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8/18/2019 6359_MelhoriasProtTransformadores_AG-NF-CL_20090129.pdf

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Melhorias no Controle e Proteção deTransformadores

Armando Guzmán, Normann Fischer e Casper Labuschagne, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.

Sumário— Este artigo descreve elementos de proteçãoapropriados para detecção rápida de faltas em transformadores,evitando desconexões desnecessárias dos mesmos. O paper introduz um elemento diferencial que combina a segurança e aconfiabilidade da restrição por harmônicos com a velocidade dobloqueio de harmônicos visando otimizar o desempenho do relé.Um elemento diferencial de sequência-negativa adicionalmelhora a sensibilidade para faltas internas entre espiras sobcondições de carga pesada. A supervisão na detecção de faltasexternas adiciona segurança a esse elemento diferencial de

sequência-negativa durante faltas externas com saturação do TC.O artigo também descreve um elemento de sobrecorrenteconfigurável dinamicamente que melhora a coordenação daproteção para diferentes condições de operação, sem necessidadede efetuar a troca do grupo de ajustes. Além disso, o paper discute um sistema de controle do comutador de taps baseado namínima carga que utiliza medições fasoriais com sincronizaçãode tempo para minimizar as correntes do loop e as perdas nasaplicações de transformadores em paralelo.

I. 0BI NTRODUÇÃO

Ao aplicar um relé para proteção de transformadores, umagrande preocupação consiste na capacidade de o relé detectarfaltas internas durante condições em que haja a presença de

correntes de inrush. Esquemas diferenciais tradicionais com bloqueio comum de harmônicos detectam esses tipos de faltase o conteúdo de harmônicos da corrente de inrush for menordo que o valor limite do bloqueio do relé por harmônicos.Contudo, o trip pode só ocorrer em dezenas de ciclos. Esteenorme atraso do trip provoca danos extras ao transformador,o que aumenta os custos de reparo e pode ser catastrófico.Elementos diferenciais com restrição independente deharmônicos podem detectar e eliminar faltas durantecondições de inrush em alguns ciclos; o tempo de aberturareduzido minimiza os danos ao transformador.

O elemento de bloqueio comum de harmônicos é maislento do que o elemento de restrição independente deharmônicos se houver a presença de correntes de inrush,

porém ele é mais rápido se as faltas ocorrerem sem a presençadas correntes de inrush. Este artigo descreve um método quecombina esses elementos para obtenção de tempos rápidos deeliminação da falta durante todas as condições de operação.

Outra preocupação consiste na sensibilidade do relé paradetecção de faltas entre espiras que envolvam somentealgumas espiras durante condições de operação dotransformador com carga pesada. O elemento diferencial desequência-negativa descrito neste artigo possui altasensibilidade para faltas desequilibradas. Conforme poderá servisto posteriormente, este elemento diferencial detecta faltas

que envolvem somente 2% do enrolamento de umtransformador usado no laboratório.

Todos os benefícios acima ocorrem ao mesmo tempo emque a segurança do relé é mantida para faltas externas comsaturação do TC, condições de sobreexcitação e presença dacorrente de inrush.

Elementos de sobrecorrente de tempo-inversoconfiguráveis dinamicamente acomodam as variações dascondições do sistema. Por exemplo, esses elementos desobrecorrente podem melhorar a coordenação do relé com osrelés de alimentadores nas aplicações de transformadores em

paralelo. Para obter a coordenação ideal nessas aplicações, osajustes necessários dos elementos de sobrecorrente para doistransformadores em serviço são diferentes dos ajustesrequeridos no caso de somente um transformador estar emserviço. O elemento de sobrecorrente configuráveldinamicamente, aqui descrito, altera os ajustes de acordo comas variações nas condições do sistema e não requer que o reléefetue a troca do grupo de ajustes. As trocas dos grupos deajuste reduzem a disponibilidade do relé e podem introduzirerros de ajuste nos elementos de proteção não-relacionados dorelé no caso de o usuário introduzir os ajustes incorretos nonovo grupo de ajustes.

Podemos implementar controles avançados usandomedições com sincronização dos tempos e lógicascustomizadas disponíveis nos modernos relés numéricos e

processadores dos sincrofasores. Por exemplo, podemos usar amedição da corrente que circula nos transformadores paraminimizar as correntes circulantes nas aplicações detransformadores em paralelo. Essa minimização da correntecirculante reduz as perdas no transformador e osobreaquecimento do transformador. O artigo descreve ummétodo baseado na comutação de taps que usa a diferençaangular das correntes dos transformadores e as informações datensão 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 1X mostra uma conexão típica do elementodiferencial de um transformador de dois enrolamentos. Oselementos diferenciais porcentuais comparam uma corrente deoperação com uma corrente de restrição escalonada oucompensada.



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Figura 1. Diagrama de conexão do elemento diferencial típico

O elemento diferencial calcula a corrente de operação I OP ea corrente de restrição I RT de acordo com as equações X(1)X e X(2)X

para transformadores de dois enrolamentos. I OP é proporcionalà corrente de falta para faltas internas e se aproxima de zero

para quaisquer outras condições (ideais) de operação. AEquação X(2)X é uma das expressões mais comuns para cálculoda corrente de restrição e pode ser modificada para acomodarmais de dois enrolamentos por meio da adição de valoresabsolutos das correntes dos enrolamentos adicionais.

1 2OP W W I I I = + (1)

onde:

I W 1 e I W 2 são as correntes entrando em cada terminal dotransformador, conforme medidas pelo relé.

( )1 2= + RT W W I k I I (2)

onde:

k é um fator de escalonamento, geralmente igual a 1 ou0,5.

