de alta tensão como um primário de volta única, enquanto envolvem um núcleo toroidal e um enrolamento secundário dentro da estrutura da bucha para medição compacta e de alta corrente de até milhares de amperes. Os acopladores lineares, uma variante de núcleo de ar, funcionam como reatores mútuos para detectar componentes CA e CC em correntes de falta, comumente empregados em esquemas de proteção diferencial de barramento, onde produzem uma saída proporcional à taxa de variação da corrente primária. Os TCs de baixa energia, projetados para medição habilitada para IoT, coletam energia diretamente do circuito medido para operar sem fio, sem baterias, permitindo o monitoramento remoto de energia em redes inteligentes com consumo mínimo de energia.[37][38]

Nos desenvolvimentos modernos, os TCs baseados em sensores de efeito Hall surgiram para medições de ampla faixa, oferecendo resposta linear a correntes CC e CA em amplas larguras de banda e integrando-se perfeitamente aos sistemas de subestações digitais da década de 2020 para aquisição e proteção aprimoradas de dados. Esses sensores detectam campos magnéticos gerados por correntes sem contato físico, proporcionando isolamento galvânico e compatibilidade com relés digitais.[39]

Os transformadores de tensão de instrumento, também conhecidos como transformadores de potencial, apresentam uma configuração de núcleo e enrolamento otimizada para isolamento de alta tensão e redução precisa de tensão. O enrolamento primário lida com a alta tensão do sistema e consiste em menos voltas feitas de fio de seção transversal grande para minimizar a reatância e a queda de tensão, enquanto o enrolamento secundário fornece uma saída de baixa tensão, normalmente 115-120 V, adequada para dispositivos de medição e proteção. O núcleo foi projetado com baixos níveis de indução e uma grande seção transversal para reduzir ainda mais o número de voltas necessárias, aumentando a eficiência e a compacidade. O isolamento estratificado é empregado entre as camadas dos enrolamentos para evitar descargas parciais, que poderiam degradar o isolamento ao longo do tempo; isso envolve camadas de materiais como papel ou filme para distribuir o estresse elétrico uniformemente e manter a integridade dielétrica sob campos elevados.

Os principais tipos de transformadores de tensão de instrumentos são projetos indutivos eletromagnéticos, que usam núcleos magnéticos para transferir tensão. Eles são comumente isolados com óleo para tensões mais baixas ou gás hexafluoreto de enxofre (SF6) para tensões mais altas, proporcionando resistência dielétrica superior e compactação em unidades isoladas a gás. No entanto, devido ao elevado potencial de aquecimento global do SF6, alternativas livres de SF6, como ar limpo (misturas de nitrogênio-oxigênio) e gases à base de fluoronitrila, como o g3, serão cada vez mais utilizadas em novas instalações para atender às regulamentações ambientais a partir de 2025.[41] As versões imersas em óleo apresentam buchas de porcelana ou polímero para aplicações externas, enquanto os transformadores preenchidos com SF6 empregam carcaças de porcelana seladas para conter o gás sob baixa pressão, permitindo operação de até 800 kV ou superior em sistemas de tensão extra-alta. Esses projetos priorizam a robustez mecânica, com tanques de aço de paredes pesadas em tipos de óleo para suportar pressões internas, e são classificados para tensões de sistema que se estendem até 1.000 kV em aplicações de ultra-alta tensão, onde variantes capacitivas podem complementar as indutivas.

As configurações de montagem para esses transformadores incluem bases de pedestal para instalações externas de subestações, permitindo suporte estável em fundações de concreto, e projetos internos para ambientes controlados, como salas de manobra. Para mitigar a ferroressonância – uma oscilação potencial em sistemas não aterrados – bobinas ou resistores de supressão, normalmente classificados em 27-60 Ω e 200 W, são integrados aos enrolamentos secundários ou conexões delta aberto. Os avanços materiais pós-2000 mudaram para o encapsulamento de resina epóxi em variantes do tipo seco, usando epóxi cicloalifático (CEP) ou variantes hidrofóbicas (HCEP) para eliminar o óleo e reduzir os riscos ambientais de vazamentos ou descarte, alinhando-se com os regulamentos sobre substâncias perigosas e promovendo a sustentabilidade em implantações urbanas e ecologicamente sensíveis.[1][40]

