Curso Filosofia Da Proteção

INTRODUÇÃO A FILOSOFIA DA PROTEÇÃO [TRANSMISSÃO]

Outubro/2013

Introdução a Filosofia da Proteção

Tópicos deste curso: 1- In Intr trod oduç ução ão • Valores em PU • Co Comp mpon onen ente tess Si Simé métr tric icas as • Ci Circ rcui uito toss Eq Equi uiva vale lent ntes es • • TC´s e TP´s 2- Proteçã çãoo de Linhas de Transmissã sãoo 3- Proteçã çãoo de Barras 4- Pr Prot oteç eção ão de Tra rans nsfo form rmad ador ores es 5- Pr Prot oteeçã çãoo de Ger erad ador ores es

Schneider Schne ider Electric Electric – Adva Advanced nced Services Services – Outub Outubro ro 2013


1- In Intr trod oduç ução ão •Valores em PU


Introdução


EXEMPLO:

Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013

Introdução


Diagrama de impedâncias


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Considerando a tensão na barra dos motores = 13 [kV] , com cada motor consumindo 10 [MVA] e fp=0,9 (ind), determinar a tensão nos terminais do gerador.


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• Componentes Simétricas Consiste na decomposição de um sistema desequilibrado de N fases em N sistemas de fasores equilibrados. , em 3 sistemas equilibrados de sequência positiva, negativa e zero, de forma que a soma dos vetores correspondentes de cada fase resulta no valor da grandeza daquela fase.


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Introdução



Introdução


Observações: Para um circuito trifásico equilibrado, a soma das correntes de linha = 0, logo: Para um desbalanço para a terra:

Sabemos que: Num sistema equilibrado:


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CONCLUSÃO Quando num sistema trifásico existe qualquer desbalanço, com ou sem terra, aparecem componentes de sequência negativa. uan o num s stema tr s co ex ste es a anço para terra, aparecem componentes de sequência zero.



•Circuitos Equivalentes São utilizados para representar o comportamento de um sistema elétrico ou parte dele. Estes circuitos são repr re pres esen enta taçõ ções es mo mono nofá fási sica cass de ci circ rcui uito toss tr trififás ásic icos os.. Exemplo: Dado o diagrama unifilar abaixo, seguem os circuitos equi eq uivval alen enttes de seq equê uênc nciia pos osiitiva, ne nega gattiva e zer ero. o.


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Diagrama de Seqüência Positiva


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Diagrama de Seqüência Negativa


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Diagrama de Seqüência Zero


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• Cálculo de curto-circuito Uma corrente de curto-circuito é composta por duas parcelas, uma componente senoidal AC e outra unidirecional e amortecida conhecida como componente contínua DC.


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Simetria da corrente de curto-circuito

Simétrica


Assimétrica


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Fator de assimetria Depende do instante em que estava a tensão antes da ocorrência da falta e do valor de X/R do circuito em análise.

ou



Períodos das correntes de curto-circuito No instante da ocorrência de uma falta, existe a componente DC, o que provoca um pico inicial na corrente de curto-circuito, e sua duração pode levar em torno de 150 [ms], dependendo do valor de X/R do sistema, este primeiro período é chamado de período Subtransitório. Após o período Subtransitório, a componente DC se extingue, e a corrente de curto-circuito torna-se simétrica, este período é chamado de período transitório.


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Curto-circuito Trifásico


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Sequência positiva

Sequência negativa

Corrente de curto-circuito trifásica


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Curto-circuito Fase-terra Considerando curto-circuito na fase A: Va=0 ; Ib=Ic=0


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Curto-circuito Bifásico Considerando curto-circuito nas fases B eC: Vb=Vc; Ia=0; Ib=-Ic


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Exemplo de cálculo de curto-circuito Calcular as correntes de curto-circuito trifásica, fase-terra e bifásica nas barras B e D


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•TC´s e TP´s

TRANSFORMADORES DE CORRENTE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Finalidades do TC: • Fornecer do seu secundário uma corrente proporcional à do primário e de dimensões adequadas para serem usadas pelos sistemas de controle, medição e proteção. • Isolar os equipamentos de controle, medição e proteção do circuito de AT.


