Proteção Sist. de Potencia - apostila Unicamp

Universidade Estadual de Campinas Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computa¸cão Departamento de Sistemas de Energia Elétrica

Prote¸cão de Sistemas de Energia Elétrica

Prof. Fujio Sato

Campinas, maio de 2003 (Segunda versão)

Sum´ ario 1 Sistema el´ etrico de potˆ encia 1.1 Introdu¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Dimensão do problema . . . . . . . . . . . . 1.3 Curtos-circuitos . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3.1 As consequências dos curtos-circuitos 1.3.2 Condi¸cões anormais de opera¸cão . . . 1.4 Configura¸cão do sistema elétrico . . . . . . . 1.4.1 sistema radial . . . . . . . . . . . . . 1.4.2 sistema em anel . . . . . . . . . . . . 1.4.3 Arranjos de barras . . . . . . . . . .

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2 Princ´ıpios b´ asicos de prote¸ c˜ ao de sistema el´ etrico 2.1 Introdu¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2 Idéia básica de um sistema de prote¸cão . . . . . . . 2.3 Transformadores de instrumento . . . . . . . . . . . 2.3.1 Transformadores de corrente . . . . . . . . . 2.3.2 Transformadores de potencial . . . . . . . . 2.4 Caracter´ısticas funcionais dos relés de prote¸cão . . . 2.5 Redundância do sistema de prote¸cão . . . . . . . .

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1 1 2 6 8 9 11 11 12 12

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16 16 16 19 19 26 29 31

3 Princ´ıcpios de opera¸ c˜ ao de rel´ es de prote¸c˜ ao 33 3.1 Introdu¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 3.2 Deteçcão das faltas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 4 Tipos construtivos de rel´ es de prote¸c˜ ao 37 4.1 Relés eletromecânicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 4.2 Relés eletrônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 5 Prote¸ c˜ ao de linhas de transmiss˜ ao 5.1 Introdu¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 Fus´ıveis, religadores, seccionadores e relés de sobrecorrente . . . . . . . . 5.3 Relé de sobrecorrente direcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.1 Caracter´ıstica de opera¸cão e liga¸cões dos relés de fase . . . . . . . 5.3.2 Caracter´ıstica de opera¸cão e liga¸cão do relé de terra . . . . . . . . 5.4 Relé de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.1 Princ´ıpio de opera¸cão do relé de distância . . . . . . . . . . . . . 5.4.2 Cálculos das correntes e das tensões no ponto de aplica¸cão dos relés de distância sob condi¸cões de curtos-circuitos . . . . . . . . . . . . 5.4.3 Respostas dos relés de distância fase . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.4 Respostas dos relés de distância terra . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.5 Tipos de caracter´ısticas de relés de distância . . . . . . . . . . . . 5.4.6 Equa¸cão do conjugado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.7 Linhas multi-terminais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . i

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40 40 41 49 50 52 54 54

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56 66 70 73 74 79

5.4.8 Equa¸cões de ajustes . . . . . . . . . . . . . . 5.4.9 Unidade mho . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.10 Gráfico representativo do alcance das zonas 5.4.11 Análise das atua¸cões . . . . . . . . . . . . . 5.5 Relé de distância com teleprote¸cão . . . . . . . . . 5.5.1 OPLAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5.2 Microonda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5.3 Disparo versus bloqueio . . . . . . . . . . . 5.5.4 Esquemas de teleprote¸cão . . . . . . . . . .

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6 Prote¸ c˜ ao de transformadores de potˆ encia 6.1 Condi¸cões que levam um transformador a sofrer danos . . . . 6.1.1 Queda da isola¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1.2 Deteriora¸cão da isola¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1.3 Sobreaquecimento devido a` sobre-excita¸cão . . . . . . . ´ 6.1.4 Oleo contaminado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1.5 Redu¸cão da ventila¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2 Correntes de excita¸cão e de inrush . . . . . . . . . . . . . . . 6.2.1 Componente de magnetiza¸cão da corrente de excita¸cão 6.2.2 Componente de perdas da corrente de excita¸cão . . . . 6.2.3 Corrente total de excita¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2.4 Corrente de inrush . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3 Esquemas de prote¸cão de transformadores de potência . . . . . 6.3.1 Tipos de falhas em transformadores de potência . . . . 6.3.2 Deteçcão elétrica das faltas . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3.3 Deteçcão mecânica das faltas . . . . . . . . . . . . . . 6.3.4 Relés térmicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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7 Prote¸ c˜ ao de geradores s´ıncronos 7.1 Tipos de defeitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2 Tipos de esquemas de prote¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.1 Prote¸cão diferencial do gerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.2 Prote¸cão diferencial do conjunto gerador-transformador . . . . . . 7.2.3 Prote¸cão contra terra-enrolamentos do estator . . . . . . . . . . . 7.2.4 Prote¸cão contra curto-circuito entre espiras dos enrolamentos do estator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.5 Prote¸cão contra terra-enrolamento do rotor . . . . . . . . . . . . . 7.2.6 Prote¸cão contra correntes desequilibradas . . . . . . . . . . . . . . 7.2.7 Prote¸cão contra sobreaquecimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.8 Prote¸cão contra motoriza¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.9 Prote¸cão contra perda de excita¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.10 Prote¸cão contra sobretensões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.11 Prote¸cão contra sobrevelocidades . . . . . . . . . . . . . . . . . .

ii

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79 80 80 82 83 83 84 84 84

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87 87 87 87 88 88 88 88 88 90 91 91 95 95 95 106 106

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108 108 108 109 109 110

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113 114 115 116 118 118 119 120

8 Prote¸ c˜ ao de redes de distribui¸c˜ ao 8.1 Correntes de curtos-circuitos . . . . . . . . . 8.2 Corrente de inrush . . . . . . . . . . . . . . 8.3 Equipamentos de prote¸cão . . . . . . . . . . 8.3.1 Chave fus´ıvel/elo fus´ıvel . . . . . . . 8.3.2 Disjuntor/relé . . . . . . . . . . . . . 8.3.3 Religador automático . . . . . . . . . 8.3.4 Seccionador . . . . . . . . . . . . . . 8.4 Prote¸cão de transformadores de distribui¸cão 8.4.1 Elos fus´ıveis padronizados . . . . . . 8.4.2 Curtos-circuitos no lado y e correntes 8.4.3 Caso-exemplo . . . . . . . . . . . . .

iii

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122 122 122 122 123 125 127 129 131 131 132 137

Lista de Figuras 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42

Estados de opera¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Expectativa de vida dos relés de prote¸cão. . . . . . . . . . . . Evolu¸cão dos relés. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tensões e correntes durante os curtos-circuitos . . . . . . . . . Sistema não aterrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito monofásico num sistema não aterrado . . . . . Curto-circuito monofásico num sistema efetivamente aterrado . Curva sobrecarga no transformador de potência . . . . . . . . Curva de sobreexcita¸cão de transformador de potência . . . . Sistema radial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema em anel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Arranjos de barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de prote¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama unifilar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama trifilar de um sistema de prote¸cão . . . . . . . . . . Circuito equivalente do TC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama fasorial do TC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ısticas de magnetiza¸cão de um TC t´ıpico . . . . . . . Transformador de Potencial Capacitivo . . . . . . . . . . . . . Circuito Equivalente aproximado de um TPC . . . . . . . . . Circuito Equivalente reduzido de um TPC . . . . . . . . . . . Confiabilidade do sistema de prote¸cão . . . . . . . . . . . . . . Zonas de prote¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tempos de opera¸cão de um sistema de prote¸cão . . . . . . . . Prote¸cão de sobrecorrente de um motor . . . . . . . . . . . . . Caracter´ıstica de um relé detector de n´ıvel . . . . . . . . . . . Relé compara¸cão de m,agnitudes para duas linhas paralelas . . Princ´ıpio da compara¸cão diferencial . . . . . . . . . . . . . . . Compara¸cão de fase para faltas numa linha . . . . . . . . . . . Relé de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ısticas de opera¸cão dos relés de distância . . . . . . . Comprimento da linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de distribui¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curva caracter´ıstica de um fus´ıvel . . . . . . . . . . . . . . . . Esquema de prote¸cão de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . Diagrama unifilar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Coordena¸cão entre as unidades temporizadas de Rg e Rr . . . Coordena¸cão entre os relés de fase . . . . . . . . . . . . . . . . Coordena¸cão entre os relés de terra . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ıstica de opera¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama de liga¸cão 900 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama fasorial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . iv

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2 5 5 6 7 8 8 10 11 11 12 13 17 18 18 22 22 24 27 27 28 29 30 32 33 34 35 35 36 36 37 40 42 43 44 46 47 48 49 50 51 51

43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85

Caracter´ıstica de opera¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama de liga¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Impedância vista por um relé de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama de blocos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema simplificado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Circuito de sequência positiva para um curto-circuito trif´ asico . . . . . . . Circuitos de sequências positiva e negativa para um curto-circuito bif´ asico . Circuitos de sequências positiva, negativa e zero para um curto-circuito monofásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conexões do relé de distância com TC’s em delta . . . . . . . . . . . . . . Conexões do relé de distância com TC’s em estrela . . . . . . . . . . . . . Conexões do relé de distância terra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Linhas paralelas com acoplamentos m´ utuos . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ısticas das zonas de opera¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ıstica da unidade ohm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ıstica da unidade retˆ ancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ıstica da unidade mho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caracter´ıstica da unidade impedância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Efeito do infeed nos ajustes das zonas dos relés de distância . . . . . . . . . Alcance das zonas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Alcance das zonas no diagrama R-X . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama esquemático de corrente cont´ınua . . . . . . . . . . . . . . . . . ´ Areas não protegidas pelas 1as zonas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . OPLAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Esquema compara¸cão direcional com bloqueio . . . . . . . . . . . . . . . . Esquema transferência de disparo permissivo de sobrealcance . . . . . . . . Tensão aplicada e fluxo na condi¸cão de regime . . . . . . . . . . . . . . . . Método gráfico para determina¸cão da corrente de magnetiza¸cão . . . . . . Fluxos no transformador durante condi¸cões transitórias . . . . . . . . . . . Método gráfico para determina¸cão da corrente de inrush . . . . . . . . . . Corrente de inrush t´ıpica de um transformador . . . . . . . . . . . . . . . Esquema simplificado do relé diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito interno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Relé diferencial-percentual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inclina¸cões caracter´ısticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Relé diferencial com circuito para desensibilizar a opera¸cão . . . . . . . . . Relé diferencial percentual com restri¸cão por harmônicas . . . . . . . . . . Liga¸cões corretas dos TCs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Liga¸cões incorretas dos TCs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito fase-terra interno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito fase-terra externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito fase-terra externo considerando TCs com liga¸cões incorretas Prote¸cão diferencial do gerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . v

52 53 54 55 56 57 58 61 66 67 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 89 90 93 94 94 97 97 97 98 99 99 100 102 102 103 104 104 110

86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96

Gerador aterrado através de um transformador de distribui¸cão . . . . . . Prote¸cão de fase-dividida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Detector de terra-enrolamento do rotor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Detector de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trajetórias das impedâncias equivalentes e caracter´ıstica do relé perda de excita¸cão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Prote¸cões do grupo gerador/transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito trifásico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . Curto-circuito bifásico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . . Curto-circuito monof´ asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . Sistema de distribui¸cão secundária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curto-circuito monof´ asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . .

vi

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111 114 115 117

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120 121 135 135 136 137 138

´ ˆ 1 SISTEMA ELETRICO DE POTENCIA

1 1.1

1

Sistema el´ etrico de potˆ encia Introdu¸ c˜ ao

Será que alguém, olhando para a lâmpada acesa no teto de seu quarto, já teve a curiosidade de questionar de onde vem a energia elétrica que ilumina o ambiente? Provavelmente que sim. Se esta pergunta fosse feita há cerca de 80 anos atrás a resposta seria diferente da de hoje. Naquela época pod´ıamos afirmar categoricamente que a energia elétrica provinha de uma determinada usina, pois, o sistema elétrico operava isoladamente, isto é, o que a usina gerava era transportada diretamente para o centro consumidor. Hoje, esta resposta não teria sentido, pois a necessidade de grandes “blocos” de energia e de maior confiabilidade fez com que as unidades separadas se interligassem formando uma u ´ nica rede elétrica, o sistema interligado. Um sistema interligado, apesar de maior complexidade na sua opera¸cão e no seu planejamento, além da possibilidade da propaga¸cão de perturba¸cões localizadas por toda a rede, traz muitas vantagens que suplantam os problemas, tais como: maior n´ umero de unidades geradoras, necessidade de menor capacidade de reserva para as emergências, intercâmbio de energia entre regiões de diferentes sazonalidades, etc. Esta prática é adotada mundialmente e especificamente no Brasil iniciou-se no final da década de 50. Atualmente no Brasil existem dois grandes sistemas interligados: o sistema da regi˜ ao Sul/Sudeste/Centrooeste e o sistema da região Norte/Nordeste. Estas duas regiões estão interligadas por uma linha de transmissão de 500 kV com capacidade para transportar cerca de 1000 MW. A filosofia básica de opera¸cão desta interliga¸cão é a de produzir o máximo de energia no sistema Norte/Nordeste durante o per´ıodo marcante de cheias naquela região (especialemte no Norte, em Tucuru´ı) e exportar para o Sudeste, onde estão localizados os grandes reservatórios do pa´ıs, acumulando água. Nos per´ıodos secos, o fluxo se inverte. O “linhão”, com comprimento de 1270 km parte de uma subesta¸cão em Imperatriz, no Maranhão, atravessando todo o estado de Tocantins e chega em Bras´ılia. A finalidade de um sistema de potência é distribuir energia elétrica para uma multiplicidade de pontos, para diversas aplica¸cões. Tal sistema deve ser projetado e operado para entregar esta energia obedecendo dois requisitos básicos: qualidade e economia, que apesar de serem relativamente antagônicos é poss´ıvel conciliá-los, utilizando conhecimentos técnicos e bom senso. A garantia de fornecimento da energia elétrica pode ser aumentada melhorando o projeto prevendo uma margem de capacidade de reserva e planejando circuitos alternativos para o suprimento. A subdivisão do sistema em zonas, cada uma controlada por um conjunto de equipamentos de chaveamento, em associa¸cão com sistema de prote¸cão e configura¸cões de barramentos que permitam alternativas de manobras, proporcionam flexibilidade operativa e garantem a minimiza¸cão das interrup¸cões. Um sistema de potência requer grandes investimentos de longa matura¸cão. Além disso, a sua opera¸cão e o a sua manuten¸cão requer um elevado custeio. Para maximizar o retorno destes gastos necessário operá-lo dentro dos limites máximos admiss´ıveis. Uma das ocorrências com maior impacto no fornecimento da energia elétrica é o curtocircuito (ou falta) nos componentes do sistema, que impõe mudan¸cas bruscas e violentas na opera¸cão normal. O fluxo de uma elevada potência com uma libera¸cão localizada


2

de uma considerável quantidade de energia pode provocar danos de grande monta nas instala¸cões elétricas, particularmente nos enrolamentos dos geradores e transformadores. O risco da ocorrência de uma falta considerando-se um componente isoladamente pequeno, entretanto, globalmente pode ser bastante elevado, aumentando também a repercussão numa a´rea considerável do sistema, podendo causar o que comumente é conhecido como blackout.

SEGURO

NORMAL

Controle preventivo INSEGURO

Controle de recuparação EMERGÊNCIA

Controle de emergência

RECUPERAÇÃO

Transições resultantes de contingências Transições resultantes de ações de controle

Figura 1: Estados de opera¸cão A Figura 1 mostra o que se denomina estados de opera¸cão. Um sistema elétrico de potência comumente opera no seu estado normal-seguro. Algumas conting6encias simples podem levar o sistema a operar numa região insegura, entretanto, controles preventivos adequados traz novamente à região segura com certa tranquilidade. São relativamente raras as ocorrências que levam o sistema ao estado de emergência, geralmente causadas por contingências m´ ultiplas graves. Neste estado, o sistema sofre um colapso que pode afetar uma grande parte do sistema interligado, necessitando de controles de emergência e de recupera¸cão pelas a¸cões integradas dos Centros de Controle das empresas afetadas, para recompor o sistema.