XA Figura 2X mostra a característica de operação com

inclinação (“Slope”) simples, a qual usa a corrente deoperação I OP e a corrente de restrição I RT . Esta característicatem a aparência de uma linha reta com inclinação igual à SLP e uma linha reta horizontal definindo a corrente mínima de

pickup do elemento, I PU . A região de operação está acima dacaracterística, e a região de restrição está abaixo dacaracterística.

Figura 2. Características de operação do elemento diferencial porcentualcom inclinação simples e dupla

De forma ideal, o ponto de operação do elementodiferencial deve estar na região de operação somente parafaltas dentro da zona de proteção do elemento diferencial, aqual é definida pela localização dos TCs. O elementodiferencial não deve operar para faltas externas a esta zona ou

para condições normais de operação. Considerando que osTCs reproduzam as correntes primárias corretamente, oelemento diferencial não vai operar para faltas externas.Entretanto, se houver saturação de um ou mais TCs, a correntede operação resultante pode provocar uma operaçãoindesejada do elemento diferencial. A característica deinclinação do elemento diferencial porcentual fornecesegurança 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 2X mostra esta característica (linha tracejada).

Condições de sobreexcitação e presença das correntes deinrush também causam correntes de operação indesejadas que

podem prejudicar a segurança do elemento diferencial. Ocomponente harmônico da corrente diferencial distingue faltasinternas de condições de sobreexcitação e correntes de inrush,

bem como de faltas externas com saturação do TC. Osharmônicos podem ser usados para bloquear ou restringir oelemento diferencial do transformador.

B. 10 Elemento Diferencial de Bloqueio por Harmônicos

O elemento diferencial de bloqueio por harmônicos X[1]X X[2]X X[3]X (ver XFigura 3X) usa uma lógica que bloqueia o elementodiferencial quando a relação de um componente harmônicoespecífico 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 dacorrente 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 faltasexternas com saturação do TC. Este modo de operação édenominado bloqueio comum de harmônicos (ou bloqueiocruzado de harmônicos).



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 dasequações X(3)X e X(4)X e não de X(5)X e X(6)X.

OP PU I I > (3)

>OP RT I SLP I (4)

2 2 OP K I I > (5)

4 4 OP K I I > (6)

100 N

N

K PCT

= (7)

onde: I OP é a corrente de operação, fornecida por X(1)X. I RT é a corrente de restrição, fornecida por X(2)X. I PU é a corrente mínima de pickup, um parâmetro deajuste.SLP é a inclinação, um parâmetro de ajuste.

I 2 e I 4 são as magnitudes dos componentes de segundo equarto harmônicos da corrente diferencial.

K 2 e K 4 são coeficientes constantes. K N é o coeficiente constante para o harmônico de ordemn.

PCT N 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 operaçãode bloqueio independente de harmônicos para bloquear suaoperação durante condições de sobreexcitação dotransformador. Nesse modo de operação, um determinadoajuste do relé, K 5, sempre representa a mesma condição desobreexcitação, em termos do porcentual de quinto harmônico.

A lógica de quinto harmônico bloqueia o elementodiferencial correspondente quando:

5 5 OP K I I > (8)

onde:

I 5 é a magnitude do componente de quinto harmônico dacorrente diferencial.

K 5 é um coeficiente constante.C. 0 Elemento Diferencial de Restrição por Harmônicos

O elemento diferencial de restrição por harmônicos [1] [2][3] (ver XFigura 4X) usa o segundo e o quarto harmônicos dacorrente diferencial para fornecer restrição para o elementodiferencial adicional. Esses harmônicos pares dessensibilizamo elemento diferencial durante condições de inrush e faltasexternas com saturação do TC, sem sacrificar a confiabilidade

para faltas internas com saturação do TC. A operação doelemento diferencial de restrição requer que sejam atendidasas condições de X(3)X e X(9)X.

2 2 4 4> + +OP RT I SLP I K I K I (9)

Σ

Σ

Figura 4. Elemento diferencial com restrição dos harmônicos pares—osegundo e o quarto harmônicos operam no modo de restrição independente deharmônicos

D. Um Elemento Diferencial Avançado Combina a Restrição por Harmônicos com o Bloqueio por Harmônicos

O elemento diferencial avançado combina o elementodiferencial de bloqueio comum de harmônicos com oelemento diferencial de restrição independente de harmônicosdescritos acima. A XFigura 5X apresenta a lógica que inclui essesdois elementos operando em paralelo. Conforme mostrado na

próxima subseção, o elemento diferencial de restrição operamais rápido do que o elemento diferencial de bloqueio se um



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transformador for energizado na presença de uma falta interna. Também será mostrado que o elemento de bloqueio operamais rápido do que o elemento de restrição quando ocorre umafalta dentro da zona do diferencial se o transformador estiveroperando sem correntes de inrush. A combinação de ambos os

elementos propicia velocidade máxima de operação para faltasinternas e mantém a segurança do esquema de proteçãodurante condições de inrush, faltas externas com saturação doTC e condições de sobreexcitação.

Figura 5. O elemento diferencial combina o bloqueio e a restrição por harmônicos em paralelo para obter maior velocidade e confiabilidade

E. 13B Desempenho do Elemento Diferencial Avançado para

Faltas Internas

1) 23B Detecção de Faltas Durante Condições de Inrush

XA Figura 6X mostra o modelo do sistema de potência que foiusado para testar o elemento diferencial combinado durante aenergização do transformador. Um autotransformador de330 MVA foi energizado durante um evento com uma falta

fase A-terra no lado de alta tensão. AX

Figura 6X

mostra acompensação da conexão dos enrolamentos (Matriz 11) queremove a corrente de sequência-zero das correntes secundáriasnos lados de alta e baixa tensão do transformador X[4]X.