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Princípio de funcionamento:


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Polaridade:

Relação de transformação – RTC


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Características nominais: • Corrente nominal e relação nominal; • Nível de isolamento; • Freqüência nominal; • Carga nominal; • Classe de exatidão; • Fator de sobrecorrente nominal; • Corrente térmica nominal; • Corrente dinâmica nominal.


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Tensão de joelho – “knee point”


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Burden Calculado para o maior enrolamento. TC C400, com relações 2000/1000/500-5 -5 A Burden nominal = 400/(20 x 5) = 4 Ω Knee point = 0,5 x 400 = 200 [V] Para o enrolamento 1000/5: Burden = 4 x (1000/2000) = 2 Ω


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Curva de saturação


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Critérios de dimensionamento:

Critério I – a corrente primária do TC deve ser superior a 50% da corrente nominal do circuito a ser protegido.

Critério II – a máxima corrente de curto-circuito não deve ser superior a 20 vezes o valor da corrente primária do TC.1


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Critérios de dimensionamento:

Critério III – durante a operação do TC, não deve ser excedido o valor de sua tensão de saturação (tensão de joelho).


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Saturação


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TRANSFORMADORES DE CORRENTE – TC Distorção na corrente secundária devido à saturação


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TRANSFORMAD TRANSF ORMADORES ORES DE POTENC POTENCIAL IAL – TP


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TRANSFORM TRANS FORMADOR ADORES ES DE POTENCIAL POTENCIAL – TP Características:

Tensão primária nominal e relação nominal; no minal; • Ní Nívvel de is isol olam amen ento to;; • Fre reqü qüên ênci ciaa nomi nomina nall; • • Cl Clas asse se de ex exat atid idão ão;; • Po Potê tênc ncia ia tér térmi mica ca nom nomin inal al;; • Fat ator or de sob sobre retten ensã são. o.


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TRANSFORMADO TRANSF ORMADORES RES DE POTENCIAL POTENCIAL – TP Classe de exatidão


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TRANSFORMADORES DE POTENCIAL – TP Fator de sobretensão – conforme o grupo de ligação o tempo permitido.


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TRANSFORMADORES DE POTENCIAL – TP Potência térmica nominal – máxima potência VA que o TP pode fornecer em regime permanente sem exceder os limites de elevação de temperatura especificados pela sua isolação.


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TRANSFORMADORES DE POTENCIAL – TP Identificação dos terminais


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TRANSFORMADORES DE POTENCIAL – TP Identificação dos terminais


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Proteção de Linhas de Transmissão

2- Proteção de Linhas de Transmissão Proteção Principal: Detecta uma anormalidade para a qual foi concebida, no componente protegido, contemplando requisitos de seletividade, confiabilidade e de velocidade. Proteção Alternada: Dependendo da importância do componente a ser protegido, a Proteção Principal é duplicada e então chamada de Proteção Alternada. Proteção de Retaguarda: Tem a finalidade de ser a segunda ou terceira proteção a detectar uma mesma anormalidade em um dado componente do Sistema de potência, atuando o respectivo disjuntor quando da falha da Proteção Principal. Utiliza temporização intencional para que se aguarde a atuação da Proteção Principal. É chamada de Proteção de Retaguarda Local quando instalada no mesmo local da Proteção Principal, ou pode estar instalada em um outro componente adjacente à aquele original e ser chamada de Proteção de Retaguarda Remota. Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013


Funções de Proteção: •Função de Seqüência Negativa – 46 •Função Direcional de Sobrecorrente – 67/67N •Função de Sobretensão – 59 •Função de Subtensão – 27 •Função de Distância – 21 •Função Diferencial de Linha – 87L





•Função de Seqüência Negativa – 46

-Desbalanço de corrente = I2 Devido a: • Fase aberta; • Duas fases abertas; • • Curto-circuito fase-terra; • Curto-circuito bifásico; • Curto-circuito bifásico-terra. Utilizada onde há dificuldade de detectar o curto-circuito: • Linhas longas => Icc se aproxima da corrente de carga; Onde as funções de sobrecorrente e de distância têm dificuldade de detectar a falta.




Sugestão de ajuste O desbalanço máximo se dá quando há a abertura de uma das fases. Supondo a falta da fase A => Ia=0 ; Ib=-Ic

Ajustar o valor de seqüência negativa entre 10% e 40% Esta temporização tem que ser maior que o tempo morto do religamento monopolar da linha. Geralmente de 2 a 5 [s], atende.