1.2

Dimens˜ ao do problema

O gerenciamento de um sistema elétrico de potência deve cobrir eventos com intervalo de tempo extremamente diversificado, desde vários anos para planejamentos, até micros-

´ ˆ 1 SISTEMA ELETRICO DE POTENCIA Equipamentos Terminais de linhas (138 kV a 750 kV) Grupos geradores Transformadores de potência Barramentos Reatores Banco de capacitores Compensadores s´ıncronos Compensadores estáticos

3 Qtde 2461 319 714 872 244 116 59 13

Tabela 1: Equipamentos instalados no sistema interligado brasileiro até 1994 segundos para transitórios ultra-rápidos . Os eventos mais rápidos são monitorados e controlados localmente (por exemplo, relés de prote¸cão) enquanto que a dinâmica mais lenta dos sistemas (regime quase-estacionário) é controlada de forma centralizada (por exemplo, centros de controle). As estratégias de expansão e opera¸cão de um sistema elétrico são organizadas hierarquicamente conforme ilustrado a seguir: Planejamentos de Recursos e Equipamentos: • planejamento da gera¸cão : 20 anos • planejamento da transmissão e distribui¸cão : 5 a 15 anos Planejamento de Opera¸cão: • programa¸cão da gera¸cão e manuten¸cão : 2 a 5 anos Opera¸cão em Tempo Real: • planejamento da gera¸cão : 8 horas a 1 semana • despacho : continuamente • prote¸cão automática : fra¸cão de segundos Dados de 1994 mostram que o sistema interligado brasileiro possui os seguintes equipamentos de transmissão e gera¸cão de grande porte, mostrados na Tabela 1. A Tabela 2 mostra que estes componentes sofreraram desligamentos for¸cados causados por vários tipos de ocorrências. As linhas de transmissão são os componentes que mais sofrem desligamentos for¸cados. Logicamente isto era de se esperar, pois, perfazendo um total de mais de 86.600 km, elas percorrem vastas regiões e estão sujeitos a todos os tipos de perturba¸cões naturais, ambientais e operacionais. Assim sendo, este tipo de componente necessita ser protegido por um sistema de relés de prote¸cão eficiente e de atua¸cão ultra-rápida, os denominados


4

Equipamentos Linhas de transmissão Grupos geradores Transformadores de potência Barramentos Reatores Banco de capacitores Compensadores s´ıncronos Compensadores estáticos

Qtde % 4380 67,54 678 10,45 502 7,74 93 1,43 62 0,96 612 9,43 118 1,82 40 0,62

Tabela 2: Desligamentos for¸cados em 1994 Tipo Eletromecânico Estático Digital

Qtde 3281 1409 10

Tabela 3: Relés de distância utilizados no sistema interligado brasileiro até 1994 relés de distância. As linhas de transmissão do sistema interligado brasileiro são protegidas pelos relés de distância, conforme os tipos construtivos mostrados na Tabela 3. Os relés de prote¸cão foram os primeiros automatismos utilizados em sistemas elétricos de potência. Até a década de 70 os relés de concep¸cão eletromecânica dominaram amplamente o mercado. Os primeiros relés de prote¸cão de concep¸cão eletrônica foram introduzidos no final da década de 50. O desenvolvimento desses relés utilizando componentes discretos cresceu durante a década de 60, tendo como objetivo melhorar a exatidão, a velocidade e o desempenho global. Entretanto, devido a excessiva quantidade de componentes, além da sua suceptibilidade à varia¸cão das condi¸cões ambientais, seu desempenho não era superior aos equivalentes eletromecânicos. A consolida¸cão deste tipo de relés só veio a ocorrer na década seguinte quando da utiliza¸cão de circuitos integrados, devido a diminui¸cão de componentes e conseq¨ uentemente das conexões associadas. O surgimento de componentes altamente integrados e a sua utiliza¸cão na constru¸cão de relés de prote¸cão permitiu aumentar a gama de fun¸cões: por exemplo, a inclusão da capacidade de deteçcão de falhas evitando a opera¸cão incorreta do relé. O desenvolvimento de microprocessadores com memórias de alta velocidade levaram a um rápido crescimento de computadores pessoais durante a década de 80. Essas novas tecnologias foram também utilizadas para o desenvolvimento de relés de prote¸cão - os denominados relés digitais. A evolu¸cão rápida dos relés eletrônicos redundou em duas mudan¸cas importantes na a´rea de prote¸cão. A primeira, o tempo que vai da concep¸cão à obsolescência tecnológica de um relé reduziu-se drasticamente. A Figura 1 mostra que


5

Anos para Obsolescência

35 30 25 20 15 10 5 Década 1940

1950

1960

1970

1980

1990

Figura 2: Expectativa de vida dos relés de prote¸cão.

a expectativa de vida de em média 30 anos, com tecnologia eletromecânica tradicional, para aproximadamente 5 anos, com tecnologia digital. A segunda mudan¸ca se refere a` necessidade de softwares para sistemas de prote¸cão digital. A Figura 2 mostra a compara¸cão dos relés de prote¸cão no que concerne às tecnologias. %

Hardware

100

Software

Conteúdo

80 60 40 20 0 1970 Analógico

1980 Híbrido A/D

1990 Digital

Figura 3: Evolu¸cão dos relés.

Apesar do n´ umero de relés digitais instalados no sistema elétrico brasileiro ser ainda bastante reduzido espera-se um rápido crescimento devido a duas razões principais: a. atualmente o mercado oferece maiores facilidades na aquisi¸cão de relés do tipo digital, sendo que muitos fabricantes já deixaram de produzir os relés convencionais;


6

b. os relés tipos eletromecânico e estático, em virtude de muitos deles já estarem no fim de suas vidas u ´teis, fatalmente serão substituidos pelos relés digitais.

1.3

Curtos-circuitos

Um sistema elétrico está constantemente sujeito a ocorrências que causam dist´ urbios no seu estado normal. Estas perturba¸cões alteram as grandezas elétricas (corrente, tensão, frequência), muitas vezes provocando viola¸cões nas restri¸cões operativas. Nestes casos são necessários a¸cões preventivas e/ou corretivas para sanar ou limitar as consequências desses dist´ urbios. As perturba¸cões mais comum e também as mais severas são os curtos-circuitos, que ocorrem em decorrência da ruptura da isola¸cão entre as fases ou entre a fase e terra. A magnitude da corrente de curto-circuito depende de vários fatores, tais como: tipo de curto-circuito, capacidade do sistema de gera¸cão, topologia da rede elétrica, tipo de aterramento do neutro dos equipamentos, etc. • Tipos de curtos-circuitos Para assegurar uma prote¸cão adequada, o comportamento das tensões e correntes durante o curto-circuito deve ser claramente conhecido. Os diagramas fasoriais dos tipos de curto-circuito são mostrados na Figura 4. Ic Va Ia

Ia

Ic

φ

Va φ

Ic Vc Vc

Ib

Vb

Vb

Condição normal

Curto-circuito trifásico

Ic Va Ib Ia

Va

Vc Vc

Vb

Vb

Ib Curto-circuito bifásico

Curto-circuito monofásico

Figura 4: Tensões e correntes durante os curtos-circuitos


7

• Caracter´ısticas dos curtos-circuitos O ângulo de fator de potência de curto-circuito não depende mais da carga, mas da impedância equivalente “vista” a partir do ponto em que ocorreu o curto-circuito. • Sistemas de aterramento O sistema de aterramento afeta significativamente tanto a magnitude como o aˆngulo de da corrente de curto-circuito à terra. Existem três tipos de aterramento: – sistema não aterrado (neutro isolado) – sistema aterrado por impedâncias – sistema efetivamente aterrado No sistema não aterrado existe um acoplamento à terra através da capacitância shunt natural. Num sistema simétrico, onde as três capacitâncias a` terra são iguais, o neutro (n) fica no plano terra (g), e se a fase a, por exemplo, for aterrada, o triângulo se deslocará conforme mostrado na Figura 5. Va

g=n

Vc

plano terra

g=a

Vag = 0

Vb n

Vcg

Vbg

Figura 5: Sistema não aterrado A Figura 6 mostra um curto-circuito s´ olido entre a fase a e terra num sistema não aterrado e o diagrama fasorial correspondente. Num sistema efetivamente aterrado um curto-circuito s´ olido entre a fase a e terra se comporta como mostra a Figura 7. Observando-se os dois casos conclui-se que as magnitudes das fases sãs, quando da ocorrência de um curto-circuito monofásico, dependem do sistema de aterramento, variando de 1,0 pu a 1,73 pu. . Vantagens e desvantagens do sistema não aterrado – a corrente de curto-circuito para a terra é despres´ıvel e se auto-extingue na maioria dos casos, sem causar interrup¸cão no fornecimento de energia elétrica.


8

Va

Vc

Vb

Ib

(a)

Ic

Ib

Ia

Ia Ic

Vcg

(b)

g

Vbg

Figura 6: Curto-circuito monofásico num sistema não aterrado Va

g=n

Vc

plano terra

Vb

g=a

Vag = 0

Vcg

Vbg

Figura 7: Curto-circuito monofásico num sistema efetivamente aterrado

– é extremamente dif´ıcil detectar o local do defeito – as sobretensões sustentadas são elevadas, o que impõe o uso de para-raios com tensão fase-fase – o ajuste dos relés de terra e a obten¸cão de uma boa seletividade são tarefas bastante dif´ıceis . Vantagens e desvantagens do sistema efetivamente aterrado – a corrente de curto-circuito para terra é elevada e o desligamento do circuito afetado é sempre necessário – consegue-se obter excelente sensibilidade e seletividade nos relés de terra – as sobretensões sustentadas são reduzidas, o que permite o uso de pararaios com tensão menor 1.3.1 As consequˆ encias dos curtos-circuitos Quando ocorre um curto-circuito, a f em da fonte (gerador) é curto-circuitada através de uma impedância relativemente baixa (impedâncias do gerador, transformador e trecho da


9

linha, por exemplo), o que provoca um fluxo de valor elevado, conhecido como corrente de curto-circuito. Portanto, um curto-circuito se caracteriza por uma eleva¸cão abrupta das correntes, de valores extremamente elevados, acompanhada de quedas consideráveis das tensões, trazendo consequencias extremamente danosas ao sistema de potência. a. A corrente de curto-circuito, de acordo com a lei de Joule, provoca a dissipa¸cão de potência na parte resistiva do circuito. O aquecimento pode ser quantificado por 2 kIcc rt. No ponto da falta este aquecimento e o formato do arco podem provocar uma destrui¸cão que pode ser de grande monta, dependendo de Icc e de t. Portanto, para uma dada corrente de curto-circuito, o tempo t deve ser menor poss´ıvel para reduzir os danos. b. A queda de tensão no momento de um curto-circuito provoca graves transtornos aos consumidores. O torque dos motores é proporcional ao quadrado da tensão, portanto, no momento de um curto-circuito o funcionamento destes equipamentos pode ser seriamente comprometido. Cargas como sistemas de ilunina¸cão, sistemas computacionais e sistemas de controle em geral são particularmente sens´ıveis aàs quedas de tensão. c. Outra grave consequência de uma queda abrupta da tensão é o dist´ urbio que ela provoca na estabilidade da opera¸cão paralela de geradores. Isto pode causar a desagrega¸cão do sistema e a interrup¸cão de fornecimento para os consumidores. Na condi¸cão de opera¸cão normal o torque mecânico da turbina é equilibrada pelo anti-torque produzido pela carga elétrica do gerador; como resultado, a velocidade de rota¸cão de todos os geradores é constante e igual a uma velocidade s´ıncrona. A causa de tal desagrega¸cão pode ser explicada pelos seguintes fatos: quando um curto-circuito ocorre na proximidade de uma barra de gera¸cão, a sua tensão atingirá valor próximo de zero e como consequência, a carga elétrica e o anti-torque do gerador se anularão. No mesmo instante, a quantidade da água (ou vapor) admitida na turbina continua sendo a mesma e seu torque continua invariante. Isso provocará o aumento da velocidade do turbogerador, pois a resposta do regulador de velocidade da turbina é lenta e incapaz de evitar a sua acelera¸cão nos instantes iniciais. Outro fato relevante é que mudan¸cas rápidas na configura¸cão do sistema elétrico, provocadas pelo desequil´ıbrio entre a gera¸cão e a carga, após a retirada do circuito sob falta, podem causar sub ou sobretensões, sub ou sobrefrequências, ou ainda sobrecargas. Isto pode provocar algumas condi¸cões anormais de opera¸cão. 1.3.2

Condi¸ co ˜es anormais de opera¸ c˜ ao

a. Sobrecarga em equipamentos: é causada pela passagem de um fluxo de corrente acima do valor nominal. A corrente nominal é a máxima corrente permiss´ıvel para um dado equipamento continuamente. A sobrecarga frequente em equipamentos acelera a deteriora¸cão da isola¸cão, causando curtos-circuitos. A Figura 8 mostra o


10

tempo máximo admiss´ıvel para cargas de curta dura¸cão após o regime a plena carga do transformador de potência. 2000 1000 500

200

Tempo (segundo)

100

50

20 10

5,0

2,0 1,0

2,0

5,0

10

20

50

100

Multiplo da corrente nominal com resfriamento natural

Figura 8: Curva sobrecarga no transformador de potência b. Subfrequˆ encia e sobrefrequˆ encia: são causadas pelo s´ ubito desequil´ıbrio significativo entre a gera¸cão e a carga. c. Sobretens˜ ao: é provocada pela s´ ubita retirada da carga. Neste caso, os geradores (hidrogeradores em especial) disparam as tensões nos seus terminais podem atingir valores elevados que podem comprometer as isola¸cões dos enrolamentos. Em sistemas de extra-alta tensão a sobretensão pode surgir através do efeito capacitivo das linhas de transmissão. A Figura 9 mostra a curva de sobreexcita¸cão permiss´ıvel de transformadores de potência.


11

145 140

Tensao (%)

135 130 125 120 115 110 0,1

0,2

0,5

1,0

2

5

10

20

50

Tempo (minutos)

Figura 9: Curva de sobreexcita¸cão de transformador de potência

1.4

Configura¸c˜ ao do sistema el´ etrico

A maneira como os componentes elétricos estão conectados juntos e o layout da rede elétrica têm uma influência muito grande nos relés de prote¸cão. 1.4.1

sistema radial

Um sistema radial, como mostra a Figura 10 é um arranjo que possui uma u ´ nica fonte alimentando m´ ultiplas cargas e é geralmente associada a um sistema de distribui¸cão.

11,9 kV

Figura 10: Sistema radial A constru¸cão de tal sistema é relativamente econômico, mas do ponto de vista da confiabilidade deixa muito a desejar, pois a perda da fonte acarreta a falta de energia elétrica para todos os consumidores. Do ponto de vista do sistema de prote¸cão, um


12

sistema radial apresenta uma complexidade menor, pois a corrente de curto-circuito flui sempre na mesma dire¸cão, isto é, da fonte para o local da falta. Desde que nos sistemas radiais, os geradores estão eletricamente distantes, as correntes de curtos-circuitos não variam muito com as mudan¸cas nas capacidades geradoras. 1.4.2

sistema em anel

A Figura 11 mostra um exemplo de um sistema em anel. Normalmente, esta configura¸cão é utilizada para sistemas de transmissão onde as linhas e as fontes interligadas fornecem uma flexibilidade maior.

Figura 11: Sistema em anel A dire¸cão dos fluxos das correntes de curtos-circuitos é impreviz´ıvel. Além disso, as magnitudes dessas correntes variam numa faixa muito grande com a mudan¸ca na configura¸cão do sistema e da capacidade de gera¸cão no momento da falta. 1.4.3

Arranjos de barras

As subesta¸cões devem apresentar arranjos de barras que facilitem os servi¸cos de opera¸cão, durante as manuten¸cões preventivas e corretivas dos equipamentos e durante situa¸cões emergenciais. Esta flexibilidade nas manobras repercute decisivamente na confiabilidade de servi¸cos e minimiza¸cão da interrup¸cão de energia elétrica. A Figura 12 mostra os arranjos t´ıpicos de barras. Arranjo (a) ´ constitu´ıdo de barra simples e apresenta as seguintes desvantagens: E • não permite o isolamento de qualquer disjuntor, barra ou trecho de barra sem interrup¸cão de servi¸co;


13

(c)

(a) (b)

(f)

(e)

(d)

Figura 12: Arranjos de barras • não apresenta qualquer flexibilidade operativa; • não apresenta qualquer confiabilidade para o sistema durante a manuten¸cão na subesta¸caão. Variante deste arranjo: • não possui seccionamento de barra, piorando ainda mais os parcos recursos operativos. Arranjo (b) ´ constitu´ıdo de barra dupla, sendo uma de opera¸cão e outra de transferência, porém E com a opera¸cão normal limitada a uma u ńica barra. Vantagem: • permite o isolamento de qualquer disjuntor sem a interrup¸cão de servi¸co. Desvantagens:


14

• não permite o isolamento da barra de opera¸cão sem interrup¸cão de servi¸co; • restringe a opera¸cão normal a uma u ´ nica barra; • apresenta pouca flexibilidade operativa; • apresenta pouca confiabilidade por ocasião de impedimentos para a manuten¸cão. Arranjo (c) ´ constitu´ıdo de barra dupla de opera¸cão. E Vantagens: • permite o isolamento da barra ou trecho de barra sem interrup¸cão de servi¸co; • permite que a opera¸cão normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras; • apresenta boa flexibilidade operativa; • apresenta boa confiabilidade para o sistema, por ocasião de impedimentos para a manuten¸cão. Desvantagens: • não permite o isolamento de qualquer disjuntor sem interrup¸cão de servi¸co; • quando apresenta superposi¸cão f´ısica de barras, reduz substancialmente a confiabilidade do sistema por ocasião de certos servi¸cos de manuten¸cão na barra superior. Arranjo (d) ´ constitu´ıdo de três barras, sendo duas de opera¸cão e uma de transferência . E Vantagens: • permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup¸cão de servi¸co; • permite que a opera¸cão normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras de opera¸cão; • apresenta o´tima flexibilidade operativa; • apresenta o´tima confiabilidade para o sistema, por ocasião de impedimentos para a manuten¸cão. Variante deste arranjo: • apresenta as barras de opera¸cão com seccionamento, portanto, introduz uma vantagem adicional de permitir o isolamento de somente trechos de barra.


15

Arranjo (e) ´ constitu´ıdo de barra dupla de opera¸cão, podendo qualquer uma delas ser usada E como barra detransferência . Vantagens: • permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup¸cão de servi¸co; • permite que a opera¸cão normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras de opera¸cão; • apresenta boa flexibilidade operativa; • apresenta boa confiabilidade para o sistema, por ocasião de impedimentos para a manuten¸cão. Desvantagens: • quando apresenta superposi¸cão f´ısica de barras, reduz substancialmente a confiabilidade do sistema por ocasião de certos servi¸cos de manuten¸cão na barra superior; • não possui seccionamento de barras. Arranjo (f) ´ constitu´ıdo de barra dupla, sendo ambas de opera¸cão, com a peculiaridade de possuir E um disjuntor e meio para cada equipamento. Vantagens: • permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup¸cão de servi¸co; • permite as manobras para a transferência de barra sejam feitas através de disjuntores; • permite minimizar os riscos de opera¸cão incorreta de seccionadoras, devido não somente ao próprio arranjo, mas também ao esquema relativamente simples de intertravamento entre seccionadoras e disjuntores; • apresenta o´tima flexibilidade operativa; • apresenta boa confiabilidade para o sistema, por ocasião de impedimentos para a manuten¸cão. Desvantagens: • com o disjuntor fora de servi¸co, a opera¸cão automática do disjuntor adjacente poderá causar uma interrup¸cão desnecessária do circuito; • a opera¸cão incorreta de disjuntores, poderá afetar equipamentos adjacentes e em casos extremos, separar o sistema da subesta¸cão; • apresenta pouca visibilidade da instala¸cão, aumentando o risco de manobras errôneas.

