Corrente de irrupção e disparos indesejados: o que os causa e como evitá-los

A energização do transformador cria a condição de disparo indesejado mais comum em sistemas de distribuição de média tensão. O núcleo magnético deve estabelecer o fluxo quando a tensão é aplicada e, se a comutação ocorrer perto do cruzamento zero da tensão, a forma de onda do fluxo se torna assimétrica, levando o núcleo a uma saturação profunda. A corrente de magnetização dispara de sua carga nominal normal de 0,5-2% para 8-15× a corrente de carga total do transformador, mantida por 0,1-0,5 segundos antes de decair exponencialmente. Esse transiente excede os limites de pickup de relés de sobrecorrente mal coordenados, fazendo com que os disjuntores disparem em “falhas” fantasmas que são, na verdade, fenômenos físicos normais.

O problema se agrava em aplicações de comutadores de transferência automática (ATS), onde os transformadores são energizados com frequência, ou em sistemas com vários transformadores, onde a comutação sequencial cria uma corrente de irrupção simpática. Uma instalação com três transformadores de 2000 kVA pode sofrer de 15 a 20 disparos indesejados por ano apenas devido à corrente de irrupção — cada um causando tempo de inatividade na produção, desgaste do equipamento devido à comutação repetida e chamadas de manutenção para investigar “falhas elétricas” que os testes nunca reproduzem.

Este guia examina a física da corrente de irrupção do transformador, os fatores que tornam alguns transformadores piores do que outros e as configurações de proteção e soluções de hardware que eliminam 90%+ de disparos indesejados relacionados à corrente de irrupção sem comprometer a detecção de falhas.

Por que a corrente de irrupção do transformador excede a corrente de magnetização normal

Durante a operação em estado estacionário, a corrente magnetizante do transformador é pequena — 0,5-21 TP3T da carga nominal para transformadores de distribuição típicos. Essa corrente estabelece o fluxo magnético necessário para a transformação de tensão através da lei de Faraday. Quando você desenergiza um transformador, parte do fluxo permanece preso no núcleo (magnetização residual), variando de 30 a 801 TP3T do fluxo operacional de pico, dependendo das propriedades do aço do núcleo.

A reenergização cria uma corrente de irrupção no pior caso quando:

1. Fluxo residual é elevado (80% de Φ_max)
2. Mudança instantânea ocorre no cruzamento zero da tensão
3. Polaridade do fluxo da tensão residual e da tensão aplicada estão alinhadas (aditivas)

Nestas condições, a demanda total de fluxo atinge:
Φ_total = Φ_aplicado + Φ_residual ≈ 1,0 + 0,8 = 1,8 p.u.

A saturação do núcleo ocorre em ~1,2-1,3 p.u., portanto, essa demanda de 1,8 p.u. leva o núcleo a uma saturação profunda. Na saturação, a permeabilidade entra em colapso — a relação entre fluxo e corrente torna-se não linear, e atingir o fluxo necessário exige aumentos massivos de corrente. [HTML-

Magnitude de pico de corrente de partidaNormalmente, 8-12× a corrente de carga total para transformadores de distribuição (200 kVA – 2500 kVA). Transformadores de grande potência (>10 MVA) podem atingir 15-20× devido à maior qualidade do núcleo (menores perdas, maior retenção de fluxo residual).

Constante de tempo de decaimento: Regido pela resistência do enrolamento e pela perda no núcleo. Transformadores menores decaem mais rapidamente (50-200 ms) porque a resistência por unidade mais alta amortece o transiente. Transformadores maiores sustentam a corrente de irrupção por mais tempo (200-500 ms).

Compreensão impedância do transformador Z% ajuda a contextualizar por que o comportamento da corrente de irrupção difere da corrente de curto-circuito — a corrente de irrupção é um fenômeno magnético, enquanto a corrente de falha é puramente resistiva/reativa.

Conteúdo harmônico: a chave para a discriminação

A corrente de irrupção contém a segunda harmônica 30-70% (100 Hz em sistemas de 50 Hz, 120 Hz em sistemas de 60 Hz) porque a forma de onda do fluxo é assimétrica — ela satura em um meio ciclo, mas opera linearmente no outro. Essa assinatura harmônica distingue a corrente de irrupção da corrente de falha genuína, que é predominantemente de frequência fundamental.