Figura 6. Uma falta fase A-Terra ocorre no lado de alta tensão durante aenergização de um autotransformador de 330 MVA

Nesse caso, a saída do elemento de restrição de harmônicos87HR1 (ver XFigura 5X) é ativada 2,125 ciclos após otransformador ser energizado (ver XFigura 7X). Observe queexiste conteúdo de segundo harmônico suficiente (87BL1,87BL2 e 87BL3 são todos ativados) para bloquear o elementode bloqueio por harmônicos. Para que a saída 87HB1 sejaativada, o conteúdo de harmônicos da corrente diferencial

precisa cair abaixo do ajuste porcentual de bloqueio deharmônicos do relé. Esta redução dos harmônicos pode levarvários ciclos; a saída 87HB1 não é ativada durante este

período. Portanto, o elemento de restrição por harmônicosminimiza os danos ao transformador durante condições deinrush, pois ele opera de forma mais rápida do que o elementode bloqueio por harmônicos.



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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 doautotransformador24B

2) Detecção de Faltas Durante Operação Normal do

TransformadorO elemento diferencial de bloqueio por harmônicos opera

mais rápido do que o elemento diferencial de restrição por

harmônicos para uma falta interna no transformador durantecondições normais de operação. O modelo do sistema de potência usado no RTDS® (“Real Time Digital Simulator” –Simulador Digital em Tempo Real) da XFigura 8X mostra umafalta fase A-Terra no lado de alta tensão de um transformadorde 100 MVA, com o transformador alimentando uma carga.

Figura 8. Uma falta fase A-Terra ocorre com o transformador de 100 MVAalimentando uma carga

Nesse caso, o elemento de bloqueio por harmônicos opera0,75 ciclo mais rápido do que o elemento de restrição porharmônicos, conforme mostrado na XFigura 9X. A saída 87HB éativada 1 ciclo após o início da falta, e a saída 87HR é ativadaem 1,75 ciclo.

III. ELEMENTO DIFERENCIAL DE SEQUÊNCIA-NEGATIVA

SENSÍVEL E SEGURO

O elemento diferencial de fase tradicional detectarapidamente a maioria das faltas internas nos transformadores,exceto as faltas entre espiras e faltas fase-terra próximas aoneutro do transformador. Para uma falta fase-terra próxima aoneutro 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 acorrente de carga do transformador pode mascarar a corrente

de falta. Se o transformador estiver com carga leve, assensibilidades do elemento diferencial de fase e dos elementosdiferenciais de sequência-negativa são praticamente asmesmas. Contudo, a sensibilidade do elemento diferencial defase diminui significativamente à medida que a carga dotransformador aumenta, enquanto a sensibilidade do elementodiferencial de sequência-negativa permanece inalterada.



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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 umafalta 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. 14B Princípio de Operação

O elemento diferencial de corrente de sequência-negativaopera conforme mostrado na XFigura 10X. Se ocorrer uma faltadesequilibrada no transformador, seja uma falta entre espirasou uma falta entre os enrolamentos, haverá circulação decorrente de sequência-negativa indo em direção ao ponto dafalta. Existem dois métodos baseados na medição dascorrentes de sequência-negativa que podem ser usados paradeterminar uma falta interna ao transformador.

1) Elemento Direcional de Corrente de Sequência-

NegativaXA Figura 11X mostra a característica de operação do

elemento direcional de corrente de sequência-negativa X[5]X.Este método verifica o ângulo entre a corrente de sequência-negativa do enrolamento de alta tensão, I HV _2, e a corrente desequência-negativa do enrolamento de baixa tensão, I LV _2 (assumindo um transformador de dois enrolamentos). Se ovalor absoluto da diferença angular entre essas duas grandezasfor menor do que 85 graus, a lógica vai declarar a falta como

sendo dentro da zona protegida do transformador. Se otransformador for um transformador multienrolamentos ou se



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um enrolamento do transformador for alimentado por umesquema de disjuntor e meio, um terminal é selecionado comoo terminal de referência e as correntes dos terminaisremanescentes são então verificadas em relação a este terminalde referência. Para que uma falta seja declarada interna, todos

os terminais têm que declarar a falta como sendo interna.

Figura 11. Característica de operação do elemento direcional de corrente desequência-negativa

2) Elemento Diferencial de Corrente de Sequência-

Negativa

XA Figura 12X mostra a característica de operação doelemento diferencial de corrente de sequência-negativa. Estemétodo cria uma corrente de restrição, I RTQ, e uma corrente deoperação, I OPQ, usando as correntes de sequência-negativa

provenientes de todas as entradas dos terminais na zona dodiferencial. O princípio de operação é idêntico àquele do

elemento diferencial de corrente de fase tradicional, ou seja, sea corrente de operação de sequência-negativa for maior do quea corrente de restrição de sequência-negativa multiplicada pelainclinação ( I OPQ > I RTQ • SLP ) e se a corrente de operação formaior do que o valor limite mínimo O87PQ, a falta é

declarada como sendo dentro da zona de proteção dotransformador.

Figura 12. Característica de operação do elemento diferencial de correntede sequência-negativa

Uma nota de aplicação: ambos os métodos têm de serdessensibilizados ou bloqueados durante a energização dotransformador 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 deSequência-Negativa

A implementação do elemento diferencial de corrente desequência-negativa (XFigura 13X) é idêntica a do elemento

diferencial de corrente de fase tradicional, ou seja, o algoritmo

calcula as correntes de operação e de restrição após o relécompensar a fase e a amplitude das correntes de entrada.