´ ˜ DE SISTEMA ELETRICO ´ 2 PRINCÍPIOS BASICOS DE PROTEC ¸ AO

2 2.1

16

Princ´ıpios b´ asicos de prote¸ c˜ ao de sistema el´ etrico Introdu¸ c˜ ao

Para se entender a fun¸cão do sistemas de relés de prote¸cão, deve-se estar familiarizado com a natureza e modos de opera¸cão de um sistema elétrico de potência. A energia elétrica é um dos recursos fundamentais da sociedade moderna que est´ a dispon´ıvel a qualquer momento, na tensão e frequência corretas e na quantidade exata que o consumidor necessita. Este desempenho notável é alcan¸cado através de planejamento, projeto, constru¸cão e opera¸cão cuidadosos de uma complexa rede elétrica composta por geradores, transformadores, linhas de transmissão e de distribui¸cão e outros equipamentos auxiliares. Para um consumidor, o sistema elétrico parece comportar-se sempre em estado permanente: imperturbável, constante e capacidade inesgotável. Entretanto, o sistema de potência está sujeito a constantes dist´ urbios criadas pelas varia¸cões aleatórias das cargas, pelas faltas ori´ undas de causas naturais, e em alguns casos como resultados de falhas de equipamentos ou humanas. Apesar destas constantes perturba¸cões o sistema elétrico se mantém num estado quase permanente gra¸cas a dois fatores básicos: o tamanho das cargas ou geradores individuais é muito pequena em rela¸cão ao tamanho do sistema e a a¸cão rápida e correta dos equipamentos de prote¸cão quando da ocorrencias de perturba¸cões . Um sistema de prote¸cão detecta uma condi¸cão anormal de um sistema de potência e inicia uma a¸cão corretiva tão rapidamente quanto poss´ıvel para que o sistema de potência não seja levado para fora do seu estado normal. A rapidez de resposta é um elemento essencial de um sistema de prote¸cão - tempo da ordem de uns poucos milissegundos s˜ ao requeridos frequentemente. A atua¸cão de um sistema de prote¸cão deve ser automática, rápida e restringir ao m´ınimo a região afetada. Em geral, relé de prote¸cão não evita danos nos equipamentos: ele opera após a ocôrrencia de algum tipo de dist´ urbio que já pode ter provocado algum dano. As suas fun¸cões, portanto, são: limitar os danos, minimizar o perigo às pessoas, reduzir o stress em outros equipamentos e, acima de tudo, manter a integridade e estabilidade do restante do sistema elétrico, facilitando o restabelecimento.

2.2

Id´ eia b´ asica de um sistema de prote¸c˜ ao

Os componentes elétricos de um sistema de potência devem ser protegidos contra os curtos-circuitos ou condi¸cões anormais de opera¸cão, geralmente provocadas pelos próprios curtos-circuitos. Na ocorrência desses eventos é necessário que a parte atingida seja isolada rapidamente do restante da rede elétrica para evitar danos materiais e restringir a sua repercu¸cão no sistema. Esta fun¸cão é desempenhada pelo sistema de prote¸ c˜ ao, cuja idéia básica é apresentada na Figura 13. As condi¸cões do sistema de potência são monitoradas constantemente pelo sistema de medidas analógicas (transformadores de instrumento), que são os transformadores de corrente (TC’s) e transformadores de potencial (TP’s). As correntes e as tensões transformadas em grandezas secundárias alimentam um sistema de decisões lógicas (relé de prote¸cão), que compara o valor medido com o valor previamente ajustado no relé. A opera¸cão do relé ocorrerá sempre que valor medido exceder o valor ajustado, atuando sobre


17

Ajuste

Sistema de

TC e/ou TP

Relé

Disjuntor

Potência

Figura 13: Sistema de prote¸cão um disjuntor. Os equipamentos que compõem um sistema de prote¸cão são itemizados a seguir: • Transformadores de instrumento Os transformadores de instrumento são os redutores de medidas de corrente (TC) e de tensão (TP), que têm a fun¸cão de isolar os circuitos dos relés da alta tensão, além de padronizar os valores secundários. • Relé de prote¸cão O relé de prote¸cão é um dispositivo que toma decisões, comparando o valor medido com o valor ajustado previamente. • Disjuntor O disjuntor é um equipamento de alta tensão com capacidade para interromper correntes de curtos-circuitos, isolando a parte sob falta do restante do sistema. Além desses equipamentos o sistema de prote¸cão necessita de uma fonte de corrente cont´ınua, fornecida através da bateria. Deve-se prever uma capacidade em Ah adequada, pois além de alimentar o sistema de prote¸cão ela alimenta também os sistemas de controle e sinaliza¸cão e muitas vezes, a ilumina¸cão de emergência da subesta¸cão ou da usina. Um diagrama unifilar simplificado, destacando o sistema de prote¸cão é mostrado na Figura 14. A Figura 15 mostra um diagrama trifilar de um sistema de prote¸cão t´ıpico. Trata-se de um esquema com três relés de sobrecorrente, com unidades temporizadas (T) e unidades instantâneas (I). A seguir, são itemizados os passos da atua¸cão deste sistema, após a ocorrência de um curto-circuito. a. Ocorre um curto-circuito.


18

Equipamento

Disjuntor TC

+ Relé

Bateria −

TP

Figura 14: Diagrama unifilar Barra

Disjuntor

TCs

+

−

a

BD T

T

T

I

I

I

Relés

Figura 15: Diagrama trifilar de um sistema de prote¸cão b. A eleva¸cão da corrente no secundário do TC é proporcional ao valor da corrente de curto-circuito. c. O circuito de corrente do relé sente a eleva¸cão da corrente (sobrecorrente). d. Dependendo do valor da sobrecorrente e dos ajustes no relé, opera a unidade temporizada (T) ou a unidade instantânea (I), fechando o contato. e. O fechamento de qualquer um dos contatos energiza, através da corrente cont´ınua fornecida pela bateria, a bobina de desligamento (BD) do disjuntor. f. A energiza¸cão da BD provoca a repulsão do n´ ucleo de ferro, normalmente em repouso e envolto pela bobina. d. O movimento abrupto do n´ ucleo, provocado pela for¸ca eletromagnética, destrava o mecanismo do disjuntor, que abre os seus contatos.


19

Deve-se salientar que, qualquer que seja o sistema de prote¸cão, os contatos dos relés são ligados em série com a bobina de desligamento do disjuntor. Além disso, um contato “a” do disjuntor é também introduzido no circuito. A posi¸cão deste contato acompanha a posi¸cão dos contatos principais do disjuntor, isto é, o contato “a” é aberto quando o disjuntor é aberto e vice-versa. A finalidade deste conatato é evitar a queima da BD na eventualidade de o contato do relé ficar colado.

2.3

Transformadores de instrumento

Os transformadores de instrumento, ou transdutores, são os transformadores de corrente (TC’s) e de tensão, também denominado de transformadores de potencial (TP’s). As fun¸cões desses equipamentos são: • transformar as altas correntes e tensões do sistema de potência para valores baixos; • isolar galvanicamente os instrumentos ligados nos enrolamentos secundários dos transformadores do sistema de alta tenso. Os valores nominais dos enrolamentos secundários desses transdutores são padronizados para que relés e instrumentos de medidas de quaisquer fabricantes possam ser ligados. Em vários paises os enrolamentos secundários dos TC’s são padronizados em 5 ampères, enquanto que na Europa usa-se também o de 1 ampère. A tensão do enrolamento secundário dos transformadores de tensão é padronizada em 120 V (tensão de linha), ou 69,3 V (tensão de fase). Os transdutores devem ser projetados para tolerarem altos valores durante condi¸cões anormais do sistema. Assim, os TC’s são projetados para suportar, por poucos segundos, correntes elevadas de curtos-circuitos, que podem alcan¸car 50 vezes o valor da carga, enquanto que os TP’s devem suportar, quase indefinidamente, sobretens˜ oes dinâmicas do sistema da ordem de 20 % acima do valor nominal. Os TC’s são dispositivos multi-enrolamentos, enquanto que os TP’s para sistemas de alta tensão podem incluir divisor capacitivo de tensão, conhecido como CCVT (Coupling Capacitor Voltage Transformer). Apesar de existirem erros na transforma¸cão, os valores reproduzidos devem manter uma certa fidelidade. 2.3.1

Transformadores de corrente

Existem vários tipos de TC’s classificados de acordo com a sua constru¸cão: a. enrolado b. barra c. janela d. bucha e. n´ ucleo dividido


20

f. vários enrolamentos primários g. vários n´ ucleos Os valores caracter´ısticos são: a. corrente e rela¸cão nominais b. n´ıvel de isolamento c. frequência nominal d. carga nominal e. classe de exatidão f. fator de sobrecorrente nominal (só para prote¸cão) g. fator térmico nominal h. corrente térmica nominal i. corrente dinâmica nominal • Corrente nominal e rela¸cão nominal As rela¸cões nominais são baseadas na corrente secundária nominal de 5 A. – Representa¸cão Devem ser indicadas: a) as correntes primárias nominais em amperères e as correntes secundárias nominais em amperès ou b) as correntes primárias nominais em amperères e as rela¸cões nominais. As correntes primárias nominais e as rela¸cões nominais devem ser escritas em ordem crescente, do seguinte modo: a) o h´ıfen (-) deve ser usado para separar correntes nominais de enrolamentos diferentes. Por exemplo: 100 - 5 A. b) o sinal de dois pontos (:) deve ser usado para exprimir rela¸cões nominais. Por exemplo: 120:1. c) o sinal (x) deve ser usado para separar correntes primárias ou rela¸cões obtidas de um enrolamento cujas bobinas devem ser ligadas em série ou em paralelo. Por exemplo: 100 x 200 - 5. d) a barra (/) deve ser usada para separar correntes primárias ou rela¸cões obtidas por meio de deriva¸cões, sejam estas no enrolamento primário ou no secundário. Por exemplo: 150 / 200 - 5 A.


21

• Carga nominal As cargas nominais para TC’s são especificadas na Tabela 4. As cargas nominais são designadas por um s´ımbolo, formado pela letra C seguida do n´ umero de voltampère em 60 Hz, com a corrente secundária nominal de 5 A e fator de potência normalizado. • Classe de exatidão – TC para servi¸co de medi¸cão Os TCs destinados a servi¸co de medi¸cão são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3 - 0,6 - 1,2. – TC para servi¸co de relés Os TCs destinados a servi¸co de relés estão enquadrados na classe de exatidão 10 (erro percentual até 10 %). • Fator de sobrecorrente nominal A corrente máxima deverá ser 20 vezes a corrente nominal. • Fator térmico nominal Os fatores térmicos nominais são: 1,0 - 1,2 - 1,3 - 1,5 - 2,0 Os TC’s são equipamentos monofásicos e o seu desempenho pode ser avaliado através do circuito equivalente utilizado na análise de tranformadores. Os TC’s utilizados para a medi¸cão devem possuir catacter´ısticas tais que mantenham uma alta precisão nas correntes de carga, entretanto, para correntes elevadas (curtos-circuitos) podem ter erros bastante significativos. Os TC’s utilizados para a prote¸cão são projetados para terem erros pequenos durante as condi¸cões de curtos-circuitos, enquanto que durante o estado normal de opera¸cão não há a necessidade de eles serem precisos. A Figura 16(a) mostra o circuito equivalente de um TC. Como o enrolamento primário 0 de um TC é ligado em série com o sistema de potência, a sua corrente primária I1 é ditada 0 pela rede. Consequentemente, a impedância de dispersão do enrolamento primário, Zd1 , não interfere no desempenho do TC, portanto pode ser ignorada. Referindo todos os valores para o enrolamento secundário, obtém-se o circuito equivalente simplificado, como mostrado na Figura 16(b). Usando a rela¸cão de espiras (1:n) do transformador ideal da Figura 16(a), 0 Iˆ1 ˆ I1 = n

(1) 0

Zm = n2 Zm

(2)

A impedância de carga do TC, Zb , inclui a impedância de todos os relés e instrumentos de medidas conectados no enrolamento secundário, além dos fios de liga¸cão. Dependendo


22

. ^ I’ 1

Z’ d1

I^2

Zd2

1:n

E^2

Z’ m

E^b

I^1 I^m Zm

Zb

(a)

Zd2

E^m

I^2

E^b

Zb

(b)

Figura 16: Circuito equivalente do TC da distância do pátio (onde se localizam os TC’s) até a casa de controle (onde estão instalados os relés e medidores) a impedância dos fios é uma parte significativa da impedância total da carga. A impedância Zb é também conhecida como burden do TC e pode ser descrito como um burden de Zb Ω ou como um burden de I 2 Zb volt-ampères. Através do circuito equivalente da Figura 16(b) obtém-se o diagrama fasorial, mostrado na Figura 17. .

E^m Zd2I^2 I^2 I^m

E^b

I^1 Figura 17: Diagrama fasorial do TC

ˆm na impedância de magnetiza¸cão, Zm , é dada pela expressão A tensão E Eˆm = Eˆb + Zd2 Iˆ2

(3)

e a corrente de magnetiza¸cão, Im , é dada por Eˆm Iˆm = Zm A corrente primária ,I1 , referida ao enrolamento secundário, é dada por

(4)


Iˆ1 = Iˆ2 + Iˆm

23

(5)

Para pequenos valores de impedância de carga, Eb e Em também são pequenos, e consequentemente Im também. O erro de transforma¸cão da corrente em pu é definido por Iˆ1 − Iˆ2 Iˆm = (6) Iˆ1 Iˆ1 que é pequeno para valores pequenos de Zb . Em outras palavras, TC’s trabalham com menor erro quanto menor for a carga. Mais frequentemente, o erro no TC é apresentado em termos de uma Rela¸cão de Fator de Correta¸cão R, invés de ε. O R ´ e definido como uma constante com a qual a rela¸ c˜ ao de espiras real n (dado de placa) de um TC deve ser multiplicada para obter a rela¸c˜ ao de espiras efetiva. A rela¸cão de espiras efetiva é dada por ε=

Iˆ1 n Iˆ2

(7)

Pela defini¸cão tem-se Rn =

Iˆ1 n Iˆ2

(8)

ou R=

Iˆ1 Iˆ2 + Iˆm = =1+ Iˆ2 Iˆ2

Iˆm =1+ Iˆ2

εIˆ1 = 1 + εR Iˆ2

(9)

Finalmente, R=

1 (1 − ε)

(10)

Apesar de ε e R serem n´ umeros complexos, considerá-los como n´ umeros reais iguais aos seus respectivos módulos não se incorre em um erro considerável. Desde que o ramo de magnetiza¸cão de um transformador real é não-linear, Zm não é constante e a caracter´ıstica real de excita¸cão do transformador deve ser considerada no fator R para uma dada situa¸cão. A Figura 18 mostra as caracter´ısticas de magnetiza¸cão de um TC t´ıpico cuja abscissa é a corrente de magnetiza¸cão e a ordenada a tensão secundária, ambas em rms. Estas caracter´ısticas servem para determinar o fator R. Obtém-se Im e Em para uma determinada curva e através das Equa¸cões 5, 6 e 10 determina-se o R. Este método depende da disponibilidade da curva de satura¸cão e é relativamente trabalhoso. Um método aproximado, porém muito mais simples é descrito a seguir. A Norma EB-251.2 da ABNT agrupa os TC’s para prote¸cão, em fun¸cão da impedância do enroalemnto secundário, em duas classes:


24

Figura 18: Caracter´ısticas de magnetiza¸cão de um TC t´ıpico 1. Classe B: apresenta baixa impedˆ ancia interna, isto é, a reatância de dispersão é desprez´ıvel; 2. Classe A: apresenta alta impedância interna, isto é, a reatância de dispersão é apreciável. Atualmente no Brasil, os TC’s para a prote¸cão devem satisfazer as duas condi¸cões seguintes: 1. Somente devem entrar em satura¸cão para corrente de valor acima de 20 vezes a sua corrente nominal (fator de sobrecorrente nominal); 2. Devem ser de classe de exatidão 10, isto é, o erro de rela¸cão percentual não deve exceder de 10 % para qualque valor da corrente secundária, desde 1 a 20 vezes a corrente nominal, e qualquer carga igual ou inferior a` nominal. A primeira condi¸cão leva ao estabelecimento da tens˜ ao secund´ aria nominal, que pode ser definida como a tensão que aparece nos terminais da carga nominal (dada na Tabela 4) posta no secundário do TC quando a corrente que percorre é igual a 20 vezes o valor da corrente secundária nominal, ou seja, 100 ampères. Cada carga nominal para TC padronizada pela ABNT correnponde então a uma tensão secundária nominal, a qual é obtida multiplicando por 100 a imped6ancia daquela caraga bominal. Na especifica¸cão de um TC para a prote¸cão é necessário indicar a classe (A ou B), com também a tensão secundária nominal que o usuário deseja. Não é necessário citar a classe de exatidão, uma vez que atualmente no Brasil somente há a classe de exatidão 10.