•Função Direcional de Sobrecorrente – 67/67N Geralmente como função de retaguarda em proteção de LT para faltas entre fases e fase-terra. Intensidade de corrente e direcionalidade. Depende de tensão de polarização. Atua uando duas condi ões são atendidas: - Intensidade da corrente superar um limite pré-estabelecido - Sentido da corrente atender o sentido pré-estabelecido




Sugestão de ajuste -Deve ter sensibilidade para detectar curtos a terra em pelo menos duas barras a frente, geralmente adotando-se a maior sensibilidade possível; -Temporização de operação em 0,7 [s] para curtos na barra da subestação remota; - Temporização de operação em 0,3 [s] para curtos imediatamente à frente da rote ão; - Operação com tempo superior ao do religamento automático monopolar, se aplicável, devido à presença de seqüência zero nestas condições; - Como cirtério padrão, bloquear o elemento instantâneo, a fim de evitar atuações indevidas como por exemplo o caso de religamento automático de linhas, ou mesmo a perda de coordenação com proteções pricipais.




•Função de Sobretensão – 59 Tem a finalidade de detectar valores de tensões superiores aos valores desejáveis durante a operação do sistema. Tem como referência a tensão de linha que é feita pela conexão dos secundários dos TP´s ao relé. Ajusta-se um valor de sobretensão que servirá de disparo de Sobretensão, que poderá ser temporizado ou instantâneo. Geralmente a caracterísitca de tempo de atuação desta função é de tempo definido.




Sugestão de ajuste - Elemento de sobretensão trifásica temporizada: Ajustes entre 1,16 pu a 1,20 pu da tensão nominal de operação, com temporização em tempo definido de 2,0 a 3,0 [s].

- Elemento de sobretensão trifásica instantânea: Ajustes entre 1,20 pu a 1,25 pu da tensão nominal de operação.




•Função de Subtensão – 27 Esta função tem a finalidade de detectar valores de tensões inferiores aos valores desejáveis durante a operação do sistema. Tem como referência a tensão de linha que é feita pela conexão dos secundários dos TP´s ao relé. poderá ser temporizado ou instantâneo.

,

Sugestão de ajuste - Elemento de subtensão trifásica instantânea: Ajustes entre 0,20 pu a 0,30 pu da tensão nominal de operação.




•Função de Distância - 21 O princípio básico de funcionamento da proteção de distância envolve a divisão da tensão vista pelo relé pelo valor da corrente. A impedância aparente então calculada é comparada com a impedância do ponto de alcance ajustada no relé. Se o valor da impedância é menos que o ponto de alcance, então considera-se que existe uma falta na linha entre o relé e o ponto de alcance. Para seu perfeito funcionamento, a função deverá receber informações de TP´s e TC´s.




Uma LT tem característica indutiva, portanto, quando da ocorrência de um curto-circuito, as correntes estão sempre atrasadas com relação à tensão.

Curto-circuito à frente do relé, o mesmo Curto-circuito a trás do relé, o mesmo enxergará impedâncias positivas enxergará impedâncias negativas




A impedância de uma linha de transmissão tem ângulo característico entre 65 e 88 graus. O relé atuará quando a impedância de curto-circuito Zcc estiver dentro da faixa do Zajustado.

A proteção de distância deverá ser sensível para ângulos indutivos acentuados (curto-circuito à frente) e não sensível para ângulos indutivos pequenos (cargas indutivas). Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013



Resistência de arco, resistência de pé de torre e resistências de contato. A proteção de distância deverá levar em consideração a resistência de falta, ser sensível tanto para o ângulo da linha quanto para ângulos que considerem a resistência de falta, porém para não alcançar a impedância da carga.



Características da proteção de distância: • • • • •

Característica circular; Característica Mho; Característica Offset Mho ( Mho deslocado); Característica Lenticular; Característica Quadrilateral.