A matriz de compensação corrige o defasamento entre asdiferentes configurações dos enrolamentos do transformador.Esta compensação matricial remove o componente da correntede sequência-zero: a corrente compensada contém somente



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componentes das correntes de sequência-negativa e sequência- positiva. A matriz de compensação emula as conexões dosTCs e transformador de potência; um elemento diferencial decorrente de sequência-negativa antigo [6] usa umacompensação angular numérica fixa para o mesmo propósito.

A compensação da amplitude corrige o mismatch entre arelação 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 cadaenrolamento é calculada de acordo com a teoria dascomponentes simétricas X[7]X. A corrente de operação I OPQ equivale à magnitude da soma da grandeza fasorial de todas ascorrentes de sequência-negativa da zona do diferencial. Acorrente de restrição I RTQ equivale à magnitude da corrente desequência-negativa máxima da zona do diferencial. Uma vezque tenham sido obtidas as correntes de operação e derestrição, I OPQ é comparada à corrente de restrição escalonada

I RTQ • SLP se I OPQ > O87PQ. Se a corrente de operação for

maior do que a corrente de restrição escalonada e não tiversido detectada uma energização do transformador ou nenhumafalta externa, a saída do elemento diferencial de corrente desequência-negativa, 87Q, é ativada.

C. 16B Desempenho do Elemento Diferencial de Corrente de

Sequência-Negativa

Para testar o desempenho do elemento diferencial decorrente de sequência-negativa, usamos um transformadortrifásico real. O projeto do transformador permite o acesso à

parte equivalente aos últimos 10% de cada enrolamento do

lado secundário. A referência X[8]X fornece os dados dotransformador de teste e descreve o sistema de aquisição dedados e a montagem de testes usada para criar as faltas entreespiras. A XFigura 14X mostra um diagrama da montagem detestes usada para obter os dados de falta do transformador de

teste. Os dados obtidos nesses testes, juntamente com os testesdo RTDS, foram usados para validar o desempenho doelemento para faltas internas e a estabilidade para faltasexternas que possam causar a saturação do TC.

Para efeito de análise, usamos casos de faltas de ambas asfontes dos testes. Inicialmente, analisamos uma falta entreespiras, fase A, envolvendo 2% do enrolamento da carga,também referido com Enrolamento 2 (2% do enrolamentoequivale a uma espira de 240 V do transformador de 50 kVA).Em seguida, analisamos uma falta passante que foi geradausando o RTDS.

XA Figura 15X 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, doEnrolamento 2 (enrolamento com defeito) diminui emaproximadamente 2 A.

Figura 14. Montagem para testes do transformador no laboratório, para simulação de faltas entre espiras [8]



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Figura 15. Correntes dos enrolamentos para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2

XAA Figura 16X mostra os componentes de sequência-negativada corrente do enrolamento correspondente. Pode serobservado que o Enrolamento 1 contém uma quantidade maiorde corrente de sequência-negativa (NEGPHHV) do que oEnrolamento 2 (NEGPHLV). A XFigura 17X mostra que avariação incremental da corrente de sequência-positiva não étão grande quanto a da corrente de sequência-negativa.

AA Figura 18X apresenta um gráfico das magnitudes dascorrentes de sequência-negativa e sequência-positiva. A partirdesses gráficos, pode ser observado que a variação de ambas

as correntes de sequência-negativa e positiva foi deaproximadamente 20 A. Entretanto, a variação porcentual dacorrente de sequência-negativa (2.600%) é muito maior doque a variação porcentual da corrente de sequência-positiva(20%). A corrente de carga causa esta diferença. Se otransformador estivesse sem carga, ambas as correntes desequência-negativa e sequência-positiva teriam tido a mesmavariação porcentual.

Se agora compararmos a resposta do elemento diferencialde corrente de sequência-negativa ( XFigura 19Xa) com a doelemento diferencial tradicional (XFigura 19X b), podemos verque o elemento de sequência-negativa identifica claramente a

falta, enquanto o elemento diferencial tradicional pode nãodetectar a falta devido à carga. O elemento diferencialtradicional opera com a soma das correntes de sequência-negativa e positiva. Portanto, à medida que o carregamento dotransformador aumenta, também aumentam a corrente desequência-positiva e a corrente passante do transformador, oque reduz a sensibilidade dos elementos diferenciaistradicionais. Outro fato interessante observado nos gráficos éque a resistência de falta inicial é de aproximadamente zero(R F ≅ 0) e que, à medida que a duração da falta aumenta, a

resistência de falta aumenta. Este aumento na resistência defalta (R F > 0) reduz a corrente de falta, o que, por sua vez,diminui a corrente de operação de ambos os elementosdiferenciais de sequência-negativa e tradicional. No elementode sequência-negativa, isso não tem um impacto significativo;entretanto, isso tem impacto no elemento diferencialtradicional (XFigura 19X b). A resistência de falta aumentada emfunção 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 elementodiferencial tradicional.



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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



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Figura 19. Resposta dos elementos diferenciais de sequência-negativa e tradicional para uma falta entre espiras, fase A, envolvendo 2% do Enrolamento 2

XA Figura 20X mostra a característica com inclinação simplesde um elemento diferencial tradicional com ajuste de pickupde 30% e ajuste da inclinação de 40%. Esta figura tambémapresenta o ponto de operação para uma falta entre espirascom diversos valores da resistência de falta: infinito(condições de carga normal), 0,01 ohm, 0,005 ohm, 0,001ohm e 0,0001 ohm. A falta corresponde a uma falta numaúnica espira, fase A, localizada no topo do enrolamento de

baixa tensão que foi modelado através do programa descritoem X[9]X. 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 decorrente de sequência-negativa é que ele tem de permanecerestável durante faltas externas quando ocorre a saturação doTC. No exemplo do segundo teste, foi usado no RTDS ummodelo de um transformador 230/69 kV, 500 MVA, Ynd11, oqual é submetido a uma falta fase A no lado de alta tensão,fora da zona do diferencial do transformador. Os TCs do ladode alta tensão saturam para esta falta.