25

Designa¸caõ VA FP R Ω L mH Z Ω C 2,5 2,5 0,90 0,09 0,112 0,1 C 5,0 5,0 0,90 0,18 0,232 0,2 C 12,5 12,5 0,90 0,45 0,580 0,5 C 25,0 25,0 0,50 0,50 2,300 1,0 C 50,0 50,0 0,50 1,00 4,600 2,0 C 100,0 100,0 0,50 2,00 9,200 4,0 C 200,0 200,0 0,50 4,00 18,400 8,0 Tabela 4: Cargas nominais padronizadas para ensaios de TC’S Através da Tabela 4 foi elaborado a Tabela 5, onde são mostrados os valores das tensões secundárias nominais normalizadas no Brasil, como também os tipos de TC’s para prote¸cão das classes A e B. Carga Z Ω Tens˜ ao V Classe A Classe A C 2,5 0,1 10 A 10 B 10 C 5,0 0,2 20 A 20 B 20 C 12,5 0,5 50 A 50 B 50 C 25,0 1,0 100 A 100 B 100 C 50,0 2,0 200 A 200 B 200 C 100,0 4,0 400 A 400 B 400 C 200,0 8,0 800 A 800 B 800 Tabela 5: Tens˜ oes secundárias nominais normalizadas dos TC’S Exemplo 1: Um TC para prote¸cão B 200 significa: • TC de classe de exatidão 10; • TC de classe B, isto é, de baixa impedância interna; • Tensão secundária nominal 200 V ( está implicito que a carga secund´ aria nominal deve ser C 50 cuja impedância é 2 Ω, pois, V = 20x5x2 = 200V) Exemplo 2: Um TC para prote¸cão A 400 significa: • TC de classe de exatidão 10; • TC de classe A, isto é, de alta impedância interna; • Tensão secundária nominal 400 V ( está implicito que a carga secund´ aria nominal deve ser C 100 cuja impedância é 4 Ω, pois, V = 20x5x4 = 400V)


26

O dimensionamento da tensão secundária nominal, para especifica¸cão de TC’s de prote¸cão, é feito levando-se em conta o valor da impedˆ ancia total Ztot que poderá vir a ser imposta ao seu secundário: q

Ztot =

(Rr + 2rf )2 + Xr2

(11)

onde Rr = resistência própria do relé Xr = reatância própria do relé r = resistência do condutor (2r = total) Observa¸c˜ ao: A norma americana ANSI − C57.13 agrupa também os TC’s para prote¸cão em duas classes: H e L (correspondentes respectivamente a`s classes A e B da ABNT ). Ela admite duas classes de exatidão: 2,5 e 10. Por exemplo, a especifica¸cão brasileira A400 corresponde a` 10H400 americana. Atualmente a ANSI está empregando as letras T e C no lugar de H e L, respectivamente. 2.3.2

Transformadores de potencial

Normalmente em sistemas acima de 600 V, as medi¸cões de tensão so feitas através de TP’s. Existem vários tipos de TP’s classificados de acordo com a sua constru¸cão: a. TP’s indutivos (TPI) b. TP’s capacitivos (TPC) c. divisores capacitivos d. divisores resistivos e. divisores mistos (capacitivo/resistivo) Os divisores capacitivos, resistivos e mistos, normalmente, tem suas aplica¸cões nos circuitos de ensaio e em laboratórios. Para tensões compreendidas entre 600 V e 138 kV, os transformadores indutivos so predominantes. Para tensões superiores a 138 kV os TP’s capacitivos so mais utilizados. Os TP’s indutivos são semelhentes aos transformadores de potência. Os TP’s capacitivos são menos dispendiosos, mas podem ser inferiores no desempenho transitório. A Figura 19 mostra um Transformador de Potencial Capacitivo (TPC). Estes equipamentos são constituidos por conjunto de capacitores C1 e C2 , cujas funões são de divisor de tensão e de acoplar o sistema de comunica¸cão “carrier” ao sistema de potência. A tensão primária do Transformador de Potencial Indutivo (TPI) é cerca de 15 kV e o circuito equivalente abtido através da modelagem é semelhante ao transformador de potência convencional.


C1

X L

27

TPI

Ep C2

Vs

Figura 19: Transformador de Potencial Capacitivo

XC 1

X eq

Ep XC 2

EC 2

aVs

2 a Zb

Figura 20: Circuito Equivalente aproximado de um TPC Desprezando-se as partes resistivas e a impedância de magnetiza¸cão obém-se, para regime permanente, o circuito equivalente aproximado, mostrado na Figura 20. onde: Xeq = XL + Xp + a2 Xs

(12)

ou, reduzindo-se a uma forma mais simplificada tem-se o circuito equivalente mostrado na Figura 21: onde: Ec2 = Ep (

Xc 2 ) Xc 1 + Xc 2

Zeq = j(Xeq −

Xc 2 ) Xc 1 + Xc 2

(13) (14)


28

Z eq

EC 2

aVs

2 a Zb

Figura 21: Circuito Equivalente reduzido de um TPC Portanto, XL deverá ser ajustado de tal forma que Zeq seja próximo de zero e consequentemente: XL = (

Xc 2 ) − Xp − a2 Xs Xc 1 + Xc 2

(15)

e com isso: aVs = Ec2 = Ep (

Xc 2 C1 ) = Ep ( ) Xc 1 + Xc 2 C2 + C2

(16)

Normalmente, os TPC’s apresentam o reator de compensa¸cão e o transformador indutivo com deriva¸cões acess´ıveis para ajustes finos. Através do reator é feito o ajuste para o aˆngulo de fase e pelo transfornador indutivo faz-se o ajuste da amplitude. Para a especifica¸cão dos principais requisitos elétricos de um TP devem ser mencionados, no m´ınimo, as seguintes caracter´ısticas: a. tensão máxima b. n´ıvel de isolamento c. frequência nominal d. carga nominal e. classe de exatidão f. n´ umero de enrolamentos secundários g. rela¸cão de transforma¸cão nominal h. conexão dos enrolamentos secundários i. carregamento máximo dos enrolamentos secundários j. potência térmica de cada enrolamento


29

k. uso interno ou externo l. capacitância m´ınima (somente para os TPC’s) m. faixa de frequência do “carrier” (somente para os TPC’s) n. varia¸cão da frequência nominal (somente para os TPC’s)

2.4

Caracter´ısticas funcionais dos rel´ es de prote¸c˜ ao

Para que o relé de prote¸cão desempenhe a contento as suas fun¸cões alguns requisitos são necessários: a. Confiabilidade, fidedignidade e seguran¸ca ´ o grau de certeza da atua¸cão correta de um dispositivo para a qual ele foi projeE tado. Os relés de prote¸cão, diferentes de outros dispositivos, tem duas alternativas de desempenho indesejado. • recusa de atua¸cão: não atuam quando deveriam; • atua¸cão incorreta: atuam quando não deveriam. Estas duas situa¸cões levam a defini¸cões complementares: fidedignidade e seguran¸ca. A fidedignidade é a medida da certeza de que o relé irá operar corretamente para todos os tipos de faltas para os quais ele foi projetado para operar. A seguran¸ca é a medida da certeza de que o relé não irá operar incorretamente para qualquer falta. Considere uma falta f , na linha de transmissão do sistema mostrado na Figura 22. B

C

A

TC

Equ.

Equ.

f

TC 21

TC 21

21

TP

D TP

TP

Figura 22: Confiabilidade do sistema de prote¸cão Na atua¸cão correta, esta falta deve ser sanada através das aberturas dos disjuntores nos terminais A e B.


30

Se o sistema de prote¸cão em A não operar (recusa de atua¸cão), haverá o comprometimento da confiabilidade através da perda da fidedignidade. Se a mesma falta, for sanada pela opera¸cão do sistema de prote¸cão no terminal C, antes da atua¸cão do sistema de prote¸cão em A, haverá o comprometimento da confiabilidade através da perda da seguran¸ca. b. Seletividade dos relés e zonas de prote¸cão A seguran¸ca dos relés, isto é, o requisito que eles não irão operar para faltas para os quais eles não foram designados para operar, é definida em termos das regiões de um sistema de potência - chamadas zonas de prote¸cão - para as quais um dado relé ou sistema de prote¸cão é responsável. O relé será considerado seguro se ele responder somente a`s faltas dentro da sua zona de prote¸cão. Certos relés possuem várias entradas de correntes alimentadas por TCs diferentes, os quais delimitam a zona de prote¸cão. Para cobrir todos o equipamentos pelos seus sistemas de prote¸cão, as zonas de prote¸cão dever ter os seguintes requisitos: 1. Todos os componentes do sistema de potência devem ser cobertos por pelo menos uma zona. Uma boa prática é assegurar que os componentes mais importantes estão inclu´ıdos em pelo menos duas zonas. 2. Zonas de prote¸cão devem se sobrepor para evitar que qualquer componente fique desprotegido. Uma zona de prote¸cão pode ser fechada ou aberta. D

B

A

C

Equ.

Equ. f1

f2

f3 f4

Figura 23: Zonas de prote¸cão A figura 23 mostra exemplos de zonas de prote¸cão e também, alguns pontos de falta. Uma falta em f1 , que ocorre dentro de uma zona fechada, deverá ser isolada pela atua¸cão dos sistemas de prote¸cão de ambos os terminais da linha. O mesmo deverá


31

ocorrer para uma falta em f2 mas, neste caso, a falta cai dentro da sobreposi¸cão de duas zonas de prote¸cão. Na eventualidade da recusa de atua¸cão do sistema de prote¸cão da linha no terminal A, todos os demais disjuntores ligados à barra A deverão ser abertos. A falta f3 ocorre dentro da zona de prote¸cão do gerador, mas também fica dentro da sobreposi¸cão de outras duas zonas de prote¸cão, todas elas zonas fechadas. A falta em f4 ocorre dento de duas zonas abertas. Neste caso, a falta dever´ a ser isolada pela atua¸cão do sistema de prote¸cão da linha de distribui¸cão, mas na evetualidade de sua falha o sistema de prote¸cão do lado de baixa do transformador deverá atuar, o que acarretará a falta de energia elétrica em outros dois circuitos que nada tem a ver com a falta. Este caso ilustra uma caracter´ıstica muito importante, a seletividade, que é a capacidade de um sistema de prote¸cão isolar somente a se¸cão atingida do circuito após a ocorrência de um curto-circuito. c. Velocidade ´ geralmente, desejável remover a parte atingida pela falta do restante do sistema E, de potência tão rapidamente quanto poss´ıvel para limitar os danos causados pela corrente de curto-circuito, entretanto, existem situa¸cões em que uma temporiza¸cão intencional é necessária. Apesar de o tempo de opera¸cão dos relés frequentemente variar numa faixa bastante larga, a velocidade dos relés pode ser classificado dentro das categorias a seguir: 1. Instantˆ aneo: Nenhuma temporiza¸cão intencional é introduzida no relé. O tempo inerente fica na faixa de 17 à 100 ms. 2. Temporizado: Uma temporiza¸cão intencional é introduzida no relé, entre o tempo de decisão do relé e o in´ıcio da a¸cão de desligamento. 3. Alta-velocidade: Um relé que opera em menos de 50 ms (3 ciclos na base de 60 Hz). 4. Ultra alta-velocidade: Uma temporiza¸cão inferior a` 4 ms. A Figura 24 mostra os tempos de opera¸cão de um sistema de prote¸cão sem temporiza¸cão intencional.

2.5

Redundˆ ancia do sistema de prote¸c˜ ao

Um sistema de prote¸cão pode não atuar quando solicitado, caracterizando o que comumente se denomina de recusa de atua¸cão. A recusa pode se originar de várias causas, tais como: erro de projeto, erro de montagem, defeito no disjuntor, defeito no relé. O ´ındice de recusa de atua¸cão do sistema de prote¸cão dos componentes de um sistema de potência é muito baixo, cerca de 1,0 % (dado do sistema interligado brasileiro), entretanto, é essencial prover um sistema alternativo que forne¸ca uma redundância de prote¸cão. Esta prote¸cão é denominada de retaguarda (bach-up) ou secundária. O sistema de prote¸cão principal,


32

Rearme 0,4 a 6 ciclos Relé BD energizada

Extinção do arco

3,6 a 9 ciclos

Contatos abertos

~ 12 ciclos

Dijuntor 4 a 9 ciclos Relé + disjuntor

Figura 24: Tempos de opera¸cão de um sistema de prote¸cão para uma determinada zona de prote¸cão, é chamada de sistema de prote¸cão primária e deve atuar instantâneamente e isolar o menor trecho poss´ıvel do sistema elétrico. Em sistemas de EAT é comum utilizar sistema de prote¸cão primária redundante. Esta duplica¸cão tem como finalidade cobrir as falhas dos relés em s´ı. Portanto, é recomendável que a redundância seja feita com relés de outro fabricante, ou relés baseados em princ´ıpio de ´ econoopera¸cão diferente. Os tempos de opera¸cão dessas duas prote¸cões são iguais. E micamente inviável duplicar todos os componentes de um sistema de prote¸cão, em AT e EAT os transformadores de instrumento e disjuntores são muito caros. Em EAT é comum disjuntores com bobinas de desligamento duplicadas. Um sistema de prote¸cão redundante menos oneroso, porém menos seletivo é a prote¸cão de retaguarda, cuja atua¸cão é, geralmente mais lenta, do que a prote¸cão primária o que pode causar a remo¸cão de mais elementos do sistema de potência para sanar uma falta. A prote¸cão de retaguarda pode ser local ou remota. Na prote¸cão de retaguarda local os relés estão instalados na mesma subesta¸cão da prote¸cão primária e os transformadores de instrumento e a bateria que os alimentam são os mesmos e atuam sobre o mesmo disjuntor, o que na eventualidade de falha em um destes equipamentos afeta ambos os esquemas. Na prote¸cão de retaguarda remota os relés, os transformadores de instrumento, a bateria que os alimentam e o disjuntor no qual eles atuam são completamente independentes, o que torna também os esquemas independentes. O sistema de prote¸cão denominado falha de disjuntor é um sub-conjunto do sistema de prote¸cão de retaguarda, que tem a fun¸cão espec´ıfica de cobrir um defeito no disjuntor. Este esquema consiste basicamente de relés de sobrecorrente e um relé de tempo que é energizado sempre que o circuito de desligamento do disjuntor é energizado. Quando o disjuntor opera normalmente, o relé de tempo é desenergizado. Se a corrente de falta persistir por um tempo maior do que o ajustado no rel´ e de tempo, todos os outros disjuntores dos circuitos adjacentes que contribuem com corrente de curto-circuito serão abertos.

˜ DE RELES ´ DE PROTEC ˜ 3 PRINCÍCPIOS DE OPERAC ¸ AO ¸ AO

3

33

Princ´ıcpios de opera¸c˜ ao de rel´ es de prote¸ c˜ ao

3.1

Introdu¸ c˜ ao

Desde que a finalidade da prote¸cão de sistema de potência é detectar faltas ou condi¸cões anormais de opera¸cão, relés devem ser capazes de avaliar uma variedade grande de parâmetros para estabelecer qual a a¸cão corretiva necessária. Os parâmetros mais adequados para detectar a ocorrência de faltas são as tensões e as correntes nos terminais dos equipamentos protegidos ou nas suas vizinhan¸cas adequadas. Um relé espec´ıfico, ou um sistema de prote¸cão, deve ser alimentado por entradas apropriadas, processar os sinais de entrada, determinar a existência de uma anormalidade, e então iniciar alguma a¸cão. O ponto fundamental no sistema de prote¸cão é definir as quantidades que discriminem a condi¸cão normal da anormal. Deve-se salientar que uma condi¸cão normal, neste contexto, significa que o dist´ urbio está fora da zona de prote¸cão.

3.2

Deteç c˜ ao das faltas

Na ocorrência das faltas (curtos-circuitos), geralmente, as magnitudes das correntes aumentam drasticamente e as tensões sofrem quedas consideráveis. Além dessas varia¸cões, outras mudan¸cas podem ocorrer em um ou mais parâmetros: aˆngulo de fase entre os fasores das tensões e correntes, componentes harmônicas, potências ativa e reativa, frequência, etc. Os princ´ıpios de opera¸cão dos relés se baseiam nessas mudan¸cas. Os relés podem ser divididos em categorias baseados nas grandezas de entrada as quias eles respondem. • Deteçcão de n´ıvel Este é o mais simples dos princ´ıpios de opera¸cão. Para exemplificar, seja um motor de indu¸cão mostrado na Figura 25. A corrente nominal do motor é 245,0 A. Admitindo uma sobrecarga de 25 % na situa¸cão de emergência, a corrente de até 306,0 A pode ser considerada como condi¸cão de opera¸cão normal. Considerando uma margem de seguran¸ca e ajustando a máxima corrente admiss´ıvel em 346,0 A, por exemplo, qualquer corrente superior a esta pode ser considerada uma falta ou uma condi¸cão anormal dentro da zona de prote¸cão.

4,0 kV Disjuntor

Motor 2000 HP

TC

Relé Figura 25: Prote¸cão de sobrecorrente de um motor


34

O n´ıvel m´ınimo para o qual o relé inicia a sua opera¸cão é denominado ajuste de pickup do relé. Para todas as correntes com valores acima do pickup o relé deve operar e, obviamente, para valores abaixo do pickup o relé fica inoperante. Existem relés em que a opera¸cão ocorre para valores abaixo do pickup, como é o caso do relé de subtensão. A caracter´ıstica de opera¸cão de um relé de sobrecorrente pode ser representado no plano tempo x corrente, como mostrado na Figura 26. A escala da abscissa, ao invés de colocar em ampères, é colocada em valores por unidade, onde o valor de base é a corrente de pickup.

t

1,0

I Ip

Figura 26: Caracter´ıstica de um relé detector de n´ıvel Para a corrente normalizada menor do que 1,0 o relé não opera e opera para valres maiores do que 1,0. O relé detetor de n´ıvel ideal deveria ter uma caracter´ıstica semelhante a` mostrada pela linha cont´ınua, mas na prática a caracter´ıstica apresnta uma transi¸cão menos abrupta, como mostrado pela linha tracejada. • Comparacão de magnitudes A Figura 27 mostra um esquema que utiliza um relé de balan¸co de corrente para a prote¸cão de linhas paralelas. Neste tipo de relé as magnitudes das correntes nas linhas são comparadas e a opera¸cão ocorrerá quando as correntes (Ix e Iy ) diferirem de um valor pré-determinado. • Comparacão diferencial A compara¸cão diferencial é uma das mais sens´ıveis e eficientes métodos de prote¸cão contra faltas. O conceito de compara¸cão diferencial é ilustrado na Figura 28, que se refere ao enrolamento de um gerador. Como o enrolamento é cont´ınuo a corrente que entra (Ix ) deve ser igual a corrente que sai (Iy ). Considerando-se os TC’s idênticos a corrente no relé (ix - iy ) será

˜ DE RELES ´ DE PROTEC ˜ 3 PRINCÍCPIOS DE OPERAC ¸ AO ¸ AO Disjuntor TC

Ix

Relé

TC

Disjuntor

35

Disjuntor TC

Relé

Iy

Disjuntor

TC

Figura 27: Relé compara¸cão de m,agnitudes para duas linhas paralelas Ix

Iy

ix

iy (ix − iy )

Figura 28: Princ´ıpio da compara¸cão diferencial praticamente nula. Na ocorrência de uma falta no enrolamento as correntes serão diferentes e a sua soma algébrica assumirá um valor suficiente para operar o relé. Este esquema, conhecido como prote¸cão diferencial, é capaz de detectar correntes de faltas de magnitudes muito pequenas e é utilizado para a prote¸cão de equipamentos cujos terminais de entrada e de sa´ıda são próximos, como são os casos de transformadores, geradores, motores, reatores, capacitores e barras. • Compara¸cão de aˆngulo de fase A Figura 29 mostra um tipo de relé que compara aˆngulo de fase relativo entre duas grandezas elétricas. Esta compara¸cão é comumente utilizada para determinar a dire¸cão da corrente em rela¸cão a uma tensão, que serve como referência. Este tipo de relé é conhecido como direcional. • Medida de distância A distância é medida indiretamente através da rela¸cão entre a tensão e a corrente no terminal da linha protegida, portanto, o que se mede é a impedância. Pelo fato de a impedância ser diretamente proporcional à distância advém a denomina¸cão rel´ es de distˆ ancia. Os relés de distância podem ser classificados pelas caracter´ısticas de opera¸cão. Os mais conhecidos são:


36

I

f

I carga

v icarga

if I

f

if

I carga

v icarga

Figura 29: Compara¸cão de fase para faltas numa linha A

If

f

B

if

vf Vf

Figura 30: Relé de distância

a. relé de impedância b. relé de admitância (ou mho) c. relé de reatância d. relé quadrilateral A Figura 55 mostra as respectivas caracter´ısticas no diagrama R − X. O relé de impedância tem uma caracter´ıstica circular centrado na origem do diagrama R−X. O relé de admitância (ou mho) tem uma coarcter´ıstica circular que passa na origem. O relé de reatância tem uma zona de alcance delimitado por uma reta paralela ao eixo-R. A caracter´ıstica quadrilateral é definida por quatro linhas retas. Esta u ´ltima caracter´ıstica só é poss´ıvel de se obter em relés estáticos e digitais. • Canal piloto Certos esquemas de prote¸cão necessitam de informa¸cões do terminal remoto, que são enviadas através de um canal de comunica¸cão utilizando onda portadora, microonda ou sistena telefônico.