Características circular:





Característica Mho:

Direcionalidade Menor sensibilidade para o ângulo de carga Ângulo ɸ é conhecido por RCA – ângulo característico do relé




Característica Offset-Mho (Mho deslocado):

Parte da atuação é reversa. É exigido um elemento direcional adicional. É utilizada para cobrir ocorrências próximas ao relé, onde a tensão pode cair a zero ou próximo de zero. Para R=0 e X=0, tem maior discriminação da direção do curto-circuito o que poderia ser um problema para a característica Mho. Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013



Caracterís Cara cterística tica Lenti Lenticular cular::

Reduz ainda mais a sensibilidade de atuações indevidas para cargas do sistema. As variáveis a e b são ajustáveis permitindo ajustar de modo a proporcionar a máxima cobertura para faltas resistivas e ainda não operar sob condições de máxxim má imaa tr traans nsmi miss ssão ão de ca carg rga. a. Schneider Schne ider Electric Electric – Adva Advanced nced Services Services – Outub Outubro ro 2013



Caracterís Cara cterística tica Quad Quadrilat rilateral: eral:

Formas poligonais, alcance à frente, e ajustes de alcance resistivo que são ajustados independentemente, proposcionando m elhor cobertura resistiva para pa ra lilinnha hass cu curt rtaas. Schneider Schne ider Electric Electric – Adva Advanced nced Services Services – Outub Outubro ro 2013



Caract Car acterí erísti stica ca Mho Mho:: Conceitos: Para qualquer ponto na circunferência, o ângulo entre Zaj-Zmed^Zmed é sempre 90˚. A função operará para qualquer Zmed onde o ângulo entre ZajZa j-Zm Zmed ed^^Zm Zmeed se seja ja in infe feri rioor a 90 90˚. ˚. O ângulo Zaj dever ser ajustado próximo ao ângulo da LT, tendo maior sensibilidade para ângulos de curto-circuito e menos sensibilidade para ângu ân gulo loss de ca carg rgas as..




Polarização: Quando a falta acontece próximo ao terminal onde o relé está isntalado, a tensão enxergada pelo TP pode ir a zero, perdendo-se a referência. Para isto, tem-se algumas alternativas de polarização: • Polarização Dual – Soma da própria tensão com as tensões das fases sãs; • Polarização cruzada ou 90˚ - Uso das tensões das fases sãs; • Polarização por seqüência positiva – Para qualquer falta, exceto a trifásica metálica, próxima, deverá haver tensão de seqüência positiva; • Memória de tensão – Utilizada quando as anteriores não enxergam a falta trifásica metálica, próxima ao terminal do relé. Geralmente utiliza-se esta polarização em conjunto com uma das anteriores.



Zonas de Alcance:





Ajustes das Zonas de Alcance: Z1: 80% a 85 % da impedância da LT. Deve ser ajustado de maneira instantânea. Z2: Pelo menos 120% da impedância da LT. Em alguns casos, se ajusta a Z2 abrangendo a LT protegida mais 50% da LT adjacente mais curta, assegurando que o alcance máximo da Z2 não ultrapasse o alcance mínimo da Z1 da LT adjacente. Deve ter um atraso que permita seletividade com o relé principal aplicado aos curtos adjacentes que caem dentro do alcance da Z2, obtendo-se assim uma cobertura completa de uma seção da linha, com uma rápida eliminação de faltas nos prinmeiros 80%-85% da LT e um pouco mais lenta para o restante da LT. Geralmente 0,5 [s].




Ajustes das Zonas de Alcance: Z3: O alcance deverá ser 1,2 vezes a impedância de falta vista pelo relé no final da LT, próximo ao terminal remoto. O atraso deverá rpomover a seletividade da Z2 mais o tempo de atuação do disjuntor para a linha adjacente. Geralmente 1 [s] ou mais. Alcance Reverso: Uma zona reversa (Z4) poderá ser utilizada como proteção alternativa para a barra local. Ajusta-se o alcance reverso com 25% do alcance de Z1. O atraso deverá ter seletividade com a proteção de barras. Geralmente 2 [s] ou mais, até 3[s].




•Função SOTF (Switch on to fault) - Fechamento sob falta – 50/27 O fechamento de um disjuntor pode inadvertidamente levar a um curto-circuito trifásico metálico, por exemplo, quando um aterramento de linha feito quando de uma manutenção, não é removido. Esta Função proporciona uma atuação durante um intervalo de tempo ajustável após o fechamento manual do respectivo disjuntor. Não deve haver tensão na LT antes do fechamento manual (supervisionado pela função 27).