Taxa de Transformação e Compensação

A relação de transformação de um transformador de potencial é definida como n=NpNsn = \frac{N_p}{N_s}n=Ns​Np​​, onde NpN_pNp​ é o número de voltas no enrolamento primário e NsN_sNs​ é o número de voltas no enrolamento secundário. Sob condições sem carga, a tensão primária VpV_pVp​ se relaciona com a tensão secundária VsV_sVs​ pela equação Vp=nVsV_p = n V_sVp​=nVs​, assumindo corrente de magnetização insignificante. Essa relação fornece a escala de tensão fundamental para aplicações de medição e proteção, com projetos práticos ajustando as voltas para minimizar desvios da idealidade.[44]

Para resolver erros inerentes à corrente de excitação, que causa quedas de tensão nos enrolamentos, técnicas de compensação são integradas aos projetos de transformadores de potencial. Os enrolamentos auxiliares conectados em paralelo com o secundário podem reduzir os efeitos da reatância de fuga, enquanto os divisores capacitivos em transformadores de tensão capacitivos (CVTs) empregam reatores de compensação sintonizados para neutralizar mudanças de fase e imprecisões de relação. Esses métodos garantem que o erro geral permaneça abaixo de 0,5%, alinhando-se aos requisitos da classe de precisão para medição precisa.[1]

Os transformadores de tensão são marcados com suas relações nominais, como 11000/110 V, denotando a escala de tensão primária para secundária, juntamente com a carga nominal que especifica a classe de precisão sob condições de carga definidas.[1]

Em linhas de transmissão longas, o efeito Ferranti - decorrente da capacitância distribuída - eleva a tensão da extremidade receptora sob condições de carga leve, distorcendo potencialmente as medições; a compensação em CVTs, por meio de indutores em série sintonizados na frequência da linha, mitiga isso estabilizando a relação efetiva e a resposta de fase.[45]

Considerações sobre precisão e carga

Nos transformadores de potencial, a carga refere-se à carga secundária, normalmente expressa em volt-amperes (VA), que influencia diretamente a tensão de saída do transformador e a precisão geral. Um VA secundário nominal comum para aplicações de medição é de cerca de 75 a 100 VA, embora os instrumentos eletrônicos modernos muitas vezes imponham cargas muito mais baixas, como menos de 10 VA no total. Carga excessiva causa quedas de tensão na impedância do enrolamento secundário, levando à redução da tensão secundária sob carga em comparação com condições sem carga, degradando assim a precisão da medição.[46][40]

Este efeito é quantificado pela regulação percentual de tensão, que mede o desvio da tensão secundária devido à carga:

Aqui, Vno-loadV_{\text{sem carga}}Vno-load​ é a tensão secundária com carga mínima, e Vfull-loadV_{\text{full-load}}Vfull-load​ é a tensão na carga nominal; cargas mais altas aumentam esta regulação, potencialmente mudando o erro de relação de valores positivos (sob carga leve) para valores negativos à medida que a compensação interna do transformador é sobrecarregada. Para otimizar o desempenho, a carga nominal é frequentemente selecionada como aproximadamente 1,5 vezes a carga conectada esperada, garantindo que o transformador opere dentro de seus limites de precisão em impedâncias secundárias típicas.[47][40]

As classes de precisão para transformadores de tensão, conforme definido pela IEC 61869-3, variam de 0,1 a 3 para fins de medição, especificando a relação máxima permitida e erros de ângulo de fase sob frequência nominal (50 Hz ou 60 Hz) e condições de carga. Por exemplo, a classe 0.1 permite um erro de relação de ±0,1% e deslocamento de fase de ±5 minutos a 80-120% da tensão nominal e carga nominal total, enquanto a classe 3 permite erro de razão de ±3% e deslocamento de ±180 minutos; esses limites garantem uma medição confiável quando a carga conectada não excede o VA nominal e o fator de potência (normalmente com atraso de 0,8). Os erros são avaliados em uma faixa de carga de 0 a 100% da tensão nominal, com desempenho garantido até 5% da tensão nominal.[48][40]

Os transformadores de tensão são projetados para suportar sobretensões contínuas de 1,2 por unidade (pu) e sobretensões de curto prazo de até 1,5 pu por 30 segundos sem quebra de isolamento ou erro excessivo, acomodando transientes do sistema em configurações de neutro efetivamente aterradas ou isoladas. Esse recurso mantém a precisão dentro dos limites da classe durante tais eventos, evitando ferroressonância ou saturação que poderiam amplificar erros.