´ DE PROTEC ˜ 4 TIPOS CONSTRUTIVOS DE RELES ¸ AO

37

X

X

R

R

(b) (a)

X

X

R

(c)

R

(d)

Figura 31: Caracter´ısticas de opera¸cão dos relés de distância

• Frequência A frequência nominal de um sistema elétrico pode ser 50 Hz ou 60 Hz, dependendo do pa´ıs. Qualquer desvio do valor nominal significa que existe um problema ou o pren´ uncio de um colapso. Relés de frequência são utilizados para impor a¸cões corretivas, reconduzindo a frequência ao valor nominal. As grandezas elétricas de entrada para a dete¸cão de faltas podem ser usadas sozinha ou combinadas. Existem também relés que respondem às outras grandezas f´ısicas, tais como: n´ıvel do flu´ıdo, pressão, temperatura, etc.

4 4.1

Tipos construtivos de rel´ es de prote¸ c˜ ao Rel´ es eletromecˆ anicos

As entradas dos relés eletromecânicos são sinais cont´ınuos (grandezas analógicas) que advém do sistemas de potência, obtidas através de transdutores de corrente e de tensão


38

no ponto de aplica¸cão. Estas medidas são réplicas quase exatas das grandezas do lado de alta tensão, considerando-se os erros introduzidos pelos transdutores. O princ´ıpio de opera¸cão dos relés eletromecânicos se baseiam na intera¸cão eletromagnética entre correntes e fluxos. As for¸cas de atua¸cão são criadas pela combina¸cão de sinais de entrada, energia armazenada em molas, e dispositivos amortecedores. Os relés do tipo atra¸cão de armadura são alimentados por uma u ńica grandeza de entrada, enquanto os relés do tipo indu¸cão podem ser alimentados por uma u ´ nica grandeza de entrada ou m´ ultiplas grandezas. No relé de atra¸cão de armadura axial um n´ ucleo cilindrico é colocado internamente à bobina. Quando a bobina é energizada a armadura (n´ ucleo), que está na posi¸cão de repouso (pela a¸cão gravitacional ou pela a¸cão de uma mola) é atra´ıda. A armadura carrega a parte móvel do contato, que fecha o circuito quando encontra o contato fixo. No relé de atra¸cão de armadura charneira a armadura consiste de uma placa plana móvel articulada em torno de uma aresta, que é atraida quando a bobina é energizada. Neste tipo também a armadura carrega a parte móvel do contato, que fecha o circuito quando encontra o contato fixo. Os relés do tipo atra¸cão de armadura são sens´ıveis tanto a` corrente cont´ınua como à corrente alternada e são usados em fun¸cões que requer opera¸cão instantânea. Os relés tipo indu¸cão se baseiam no princ´ıpio de opera¸cão de um motor monofásico, não podendo ser usados, portanto, em corrente cont´ınua. Existem duas variantes destes relés: uma com disco de indu¸cão e outra com copo de indu¸cão. Em ambos os casos o elemento móvel (disco ou copo) é feito de cobre ou alum´ınio e é equivalente ao rotor de um motor de indu¸cão. No relé com disco de indu¸cão existem duas maneiras de propiciar o movimento do disco. Um é o método do polo sombreado, no qual uma parte da face polar do n´ ucleo é envolvido por um anel de cobre curto-circuitado (ou uma bobina fechada), que tem a fun¸cão de defasar o fluxo em rela¸cão a outra parte da face polar (n˜ ao sombreado). O outro método, conhecido como tipo wattimétrico, usa um conjunto de bobinas acima do disco e outro conjunto de bobinas abaixo.

4.2

Rel´ es eletrˆ onicos

Os primeiros projetos de relés eletrônicos, que surgiram na década de 30, utilizavam válvulas. Estes sistemas de prote¸cão não eram tão confiáveis como os eletromecânicos e as suas aplica¸cões eram limitadas. Na década de 50 surgiram os transistores, que imediatamente se mostraram promissores como dispositivos eletrˆ onicos confiáveis para a sua utiliza¸cão em relés de prote¸cão. Gra¸cas aos desenvolvimentos da tecnologia de semicondutores e outros componentes associados, no meado da década de 60 come¸caram a ser desenvolvidos e utilizados os relés denominados relés de estado sólido ou estáticos. Este sistema de prote¸cão, apesar de terem o prin¸cipio de opera¸cão diferente do eletromecânico, também tem como entradas sinais cont´ınuos. Estes sinais são processados de tal forma que produz na sa´ıda um sinal decisório binário. Este processamento é desenvolvido através de séries de amplificadores operacionais e flip-flops que emulam o mesmo tipo de performance dos relés eletromecânicos. A expansão e o aumento da complexidade de sistema de potência moderno praticamente exigiu relés de prote¸cão de alto desempenho e caracter´ısticas mais sofisticadas,


39

como os relés digitais. A primeira discussão sobre os relés digitais surgiu em 1969, com o célebre artigo do George Rockefeller que propos, de uma maneira compreensiva, a utiliza¸cão de computador digital com fun¸cão de prote¸cão. Este artigo clássico foi seguido por numerosas pesquisas sobre o assunto no plano teórico, mas o desenvolvimento e aplica¸cões no plano industrial em grande escala só surgiu com o advento do microprocessador. Os relés digitais possuem o princ´ıpio de opera¸cão inteiramente diferentes dos eletromecânicos e dos estáticos. Apesar de os sinais de entrada serem os mesmos, isto é, analógicos, o princ´ıpio de funcionamento deste tipo de relés se baseiam na representa¸cão digital desses valores. Isto é feito pela amostragem dos sinais analógicos e pela utiliza¸cão de algoritmos apropriados Tanto os relés eletromecânicos como os estáticos têm as carcater´ısticas de um computador analógico. Eles possuem grandezas de entradas que são processadas mecanicamente ou eletronicamente para desenvolver um conjugado, ou uma lógica de sa´ıda representando uma quantidade do sistema, e tomam decisões que resultam em um fechamento de contato ou em um sinal de sa´ıda. Com o advento de microprocessadores de alto desempenho obviamente foi poss´ıvel a utiliza¸cão de computadores digitais para desempenhar as mesmas fun¸cões. Desde que as entradas dos relés são, usualmente, correntes e tensões do sistema de potência, é necessário obter uma representa¸cão digital destes parâmetros. Isto é feito pela amostragens dos sinais analógicos e usando um algoritmo computacional apropriado para digitalizar os sinais convenientemente através de filtros digitais.

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO

5

40

Prote¸ c˜ ao de linhas de transmiss˜ ao

5.1

Introdu¸ c˜ ao

As linhas de transmissão em corrente alternada são comumente classificadas pela fun¸cão, a qual se relaciona com o n´ıvel de tensão. Não há uma padroniza¸caão r´ıgida nessa classifica¸cão. A seguir uma classifica¸cão t´ıpica: • distribui¸cão (2,2 kV a 34,5 kV): circuitos transmistindo potência ao consumidor final; • sub-transmissão (13,8 kV a 138 kV): circuitos transmistindo potência às subesta¸cões de distribui¸cão; • transmissão (69 kV a 765 kV): circuitos transmistindo potência entre subesta¸cões e sistemas interligados. As linhas de transmissão são divididas em: • alta tensão (HV): 69kV a 220 kV • extra alta tensão (EHV): 345 kV a 765 kV • ultra alta tensão (UHV): acima de 765 kV As linhas de transmissão são os componentes mais expostos de um sistema de potência podendo, portanto, afirmar que a incidência de faltas é consideravelmente maior do que em outros elementos do sistema. Considerando que, uma linha de transmissão é conectadas com outras linhas e equipamentos o seu sistema de prote¸cão deve ser compat´ıvel com o de outros elementos, de tal modo que possibilite uma ampla coordena¸cão de seus ajustes. Deve-se prever também que a prote¸cão principal de um trecho de uma linha atue como prote¸cão de retaguarda das linhas adjacentes. O comprimento da linha de transmissão tem um efeito direto no ajuste de um relé. Na Figura 32 a linha é considerada respectivamente curta ou longa: • Zl Zequ. • Zl Zequ.

Equ.

Zequ.

X

Zl

Figura 32: Comprimento da linha

Y


41

Nas linhas curtas a discrimina¸cão por n´ıveis de corrente de curto-circuito é imposs´ıvel, pois um curto-circuito no in´ıcio (X) e no fim (Y ) praticamente não há diferen¸ca. Por outro lado, as linhas longas apresentam outro tipo de problema: a corrente de curto-circuito no fim da linha (Y ) pode se aproximar da corrente de carga. Quanto a`s suas prote¸cões existem uma variedades de esquemas, que dependem das caracter´ısticas, configura¸cões, comprimentos e a sua importância relativa. Não existe uma regra inflex´ıvel para definir um esquema de prote¸cão. Comumente são encontrados os seguintes esquemas de prote¸cão: • fus´ıveis, religadores e seccionadores; • sobrecorrente instantâneo; • sobrecorrente temporizado com caracter´ıstica inversa; • sobrecorrente direcional temporizado e instantâneo; • distância sem teleprote¸cão; • distância com teleprote¸cão.

5.2

Fus´ıveis, religadores, seccionadores e rel´ es de sobrecorrente

Estes dispositivos são utilizados em larga escala nos sistemas de distribui¸cão, que são predominantemente radiais como mostra a Figura 33. Durante o curto-circuito surge uma corrente de intensidade elevada que traz efeitos mecânicos e térmicos aos equipamentos sob falta. Os efeitos mecânicos, cujas fôr¸cas são proporcionais ao quadrado da corrente instantânea, podem deformar condutores e romper materiais isolantes. Já os efeitos térmicos astão ligados ao tempo de permanência do curtocircuito, podendo produzir um aquecimento excessivo dos materiais condutores e isolantes, degradando-os e reduzindo as suas vidas u ´ teis. Para minimizar os efeitos produzidos pelas correntes de curtos-circuitos, são utilizados os dispositivos acima mencionados. As curvas caracter´ısticas tempo x corrente de um fus´ıvel são apresentadas na forma de tempo m´ınimo de fus˜ ao e tempo total de interrup¸caõ, como mostra a Figura 34. O tempo m´ınimo de fusão é o intervalo entre o in´ıcio da corrente de curto-circuito e a inicia¸cão do arco. O intervalo de dura¸cão do arco é o tempo de arco (∆Ta ). O tempo total de interrup¸cão é o tempo m´ınimo de fusão e o tempo de arco. Os fus´ıveis são utilizados em ramais de alimentadores e emequipamentos (transformadores distribui¸cão e capacitores) ligados na rede de distribui¸cão. Os dispositivos de interrup¸cão, além do fus´ıvel, são os religadores e seccioadores. O religador tem uma capacidade de interrup¸cão da corrente de curto-circuito limitada e religa automaticamente numa sequência programada. Já o seccionador não pode interromper ´ um equipamento que possui um sensor de sobrecorrente a corrente de curto-circuito. E e um mecanismo para contagem do equipamento de interrup¸cão que fica a` sua frente, além de contatos e dispositivos para travamento na posi¸cão aberta. Quando ocorre uma sobrecorrente no alimentador passando através do seccionador, cujo valor seja maior ou


42

C

C

C

R

fC

C

138 kV

fA S

fB

13,8 kV C TRONCO LATERAL RAMAL

C

DISJUNTOR

R

RELIGADOR

S

CHAVE A ÓLEO

CHAVE FUSÍVEL

SECCIONADOR

CHAVE FACA

Figura 33: Sistema de distribui¸cão

igual à corrente de acionamento, o equipamento é armado e preparado para a contagem. A contagem se inicia quando a corrente que passa por ele é interrompida pelo equipamento de interrup¸cão a` sua frente. Após um n´ umero pré-ajustado dessas ocorrências, ele abre os contatos e permanece na posi¸cão aberta, isolando o trecho sob falta. A análise que se segue é feita referindo-se a` Figura 33: a. O curto-circuito em fA deverá ser isolado pelo fus´ıvel do ramal, deixando o tronco e outros ramais operando normalmente. b. O curto-circuito em fB deverá ser isolado pelo religador. O religador religa automaticamente e permanecerá fechado se a falta for fugitiva. No caso de uma falta permanente o religador obedecerá sequências de aberturas e fechamentos pré-ajustadas. Para todo o fechamento haverá a passagem da corrente de curto-circuito, fazendo com que o seccionador seja armado e preparado para a contagem. Na abertura do religador o seccionador completa a contagem que é ajustado para abrir antes do u ´ ltimo religamento automático. Assim, o trecho sob falta é isolado pelo seccionador, permitindo que o restante do circuito seja restabelecido. c. O curto-circuito em fC deverá ser isolado pelo religador. O religador religa automaticamente e permanecerá fechado se a falta for fugitiva. No caso de uma falta perma-

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO Tempo (s)

43

Tempo total de interrupção

Tempo minimo de fusão

∆t a

Corrente (A)

Figura 34: Curva caracter´ıstica de um fus´ıvel

nente o religador obedecerá sequências de aberturas e fechamentos pré-ajustadas. Nas sa´ıdas dos alimentadores geralmente são utilizados disjuntores comandado por relés de sobrecorrente de fase e de terra, com religamento automático executado através de relé religador. A Figura 35 mostra um esquema de prote¸cão simplificado. Os relés de sobrecorrente de fase devem atuar para curtos-circuitos trifásico e bifásico e o relé de terra deve atuar para curto-circuito monofásico (ou fase-terra). Eles possuem dois elementos (ou unidades): o elemento temporizado e o elemento instantˆ aneo. A Tabela 6 mostra os relés de sobrecorrente e os seus respectivos elementos e as nomenclaturas. Tabela 6: Nomenclaturas. Relé Fase Fase Terra Terra

Elemento Temporizado Instantâneo Temporizado Instantâneo

Nomenclatura 51 50 51 N ou 51 GS 50 N

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO A

B

44

C

Disjuntor TCs

Fonte

Carga

RA

RB

RC

RN

Relés de sobrecorrente

Figura 35: Esquema de prote¸cão de sobrecorrente As nomenclaturas são n´ umeros padrões que identificam os relés por fun¸cão. O relé de terra denomindo 51 GS (Ground Sensor) é ligado em série com o relé 5051N. Este relé pode ser ajustado para um valor de pick-up muito baixo, o que permite que ele atue para curto-circuito monofásico com alta resistência. Os elementos temporizados possuem basicamente dois ajustes: o tape e o dial de tempo. O tape é ajustado em fun¸cão da corrente e o dial de tempo é selecionado de acordo com as temporiza¸cões requeridas para a coordena¸cão. O valor do tape determina a corrente m´ınima capaz de iniciar a opera¸cão do relé, a chamada corrente de pick-up. As caracter´ısticas de resposta dos relés de sobrecorrente são locadas num gráfico em fun¸cão de m´ ultiplo da corrente de tape versus tempo (segundos), para cada ajuste dial de tempo. Há, pois, uma fam´ılia de curvas, cujas declividades mais usuais são denominadas, por exemplo: • Tempo Definido O relé de sobrecorrente de tempo definido tem uma caracter´ıstica tempo versus corrente plana. Portanto, acima da corrente de pickup o relé atuará praticamente com o mesmo tempo. • Tempo Normal Inverso O relé de sobrecorrente de tempo normal inverso é aplicado em redes onde a faixa de varia¸cão da corrente de curto-circuito é larga, causa esta decorrente da mudan¸ca da capacidade de gera¸cão. A caracter´ıstica tempo vesus corrente, relativamente plana, permite que o relé opere com razoável rapidez para uma faixa grande de corrente de curto-circuito. • Tempo Muito Inverso O relé de sobrecorrente de tempo muito inverso possui uma caracter´ıstica mais ´ıngreme, que faz com que ele opere lentamente para baixos valores correntes e opere


45

rapidamente para altas correntes de curto-circuito. Não é adequado para sistemas com capacidades de gera¸cão variáveis • Tempo Extremamente Inverso O relé de sobrecorrente de tempo extermamente inverso apresenta uma caracter´ıstica bastante ´ıngreme, similar a caracter´ıstica de um fus´ıvel. Portanto, ele é adequado para sistema que possuem fus´ıveis como prote¸cão, tornando a coordena¸cão mais eficaz. Nos relés eletromecˆ anicos as caracter´ısticas são fixas, portanto, se num determinado sistema, os relés de sobrecorrente utilizados tiverem uma caracter´ıstica muito inversa e necessitar mudar para uma caracter´ıstica normal inversa a u ´ nica solu¸cão é a substitui¸cão dos relés. Isto não acontece com os relés de estado s´ olido e digital, pois, um u ´ nico relé engloba todas as caracter´ısticas, que podem ser selecionadas conforme a necessidade. As curvas caracter´ısticas dos relés de estado s´ olido e digital são modeladas através da equa¸cão 17. t=

k.DT −1

(17)