Função STUB Bus Quando, numa configuração disjuntor e meio, a seccionadora de linha está aberta com pelo menos um disjuntor do terminal fechado, há possibilidade de ocorrer um curto-circuito entre o(s) disjuntor(es) e a seccionadora de linha.

A proteção de linha deve ter a informação de seccionadora aberta (deve haver cablagem para tanto, para uma entrada digital da proteção). A proteção STUB é proporcionada por uma função de sobrecorrente (50STUB) que atua instantaneamente para o curto e desliga o(s) disjuntor(es) quando a seccionadora está aberta. Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013



•Função Oscilação de Potência -78 Não é exatamente uma função de proteção mas sim uma função sistêmica. A oscilação de potência entre dois centros geradore em decorrência de severas variações de carga ou condição de operação ou curto-circuito, pode fazer com ue a im edância medida ela rote ão de distância entre na zona de atuação da mesma. A função 78 mede o tempo que o vetor impedância medido pela proteção leva para cruzar duas características. Se o tempo medido for superior a um valor pré-determinado (odem de ms) a função pode bloquear o trip da proteção. Este tempo é muito superior ao de um curto-circuito, que é quase instantâneo.



•Função Oscilação de Potência -78





•Função Diferencial de Linha – 87L Esta função baseia-se na comparação de grandezas de mesma natureza. A análise é feita comparando-se as grandezas que entram no circuito com as que saem do circuito.




Função Diferencial de Linha – 87L Requisitos: • Considerar os erros de precisão dos TC´s; • Manter estabilidade para curto-circuitos externos à área protegida; • Compensar a diferença de tempo de transmissão de sinal de uma extremidade a outra; • Manter a sensibilidade da proteção, não atuando para energização de linhas , • Ter rápida atuação para curto-circuitos internos, mesmo para os de baixa corrente.




Função Diferencial de Linha – Exemplo de característica




Sugestão de ajuste: IS1=2,5 x ICHARGING

ICHARGING= VFASE-NEUTRO /XCLINHA

K1 = 30%

K2 = 150%

IS2=2 x INOMINAL

Vantagens: • Alta sensibilidade para faltas de alta impedância; • Ideal para proteção de linhas curtas, onde a proteção de distância exigiria • • • •

Não necessita de TP´s; Proteção inerentemente seletiva; Imune a oscilação de potência e Poucos ajustes e alta confiabilidade.

Desvantagens: • Exige canal de comunicação com alta confiabilidade e alta velocidade e • Exige proteção de rataguarda, uma vez que, na falha do canal de comunicação a proteção deixa de estar habilitada.






Proteção de Barras

3- Proteção Diferencial de Barras – 87B A proteção de barras é necessária quando a proteção do sistema não cobre as barras, ou quando, a fim de manter a estabilidade do sistema de potência, a eliminação rápida de faltas torna-se necessária. Considerações: •

´ precisão;

• Deve manter a estabilidade quando houver curtos externos à área protegida, mesmo que o TC sature; • Para curto-circuito interno, deve atuar instantâneamente, mesmo para correntes baixas.



Configuração de Barras e Zonas de Proteção: • Barra Simples




• Barra Simples com seccionamento




• Barra Simples com disjuntor de seccionamento




• Barra Dupla




• Barra Dupla com barra e disjuntor de transferência





• Barra Dupla com seccionamento de barras e dois disjuntores de acoplamento



• Esquema Disjuntor e Meio




• Esquema com dois disjuntores por circuito





Conceito de Zona de Proteção Numa proteção diferencial, denomina-se zona de proteção (Bus Zone) toda região do barramento delimitada por medição de corrente (TCs), cuja soma é zero em condições normais de carga ou curto-circuito externo.




Conceito de Check Zone Numa proteção diferencial, denomina-se check zone uma zona que abrange todo o barramento da SE independente da existência de disjuntor de acoplamento de barras ou entre barras.




Proteção Diferencial do Tipo Percentual Princípio de Kirchhoff: Somatório das correntes que entram na barra é igual ao somatório das correntes que saem da barra.