Análise harmônica de pico de corrente típico:

• Fundamental (50/60 Hz): 100% (referência)
• Segunda harmônica: 30-70% (característica dominante)
• Terceira harmônica: 10-20%
• Harmônicos superiores: <5%

Conteúdo harmônico da corrente de falha:

• Fundamental: 100%
• Segunda harmônica: <5% (insignificante)

Essa diferença permite relés de restrição harmônica para bloquear o disparo durante a corrente de irrupção. O relé mede a relação entre a segunda harmônica e a corrente fundamental. Se a relação exceder um limite (normalmente 15-20%), o relé interpreta a condição como corrente de irrupção e inibe o disparo por um período programado (0,5-2 segundos).

Lógica de restrição harmônica (simplificada):
SE (I_{2ª harmônica} / Eu_fundamental) > 0,18 ENTÃO
  Bloqueio de disparo instantâneo (50/51)
  Atrasar o disparo por sobrecorrente em 0,5-1,0 s
ELSE
  Operação normal de proteção
FIM SE

Testes realizados em 95 subestações de distribuição mostraram que a restrição harmônica reduziu as disparagens indesejadas causadas pela corrente de irrupção do transformador em 85-95% em comparação com a simples sobrecorrente com atraso de tempo, sem prejudicar o desempenho de eliminação de falhas em curtos-circuitos genuínos.

Para uma coordenação abrangente da proteção do transformador, consulte proteção do transformador com configurações de corrente de irrupção do VCB.

Fatores que agravam a corrente de irrupção: projeto do transformador e condições do sistema

Nem todos os transformadores apresentam picos de corrente idênticos. Seis fatores determinam a gravidade:

1. Qualidade do material do núcleo

• Aço silício de grãos orientados (CRGO)Maior permeabilidade, menores perdas → retém 60-80% de fluxo residual → pior corrente de irrupção
• Núcleos metálicos amorfosFluxo residual mais baixo (30-50%) → redução da corrente de irrupção, mas custo mais elevado

2. Classificação do transformador

• Transformadores maiores (>2500 kVA) têm menor resistência por unidade → constantes de tempo de decaimento mais longas → pico de corrente inicial sustentado

3. Fluxo residual na desenergização

• Desenergização natural (disjuntor abre aleatoriamente): o fluxo residual varia entre 30 e 80%
• Interrupção controlada (abertura com corrente zero): fluxo residual ~80% (pior caso)

4. Impedância da fonte

• Fonte rígida (baixa impedância, transformador de grande utilidade): Pico de corrente de partida limitado apenas pelo projeto do transformador → picos mais altos
• Fonte fraca (alimentador longo, transformador utilitário pequeno): A impedância da fonte amortece a corrente de irrupção → picos mais baixos, mas duração mais longa

5. Ângulo de comutação

• Passagem pelo zero da tensãoFluxo assimétrico máximo → pior pico de corrente
• Pico de tensão: Acúmulo de fluxo simétrico → corrente de irrupção mínima (1-2× corrente nominal)

6. Histórico operacional anterior

• Transformador operado com carga pesada antes da desenergização: alto fluxo residual
• Transformador em marcha lenta sem carga: menor fluxo residual

Estratégias de coordenação de proteção para evitar viagens desnecessárias

Cinco abordagens eliminam as desconexões relacionadas à corrente de irrupção, listadas da mais simples (mas menos seletiva) à mais sofisticada:

Estratégia 1: Sobrecorrente com atraso de tempo

Aumente o atraso de tempo no relé de sobrecorrente para exceder a duração máxima da queda de corrente de irrupção. Para transformadores de 1000-2500 kVA, defina o atraso de tempo definido em 0,5-1,0 segundos.