( IIs )α

Nesta equa¸cão DT é o Dial de Tempo, I é corrente secundária que passa pelo relé, Is o tape ajustado e k e α são constantes que dependem de cada tipo de caracter´ıstica. A rela¸cão ( IIs ) é denominada m´ ultiplo do valor do tape. A Tabela 7 fornece estas constantes. Tabela 7: Constantes dos relés de estado sólido e digital. k α

Normal Inverso 0,1 0,02

Muito Inverso 13,5 1,0

Extremamente Inverso 80,0 2,0

A coordena¸cão de relés é uma tarefa fundamental, pois na ocorrência de um curtocircuito ela permite que os desligamentos dos componentes sejam seletivos. A seletividade é uma das caracter´ısticas mais importantantes de um sistema de prote¸cão, pois restringe os desligamentos somente na região afetada da rede elétrica. A Figura 36 mostra uma rede primária com vários ramais. Para um curto-circuito no ponto f somente o sistema de prote¸cão do ramal C2 deve operar, implicando que os relés Rg e Rr devem estar coordenados. Uma descoordena¸cão entre estes relés pode provocar a atua¸cão do sistema de prote¸cão da concessionária antes do sistema de prote¸cão do ramal C3, causando a falta de energia para outros consumidores (C1, C3, C4 e C5). A Figura 37 ilustra a coordena¸cão entre os elementos temporizados dos relés Rg e Rr. Deve-se ressaltar que a curva do relé Rg é fornecida pela concessionária e o consumidor é o responsável pela defini¸cão dos ajustes do relé Rr. O ponto de partida para locar a


46

C1 C4

13,8 kV R

Rg

S

Ponto de entrega

C3 Rr C5 f C2

Figura 36: Diagrama unifilar curva do relé Rr consiste em deixar um intervalo de tempo, ∆t, em rela¸cão a curva do relé Rg de 0,3 a 0,4 segundos. Como foi visto anteriormente, os relés de sobrecorrente possuem também as unidades instantâneas que são ajustadas para valores elevados de correntes. A Figura 38 mostra a aloca¸cão das curvas das unidades de temporizada e instantânea dos relés de fase. A Figura 39 mostra a aloca¸cão das curvas das unidades de temporizada e instantânea dos relés de terra. Neste caso precisamos de mais um relé de terra denominado 51 GS (Ground Sensor). Para calcular os ajustes dos relés do consumidor a concessionária deve fornecer: • Correntes de curtos-circuitos no ponto de entrega São fornecidos os valores de curtos-circuitos trif´ asico, bifásico e monofásico (sem e com a impedância de falta). Recomenda-se que estes dados sejam fornecidos em módulo e ângulo. • Impedâncias no ponto de entrega São fornecidos as impedâncias de sequências positiva e zero, em módulo e ângulo no ponto de entrega. • Curvas dos relés da concessionária Estas curvas são fornecidas em forma de gráfico numa folha-padrão. Trata-se de uma folha em escala logar´ıtmica nos eixos horizontal (corrente) e vertical (tempo), semelhante a`quelas em que os fabricantes fornecem as curvas caracter´ısticas de seus dispositivos Para a coordena¸cão dos relés de fase são necessários os seguintes dados:


47

Rr Rg Concessionária Tempo (segundos)

Consumidor

∆t

Corrente (amperes)

Figura 37: Coordena¸cão entre as unidades temporizadas de Rg e Rr • Capacidade do transformador e/ou demanda do consumidor Os transformadores de potência (de grande porte) possuem três estágios de ventila¸cão: 1. V N (ventila¸cão natural) 2. V F 1 (ventila¸cão for¸cada - 1o estágio) 3. V F 2 (ventila¸cão for¸cada - 2o estágio) Na V N o transformador fornece a potência nominal. A V F 1 e a V F 2 devem entrar em opera¸cão automática respectivamente quando houver uma sobrecarga de 25 % e 66,7 %. Neste caso, a corrente de pickup é determinada baseando-se em 1,5 vezes acima da corrente nominal do transformador. Nos transformadores de pequeno porte em paralelo é necessário conhecer a capacidade total e a demanda do consumidor. Neste caso, via de regra, a corrente de pickup é determinada baseando-se em 1,5 vezes acima do valor da demanda. • Corrente de magnetiza¸cão ´ preciso que Na energiza¸cão do transformador hé uma eleva¸cão brusca da corrente. E os relés não atuem para esta situa¸cão. Na falta de dados do fabricante, admite-se que a corrente de magnetiza¸cão seja 8In . • Valor do curto-circuito trifásico


48

51 51

Tempo (segundos)

Concessionária Consumidor

Magnetização 50

50

Corrente (amperes) Figura 38: Coordena¸cão entre os relés de fase O valor de curto-circuito trifásico no ponto de entrega, fornecido pela concessionária, é um dado extremamente importante. Caso exista um trecho de linha, cuja impedância não se pode desprezar, entre o ponto de entrega e o local da instala¸cão do sistema de prote¸cão na entrada do consumidor deve-se calcular o valor de curto-circuito neste local. Do contrário, pode-se considerar o valor fornecido pela concessionária. Esta corrente é também utilizada para a escolha do RTC. A corrente primária do TC multiplicada por 20 deve ser maior do a corrente de curto-circuito. O tape é calculado a partir de 150 % da corrente de demanda. Esta corrente deve ser transformada em corrente secundária (corrente no relé) dividindo pela RTC, escolhendose o valor mais próximo. Nas curvas caracter´ısticas dos fabricantes de relés, o eixo horizontal (eixo da corrente) é graduado em m´ ultiplos do valor do tape (M) e na folha de verifica¸cão gráfica da seletividade o eixo horizontal é graduado em amperes primários. Assim sendo, para transportar a caracter´ıstica do relé para a folha de verifica¸cão gráfica da seletividade é necessário converter as correntes para o valor prim´ ario, aplicando-se a equa¸cão 18: Ip = T ap.M.RT C

(18)

O Dial de Tempo deve ser selecionado considerando-se um intervalo de aproxiamadamente 0,3 a 0,4 segundos entre as curvas do relé da concessionária e do consumidor.


51 N

49

51 N

Tempo (segundos)

Concessionária 51 GS

Consumidor

51 GS

50 N

50 N

Corrente (amperes) Figura 39: Coordena¸cão entre os relés de terra Quando um relé é sensibilizado por uma corrente de curto-circuito, após o tempo decorrido em fun¸cão da curva caracter´ıstica especificada, acionará o disjuntor, interrompendo o circuito. Normalmente são previstos dois religamentos automáticos: o primeiro, ajustado em cerca de 5 segundos e o segundo em torno de 30 segundos (os ajustes das temporiza¸cões dependem da filosofia adotada nas empresas). Na ocorrência de um curtocircuito de causa transitória o disjuntor permanecerá fechado após um dos religamentos e, evidentemente, se o curto-circuito for permanente o disjuntor ficará aberto após as duas tentativas automáticas de religamento, precisando, portanto da a¸cão humana para o fechamento do disjuntor. Os disjuntores são dimensionados para suportar a corrente nominal e para interromper a corrente de curto-circuito máxima do seu ponto de instala¸cão. Os transformadores de correntes devem ser especificados considerando-se os fatores térmico e de sobrecorrente. O fator térmico determina uma sobrecarga que o TC pode suportar continuamente. Por exemplo, um fator térmico 1,2 significa que o TC pode trabalhar continuamente com 20 % de sobrecarga. O fator de sobrecorrente determina a corrente máxima que o TC suporta, por um curto per´ıodo, sem que ocorra a satura¸cão. Normalmente este fator é 20. Neste caso, pode-se dizer por exemplo que, para um TC de 300/5 correntes menores do que 6.000 A não ocorrerá a satura¸cão.

5.3

Rel´ e de sobrecorrente direcional

Em linhas de transmissão que operam sob a configura¸cão em anél é imposs´ıvel de se conseguir uma boa seletividade através de relés de sobrecorrente. Nestes casos, uma das


50

maneiras de se conseguir coordenar os relés de vários trechos é discriminando a atua¸cão através dos relés de sobrecorrente direcionais. Os relés de sobrecorrente direcionais devem responder, com máxima eficiência, somente nas condi¸cões de curtos-circuitos, isto é, os relés de fase devem atuar para curtos-circuitos trifásico, bifásico e bifásico-terra e o relé de terra para curtos-circuitos fase-terra e bifásicoterra. Este requisito é conseguido pelas caracter´ısticas de opera¸cão dos relés (que dependem da constru¸cão) e pelas liga¸cões no sistema de potência através dos transformadores de instrumento (TCs e TPs). 5.3.1

Caracter´ıstica de opera¸c˜ ao e liga¸co ˜es dos rel´ es de fase

Linha de conjugado máximo

i τ

C > 0

θ

v

C < 0

Linha de conjugado nulo

Figura 40: Caracter´ıstica de opera¸cão

• v - tensão aplicada na bobina de potencial • i - corrente que circula na bobina de corrente • θ - ângulo de deslocamento entre V e I • τ - ângulo de máximo torque As liga¸cões dos relés direcionais devem ser feitas de tal modo que as suas caracter´ısticas sejam compat´ıveis com os comportamentos das tensões e correntes durante os curtoscircuitos, devendo nestes eventos possibilitar o maior conjugado de opera¸cão poss´ıvel. Existem cinco tipos de liga¸cões, mas nenhum deles é perfeito, pois podem existir algumas condi¸cões de faltas no sistema de potência que podem acarretar opera¸cões incorretas de relés. Felizmente, a probabilidade de ocorrência de tais condi¸cões é geralmente muito baixa.


51

A liga¸cão mais apropriada para a maioria dos sistemas é a liga¸cão 900 . Nesta liga¸cão, as grandezas aplicadas no relé, na posi¸cão de fator de potência unitário, devem estar em quadratura, da´ı a denomina¸cão liga¸cão 900 . A B C

10 01

10 01

10 01

A B C

iA iB iC

01 01

01 01

vBC

vCA

vAB

ΦA

ΦB

ΦC

01 01

Figura 41: Diagrama de liga¸cão 900

vAB iA

vBC

iC

iB

vCA

Figura 42: Diagrama fasorial

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO 5.3.2

52

Caracter´ıstica de opera¸c˜ ao e liga¸c˜ ao do rel´ e de terra

v Linha de conjugado máximo

τ i

C > 0 C < 0

Linha de conjugado nulo

Figura 43: Caracter´ıstica de opera¸cão

• v - tensão aplicada na bobina de potencial • i - corrente que circula na bobina de corrente • τ - ângulo de máximo torque Nas condi¸cões normais de opera¸cão do sistema de potência as grandezas aplicadas na unidade direcional do relé de terra são praticamente nulas, devendo aparecer somente durante as ocorrências de curtos-circuitos que envolvam a terra (fase-terra e bifásico-terra). Isto posto, as questões que surgem são: a. que grandezas são essas, que surgem somente durante os curtos-circuitos a` terra? b. como se deve ligar a unidade direcional para ser sens´ıvel a estas grandezas? As respostas a estas questões: estas grandezas são a tensão e a corrente de sequência zero e a unidade direcional deve ser ligado nos filtros de sequência zero, de tal modo que a composi¸cão das grandezas filtradas seja o mais próximo poss´ıvel da caracter´ıstica de opera¸cão dessa unidade. As grandezas de sequência zero são filtradas por meio de liga¸cões convenientes dos secundários dos TCs e TPs. A Figura que se segue mostra o diagrama de liga¸cão do relé direcional de terra. No circuito de corrente tem-se:


53

1 i0 = (iA + iB + iC ) 3

(19)

3i0 = (iA + iB + iC )

(20)

ou

Portanto, a grandeza filtrada será 3 vezes a corrente de sequência zero. No circuito de tensão tem-se: 1 v0 = (vA + vB + vC ) 3

(21)

3v0 = (vA + vB + vC )

(22)

ou

Portanto, a grandeza filtrada será 3 vezes a tensão de sequência zero. A B C

10 01

10 01

10 01 3vo +

iA

67N +

iB iC

01 01

01 01

01 01

3io

Relés das fases

Figura 44: Diagrama de liga¸cão


5.4

54

Rel´ e de distˆ ancia

Com o aumento da complexidade do sistema de potência houve a necessidade de combinar duas caracter´ısticas operativas em relés de prote¸cão de linhas de transmissão: velocidade e seletividade. O relé de distância é, portanto o mais adequado para a prote¸cão deste componente. 5.4.1

Princ´ıpio de opera¸c˜ ao do rel´ e de distˆ ancia

O diagrama que se segue mostra os elementos básicos que entram na composi¸cão de um esquema de prote¸cão cpm relé de distância. Zl Zf

X

Y

IA f iA

VA

vA

Figura 45: Impedância vista por um relé de distância

Considerando um curto-circuito sólido em f tem-se a seguinte equa¸cão de malha: VA = IA Zf Zf =

VA IA

(23) (24)

Sendo, • Zf - impedância do trcho da linha de transmissão, da barra até o ponto de curtocircuito • VA - tensão na barra durante o curto-circuito • IA - corrente de curto-circuito A Equa¸cão 24 mostra que pode-se “medir” a impedância da linha em fun¸cão das grandezas do sistema elétrico no momento do curto-circuito.


55

Em termos secundários tem-se: vA iA

(25)

vA =

VA RT P

(26)

iA =

IA RT C

(27)

VA RT C IA RT P

(28)

zf = Como

e

então, zf = ou RT C (29) RT P O componente do relé de distância que executa essa medi¸cão é denominada elemento de medida. A sa´ıda desse elemento é constantemente comparado com um valor previamente parametrizado e a opera¸cão ocorrerá quando o valor medido for menor do que o valor ajustado. zf = Zf

vA

M iA

T C

Ajuste Figura 46: Diagrama de blocos

• M - unidade de medida • C - unidade comparadora • T - temporizador

Trip


56

C´ alculos das correntes e das tens˜ oes no ponto de aplica¸ c˜ ao dos rel´ es de distˆ ancia sob condi¸ co ˜es de curtos-circuitos

A aplica¸cão e análise de relés de prote¸cão requer conhecimentos detalhados das correntes e tensões nos seus pontos de aplica¸cão sob condi¸cões de curtos-circuitos. Os cálculos de curtos-circuitos em sistema de potência (com n´ıveis de detalhamentos de acordo com as necessidades) são feitos através de um programa computacional espec´ıfico. O método dos componentes simétricos é uma “ferramenta” imprescind´ıvel para este tipo de análise. Em um sistema de potência existem dez possibilidades distintas de curtos-circuitos: um curto-circuito trifásico, três curtos-circuitos bifásico, três curto-circuitos bifásico-terra e três curtos-circuitos fase-terra. Neste texto, por conveniência didática, o sistema analisado será simplificado, como mostra a Figura 47. Zx+ ^ E X

Y

Zl+

X

Zy+ ^ E Y

R

Figura 47: Sistema simplificado

Este sistema consiste de uma linha de transmissão e duas fontes equivalentes, uma em da extremidade. O R é o ponto de aplica¸cão do relé sob análise. Curto-circuito trif´ asico: Para o curto-circuito trifásico, somente a rede de sequência positiva precisa ser representada. A Figura 48 mostra o diagrama unifilar de sequência positiva para um curto-circuito trifásico em f . A corrente de curto-circuito é calculada por: IÂf + =

Eˆ X+ ZY + ( ZZX+ ) +ZY +

+ Rf

= K3F

(30)

simplificando ZX+ ZY + ZX+ + ZY +

(31)

Eˆ = K3F Zeq+ + Rf

(32)

Zeq+ = tem-se IÂf + =


^ I Af+

ZX+ Zsx+ E^X

X

^ V A+

Rf

αZ

ZY+

(1−α) Zl+ Y

l+

IÂ+

57

Zsy+

f ^ V Af+

^ E Y

Figura 48: Circuito de sequência positiva para um curto-circuito trif´ asico

A corrente de sequência positiva no ponto de aplica¸cão do relé é calculada pela Equa¸cão 33. IÂ+ = IÂf +

ZY + (ZX+ + ZY + )

(33)

Simplificando ZY + = C1 (ZX+ + ZY + )

(34)

IÂ+ = K3F C1

(35)

IÂf − = IÂf o = 0

(36)

tem-se

Sabendo-se que

e aplicando a TCS, obtém-se as correntes de fase: IÂ = IÂ+ = K3F C1

(37)

IˆB = a2 IÂ+ = K3F a2 C1

(38)

IˆC = aIÂ+ = K3F aC1

(39)

A tensão de sequência positiva no ponto de curto-circuito f e no ponto de aplica¸cão do relé são calculadas respectivamente pelas Equa¸cões 40 e 41: VÂf + = IÂf + Rf = K3F Rf

(40)

VÂ+ = VÂf + + IÂ+ αZl+ = K3F (C1 αZl+ + Rf )

(41)


58

Sabendo-se que VÂ− = VÂo = 0

(42)

e aplicando-se a TCS, obtém-se as tensões de fase: VÂ = VÂ+ = K3F (C1 αZl+ + Rf )

(43)

VˆB = a2 VÂ+ = K3F a2 (C1 αZl+ + Rf )

(44)

VˆC = aVÂ+ = K3F a(C1 αZl+ + Rf )

(45)

Curto-circuito bif´ asico: Para o curto-circuito bifásico são necessários as redes de sequências positiva e negativa. A Figura 49 mostra a conexão das redes de sequêmcia positiva e negativa para um curto-circuito bifásico (b-c) em f .