Característica da Proteção Diferencial do Tipo Percentual



Critérios práticos de ajuste:





Proteção Diferencial de Barras 20000 18000 16000 14000 12000 ) A ( f i 10000 d I

8000 6000 4000 2000 0 0

2500

5000

7500

10000

12500

15000

17500

20000

I bias (A) Tripping k2


Tripping kCZ

Area 3

Area 4

ID>1

IDCZ

ID>2


3- Proteção de Transformadores Funções de Proteção: •Função Diferencial - 87 •Função de Sobrecorrente – 50/51 – 50/51N •Função de Seqüência Negativa – 46 • unç o e o re ens o – •Função de Sobrecarga Térmica - 49


Proteção de Transformadores



•Função Diferencial – 87 – Princípio de Funcionamento

Função Diferencial Percentual




COMPARAÇÃO DE CORRENTES

Falta interna

Assumindo: Relação do TC 1:1


Falta externa

Assumindo: Relação do TC 1:1



ERRO DE TC´S Objeto protegido

Assumindo: RTC 1:1 Operação Normal: Falta externa, assumindo:

Como o ajuste da corrente diferencial para aplicações usuais é feito abaixo da corrente nominal, pode haver trip indevido no caso de faltas externas com altas correntes. Sendo assim, há necessidade de uma característica restritiva. Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013



Corrente de magnetização – Inrush É um fenômeno transitório para acomodação do campo magnético no núcleo do transformador, da condição estável “antes” para a condição estável “depois”. Podé-se considerar duas causas para o Inrush: • O aparecimento da componente DC devido ao chaveamento de circuito indutivo (chaveamento quando a tensão é maior que zero) e • Existência de fluxo remanente no núcleo do transformador




Corrente de magnetização – Inrush A componente de 2ª. Harmônica deve ser detectada e medida, sendo utilizada para bloqueio ou restrição da função diferencial. A componente de 2ª. Harmônica varia entre 50 e 70% da corrente fundamental Nos primeiros 7 ciclos da energização. Para isto, os relés digitais possuem filtros de 2ª. e 4ª. Harmônicas.

A proteção diferencial de transformador de potência deve, portanto: • Não atuar para corrente de magnetização transitória, cujo valor de pico pode ultrapassar 8 x In. • Manter sensibilidade para detectar curto-circuito mesmo durante a energização do transformador. Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013



Sobrefluxo no núcleo devido a sobretensão Um transformador de potência, pode, por motivos operacionais, ser submetido a uma sobretensão (mudança de TAP, por exemplo). Neste momento, haverá uma saturação do seu núcleo e a corrente de magnetização elevada terá primordialmente componentes de 3ª. e 5ª. Harmônicas. Para isto, os relés digitais têm filtros de 5ª. Harmônica para restrição em condição de sobrefluxo.




CARACTERÍSTICA DE TRIP ACOMODAÇÃO DA CURVA DIFERENCIAL

A característica de trip deverá acomodar a corrente de magnetização, o erro dos TC´s e a variação de TP. Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013



CORRENTE DE SEQ. ZERO Grupo vetorial: Dy5 , Relação:

seqüência positiva

seqüência negativa

seqüência zero Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013

Nenhum problema para Proteção diferencial

Nenhum problema para Proteção diferencial

Necessário eliminar corrente de seq. zero


Utilização de “filtro” se seqüência zero.





Ajustes básicos da função diferencial de transformador • Corrente diferencial mínima. Levar em consideração: a) Diferenças resultantes de relações de TC´s b) Erros de precisão de TC´s c) Diferença inctroduzida pelo comutador de taps do transformador, em sua posição extrema de operação com relação ao tap médio. . • Slope. Levar em consideração: a) Erros de precisão de TC´s b) Diferença inctroduzida pelo comutador de taps do transformador, em sua posição extrema de operação com relação ao tap médio. c) Saturação de TC´s Para o slope 1, recomenda-se ajustar entre 20% e 30% Para o slope 2, recomenda-se ajustar entre 30% e 50%







Função de Sobrecorrente – 50/51 – 50/51N Dois tipos de corrente a detectar: - Correntes de fase superiores a corrente de carga, decorrente de curto-circuitos. - Correntes de terra decorrentes de curtos-circuitos a terra. Conexão dos TC´s:




Ajustes básicos da função sobrecorrente de fase lado AT Função de retaguarda para curtos-circuitos entre fases nos alimentadores do transformador e proteção de rataguarda para curtos-circuitos internos quando da eventual falha da proteção diferencial. Não pode atuar em condição de Sobrecarga do transformador. Função 51 - = , ventilação forçada. Curva = tempo inverso Temporização = tempo >= 0,7 [s] para a maior corrente de fase de curto-circuito no lado de BT, seja trifásico ou fase-terra, afim de coordenar com as proteções das saídas dos circuitos alimentadores.