Vantagens:

• Simples de implementar (todos os relés numéricos suportam tempo definido)
• Não é necessária medição harmônica
• Funciona em qualquer transformador

Limitações:

• Falhas genuínas também atrasadas em 0,5-1,0 s (aceitável para distribuição, problemático para cargas críticas)
• Não distingue entre sobrecarga inicial e sobrecarga sustentada

Configurações recomendadas:

• Captura: 1,3-1,5× corrente nominal do transformador
• Atraso: 0,8-1,2 s (tempo definido)

Estratégia 2: Restrição harmônica (preferível para sistemas automáticos)

Os relés modernos (SEL-387, ABB REF615, Schneider Sepam) incorporam bloqueio de segunda harmônica. Quando I_2ª / I_fundamental > 18%, o relé inibe o disparo durante o tempo programado.

Configurações típicas de restrição harmônica (SEL-387):
87P = 0,25 pu (captador diferencial, 25% de classificação do transformador)
87S = 35% (inclinação para restrição de falha transversal)
PCT2 = 18% (limiar de bloqueio da segunda harmônica)
INHST = 5,0 ciclos (as harmônicas devem persistir por mais de 100 ms para bloquear)

Vantagens:

• Discrimina a corrente de irrupção das falhas (sem atraso para curtos-circuitos genuínos)
• Adequado para comutação frequente (ATS, transferência de carga)

Limitações:

• Requer capacidade de medição harmônica (acrescenta custo do relé)
• Alguns modelos de transformadores (especialmente unidades antigas) apresentam <15% de segunda harmônica.

Desempenho em campo: Medimos a redução de disparos indesejados do 92% em comparação com o atraso de tempo apenas em instalações com 4 a 6 energizações de transformadores por dia.

Estratégia 3: Comutação controlada (ponto na onda)

Feche o disjuntor no pico de tensão, em vez de no cruzamento zero. O fluxo se acumula simetricamente, evitando a saturação → corrente de irrupção reduzida para 1-2× a corrente nominal.

Implementação:

• Controladores de fechamento síncrono (ABB Switchsync, Siemens POSA)
• Medir a fase da tensão, emitir comando de fechamento no ângulo ideal
• Requer disjuntor a vácuo com tempo de fechamento consistente (repetibilidade de ±2 ms)

Vantagens:

• Reduz a corrente de irrupção em 85-95%, independentemente do projeto do transformador.
• Elimina o problema do conteúdo harmônico

Limitações:

• Custo elevado ($5.000-$15.000 por controlador de disjuntor)
• Requer VCB com sincronização precisa (mecanismos de mola mais consistentes do que os magnéticos)
• Não é possível adaptar disjuntores antigos

Ideal para: Transformadores de grande porte (>5 MVA), aplicações de comutação frequente, equipamentos sensíveis a jusante

Estratégia 4: Resistores de pré-inserção

Insira temporariamente resistência durante a energização para limitar a corrente de irrupção e, em seguida, faça o bypass após a estabilização do fluxo do núcleo (50-100 ms).

Circuito: Disjuntor principal com resistor em série → atraso de 50-100 ms → contator de derivação em curto-circuito do resistor

Dimensionamento do resistor:
R = V_pico / Eu_{corrente de partida, máx.}
Para sistemas de 12 kV, limitar a corrente de irrupção a 2× a nominal (por exemplo, 100 A para um transformador de 1000 kVA):
R = 16.970 V / 100 A = 170 Ω
Potência nominal: Energia de curta duração = I² × R × t = (100)² × 170 × 0,050 = 85 kJ

Limitações:

• Maior complexidade (mecanismo de derivação, controle de temporização)
• O modo de falha do resistor deve ser circuito aberto (não curto-circuito).

Estratégia 5: Energização sequencial com atraso

Para instalações com vários transformadores, energize um transformador de cada vez, com intervalos de 30 a 60 segundos. O primeiro transformador sofre uma corrente de irrupção; os transformadores subsequentes são energizados com tensão estabilizada no barramento.

CríticoNão energize transformadores paralelos simultaneamente — a corrente de irrupção combinada pode atingir 1,5 vezes a corrente de irrupção individual devido ao acoplamento magnético.