A distorção harmônica na tensão primária, decorrente de cargas não lineares, impacta ainda mais a precisão, induzindo magnetização não linear e perdas por correntes parasitas no núcleo, que distorcem a forma de onda secundária e aumentam os erros de relação e os deslocamentos de fase. Para um transformador de tensão classe 0,2 sob uma alimentação distorcida com até 40% de conteúdo de quinto harmônico, os erros de tensão podem atingir -0,6% em ordens mais altas (por exemplo, 100º harmônico) e as mudanças de fase podem exceder 50 minutos, embora os níveis típicos da rede (distorção harmônica total <5%) mantenham os erros dentro dos limites da classe; técnicas de compensação ou materiais de núcleo de baixa distorção são frequentemente empregados para mitigar esses efeitos.[49]

Variantes capacitivas e eletrônicas

Os transformadores de tensão capacitivos (CVTs) representam uma alternativa não indutiva aos transformadores de tensão tradicionais, utilizando um divisor de tensão capacitivo para reduzir altas tensões. A construção normalmente envolve uma pilha de capacitores conectados em série formando o braço de alta tensão do divisor, alojado em um isolador de porcelana preenchido com óleo ou gás isolante, que fornece divisão parcial de tensão do potencial da linha. Este divisor alimenta uma tensão intermediária, normalmente 5-20 kV, para uma unidade eletromagnética (EMU) na base, que consiste em um transformador abaixador, um reator de compensação para corrigir mudanças de fase e um circuito de supressão de ferrorressonância. O reator de sintonia garante ressonância na frequência do sistema, aumentando a precisão e a estabilidade. Os CVTs são particularmente vantajosos para aplicações de alta tensão, oferecendo custos mais baixos do que projetos indutivos em tensões acima de 66 kV devido à redução dos requisitos de material, ao mesmo tempo em que fornecem uma ampla largura de banda adequada para medições de frequência de energia e sinais de portadora de linha de energia de alta frequência. Eles são comumente implantados em linhas de transmissão de 69 kV a 765 kV para fins de medição, proteção e acoplamento. No entanto, os CVTs são suscetíveis à ferroressonância, uma oscilação não linear que pode levar a sobretensões e danos aos equipamentos, muitas vezes atenuados por circuitos de amortecimento, mas que ainda representam riscos durante as operações de comutação. Sua resposta transitória é inferior à dos transformadores indutivos, com oscilações de tensão e tempos de decaimento que podem atrasar a detecção de faltas, como até vários ciclos em casos graves.[50][51][52]

Os transformadores de instrumentos eletrônicos, também conhecidos como transformadores de instrumentos de baixa potência (LPITs) ou transformadores de instrumentos não convencionais (NCITs), empregam tecnologias digitais e ópticas para medir tensão e corrente sem depender de núcleos magnéticos. Isso inclui transformadores de tensão óptica (OVTs) baseados no efeito Pockels para detecção de campo elétrico e projetos baseados em divisores capacitivos para medição de tensão combinada com processamento eletrônico. Os links de fibra óptica transmitem sinais do sensor de alta tensão para uma unidade de fusão, proporcionando imunidade inerente à interferência eletromagnética (EMI) e isolamento elétrico. O desenvolvimento destas tecnologias começou na década de 1970 com sensores ópticos, mas ganhou adoção prática na década de 1990, evoluindo para dispositivos compatíveis com padrões para subestações digitais. Eles se alinham com a IEC 61850, especialmente por meio do protocolo Sampled Values ​​(IEC 61850-9-2), permitindo saídas digitais diretas via Ethernet para integração perfeita em sistemas de redes inteligentes. As vantagens incluem tamanho compacto, construção leve (por exemplo, redução de 25% no peso em painéis isolados a gás), sem riscos de saturação ou ferroressonância e uma ampla faixa dinâmica desde condições de estado estacionário até condições de falha. Apesar desses benefícios, as variantes eletrônicas geralmente incorrem em custos iniciais mais elevados devido à eletrônica avançada e às necessidades de calibração, e seu desempenho pode ser sensível a fatores ambientais como a temperatura.[53][54][55]