Função 50 Critérios para o Pick-up: • Deve ser superior à maior corrente de fase que pode ocorrer em condição de curto-circuito no lado BT, seja do tipo trifásico ou fase-terra, com margem de 100%. • Deve ser superior a pelo menos 3 ou 4 vezes a corrente nominal do transformador prevenindo a atuação por Inrush. , margem de segurança limitada em 100%. Comentário: Esta função de proteção é de retaguarda em tem sido recomendado o seu bloqueio pelas concessionárias.




Função 51N Critérios para o Pick-up: • Deve ser o mínimo possível, porém superior a corrente residual (3xIo) calculada para o desbalanço normal do transformador em condição de carga máxima. Curva = Tempo inverso. Tempo = temporização => 0,7 [s] para a mior corrente de terra (3xIo) que pode ocorrer em condição de curto-circuito à terra no lado de BT. Função 50N Critérios para Pick-up: • Deve ser superior a corrente de terra que pode ocorrer em condição de curto-circuito no lado BT, com margem de segurança de 100%. • Deve se superior a pelo menos 4 vezes a corrente nominal, prevenindo a atuação por Inrush. • Deve ter ensibilidade para detectar curto-circuito a terra no lado de AT do transformador (bucha), com margem limitada a pelo menos 100%. Comentário: Esta função de proteção é de retaguarda em tem sido recomendado o seu bloqueio pelas concessionárias. Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013



Ajustes básicos da função sobrecorrente de fase lado BT Função 51 Critério para Pick-up: • Deve ser >= a 50% acima da corrente nominal de carga do transformador com ventilação forçada Curva = tempo inverso = = ocorrer em condição de curto-circuito na BT, seja trifásico ou fase-terra. Função 50 Esta função deve ser bloqueada.




Função 51N Critério para Pick-up: • Deve ser superior ao desbalanço em carga que pode ocorrer para o conjunto de alimentadores supridos pelo transformador e pode chegar até 25% da carga do transformador. Curva = tempo inverso Tempo = temporização >= a 0,5 [s] para a maior corrente de terra que pode Deve coordenar com correntes de curto-circuito a terra (3xIo) no alimentador, para falta próxima ao primeiro religador ou elo fusível após a saída do alimentador. Função 50N Esta função deve ser bloqueada.




Função de Seqüência Negativa - 46 Tem a finalidade de detectar desbalanços no transformador traduzido pelo aparecimento de componente de seqüência negativa na corrente. O surgimento de seqüência negativa I2 pode ser causada por: • Uma fase aberta; • Duas fases abertas; • Carga desequilibrada; • Curto-circuito bifásico e • Curto-circuito bifásico-terra Sugestão de ajuste: Permitir de 10% a 40% de corrente se seqüência negativa, com tempo de até 4 [s].




Função de Sobretensão - 59 Tem a finalidade de detectar condições de tensão superiores aos valores normalmente aceitos pela Operação do Sistema ou Equipamento. Há atuação quando se atinge o nível de tensão ajustado e há a desatuação quando a tensão volta à condição normal. Relação “pick-up/drop-out” = (tensão de atuação-tensão de desatuação)*100% Em geral, esta função é ajustada para atuar em torno de 20% acima da nominal de operação do sistema, no ponto de aplicação. Sua temporização é ajustada, dependendo da empresa operadora, entre 1,0 a 4,0 [s].




Função de sobrecarga térmica - 49 Qualquer equipamento ou instalação não se aquece instantaneamente em função de carga excessiva. Para um degrau de corrente, para mais, a temperatura desse componente variará exponencialmente em função da sua constante de tempo de aquecimento.