XA Figura 21X apresenta um gráfico das correntes dosterminais dos lados de baixa tensão e alta tensão e a respostado elemento diferencial de corrente de sequência-negativa. A

partir da XFigura 21X, pode-se observar que o relé detecta a faltaexterna (CON é ativado). Quando CON é ativado, a saída do

elemento diferencial de corrente de sequência-negativa, 87Q,não é ativada ( XFigura 13X). Para esta falta, a saturação do TCnão apenas causou a ativação da saída do elemento diferencialde sequência-negativa, não-qualificado, P87Q, mas tambémcausou a ativação da saída do elemento de bloqueio deharmônicos, 87QB, com o consequente bloqueio do trip.

O elemento diferencial de sequência-negativa é sensível osuficiente para detectar faltas entre espiras envolvendo menosde 2% do enrolamento. Ele também é seguro para faltasexternas, independentemente da saturação do TC.

Figura 20. Elementos diferenciais tradicionais fornecem cobertura limitadada resistência de falta



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Figura 21. Resposta do elemento diferencial de sequência-negativa para uma falta externa sólida com saturação do TC

IV. O ELEMENTO DE SOBRECORRENTE CONFIGURÁVEL

3BDINAMICAMENTE MELHORA A COORDENAÇÃO

Os elementos de sobrecorrente com características detempo-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 sidousados desde o início do século passado. Contudo, os reléseletromecânicos fornecem somente uma das seguintescaracterísticas específicas de tempo-inverso: inverso, muito-inverso ou extremamente-inverso. O usuário tem queselecionar um modelo diferente para cada uma dascaracterísticas. Esses relés possuem dois ajustes: dial de tempoe tap (pickup).

Os relés numéricos fornecem a mesma funcionalidade dosrelés de sobrecorrente de tempo-inverso eletromecânicos,associada à capacidade de seleção da característica de

operação. Essa flexibilidade evita a necessidade de especificarum determinado relé de acordo com os requisitos dacaracterística de operação. Os relés numéricos incluem osajustes do dial de tempo e do pickup, de forma similar aosrelés eletromecânicos. Além de escolher as características deoperação, 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 agrandeza de operação otimiza o uso dos elementos desobrecorrente disponíveis do relé. A característica de reset doelemento de sobrecorrente pode ter uma temporização fixa ou

pode emular a característica de reset de um relé eletro-mecânico. Essa emulação permite uma coordenação adequada

com os relés eletromecânicos. O relé de sobrecorrente

numérico também inclui uma equação de controle do torqueque emula a abertura ou fechamento da shading coil do reléeletromecânico.

Essas opções aperfeiçoam os relés numéricos, porém afuncionalidade de sua característica de tempo-inverso

permanece a mesma que a dos relés eletromecânicos. Aadaptabilidade dos elementos de sobrecorrente de tempo-inverso dos relés numéricos tradicionais requer que o reléefetue a troca do grupo de ajustes. A desvantagem dessemétodo é que a troca do grupo de ajustes reduz adisponibilidade do relé, pois o relé desabilita “ele próprio” porum curto período de tempo (aproximadamente um ciclo)enquanto está trocando os grupos de ajustes. O relé desabilitanão apenas o elemento de sobrecorrente, mas todas as suasfunções. Além disso, a mudança do grupo de ajuste poderesultar em discrepâncias entre os grupos de ajustes caso ousuário não introduza os ajustes corretos no novo grupo deajustes. Os usuários têm de assegurar que os ajustes de todosos elementos de proteção habilitados sejam aplicáveis àsnovas condições, o que pode causar erros.



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A. Relé de Sobrecorrente de Tempo-Inverso

A Norma IEEE C37.112 X[10]X fornece a equação paraemular as dinâmicas do relé de sobrecorrente de tempo-inverso com disco de indução X(10)X.

0

01 • 1( ) =∫

T

dt t M

(10)

( ) •1

= +

− N

At M B TD

M para M > 1 (11)

Input

Pickup

I M

I =

onde:

A, B e N são constantes que definem a característica dorelé.T 0 é o tempo de operação.

M é o múltiplo do pickup do relé. I Pickup é o ajuste do pickup do relé. I Input é a magnitude da corrente de entrada do relé.TD é o dial de tempo do relé.

A Equação X(10)X foi implementada em vários relésnuméricos usando as constantes mostradas na XTabela IX e odiagrama de blocos mostrado na XFigura 22X. Essas constantesdefinem as características de tempo-inverso padrão.

TABELA ICONSTANTES USADAS PARA OBTER AS CARACTERÍSTICAS DE TEMPO-

I NVERSO PADRÃO

Característica A B N

ModeradamenteInverso

0.0515 0.1140 0.02

Muito Inverso 19.6100 0.4910 2.00

ExtremamenteInverso

28.2000 0.1217 2.00

M 1>

1• dt

t(M)∫N

AB • T D

M 1

+

−

Figura 22. Implementação do elemento de sobrecorrente de tempo-inverso para M > 1

B. Coordenação Adaptativa nas Aplicações de

Transformadores em Paralelo

XAA Figura 23X mostra a proteção de sobrecorrente (51) parauma subestação de distribuição típica com doistransformadores em paralelo. Os elementos de sobrecorrente

no local do transformador fornecem proteção de backup para otransformador. Esses elementos de sobrecorrente têm de sercoordenados com os elementos de sobrecorrente instaladosnos alimentadores. Quando um dos transformadores estiverfora de serviço, conforme mostrado na XFigura 24X, acoordenação é afetada. A adaptabilidade dos elementos desobrecorrente é desejada para que se possa obter umacoordenação ideal para todas as condições de operação. O usode diferentes grupos de ajuste otimiza a coordenação pois cadagrupo de ajustes possui os ajustes apropriados dos relé desobrecorrente para a condição de operação correspondente.