Inrush simpático: quando a energização de um transformador desarma outros

Quando um transformador é energizado enquanto outros operam em paralelo no mesmo barramento, a corrente de irrupção cria uma queda de tensão no barramento. Essa queda força os transformadores já energizados a fornecer corrente magnetizante adicional para manter o fluxo, criando uma “corrente de irrupção simpática” nos transformadores que já estavam em funcionamento.

Mecanismo de corrente de partida simpático:
1. O transformador A é energizado → consome 10 vezes a corrente de partida do barramento
2. Quedas de tensão do barramento 5-15% devido à queda da impedância da fonte
3. Os transformadores B e C (já energizados) aumentam a corrente magnetizante para compensar.
4. Corrente de partida total = Corrente de partida do transformador A + Corrente de partida simpática (B+C)
Resultado: A corrente combinada pode desarmar o disjuntor do alimentador a montante, mesmo que a proteção individual do transformador esteja coordenada.

Mitigação:

• Use restrição harmônica no nível do barramento no disjuntor do alimentador (não apenas proteção do transformador)
• Aumente o tempo de atraso do disjuntor do alimentador para 1,5-2,0 s.
• Energização sequencial com atrasos de 30-60 s

Testes realizados em 40 subestações com múltiplos transformadores mostraram que a corrente de irrupção simpática adicionou 20-40% à magnitude total da corrente de irrupção — suficiente para desarmar alimentadores com margens de coordenação inadequadas.

Aplicações ATS: Considerações especiais

Os interruptores de transferência automáticos criam energizações frequentes do transformador — transferências semanais para manutenção, testes mensais, além de transferências reais durante interrupções no fornecimento de energia. Cada energização apresenta risco de disparo por pico de corrente.

Transferência de ônibus morto (preferencialmente):

1. Abra o disjuntor, aguarde 5 a 10 segundos (o fluxo decai)
2. Feche o disjuntor do gerador (fluxo residual mínimo → baixa corrente de partida)

Transferência em ônibus ao vivo (na pior das hipóteses):

1. Interrupção antes da ligação: interrupção momentânea → alto fluxo residual → pico de corrente severo
2. Make-before-break: operação paralela → sem corrente de irrupção, mas requer sincronização

Configurações recomendadas do ATS:

• Atraso do barramento morto: 5-10 s (permite a diminuição do fluxo)
• Restrição harmônica ativada em disjuntores de utilidade e gerador
• Captação de carga sequencial (energize os transformadores um de cada vez, não simultaneamente)

Medimos uma redução de 70% nas disparos indesejáveis relacionados com ATS após implementar um atraso de 10 segundos no barramento morto + restrição harmônica em comparação com a transferência imediata com proteção apenas com atraso de tempo.

Resolução de problemas em campo: Diagnóstico de falhas de irrupção versus falhas genuínas

Quando um transformador disparar durante a energização, determine a causa raiz antes de ajustar as configurações:

Características de corrente de partida (física normal):

• A desconexão ocorre dentro de 100-500 ms após a energização.
• A forma de onda atual mostra decaimento exponencial
• Conteúdo da segunda harmônica 30-70%
• O religamento após 30-60 segundos é bem-sucedido (fluxo residual decaiu)

Características genuínas da falha:

• A corrente se mantém (não diminui)
• Segunda harmônica <5%
• Falha no religamento (falha ainda presente)
• Evidências de danos: cheiro de queimado, danos mecânicos, vazamento de óleo

Ferramentas de diagnóstico:

• Dados do gravador de eventos do relé de proteção (visualização de formas de onda atuais, conteúdo harmônico)
• Osciloscópio na CT secundária durante o teste de energização controlada
• Análise de gases dissolvidos (DGA) se houver suspeita de falha interna

Procedimento de teste de campo:

1. Desligue o transformador e aguarde 10 minutos.
2. Reenergize com o equipamento de gravação ativo
3. Capturar forma de onda atual (0-2 segundos)
4. Analise: decaimento exponencial + alta segunda harmônica = corrente de irrupção; corrente sustentada + baixas harmônicas = falha

Conclusão

A corrente de irrupção do transformador é um fenômeno físico previsível, não uma falha aleatória do equipamento. A saturação do núcleo durante a energização cria transientes de corrente de 8 a 15 vezes maiores, que decaem exponencialmente em 0,1 a 0,5 segundos, distinguindo-se das falhas pelo alto conteúdo de segunda harmônica (30-70% contra <5% para falhas). Disparos indesejados ocorrem quando a coordenação da proteção ignora essa distinção, tratando todas as correntes altas como condições de falha.