Medição e Medição

Os transformadores de instrumentos, particularmente os transformadores de corrente (TCs) e os transformadores de tensão (TPs), são essenciais para a medição precisa de energia em sistemas de energia elétrica, reduzindo altas correntes e tensões primárias para níveis seguros e mensuráveis, adequados para medidores de watt-hora. Esses medidores contam com os sinais transformados para calcular a potência ativa usando a fórmula P=VIcos⁡ϕP = VI \cos \phiP=VIcosϕ, onde VVV representa a tensão, III a corrente e ϕ\phiϕ a diferença do ângulo de fase, com consumo de energia em quilowatts-hora (kWh) obtido pela integração da potência ao longo do tempo para um faturamento preciso.

Em aplicações de medição de receita, transformadores de instrumento classe 0.1 de alta precisão são comumente implantados para minimizar desvios de medição, garantindo a conformidade com requisitos rigorosos de serviços públicos para faturamento comercial e industrial. Esses dispositivos são normalmente instalados em gabinetes à prova de violação para proteção contra manipulação e fatores ambientais, geralmente posicionados em entradas de serviço ou subestações para capturar dados de carga total de maneira confiável.[57][1]

A precisão geral do faturamento em tais configurações é influenciada pelo acúmulo de erros de TCs e TPs, incluindo imprecisões de relação e ângulo de fase, que devem ser controladas para manter o erro combinado do sistema dentro dos limites especificados pela concessionária, normalmente 0,3% a 0,5% sob condições normais de operação de acordo com padrões como ANSI C12.20 e IEEE C57.13.[58][59][60] A correspondência adequada dos encargos e a verificação periódica ajudam a mitigar estes efeitos, evitando perdas de receitas ou litígios.

As implementações modernas integram cada vez mais transformadores de instrumentos com sistemas de controle de supervisão e aquisição de dados (SCADA), permitindo o registro em tempo real de dados de medição para apoiar a previsão de carga, gerenciamento de demanda e otimização da rede.[61] Essa conectividade aprimora os recursos de monitoramento, ao mesmo tempo que mantém o foco na medição em estado estacionário para fins comerciais.

Sistemas de Proteção e Controle

Os transformadores de instrumentos desempenham um papel crítico na proteção do sistema de potência, fornecendo sinais elétricos reduzidos aos relés de proteção, permitindo a detecção e o isolamento de falhas para evitar danos ao equipamento e manter a estabilidade do sistema. Os transformadores de corrente (TCs) são usados ​​principalmente para proteção contra sobrecorrente, onde reduzem altas correntes de falta para níveis adequados para entradas de relé, permitindo que os relés detectem condições anormais, como curtos-circuitos e acionem a operação do disjuntor. Os transformadores de tensão (TPs), por outro lado, fornecem sinais de tensão para proteção de subtensão, que protege contra condições de baixa tensão que podem danificar motores e outras cargas, e para proteção de sequência negativa, que identifica falhas desequilibradas, como erros fase-fase, medindo componentes simétricos.

Uma consideração importante nas aplicações de proteção é o comportamento de saturação dos TCs, que pode distorcer as correntes secundárias durante faltas de alta magnitude e levar à operação incorreta do relé. Os TCs da classe de proteção, como aqueles designados na classe de precisão IEC 5P, são projetados especificamente para limitar erros compostos a 5% ou menos quando as correntes primárias atingem 20 a 100 vezes o valor nominal por curtos períodos, garantindo desempenho confiável do relé sem saturação excessiva.[63] Por exemplo, um TC 5P20 mantém limites de precisão durante correntes de falta até 20 vezes as nominais, com o projeto incorporando núcleos de baixa remanência para recuperação rápida pós-falta.[63]

Em sistemas de controle, os transformadores de instrumentos fornecem entradas essenciais para dispositivos operacionais além da eliminação básica de falhas. CTs e TPs alimentam sinais para disjuntores para decisões de abertura/fechamento com base nos limites de corrente e tensão, enquanto os TPs são essenciais para sincronizar equipamentos, onde medem tensões de barramento e linha para garantir correspondência de fase, alinhamento de frequência e igualdade de tensão antes de colocar geradores em paralelo ou fechar disjuntores. Um exemplo proeminente é a proteção diferencial para transformadores e geradores, que depende de relações de TC correspondentes em ambas as extremidades da zona protegida para comparar as correntes de entrada e de saída; qualquer desequilíbrio que exceda um limite definido indica uma falha interna, solicitando um isolamento rápido.[65]