Figura 23. A coordenação dos tempos das proteções de sobrecorrente dostransformadores e alimentadores têm que ser adequada a todas as condiçõesde operação

Figura 24. A coordenação das proteções de sobrecorrente dos

transformadores e alimentadores é afetada quando um dos transformadoresestá fora de serviço

C. Elemento de Tempo-Inverso Configurável Dinamicamente

A solução descrita acima melhora a coordenação, masrequer trocas do grupo de ajustes. Conforme mencionado, astrocas do grupo de ajuste desabilitam o relé por um período detempo fixo, reduzindo a disponibilidade do mesmo. Nos relésnuméricos multifuncionais, todos os elementos de proteçãosão desabilitados enquanto o relé está efetuando a substituiçãodos ajustes. Um elemento de tempo-inverso configuráveldinamicamente fornece uma melhor solução para aplicaçõesmúltiplas. Este novo elemento de tempo-inverso substitui os

parâmetros ajustáveis e fixos por variáveis que são atualizadasdinamicamente, baseando-se nas equações programadas pelo



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usuário. Por exemplo, ao invés de ter um ajuste do dial detempo cujo valor seja fixo e somente mude quando o usuáriointroduzir um novo valor de ajuste, o novo elemento tem umdial 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 grandezade operação OQ são fixadas quando o relé é ajustado, e otempo de operação é unicamente uma função do múltiplo do

pickup M da corrente aplicada para um determinado grupo deajustes. No elemento de tempo-inverso configuráveldinamicamente, o tempo de operação é uma função dosseguintes parâmetros:

Grandeza de operação OQv Dial de tempo TDv Variáveis Av, Bv e N v Pickup PU v

O relé calcula OQv, PU v, TDv, Av, Bv e N v antes de calculart v de acordo com (12), conforme mostrado na XFigura 25X.

Figura 25. Sequência de cálculos do elemento de tempo-inverso

configurável dinamicamente

A equação do novo elemento de tempo-inverso é:

•

1v

vv v v N

v

v

At B TD

OQ

PU

= +

−

para v

v

OQ

PU > 1 (12)

D. 20BCoordenação 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 umacoordenação adequada requer:

• 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, N v e PU v são constantes para esta aplicação. Av, Bv e

N v definem a característica de tempo muito-inverso. OQv é omáximo das magnitudes das correntes de fase. O valor de TDv depende do estado das entradas IN101 e IN102. Essas entradasindicam se os transformadores estão em serviço. Os ajustes

para o elemento de sobrecorrente de fase de T1 são osseguintes:

OQv:=MAX(IAM,IBM,ICM) Av:=19,61 Bv:=0,491 N v:=2

PU v:=3TDv:=0,4 * (IN101 AND NOT IN102)

+ 0,2*(IN101 AND IN102)

V. 4BMINIMIZAÇÃO DA CORRENTE CIRCULANTE E NTRE DOIS

TRANSFORMADORES EM PARALELO

A comutação dos taps nos transformadores de potência para regulação do perfil de tensão do sistema de potência temsido 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 esequência de fases X[11]X. Dois tipos de métodos de controle da

comutação de taps são comuns para transformadores em paralelo: o método master/seguidor e o método da correntecirculante. O método master/seguidor requer que ostransformadores sejam idênticos em todos os aspectos e quesempre efetuem a comutação de taps ao mesmo tempo.Quando os transformadores têm a mesma impedância e estãono mesmo tap, eles compartilham igualmente a carga e não hácirculação de corrente entre eles.

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 correntecirculante é reativa e resulta em perdas adicionais, o que podecausar um grave sobreaquecimento dos transformadores. Paraevitar este sobreaquecimento e reduzir as perdas, é necessárioque dispositivos de controle minimizem a corrente circulante.Portanto, além de regular a tensão do sistema dentro de umafaixa de ajustes com limites superior e inferior, a comutaçãodo tap através do método da corrente circulante tambémimplica na minimização da corrente circulante entre ostransformadores de potência.

O princípio básico na minimização da corrente circulanteconsiste em decidir se a comutação do tap deve ser noTransformador 1 (T1) ou no Transformador 2 (T2).

Dispositivos de controle dedicados usam o método da corrente



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circulante para controle do comutador de taps. A seguir,descrevemos um sistema alternativo que usa medições comsincronização de tempo, disponibilizadas nos relés, paracontrole 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 deajustes dos limites superior e inferior.

• Fornecer dados para o cálculo do ângulo de fase entreas correntes dos transformadores de potência de formaa determinar a compensação adequada.

XA Figura 26X mostra T1 e T2, com T1 num tap que faz comque a relação de espiras de T1 seja maior do que a relação deespiras de T2. Assumimos que o transformador com o tapmais elevado tem a maior tensão; em outras palavras, aumentea posição do tap para elevar a tensão baixa. O Relé 1 e oRelé 2 recebem corrente, tensão e entradas de tempo paragerar as medições com sincronização de tempo. Essasmedições são então introduzidas no processador dosincrofasor para cálculo da diferença angular entre ascorrentes dos transformadores. Este processador tambémdefine as regiões de operação da tensão dentro da faixa (in-

band) e fora da faixa (out-of-band) e o controle da comutaçãode taps para ambos os transformadores.