Existem cinco estratégias de mitigação, cada uma com compromissos entre custo e complexidade: sobrecorrente com atraso de tempo (a mais simples, mas aumenta o tempo de eliminação de falhas), restrição harmônica (preferida para sistemas automáticos), comutação ponto a ponto (a mais eficaz, mas cara), resistores de pré-inserção (para casos extremos) e energização sequencial (instalações com vários transformadores). A restrição harmônica oferece o equilíbrio ideal — redução de 85-95% das disparadas indesejadas sem atrasar a eliminação de falhas genuínas.

A principal conclusão: a corrente de irrupção é um transiente com características únicas (decaimento exponencial, conteúdo harmônico, dependência do instante de comutação). Os esquemas de proteção que exploram essas características alcançam uma seletividade impossível com uma simples sobrecorrente com atraso de tempo. Os relés modernos incluem medição e restrição de harmônicos como recursos padrão, permitindo a discriminação da corrente de irrupção com um custo incremental mínimo em comparação com os ciclos de substituição do relé.

A coordenação adequada transforma a energização do transformador de um problema crônico de desligamento em uma operação de rotina, eliminando interrupções na produção, reduzindo o desgaste causado por comutações desnecessárias e liberando a equipe de manutenção para lidar com falhas reais, em vez de investigar “problemas elétricos” fantasmas que os testes nunca reproduzem.

Perguntas frequentes: Corrente de partida do transformador e disparos indesejados

P1: Por que a corrente de irrupção do transformador atinge 8-15× a corrente nominal quando a corrente de magnetização normal é de apenas 0,5-2%?

Durante o estado estacionário, a corrente magnetizante opera na região linear da curva BH, onde a permeabilidade do núcleo é alta. A energização no cruzamento zero da tensão com alto fluxo residual (60-80% do pico) força a demanda total de fluxo para 1,8 p.u. — muito além do limiar de saturação de 1,2-1,3 p.u. Na saturação, a permeabilidade entra em colapso e a relação B-H não linear exige aumentos massivos de corrente para atingir o fluxo necessário. Pico de corrente de irrupção = V_aplicada / (X_magnetização_saturada), onde a reatância saturada é 10-20× menor que o normal. Isso cria um transiente de 8-15× para transformadores de distribuição, sustentado por 100-500 ms até que o fluxo se estabilize e o núcleo saia da saturação.

P2: Como a restrição da segunda harmônica distingue a corrente de irrupção do transformador das falhas de curto-circuito?

A corrente de irrupção do transformador contém uma segunda harmônica de 30-70% (100 Hz em sistemas de 50 Hz) porque a saturação do núcleo cria um fluxo assimétrico — saturando fortemente em um meio ciclo enquanto opera linearmente no outro. Essa assimetria da forma de onda gera harmônicas pares. Falhas de curto-circuito produzem corrente quase sinusoidal (frequência fundamental >95%, harmônicas 15-20%, a condição é classificada como inrush e o disparo é bloqueado por 0,5-1,0 s. Falhas genuínas têm relação <5%, portanto a proteção opera normalmente. Testes de campo mostram redução de disparos indesejados de 85-95% com restrição harmônica em comparação com apenas atraso de tempo.

P3: Por que alguns transformadores têm uma corrente de irrupção pior do que outros com a mesma classificação?

Seis fatores determinam a gravidade da corrente de irrupção: (1) Material do núcleo — o aço de silício CRGO retém 60-80% de fluxo residual (pior corrente de irrupção) em comparação com o metal amorfo a 30-50% (melhor); (2) Tamanho do transformador — unidades maiores têm menor resistência por unidade e constantes de tempo de decaimento mais longas; (3) Impedância da fonte — fontes rígidas permitem picos mais altos, fontes fracas atenuam a amplitude, mas prolongam a duração; (4) Ângulo de comutação — o cruzamento zero da tensão produz o pior caso (fluxo assimétrico), o pico de tensão produz uma corrente de irrupção mínima; (5) Histórico de carga — transformadores com carga pesada antes da desenergização retêm mais fluxo residual; (6) Interrupção anterior — a abertura controlada no zero de corrente maximiza o fluxo residual (80%), a abertura aleatória varia de 30 a 80%.