Exemplo MiCOM P122 e P123 Característica térmica do equipamento:




O relé utiliza a seguinte fórmula matemática para atuação:




Proteção de Geradores

4- Proteção de Geradores Funções de Proteção: •Função corrente de seqüência negativa – 46 •Função direcional de potência – 32 •Função de freqüência – 81 •Função de sobre-excitação – 24 • unç o e so recorren e e so recorren e com res r ç o e ens o 51/51V •Função de perda de campo – 40 •Função de sobrecarga – 49S




•Função corrente de seqüência negativa – 46 Correntes de seqüência negativa são responsáveis por produzir um campo girante no sentido contrário e induzir correntes de freqüência dobrada no rotor, provocando um severo aquecimento no rotor e também nos enrolamentos amortecedores. As causas do desequilíbrio de corrente podem ser de diversas naturezas tais como: cargas desequilibradas, assimetrias por não transposição de linhas, falta de fase e ainda faltas desequilibradas. Limite térmico:







•Função direcional de potência – 32 Tem como objetivo evitar a inversão do fluxo de potência ativa, ou seja, que ele flua do sistema para o gerador e não ao contrário como ele deve ser. A potência ativa necessária para motorizar é função da carga e das perdas da máquina primária. Esta proteção não visa o gerador mas sim a turbina. Alguns dos efeitos da motorização de geradores: • Aquecimento do rotor na turbina a vapor; • Cavitação na trubina hidráulica e • Incendiar o óleo não queimado no motor diesel. Nos relés MiCOM, a potência ativa é calculada através da fórmula: Apenas a potência ativa na fase A é medida:




Para ajuste desta função, é necessário verificar a documentação do fabricante da turbina: Alguns ajustes são sugeridos abaixo:

A temporização irá depender do projeto da máquina primária.




•Função de proteção de freqüência – 81 Os geradores podem ser submetidos à sub e sobreferqüência nas respectivas situações: - Sobrecarga, abertura de disjuntor da subestação, perdas de unidades geradoras; - Rejeição de carga, desligamento de disjuntores por falta no lado da carga. Quando há um desligamento brusco total ou parcial da carga, o gerador deixa de “entregar” potência à carga e então transforma esta energia em energia cinética, levando ao disparo da máquina e conseqüente sobrefreqüência. De modo inverso, se há uma sobrecarga o gerador tende a frear, levando-o a uma sub-freqüência. Nesta condição há um aumento da corrente e conseqüente aumento na temperatura do gerador.



Limites de operação para sub e sobrefreqüência Exemplo de turbina a vapor:





•Função de proteção de Sobre-excitação - 24 Esta função visa proteger o gerador contra níveis excessivos de fluxo magnético.

Monitorando a relação V/Hz é possível obter um bom indicador de aquecimento, visto que as perdas por histerese e Foucault são proporcionais ao fluxo.




•Função de sobrecorrente e sobrecorrente com restrição de tensão – 51/51V A função 51 sempre deve ser ajustada, seguindo o seguinte critério: Tempo definido Pick-up de 1,20 In a 1,30 In Tempo de cerca de 5 [s]. A função 51V (restrição ou controle de tensão) é aplicada a geradores com capacidade acima de 1000 [kW].

Controle de Tensão Schneider Electric – Advanced Services – Outubro 2013

Restrição de Tensão



•Função de perda de campo - 40 Utiliza-se a característica de impedância no plano R-X.

Caso haja um deslocamento do círculo para a esquerda, será ajustado de forma que qualquer impedãncia medida seja comparada com o módulo do valor de X’d, sendo maior o sinal de perda de campo. Há necessidade de temporizar coordenando com a função 32.




•Função de sobrecarga térmica – 49S Tal como em um transformador, o gerador não se aquece instantaneamente em função de carga excessiva. Para um degrau de corrente, para mais, a temperatura desse componente variará exponencialmente em função da sua constante de tempo de aquecimento.



Proteção de Banco de Capacitores

5- Proteção de Banco de Capacitores Três tipos de projeto de Banco de Capacitores: • Capacitores de potência com fusível externo; • Capacitores de potência com fusível interno e • Capacitores de potência sem fusível. aspectos: • • • •

Falha individual de cada capacitor; Rompimento ou falha do fusível; Curto-circuitos na caixa ou na estrutura do banco de capacitores e Corrente de InRush devido ao chaveamento do BC.



•Capacitores de potência com fusível externo




•Capacitores de potência com fusível interno




•Capacitores de potência sem fusível




•Banco de Capacitores ligado em estrela isolada




•Banco de Capacitores ligado em estrela aterrada




•Banco de Capacitores ligado em delta




•Banco de Capacitores ligado em dupla estrela




Banco de Capacitores ligado em dupla estrela



Curso Filosofia Da Proteção

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