Figura 26. Sistema usado para minimização das correntes circulantes nostransformadores em paralelo

Considerando que a relação de espiras de T1 seja maior doque a relação de espiras de T2, a corrente circulante I CIRC fluide T1 para T2. A Equação X(13)X expressa o valor dessa

corrente circulante.

CIRC

T

V I

Z

∆= (13)

onde:

∆V é a diferença de tensão entre os transformadores. Z T é a soma das impedâncias dos transformadores X[12]X

X[13]X.Em geral, a corrente do transformador a partir do qual a

corrente circulante flui está atrasada da corrente dotransformador para o qual a corrente circulante é direcionada.Essas informações fornecem os dados da compensação para a

próxima operação de comutação do tap.

Considere o caso em que T1 está num tap maior do que T2,causando uma corrente circulante I CIRC que flui a partir de T1

para T2. Se a próxima comutação de tap requerer uma reduçãoda tensão do sistema, em qual transformador deverá ocorrer acomutação do tap (assumindo que a variação dos níveis é a

mesma)? A redução da posição do tap de T2 causa a reduçãoda tensão e também aumenta a diferença de tensão entre osdois transformadores. Com uma diferença de tensão maiorentre 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 detensão entre os dois transformadores, causando uma reduçãona corrente circulante.

Da mesma forma, se a próxima comutação de tap requererum aumento da tensão, aumente a posição do tap de T2. Estaação aumenta a tensão do sistema e reduz a correntecirculante.

A diferença angular fornece a direção da correntecirculante que é necessária para calcular a compensação.Portanto, use as medições de corrente com sincronização detempo para calcular a diferença angular ( ADIF ) entre ostransformadores, conforme mostrado a seguir:

1 2= − DIF T A T A (14)

onde:

T1A é o ângulo da corrente de T1.T2A é o ângulo da corrente de T2.

O resultado da Equação X(14)X fornece as informações dacorrente (atrasada /adiantada), conforme:

• Se ADIF for maior do que 0, então o fasor de correntede T1 está adiantado do fasor de corrente de T2.

• Se ADIF for menor do que 0, então o fasor de correntede T2 está adiantado do fasor de corrente de T1.

XA Figura 27X mostra um fluxograma do método paradeterminar a compensação.



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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, oscálculos podem ser executados dentro do mesmo relé. Se ostransformadores estiverem em localizações diferentes e forem

parte de um sistema em anel, o algoritmo pode usar mediçõescom sincronização de tempo baseadas numa referência de

tempo absoluto, disponíveis em diversos relés de proteçãoX[14]X. Este método fornece uma forma precisa, de baixo custo,

para medição da diferença angular entre as correntes dostransformadores.

B. 22B Desempenho do Controle da Comutação de Taps

A seguir, são exibidos os resultados de uma simulação noRTDS, mostrando que a solução proposta minimizacorretamente a corrente circulante entre os transformadores. AXTabela IIX mostra os dados de dois transformadores operandoem paralelo. Observe as diferenças no ∆Vtap (a variação dosníveis de tensão entre os taps) e no número de taps.

TABELA IIDADOS PARA DOIS TRANSFORMADORES EM PARALELO

Transformador T1 T2

Número de Posições do Tap 1 – 32 1 – 20

∆

Vtap 1.15 kV 2.3 kVTap 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).XA Figura 28X(a) mostra o seguinte:

• A diferença angular entre as correntes dos doistransformadores.

• A corrente adiantada e a atrasada.• O transformador com a tensão mais elevada.

XA Figura 28X(b) mostra as atividades do tap dos doistransformadores.

XA Figura 28X(c) mostra as regiões “out-of-band” e “in- band” da tensão do sistema e a elevação incremental na tensãoà medida que ocorrem as comutações de tap dostransformadores. Cada incremento também mostra otransformador em que ocorreu a comutação de tap, para cadacomutação específica.

XA Tabela IIIX sumariza as atividades do tap, a compensação para a próxima operação de comutação de tap (direção paraelevação), e a diferença angular entre as correntes dos dois

transformadores.TABELA III

SUMÁRIO DAS ATIVIDADES DO TAP

Posição do Tapde T1

Posição do Tap deT2

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°

Claramente, a lógica de compensação seleciona otransformador adequado para cada operação do tap,minimizando a corrente circulante.



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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. 5BCONCLUSÕES

Quando uma falta ocorre durante condições de inrush, oelemento diferencial com restrição independente deharmônicos detecta faltas no transformador mais rapidamentedo que o elemento diferencial com elementos de bloqueio deharmônicos, o qual usa o conteúdo de harmônicos de todas ascorrentes de fase para bloquear o elemento diferencial.

Quando uma falta ocorre sem a presença de correntes deinrush, o elemento diferencial de bloqueio comum deharmônicos detecta faltas no transformador mais rapidamentedo que o elemento diferencial com restrição por harmônicos.

Os relés diferenciais que usam elementos diferenciais derestrição e bloqueio em paralelo operam mais rapidamente doque os relés diferenciais que usam somente um elementodiferencial. A utilização dos elementos diferenciais em

paralelo aumenta a velocidade de operação ao mesmo tempoem que mantém a segurança para faltas externas comsaturação do TC e para condições de operação comenergização do transformador.

O elemento diferencial de sequência-negativa fornecemaior sensibilidade do que o elemento diferencial

convencional para faltas desequilibradas durante condições de

carga pesada. Essa maior sensibilidade permite que o relédetecte faltas entre espiras que envolvam poucas espiras.

Os elementos de tempo-inverso que adaptam suascaracterísticas às condições de operação do sistema de

potência não requerem trocas dos grupos de ajustes e nãoreduzem a disponibilidade do relé. Por exemplo, essaadaptabilidade do elemento melhora a coordenação dostempos de operação dos elementos de sobrecorrente que sãoaplicados nos transformadores em paralelo.