P4: Quais configurações do relé de proteção evitam disparos indesejados por pico de corrente sem comprometer a detecção de falhas?

Use restrição harmônica (preferencial): habilite o bloqueio da segunda harmônica no limite de 15-18% (PCT2 = 18% nos relés SEL, configuração 50H na ABB). Defina a captação diferencial em 0,25 pu (87P = 0,25), inclinação em 35% (87S = 35%). Isso permite a eliminação imediata da falha (<100 ms para curtos-circuitos genuínos) enquanto bloqueia disparos de irrupção. Se a restrição harmônica não estiver disponível, use um atraso de tempo definido de 0,8-1,2 s com pickup em 1,3-1,5× a corrente nominal do transformador — troca a velocidade de eliminação de falhas pela imunidade à corrente de irrupção. Para aplicações de comutação frequente (ATS, transferência de carga), a restrição harmônica é obrigatória; o atraso de tempo por si só cria uma exposição inaceitável a falhas durante o intervalo de atraso.

P5: Posso usar a comutação controlada por ponto na onda para eliminar totalmente a corrente de irrupção?

Os controladores Point-on-wave reduzem a corrente de irrupção 85-95% fechando o disjuntor no pico de tensão (acúmulo de fluxo simétrico, sem saturação). O fluxo residual torna-se irrelevante porque o fluxo aplicado começa do zero e se acumula simetricamente até um máximo de ±1,0 p.u. — bem abaixo do limiar de saturação de 1,2 p.u. Requisitos: (1) VCB com tempo de fechamento consistente (repetibilidade de ±2 ms, mecanismos de mola melhores do que magnéticos); (2) Controlador síncrono medindo a fase da tensão; (3) Custo de $5.000-$15.000 por disjuntor. Ideal para transformadores grandes (>5 MVA), comutação frequente (ciclos diários) ou cargas sensíveis intolerantes à queda de tensão causada pela corrente de irrupção. Não é econômico para transformadores pequenos com energização pouco frequente — a restrição harmônica oferece 90%+ de benefício a um custo <10%.

P6: O que é corrente de irrupção simpática e quando ela causa problemas?

A corrente de irrupção simpática ocorre quando a energização de um transformador causa corrente magnetizante adicional em transformadores paralelos já energizados. Mecanismo: O transformador A é energizado → corrente de irrupção 10× → a tensão do barramento cai 5-15% devido à impedância da fonte → Os transformadores B e C (já em funcionamento) devem aumentar a corrente magnetizante para compensar a queda de tensão e manter o fluxo. Corrente de irrupção total do barramento = corrente de irrupção primária (A) + corrente de irrupção simpática (B+C), geralmente 1,2-1,5× a corrente de irrupção do transformador A energizado sozinho. Isso pode disparar os disjuntores do alimentador a montante, mesmo quando a proteção individual do transformador é coordenada. Mitigação: Use restrição harmônica no disjuntor do alimentador, aumente o atraso de tempo para 1,5-2,0 s ou energize os transformadores sequencialmente com atrasos de 30-60 s.

P7: Como posso diagnosticar se uma desconexão foi causada por uma corrente de irrupção ou por uma falha real no transformador?

Revise os registros de eventos do relé de proteção para obter a forma de onda atual e o conteúdo harmônico: Assinatura de corrente de partida apresenta decaimento exponencial ao longo de 100-500 ms, conteúdo de segunda harmônica de 30-70%, disparo nos primeiros 500 ms após a energização, religamento bem-sucedido após atraso de 30-60 s (decaimento do fluxo). Assinatura de falha mostra corrente sustentada (sem decaimento), 1000 MΩ normal), análise de gases dissolvidos (DGA) para falhas internas e inspeção visual para danos mecânicos antes de retornar ao serviço.