A evolução em direção às subestações digitais na década de 2020 impulsionou a adoção de transformadores de instrumentos de baixa potência (LPITs), como TCs baseados em bobinas de Rogowski e VTs ópticos, que fornecem potência de saída mínima (por exemplo, miliwatts) diretamente compatível com relés baseados em microprocessadores, reduzindo a carga de fiação e permitindo comunicações digitais IEC 61850 para esquemas de proteção mais rápidos e integrados. Esses LPITs eliminam os problemas tradicionais de saturação magnética e suportam algoritmos avançados em relés numéricos para melhor discriminação de faltas em ambientes de rede modernos.[66]

Padrões Internacionais

A série 61869 da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) estabelece os padrões globais fundamentais para transformadores de instrumentos, aplicáveis ​​a dispositivos recém-fabricados com tensões nominais acima de 1 kV CA ou 1,5 kV CC, operando em frequências de 15 Hz a 400 Hz ou em aplicações CC.[5] A IEC 61869-1:2023 especifica requisitos gerais, incluindo limites de erro para sinais secundários analógicos e digitais, especificações de largura de banda, filtros anti-aliasing e classes de precisão que definem erros de relação e ângulo de fase permitidos para funções de medição e proteção. Também exige testes dielétricos, como testes de tipo para resistência a impulsos e medições rotineiras de descargas parciais, para garantir a integridade do isolamento sob condições de alta tensão.[5] A IEC 61869-2:2012 fornece requisitos adicionais para transformadores de corrente (TCs), com foco em tipos indutivos usados ​​com instrumentos de medição e dispositivos de proteção, incluindo classes de precisão específicas como 0,1 a 5P para aplicações precisas de medição e proteção.[67] A IEC 61869-3:2011 aborda transformadores de tensão indutivos (TPs), detalhando taxas de transformação, capacidades de carga e desempenho dielétrico adaptado às necessidades de proteção elétrica e medição.[68]

Na América do Norte, o padrão IEEE C57.13-2016 descreve requisitos para transformadores de instrumentos em sistemas de energia CA, enfatizando características elétricas, dimensionais e mecânicas com recursos de segurança integrados.[44] Ele define relações de transformação padrão, como 600:5 para TCs, e classificações de carga (por exemplo, 0,1 Ω a 2,5 VA) para garantir compatibilidade com equipamentos de medição e relés.[44] Marcações de polaridade e procedimentos de teste para relação, ângulo de fase e desmagnetização também são especificados para facilitar a instalação precisa e a verificação de desempenho.[44]

O American National Standards Institute (ANSI) C12.11-2024 rege transformadores de instrumentos para medição de receita nos Estados Unidos, cobrindo transformadores de corrente e de tensão acoplados indutivamente com níveis básicos de isolamento de 10 kV a 350 kV. Ele prioriza alta precisão de medição (por exemplo, limites de erro de 0,3%), classificações térmicas para operação contínua e dimensões padronizadas para apoiar sistemas confiáveis ​​de faturamento de energia.[69]

O CIGRE, através de seus folhetos técnicos, oferece diretrizes complementares para aplicações de transformadores de instrumentos de alta tensão, particularmente em redes de transmissão acima de 60 kV.[70] O folheto 512 (2010) analisa dados de confiabilidade global e modos de falha para TCs e TPs de alta tensão, recomendando melhorias de projeto para resistência transitória e práticas de manutenção.[70] O Folheto 301 (2010) aborda o uso de transformadores de instrumentos ópticos em testes de alta tensão, fornecendo critérios de desempenho para sensores não convencionais em ambientes eletromagnéticos severos.[71]