Relés de proteção de transformadores que incluemmedições com sincronização de tempo podem controlar oscomutadores de tap das aplicações de transformadores em

paralelo para minimizar as correntes circulantes e reduzir osobreaquecimento e as perdas do transformador. Não hánecessidade de dispositivos dedicados para efetuar estafuncionalidade.

VII. 6BR ECONHECIMENTOS

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



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também a Mr. Jared Mraz, Mr. Jacob Pomeranz e Dr. Joe Lawda University of Idaho pelos testes com o transformador nolaboratório e por fornecer os dados de faltas entre espiras queforam usados para testar o elemento diferencial de corrente desequência-negativa.

VIII. 7BR EFERÊNCIAS [1] A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve,

“Performance Analysis of Traditional and Improved TransformerDifferential Protective Relays,” proceedings of the 36th AnnualMinnesota Power Systems Conference, Minneapolis, MN, Novembro de2000.

[2] A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve, “A Current-Based Solution for Transformer Differential Protection – Part I: ProblemStatement,” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, No. 4,Outubro de 2001, pp. 485–491.

[3] A. Guzmán, S. E. Zocholl, G. Benmouyal, and H. J. Altuve, “A Current-Based Solution for Transformer Differential Protection – Part II: RelayDescription and Evaluation,” IEEE Transactions on Power Delivery,Vol. 17, No. 4, Outubro de 2002, pp. 886–893.

[4] SEL-787 Instruction Manual , Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.Available: http://www.selinc.com/instruction_manual.htm.

[5] Z. Gajić, I. Brnčić, B. Hilström, F. Mekić, and I. Ivanković, “SensitiveTurn-to-Turn Fault Protection for Power Transformers,” proceedings ofthe 32nd Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA,Outubro de 2005.

[6] M. J. Thompson, H. Miller, and J. Burger, “AEP Experience WithProtection of Three Delta/Hex Phase Angle Regulating Transformers,”

proceedings of the 33rd Annual Western Protective Relay Conference,Spokane, WA, Outubro de 2006.

[7] C. F. Wagner and R. D. Evans, Symmetrical Components. New Yorkand London: McGraw-Hill, 1933.

[8] J. Mraz, J. Pomeranz, and J. D. Law, “Limits of Sensitivity for DetectingInter-turn Faults in an Energized Power Transformer,” proceedings ofthe 34th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, WA,Outubro de 2007.

[9] A. Guzmán, “Transformer Internal Fault Model for ProtectionAnalysis,” MS thesis, University of Idaho, Moscow, ID, 2002.

[10] IEEE Standard Inverse-Time Characteristic Equations for Overcurrent

Relays, IEEE Standard C37.112-1996.

[11] A. C. Franklin and D. P. Franklin, J & P Transformer Book, 11th ed.London: Butterworth & Co., 1988, pp. 436–438.

[12] P. Anderson, Analysis of Faulted Power Systems. New York: Wiley-IEEE, 1995, pp. 260–261.

[13] J. J. Grainger and W. D. Stevenson, Jr., Power System Analysis. Singapore: McGraw-Hill Inc., 1994, pp. 76–80.

[14] G. Benmouyal, E. O. Schweitzer, III, and A. Guzmán, “SynchronizedPhasor Measurement in Protective Relays for Protection, Control, andAnalysis of Electric Power Systems,” proceedings of the 29th Annual

Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, Outubro de 2002.

IX. 8BBIOGRAFIAS Armando Guzmán recebeu seu BSEE com distinção da Guadalajara

Autonomous University (UAG), México. Recebeu um Diploma emEngenharia 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 Proteçãoda Região de Transmissão Oeste da Federal Electricity Commission (aempresa concessionária de energia elétrica do México), em Guadalajara,México, por 13 anos. Foi professor na UAG e na University of Idaho nas áreasde proteção de sistemas de potência e estabilidade do sistema de potência.Desde 1993, ele trabalha na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., emPullman, Washington, onde é o atual gerente de engenharia de pesquisas. Eledetém diversas patentes nas áreas de medição e proteção de sistemas de

potência e é membro sênior do IEEE.

Normann Fischer recebeu o Diploma Superior em Tecnologia, com louvor,da Witwatersrand Technikon, Johannesburg, em 1988, e o B.Sc emEngenharia Elétrica, com louvor, da University of Cape Town, em 1993, e oM.S.E.E. da University of Idaho em 2005. Ele ingressou na Eskom comotécnico de proteção em 1984 e trabalhou com engenheiro sênior de projetosno Departamento de Projetos de Proteção da Eskom por três anos. Emseguida, 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 eDesenvolvimento; atualmente, ocupa o cargo de gerente de desenvolvimentode sistemas de proteção. Ele é membro do IEEE e, enquanto trabalhava naÁfrica 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 doSul, e é registrado como tecnólogo profissional no ECSA, Engineering

Counsel of South Africa. Após 20 anos de experiência como consultor sêniordo departamento de projetos de proteção da concessionária Eskom da Áfricado Sul, ele começou a trabalhar na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.,em 1999, como engenheiro de produtos no grupo de engenharia deequipamentos 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 detransmissão. Suas responsabilidades incluem a especificação, projeto, testes esuporte para dispositivos de controle e proteção. Casper detém duas patentesnos Estados Unidos e têm mais três patentes pendentes. Ele é autor e co-autorde diversos papers técnicos nas áreas de proteção e controle.

© 2009 por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.Todos os direitos reservados.

20090129 • TP6359-01

6359_melhoriasprottransformadores_ag-nf-cl_20090129.pdf

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