^ I Af+

ZX+

E^X

α Zl+

X

Zsx+

^ V A+

Zsx−

X

^ V A−

Zsy+

f ^ E Y

^ V Af+

^ I Af− α Zl−

IÂ−

ZY+

(1−α) Zl+ Y

IÂ+

ZX−

0,5Rf

0,5Rf

ZY−

(1−α) Zl− Y

Zsy−

f ^ V Af−

Figura 49: Circuitos de sequências positiva e negativa para um curto-circuito bif´ asico A corrente de sequência positiva no ponto de curto-circuito é calculada por:


IÂf + =

59

Eˆ = K2F X+ ZY + X− ZY − ( ZZX+ ) + ( ZZX− ) + Rf +ZY + +ZY −

(46)

Zeq+ =

ZX+ ZY + ZX+ + ZY +

(47)

Zeq− =

ZX− ZY − ZX− + ZY −

(48)

Eˆ = K2F Zeq+ + Zeq− + Rf

(49)

simplificando

e

tem-se IÂf + =

Considerando os parâmetros de sequência negativa iguais aos de sequência positiva, tem-se IÂf + =

Eˆ = K2F 2Zeq+ + Rf

(50)

e sabendo-se que IÂf + = −IÂf −

(51)

IÂf − = −K2F

(52)

tem-se

As correntes de sequências positiva e negativa no ponto de aplica¸cão do relé são calculadas respectivamente pelas Equa¸cões 53 e 54: IÂ+ = IÂf +

ZY + (ZX+ + ZY + )

(53)

IÂ− = IÂf −

ZY − (ZX− + ZY − )

(54)

Simplificando ZY − ZY + = = C1 (ZX+ + ZY + ) (ZX− + ZY − )

(55)

IÂ+ = K2F C1

(56)

tem-se

e


60

IÂ− = −K2F C1

(57)

IÂf o = 0

(58)

Sabendo-se que

e aplicando a TCS, obtém-se as correntes de fase: IÂ = IÂ+ + IÂ− = K2F C1 − K2F C1 = 0

(59)

IˆB = a2 IÂ+ + aIÂ− = a2 K2F C1 − aK2F C1 = (a2 − a)K2F C1

(60)

IˆC = aIÂ+ + a2 IÂ− = aK2F C1 − a2 K2F C1 = −(a2 − a)K2F C1

(61)

As tensões de sequências positiva e negativa no ponto de curto-circuito f são calculadas respectivamente pelas Equa¸cões 62 e 63: Rf Rf − IÂf − − IÂf − Zeq− = IÂf + Rf + IÂf + Zeq+ VÂf + = IÂf + 2 2

(62)

VÂf − = −IÂf − Zeq− = IÂf + Zeq+

(63)

As tensões de sequências positiva e negativa no ponto de aplica¸cão do relé são calculadas respectivamente pelas Equa¸cões 65 e 67: VÂ+ = VÂf + + IÂ+ αZl+ = IÂf + Rf + IÂf + Zeq+ + IÂf + C1 αZl+

(64)

VÂ+ = K2F (C1 αZl+ + Zeq+ + Rf )

(65)

ou

VÂ− = VÂf − + IÂ− αZl− = IÂf + Zeq+ + IÂf − C1 αZl− = IÂf + Zeq+ − IÂf + C1 αZl+

(66)

ou VÂ− = K2F (−C1 αZl+ + Zeq+ )

(67)

VÂo = 0

(68)

Sabendo-se que

e aplicando a TCS, obtém-se as tensões de fase: VÂ = VÂ+ + VÂ− = K2F (2Zeq+ + Rf )

(69)

VˆB = a2 VÂ+ + aVÂ− = K2F [(a2 − a)C1 αZl+ − Zeq+ + a2 Rf ]

(70)

VˆC = aVÂ+ + a2 VÂ− = K2F [(a − a2 )C1 αZl+ − Zeq+ + aRf ]

(71)


61

Curto-circuito monof´ asico: Para o curto-circuito monofásico são necessários as redes de sequências positiva, negativa e zero. A Figura 50 mostra a conexão das redes de sequêmcia positiva, negativa e zero para um curto-circuito monofásico (a-terra) em f .

^ I Af+

ZX+ Zsx+ E^X

αZ

X

^ V A+

Zsxo

X

^ V Ao

^ E Y

^ V Af+ ^ I Af−

ZY−

αZ

(1−α) Zl− Y

l−

Zsy−

f

IÂ−

3Rf

^ V Af−

^ I Afo

ZXo

Zsy+

f

IÂ+

X

^ V A−

(1−α) Zl+ Y

l+

ZX− Zsx−

ZY+

ZYo

α Zlo

(1−α) Zlo Y

Zsyo

f

IÂo

^ V Afo

Figura 50: Circuitos de sequências positiva, negativa e zero para um curto-circuito monofásico A corrente de sequência positiva no ponto de curto-circuito é calculada por: IÂf + =

Eˆ X+ ZY + X− ZY − Xo ZY o ( ZZX+ ) + ( ZZX− ) + ( ZZXo ) + 3Rf +ZY + +ZY − +ZY o

= K1F

(72)

simplificando Zeq+ =

ZX+ ZY + ZX+ + ZY +

(73)


Zeq− =

ZX− ZY − ZX− + ZY −

62

(74)

ZXo ZY o (75) ZXo + ZY o Considerando os parâmetros de sequência negativa iguais aos de sequência positiva, tem-se Zeqo =

IÂf + =

Eˆ = K1F 2Zeq+ + Zeqo + 3Rf

(76)

No ponto de curto-circuito, tem-se: IÂf + = IÂf − = IÂf o = K1F

(77)

As correntes de sequências positiva, negativa e zero no ponto de aplica¸cão do relé são calculadas respectivamente pelas Equa¸cões 78, 79 e 80: IÂ+ = IÂf +

ZY + (ZX+ + ZY + )

(78)

IÂ− = IÂf −

ZY − (ZX− + ZY − )

(79)

IÂ− = IÂf o

ZY o (ZXo + ZY o )

(80)

Simplificando ZY − ZY + = = C1 (ZX+ + ZY + ) (ZX− + ZY − )

(81)

ZY o = Co (ZXo + ZY o )

(82)

IÂ+ = K1F C1

(83)

IÂ− = K1F C1

(84)

IÂo = K1F Co

(85)

tem-se

Aplicando a TCS, obtém-se as correntes de fase: IÂ = IÂ+ + IÂ− + IÂo = K1F (Co + 2C1 )

(86)


63

IˆB = a2 IÂ+ +aIÂ− +IÂo = K1F a2 C1 +K1 aC1 +K1F Co = K1F [(a2 +a)C1 +Co ] = K1F (Co −C1 ) (87) IˆC = aIÂ+ +a2 IÂ− +IÂo = K1F aC1 +K1F a2 C1 +K1F Co = K1F [(a+a2 )C1 +Co] = K1F (Co −C1 ) (88) As tensões de sequências positiva, negativa e zero no ponto de curto-circuito f são calculadas respectivamente pelas Equa¸cões 89, 90 e 91: VÂf + = IÂf − Zeq− + IÂf o Zeqo + IÂf + 3Rf = IÂf + (Zeq− + Zeqo + 3Rf )

(89)

VÂf − = −IÂf − Zeq−

(90)

VÂf o = −IÂf o Zeqo

(91)

As tensões de sequências positiva, negativa e zero no ponto de aplica¸cão do relé são calculadas respectivamente pelas Equa¸cões 93, 95 e 97: VÂ+ = VÂf + + IÂ+ αZl+ = IÂf + Zeq− + IÂf + Zeq− + IAf + 3Rf + IÂf + C1 αZl+

(92)

ou VÂ+ = K1F (C1 αZl+ + Zeq− + Zeqo + 3Rf )

(93)

VÂ− = VÂf − + IÂ+ αZl− = −IÂf − Zeq− + IÂf − C1 αZl−

(94)

VÂ− = K1F (C1 αZl− − Zeq− )

(95)

VÂo = VÂf o + IÂo αZlo = −IÂf o Zeqo + IÂf o Co αZlo

(96)

ou

ou VÂo = K1F (Co αZlo − Zeqo ) Aplicando a TCS, obtém-se as tensões de fase: VÂ = VÂ+ + VÂ− + VÂo = K1F (2C1 αZl+ + Co αZlo + 3Rf )

(97)

(98)

VˆB = a2 VÂ+ + aVÂ− + VÂo = K1F [−C1 αZl+ + Co αZlo + (a2 − a)Zeq+ + (a2 − 1)Zeqo + 3a2 Rf ] (99) VˆC = aVÂ+ + a2 VÂ− + VÂo = K1F [−C1 αZl+ + Co αZlo + (a − a2 )Zeq+ + (a − 1)Zeqo + 3a2 Rf ] (100)


64

Resumo: Os resultados dos cálculos das correntes e das tensões no ponto de aplica¸cão do relé de distância durante os curtos-circuitos s˜ ao apresentados nas Tabelas que se seguem. Correntes Curto-circuito trifásico IA+ K3F C1 IA− 0 IAo 0 IA K3F C1 IB K3F a2 C1 IC K3F aC1 Tabela 8: Correntes durante curto-circuito trif´ asico

Correntes Curto-circuito bif´ asico IA+ K2F C1 IA− −K2F C1 IAo 0 IA 0 2 IB K2F (a − a)C1 IC −K2F (a2 − a)C1 Tabela 9: Correntes durante curto-circuito bif´ asico (b-c)

Correntes Curto-circuito monof´ asico IA+ K1F C1 IA− K1F C1 IAo K1F Co IA K1F (Co + 2C1 ) IB K1F (Co − C1 ) IC K1F (Co − C1 ) Tabela 10: Correntes durante curto-circuito monof´ asico

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO Correntes Curto-circuito trifásico VA+ K3F (C1 αZl+ + Rf ) VA− 0 VAo 0 VA K3F (C1 αZl+ + Rf ) VB K3F a2 (C1 αZl+ + Rf ) VC K3F a(C1 αZl+ + Rf ) Tabela 11: Tens˜ oes durante curto-circuito trif´ asico

Correntes Curto-circuito bif´ asico VA+ K2F (C1 αZl+ + Zeq+ + Rf ) VA− K2F (−C1 αZl+ + Zeq+ ) VAo 0 VA K2F (2Zeq+ + Rf ) VB K2F [(a2 − a)C1 αZl+ − Zeq+ + a2 Rf ] VC K2F [(a − a2 )C1 αZl+ − Zeq+ + aRf ] Tabela 12: Tens˜ oes durante curto-circuito bif´ asico (b-c)

Correntes Curto-circuito monof´ asico VA+ K1F (C1 αZl+ + Zeq− + Zeqo + 3Rf ) VA− K1F (C1 αZl+ − Zeq− ) VAo K1F (Co αZlo − Zeqo ) VA K1F (2C1 αZl+ + Co αZlo + 3Rf ) VB K1F [−C1 αZl+ + Co αZlo + (a2 − a)Zeq+ + (a2 − 1)Zeqo + 3a2 Rf ] VC K1F [−C1 αZl+ + Co αZlo + (a − a2 )Zeq+ + (a − 1)Zeqo + 3aRf ] Tabela 13: Tens˜ oes durante curto-circuito monof´ asico

65


66

Respostas dos rel´ es de distˆ ancia fase

Um princ´ıpio fundamental do rel´ e de distˆ ancia ´ e que, seja qual for o tipo de curto-circuito, a tens˜ ao e a corrente usadas para energizar o rel´ e devem ser tais que a impedˆ ancia medida deve ser sempre a de sequˆ encia positiva da linha desde o ponto de aplica¸ c˜ ao at´ e a o ponto de curto-circuito . O modo convencional é ligar um relé por par de fases, conforme a Tabela 14. Tens˜ oes VÂ − VˆB VˆB − VˆC VˆC − VÂ

Correntes IÂ − IˆB IˆB − IˆC IˆC − IÂ

Tabela 14: Tens˜ oes e correntes delta Um dos esquemas poss´ıveis é mostrado na Figura 51 (por questão de comodidade foi desenhado apenas um relé). Este esquema tem um inconviniente, pois os TC’s ligados em delta não permite a circula¸cão da corrente de sequência zero na linha, inviabilizando a conexão dos relés de terra. O esquema usual é mostrado na Figura 52, no qual é poss´ıvel inserir os relés de terra no fio neutro. 0011 0011 A

0110

B C

00111100

00111100 TP’s

10 01

10 01 0011

0011

1100 0011 01 01 1100

21 A−B m

01 01 TC’s

01 01

n

o

p

01 01

Disjuntor

Figura 51: Conexões do relé de distância com TC’s em delta

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO 11 00

A

11 00 11 00 00 11

B

67

C

11 00 00 11

11 00 00 11 TP’s

00 11 11 00

00 11 01 01

11 00

11 00 00 11 11 00 01 01 10

21 A−B m

n p

01 01 TC’s

0100 11

o

0100 11

Disjuntor

Figura 52: Conexões do relé de distância com TC’s em estrela

As Tabelas 15, 16, 17, 18, 19 e 20 mostram as correntes e tensões delta para curtoscircuitos trifásico, bifásico (b-c) e monofásico (a-terra). Correntes Curto-circuito trifásico IA − IB K3F (1 − a2 )C1 IB − IC K3F (a2 − a)C1 IC − IA K3F (a − 1)C1 Tabela 15: Correntes delta durante curto-circuito trif´ asico

Correntes Curto-circuito bif´ asico 2 IA − IB −K2F (a − a)C1 IB − IC K2F 2(a2 − a)C1 IC − IA −K2F (a2 − a)C1 Tabela 16: Correntes delta durante curto-circuito bif´ asico (b-c)

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO Correntes Curto-circuito monof´ asico IA − IB K1F 3C1 IB − IC 0 IC − IA −K1F 3C1 Tabela 17: Correntes delta durante curto-circuito monof´ asico (a-terra) Tens˜ oes VA − VB VB − VC VC − VA

Curto-circuito trifásico K3F (1 − a2 )(C1 αZl+ + Rf ) K3F (a2 − a)(C1 αZl+ + Rf ) K3F (a − 1)(C1 αZl+ + Rf )

Tabela 18: Tens˜ oes delta durante curto-circuito trif´ asico

Tens˜ oes VA − VB VB − VC VC − VA

Curto-circuito bif´ asico K2F [(−a − a)C1 αZl+ + 3Zeq+ + (1 − a2 )Rf ] K2F [2(a2 − a)C1 αZl+ + (a2 − a)Rf ] K2F [(a − a2 )C1 αZl+ − 3Zeq+ + (a − 1)Rf ] 2

Tabela 19: Tens˜ oes delta durante curto-circuito bif´ asico (b-c)

68

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO Tens˜ oes VA − VB VB − VC VC − VA

69

Curto-circuito monof´ asico 2 2 K1F [(3C1 αZl+ − (a − a)Zeq+ − (a − a)(Zeqo + 3Rf )] K1F [(2(a2 − a)Zeq+ + (a2 − a)(Zeqo + 3Rf ] −K1F [(3C1 αZl+ + (a − a2 )Zeq+ + (a − 1)(Zeqo + 3Rf )]

Tabela 20: Tens˜ oes delta durante curto-circuito monof´ asico As Tabelas 21, 22 e 23 mostram as impedâncias “vistas” pelos relés de distância fase para os curtos-circuitos trifásico, bifásico (b-c) e monofásico (a-terra). Rela¸co˜es Impedâncias R VA −VB αZl+ + Cf1 IA −IB R VB −VC αZl+ + Cf1 IB −IC R VC −VA αZl+ + Cf1 IC −IA Tabela 21: Impedâncias vistas durante curto-circuito trif´ asico

Rela¸co˜es VA −VB IA −IB VB −VC IB −IC VC −VA IC −IA

Impedˆ √ ancias αZl+ − j 3ZX+ − R αZl+ + 2Cf1 √ αZl+ + j 3ZX+ −

a R C1 f a2 R C1 f

Tabela 22: Impedâncias vistas durante curto-circuito bif´ asico (b-c)

Conclus˜ oes: 1. Para um curto-circuito trifásico os três relés de distância “veem” a impedância de sequência positiva do trecho da linha, entre o ponto de aplica¸cão dos relés até o ponto de curto-circuito, mais um m´ ultiplo da resistência do arco. 2. Para um curto-circuito bifásico somente o relé de distância energizado pela tensão entre as fases envolvidas no curto-circuito “vê” a impedância de sequência positiva do trecho da linha, entre o ponto de aplica¸cão dos relés até o ponto de curto-circuito, mais um m´ ultiplo da resistência do arco. 3. Para um curto-circuito monofásico as impedâncias que os relés de distância ‘veem” são extremamente elevadas, muito além de seus ajustes. Conclui-se então que os relés de distância fase não atuam para curto-circuito monofásico, necessitando para este caso relés de distância terra.

˜ DE LINHAS DE TRANSMISSAO ˜ 5 PROTEC ¸ AO Rela¸co˜es VA −VB IA −IB VB −VC IB −IC VC −VA IC −IA

70

Impedâncias (1−a2 )(Zeqo +3Rf ) αZl+ + + 3C1 indeterminada √ (a−1)(Zeqo +3Rf ) αZl+ − j 33 ZX+ − 3C1 √ j 33 ZX+

Tabela 23: Impedâncias vistas durante curto-circuito monof´ asico (a-terra) 5.4.4

Respostas dos rel´ es de distˆ ancia terra

Os relés de distância terra devem ser ligados de tal modo que “vejam” a impedância de sequência positiva do trecho da linha, entre o ponto de aplica¸cão dos relés até o ponto de curto-circuito monofásico. As tensões e as correntes que devem alimentar estes relés serão mostradas através do desenvolvimento que se segue. As tensões de sequências positiva, negativa e zero no ponto de aplica¸cão dos relés de distância já foram dadas pelas Equa¸cões 92, 94 e 96. Somando membro a membro estas Equa¸cões tem-se: VÂ+ + VÂ− + VÂo = VÂf + + VÂf − + VÂf o + IÂ+ αZl+ + IÂ− αZl− + IÂo αZlo

(101)

Simplificando VÂ = IÂf Rf + IÂ+ αZl+ + IÂ− αZl− + IÂo αZlo

(102)

Adicionando (IÂo αZl+ − IÂo αZl+ ) no segundo membro da Equa¸cão 102, tem-se: VÂ = IÂf Rf + IÂ+ αZl+ + IÂ− αZl− + IÂo αZl+ − IÂo αZl+ + IÂo αZlo

(103)

Rearranjando Zlo VÂ = αZl+ (IÂ+ + IÂ− + IÂo ) + αZl+ ( − 1)IÂo + IÂf Rf Zl+

(104)

Zlo − Zl+ ˆ VÂ = αZl+ [IÂ + ( )IAo ] + IÂf Rf Zl+

(105)

ou

lo Dividindo ambos os membros da Equa¸cão 105 por [IÂ + ( ZZl+ − 1)IÂo ], tem-se:

VÂ l+ ˆ [IÂ + ( ZloZ−Z )IAo ] l+

= αZl+ +

IÂf l+ ˆ [IÂ + ( ZloZ−Z )IAo ] l+

Rf

(106)

Considerando (

Zlo − Zl+ )=k Zl+

(107)


71

tem-se VÂ IÂf = αZl+ + Rf [IÂ + k IÂo ] [IÂ + k IÂo ]

(108)

O fator k é denominado de fator de compensa¸cão, que compensa o acoplamento m´ utuo entre a fase em curto-circuito e as duas fases sãs. Este fator, em linhas de transmissão aéreas, pode ser considerado um n´ umero real variando entre 1,5 a 2,5. Um bom valor médio para k é 2,0, que corresponde a impedância de sequência zero da linha igual a três vezes a impedância de sequência positiva da linha, isto é: Zlo = 3Zl+

(109)

Assim, para que o relé de distância terra “veja” o trecho da impedância de sequência positiva, entre o seu ponto de aplica¸cão e o ponto de curto-circuito, é preciso alimentá-lo com a tensão de fase e a corrente de fase compensada correspondente. No termo adicional a Rf é multiplicada por um fator que a fará um pouco maior ou menor do que o seu valor. Dependendo dos argumentos de IA , IAf e IAo este fator pode ser um n´ umero complexo, entretanto, a aproxima¸cão por um n´ umero real não deve causar maiores consequências. O modo convencional é ligar um relé por fase, conforme a Tabela 24 e o esquema é mostrado na Figura 53 (por questão de comodidade foi desenhado apenas um relé). Tens˜ oes Correntes VÂ IÂ + k IÂo VˆB IˆB + k IÂo VˆC IˆC + k IÂo Tabela 24: Tens˜ oes e correntes Como no caso dos relés de distância fase são necessários três relés de distância terra para cobrir as três possibilidades de curto-circuito monofásico. Deve-se notar que, para um curto-circuito trifásico os relés de distância terra “veem” corretamente a impedância de sequência positiva da linha. Em termos de relés de terra em geral, um problema adicional é a existência de acoplamentos m´ utuos de sequência zero entre linhas de transmissão paralelas. A impedância m´ utua varia na faixa de 50 a 70% da impedância própria de sequência zero. Um curto-circuito fase-terra numa das linhas paralelas induz corrente de sequência zero na outra linha e isso pode causar a atua¸cão indevida dos relés de terra. No caso de relés de distância terra pode-se compensar este efeito (compensa¸cão de m´ utua), entretanto como regra geral n˜ ao é recomendada. Caso esta compensa¸cão seja usada, deve-se tomar cuidado para assegurar a atua¸cão correta dos relés quando houver a inversão da corrente de sequência zero na linha paralela.