As revisões da série IEC 61869 na década de 2010, começando com peças principais publicadas entre 2011 e 2016, substituíram os padrões IEC 60044 mais antigos e incorporaram disposições para transformadores de instrumentos eletrônicos para alinhamento com subestações digitais. A IEC 61869-6:2016 introduziu requisitos para transformadores de instrumentos de baixa potência (LPITs), incluindo sensores eletrônicos de corrente e tensão com saídas nominais abaixo de 1 VA, enfatizando interfaces digitais e tamanho reduzido para integração de redes inteligentes.[73] Partes subsequentes como IEC 61869-9:2016 e IEC 61869-10:2017 estenderam o suporte para saídas digitais e LPITs passivos, com especificações de precisão sob condições harmônicas para garantir desempenho confiável em meio a formas de onda não senoidais de eletrônica de potência. Essas atualizações também melhoraram os critérios de resistência harmônica em testes dielétricos e de precisão, exigindo a avaliação da resposta do transformador à distorção harmônica total de até 15% para proteção e integridade de medição.[75] A IEC 61869-20:2025 aborda requisitos de segurança para transformadores de instrumentos em aplicações de alta tensão, incluindo proteções contra tensões mecânicas e ambientais.[76]

Procedimentos de teste e calibração

Os procedimentos de teste para transformadores de instrumentos, incluindo transformadores de corrente (TCs) e transformadores de tensão (TPs), são essenciais para verificar seu desempenho, precisão e segurança em aplicações de medição e proteção. Esses procedimentos são regidos por padrões internacionais como IEEE Std C57.13-2016 e a série IEC 61869, que categorizam os testes em rotina (realizados em cada unidade), tipo (para validação de projeto) e especiais (conforme necessário). Os testes de rotina garantem a conformidade com as classes de precisão, enquanto os testes de tipo avaliam a confiabilidade a longo prazo sob tensões operacionais. A calibração se concentra na verificação da razão, do ângulo de fase e dos limites de erro com medições rastreáveis ​​aos institutos nacionais de metrologia, minimizando as incertezas nas operações de medição e relé de receitas.[77][5]

A verificação da precisão começa com medições de relação e ângulo de fase, realizadas na frequência nominal e nas cargas especificadas. Para TCs, os testes ocorrem em 5% a 120% da corrente nominal, usando métodos como o voltímetro-amperímetro ou ponte comparadora para determinar o fator de correção de relação (RCF) e o fator de correção do transformador (TCF), com limites como ±0,15% para TCs de medição de classe de precisão 0,15. Os TPs são testados em 80% a 120% da tensão nominal, garantindo deslocamento de fase inferior a 20 minutos para unidades classe 0,3. Essas medições requerem equipamentos calibrados para incertezas de ±0,075% na razão e ±0,75 milirradianos no ângulo de fase para aplicações de alta precisão, com desmagnetização do núcleo antes do teste para garantir a reprodutibilidade.[77][78]

Os testes dielétricos e de isolamento avaliam as capacidades de resistência. Os testes de tensão induzida aplicam uma tensão de aproximadamente duas vezes a tensão secundária nominal induzida no enrolamento secundário a aproximadamente duas vezes a frequência nominal durante 150 segundos ou até um aumento de temperatura de 10 °C, o que ocorrer primeiro, para verificar o isolamento entre espiras; esse teste não é necessário se a indução sinusoidal a 400 Hz causar saturação do núcleo.[77] Os testes de tensão aplicados utilizam 2-4 kV nos enrolamentos secundários durante um minuto. Medições de descarga parcial, rotina para unidades acima de 5 kV de acordo com os padrões IEC, limitam as descargas a ≤10 pC a 1,2 vezes a tensão nominal para projetos aplicáveis.[5] Os testes de aumento de temperatura, como testes de tipo, monitoram os enrolamentos sob carga nominal até o estado estacionário, garantindo aumentos abaixo de 65°C para TCs internos.[77][29]

Os procedimentos de calibração enfatizam a rastreabilidade e a avaliação de incertezas de acordo com IEEE/IEC 61869-21, usando padrões de referência como os do NIST para TCs, onde os erros são calibrados a 60 Hz com incertezas tão baixas quanto 20 ppm. Para variantes eletrônicas, a calibração da saída digital segue a IEC 61869-10, verificando a resposta transitória e a precisão harmônica. As cargas são calibradas separadamente usando métodos de três voltímetros para simular condições de serviço, garantindo que a carga secundária total não exceda o VA nominal. Após a calibração, os certificados fornecem fatores de correção para ajustes em campo, com intervalos de recalibração de 1 a 5 anos, dependendo do uso.[78][79]

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