0011

A

0011 00111100

B C

00111100

00111100 TP’s

m

01 01 TC’s

72

01 01

10 01

10 01 0011

01

1100 0011 01 01 10

n

01 01 p

o

21N A Disjuntor

Figura 53: Conexões do relé de distância terra

Baseado na Figura 54, o desenvolvimento que se segue mostra a compensa¸cão de m´ utua. Considerando-se a queda de tensão provocada pela impedância m´ utua na Equa¸cão 102, tem-se: 0 VÂ = IÂf Rf + IÂ+ αZl+ + IÂ− αZl− + IÂo αZlo + IÂo αZmo

(110)

Adicionando (IÂo αZl+ − IÂo αZl+ ) no segundo membro da Equa¸cão 110, tem-se: 0 VÂ = IÂf Rf + IÂ+ αZl+ + IÂ− αZl− + IÂo αZl+ − IÂo αZl+ + IÂo αZlo + IÂo αZmo

(111)

Rearranjando 0 VÂ = [αZl+ (IÂ+ + IÂ− + IÂo ) + IÂo α(Zlo − Zl+ ) + IÂo αZmo ] + IÂf Rf

(112)

Colocando em evidência αZl+ na expressão entre colchetes do segundo membro: Zlo − Zl+ Zmo 0 VÂ = αZl+ [IÂ + IÂo ( ) + IÂo ( )] + IÂf Rf Zl+ Zl+

(113)


73

.

^ I’ X Ao

EqX

IÂo

Y

Zlo α Zmo

(1−α) Zmo

α Zlo

(1−α) Zlo

EqY

R

Figura 54: Linhas paralelas com acoplamentos m´ utuos

0 l+ Dividindo por [IÂ + IÂo ( ZloZ−Z ) + IÂo ( ZZmo )] ambos os membros da Equa¸cão 113: l+ l+

VÂ l+ [IÂ + IÂo ( ZloZ−Z ) + IÂo ( ZZmo )] l+ l+ 0

= αZl+ +

IÂf 0 l+ [IÂ + IÂo ( ZloZ−Z ) + IÂo ( ZZmo )] l+ l+

Rf

(114)

Considerando Zmo )=m Zl+

(115)

VÂ IÂf = αZ Rf + l+ 0 0 [IÂ + k IÂo + mIÂo ] [IÂ + IÂo k + IÂo m]

(116)

( tem-se

O fator m é denominado de fator de compensa¸cão do acoplamento m´ utuo, entre linhas paralelas. 5.4.5

Tipos de caracter´ısticas de rel´ es de distˆ ancia

Os relés de distância podem ser classificados pelas caracter´ısticas de suas zonas de opera¸cão. Quatro tipos de relés são conhecidos, de acordo com as caracter´ısticas: a. relé de impedância b. relé de admitância (ou mho) c. relé de reatância d. relé quadrilateral A Figura 55 mostra as respectivas caracter´ısticas no diagrama R − X. O relé de reatância tem uma zona de alcance delimitado por uma reta paralela ao eixo R. O relé de impedância tem uma caracter´ıstica circular centrado na origem do diagrama


74 X

X

R

R

(b) (a)

X

X

R

(c)

R

(d)

Figura 55: Caracter´ısticas das zonas de opera¸cão

R − X. O relé de admitância (ou mho) tem uma caracter´ıstica circular que passa na origem. A caracter´ıstica quadrilateral é definida por quatro linhas retas. Esta u ´ltima caracter´ıstica só é poss´ıvel de se obter em relés estáticos e digitais. 5.4.6

Equa¸ c˜ ao do conjugado C = ±K1 I 2 ± K2 V 2 ± K3 V Icos(θ − τ ) − K4

Unidade ohm • K1 > 0 • K2 = 0 • K3 < 0 • K4 - desprez´ıvel

(117)


75

C = K1 I 2 − K3 V Icos(θ − τ )

(118)

No limiar de opera¸cão C = 0 K1 I 2 = K3 V Icos(θ − τ )

(119)

K1 V = cos(θ − τ ) K3 I

(120)

K1 = |Z|(cosθcosτ + senθsenτ ) K3

(121)

K1 = Rcosτ + Xsenτ K3

(122)

cosτ K1 R+ senτ K3 senτ A Equa¸cão 123 é a equa¸cão de uma reta do tipo: X=−

(123)

y = −Ax + B

(124)

X

K1 K3 senτ

Zl

C<0 K1 K3

θ

C>0

τ K1 K3 cosτ

R

Figura 56: Caracter´ıstica da unidade ohm

Unidade reatˆ ancia Para τ = 90o tem-se K1 V V = cos(θ − 90o ) = senθ K3 I I K1 = |Z|senθ = X K3 originando a unidade reatância:

(125) (126)


76

X

C<0 C>0

Zl X =

K1 K3

θ R

Figura 57: Caracter´ıstica da unidade retˆ ancia

Unidade mho • K1 = 0 • K2 < 0 • K3 > 0 • K4 - desprez´ıvel C = −K2 V 2 + K3 V Icos(θ − τ )

(127)

No limiar de opera¸cão C = 0 K2 V 2 = K3 V Icos(θ − τ )

(128)

V K3 cos(θ − τ ) = I K2

(129)

K3 (cosθcosτ + senθsenτ ) K2

(130)

K3 K3 Rcosτ + Xsenτ K2 K2

(131)

|Z| =

Z2 =

R2 + X 2 = X2 −

K3 K3 Rcosτ + Xsenτ K2 K2

K3 K3 Xsenτ + R2 − Rcosτ = 0 K2 K2

(132) (133)


X2 −

77

K3 K3 K3 K3 K3 K3 Xsenτ +( senτ )2 +R2 − Rcosτ +( cosτ )2 = ( senτ )2 +( cosτ )2 K2 2K2 K2 2K2 2K2 2K2 (134)

K3 K3 K3 2 cosτ )2 + (X − senτ )2 = ( ) K2 K2 2K2 A Equa¸cão 135 é a equa¸cão de um c´ırculo do tipo: (R −

(135)

(x − a)2 + (y − b)2 = r 2

(136)

X

R C<0

C>0 Zl K3 senτ K2

K3 K2

θ

τ R

K3 cos τ K2 Figura 58: Caracter´ıstica da unidade mho

Unidade impedˆ ancia • K1 > 0


78

• K2 < 0 • K3 = 0 • K4 - desprez´ıvel C = K 1 I 2 + K2 V

(137)

K1 V2 = 2 I K2

(138)

No limiar de opera¸cão C = 0

s

Z=

K1 K2

(139)

X

C<0

Zl

θ

C>0

R K1 K2

Figura 59: Caracter´ıstica da unidade impedância


k

.

^ Ikt

^

Itf

t

^

Vk

79

f

l

^

Iit

i

Figura 60: Efeito do infeed nos ajustes das zonas dos relés de distância

5.4.7

Linhas multi-terminais

Impedˆ ancia aparente vista pela barra k para uma falta em f :

5.4.8

Vˆk = Zkt Iˆkt + Ztf Iˆtf

(140)

Iˆtf = Iˆkt + Iît

(141)

Vˆk = Zkt Iˆkt + Ztf (Iˆkt + Iît )

(142)

Vˆk Iît = Zap. = Zkt + Ztf + [Ztf ( )] Iˆkt Iˆkt

(143)

Equa¸ co ˜es de ajustes

Unidade reatˆ ancia Equa¸cão do conjugado: X=

K1 K3

(144)

Equa¸cão de ajuste: A% =

Xmin aj. 100% Xsec

(145)

Xmin A% ( 100% )

(146)

Comparando as Equa¸cões 144 e 145: aj. Xsec =


80

• K1 = Xmin - parâmetro de projeto A% • K3 = ( 100% ) - ajuste

5.4.9

Unidade mho |Z| =

K3 cos(θ − τ ) K2

(147)

Equa¸cão de ajuste: Zmin aj. cos(θ − τ )100% Zsec Comparando as Equa¸cões 147 e 148: A% =

aj. Zsec =

(148)

Zmin cos(θ − τ ) A% ( 100% )

(149)

• K3 = Zmin - parâmetro de projeto A% • K2 = ( 100% ) - ajuste

5.4.10

Gr´ afico representativo do alcance das zonas

Antes de discutir os ajustes dos alcances das zonas é importante entender o significado de sub-alcance e de sobre-alcance. Sub-alcance é quando, por algum motivo, uma zona de prote¸cão não opera para uma falta que ocorre num ponto remoto do equipamento protegido. Sobre-alcance é quando, por algum motivo, uma zona de prote¸cão opera para uma falta que ocorre além do ponto remoto do equipamento protegido. Deve-se ressaltar que, tanto o sub-alcance como o sobre-alcance podem ser imposi¸cões dos ajustes ou ocorrências indesejáveis causadas pelas condi¸cões operativas do sistema elétrico. 3a. zona

t3

2a. zona

t2

1a. zona

1a. zona

t1

X

2a. zona

f1

Y

f2

f3

Z

Figura 61: Alcance das zonas

Em consequência de algumas incertezas nos parâmetros que definem os ajustes, o alcance de um relé de distância não possui a exatidão desejada. Este erro de alcance é cerca de 5 % do ajuste. Considerando essas incertezas assegura-se que uma determinada zona


81

não sobre-alcan¸cará uma falta no fim da se¸cão de uma linha. Comumente ajusta-se a 1a zona entre 85 % e 90 % da impedância total da linha (por exemplo, a linha de transmissão com os terminais X e Y ) e a sua opera¸cão deve ser instantânea (sem temporiza¸cão intencional). Deve estar claro que a 1a zona não protege integralmente a linha, isto é, a área entre o fim da 1a zona e a barra Y não está protegida. Consequentemente, o relé de distância é equipado com outra zona, que deliberadamente é ajustada para sobre-alcan¸car além do terminal remoto da linha. Esta é conhecida com 2a zona do relé de distância, que deve ser temporizada a fim de que para faltas próximo ao terminal Y da linha adjacente Y -Z (f2 na Figura 61) a sua 1a zona opere antes da 2a zona da linha X-Y . A temporiza¸cão da 2a zona é usualmente cerca de 0,5 segundos e o seu alcance é geralmente ajustado entre 120 % e 150 % da impedância total da linha X-Y . Deve-se salientar que a 2a zona atua como prote¸cão de retaguarda para uma parte da linha adjacente. Para fornecer uma prote¸cão de retaguarda para todo o comprimento da linha adjacente o relé de distância é provido de 3a zona. O alcance desta zona é ajustada para cerca de 120 % a 150 % da linha adjacente e com uma temporiza¸cão de 1,0 segundo. X 3a.zona

Z

M3

f3

Y

f2

2a.zona M2

1a.zona

f1

M1

X

R

Figura 62: Alcance das zonas no diagrama R-X

A Figura 62 mostra as impedâncias linhas e os alcances das zonas de um relé de admitância no diagrama R-X. Estão também representados os locais das faltas (f1 , f2 e f3 ) para a análise das atua¸cões das zonas do relé de distância. A Figura 63 mostra as liga¸cões do circuito de controle, comumente conhecido com diagrama esquemático de corrente cont´ınua. • M1 , M2 e M3 - As três zonas do relé de distância • T1 , T2 e T3 - Indicadores de atua¸cões das zonas • T D2 e T D3 - Temporizadores das 2a e 3a zonas • 52a - Contato auxiliar do disjuntor


82

+ M1

T1

M2

M3

TD2

TD3

T2

T3

52a 52/TC

TD2

TD3

− Figura 63: Diagrama esquemático de corrente cont´ınua

• 52/T C - Bobina de Desligamento do disjuntor (Trip Coil) 5.4.11

An´ alise das atua¸co ˜es

Curto-circuito em f1 : • os contatos M1 , M2 e M3 fecham, pois as três zonas enxergam o curto-circuito em f1 • a bobina de desligamento do disjuntor é energizado através de M1 • o disjuntor abre Curto-circuito em f2 : • os contatos M2 e M3 fecham, pois as duas zonas enxergam o curto-circuito em f2 • temporizadores T D2 e T D3 são energizados respectivamente através dos contatos M2 e M3 • na eventualidade da falha da 1a zona da linha adjacente (Y -Z) o contato T D2 fecha, energizando a bobina de desligamento do disjuntor • o disjuntor abre


83

Curto-circuito em f3 : • os contatos M3 fecha, pois somente a 3a zona enxerga o curto-circuito em f3 • temporizador T D3 é energizado através do contato M3 • na eventualidade da falha da 2a zona da linha adjacente (Y -Z) o contato T D3 fecha, energizando a bobina de desligamento do disjuntor • o disjuntor abre

5.5

Rel´ e de distˆ ancia com teleprote¸c˜ ao

Conforme foi visto no item anterior, os alcances das 1as zonas dos relés de distância são ajustadas entre 85 % e 90 % das impedâncias totais das linhas, portanto, além desse ajuste até a barra terminal (regiões sombreadas na Figura 64) serão protegidos pelas 2as zonas, que são temporizadas. 3a. zona

t3

2a. zona

t2

1a. zona

1a. zona

t1

X

2a. zona

Y

Z

´ Figura 64: Areas não protegidas pelas 1as zonas

A questão é: o que fazer para que a ocorrência de uma falta em qualquer ponto da linha seja isolada instantaneamente através das aberturas de disjuntores em ambas as extremidades? A solu¸cão é a utiliza¸cão de relés de distância com esquema de teleprote¸cão, que necessitam de canais de comunica¸cão. Os canais de comunica¸cão geralmente utilizados são: a. OPLAT - Onda Portadora através de Linhas de Alta Tensão b. Microonda c. Fibra ótica d. Cabo telefônico 5.5.1

OPLAT

A Figura 65 mostra um diagrama unifilar com os principais componentes da OPLAT. Este esquema opera em um modo on-off pela transmissão de um sinal de rádio frequência na faixa de 10 a 490 kHz através da linha de transmissão.


84 UB

UB

Linha de transmissão

CA

CA UB = Unidade de bloqueio

US

US

CA = Capacitor de acoplamento

BD

US = Unidade de Sintonia

BD

CC

CC BD = Bobina de Drenagem CC = Cabo Coaxial

T R

T/R = Transmissor/Receptor

T R

Figura 65: OPLAT

5.5.2

Microonda

Microonda opera na faixa de 150 MHz a 20 GHz. 5.5.3

Disparo versus bloqueio

A escolha de um canal de comunica¸cão para o esquema de teleprote¸cão depende de vários fatores, tais como: custo, confiabilidade, n´ umero de terminais e a distância entre eles, n´ umero de canais necessários (para todas as finalidade, não só para a teleprote¸cão), frequências dispon´ıveis e as práticas adotadas pela concessionária. Além disso deve-se escolher qual o modo de opera¸cão: ou bloqueio ou disparo. O modo bloqueio é aquele que a presen¸ca de um sinal transmitido evita a abertura do disjuntor e o modo disparo é aquele que o sinal inicia a abertura do disjuntor. 5.5.4

Esquemas de teleprote¸ c˜ ao

• Compara¸cão direcional com bloqueio • Compara¸cão direcional com desbloqueio • Transferência de disparo direto de subalcance • Transferência de disparo permissivo de sobrealcance • Transferência de disparo permissivo de subalcance • Compara¸cão de fase


85

Compara¸c˜ ao direcional com bloqueio: Opera no modo on-off na faixa de 10 a 490 kHz (OPLAT). A Figura 66 mostra o esquema, cujos principais relés são: • 21P - relé de distância com alcance da 2a zona. • 21S - relé de partida do sinal • R - relé receptor de sinal (contato fechado na ausência de sinal) X

f1

Y

f2

21P

21P

85R

85R

f3 .

21S

21S

R T

R T

(+)

(+) 21S

21S

21P

T R

21P

T

85R

R

85R

52/BD

52/BD

52a

52a

(−)

(−)

Figura 66: Esquema compara¸cão direcional com bloqueio A Tabela 35 mostra para três locais de falta como se comportam a transmissão e recep¸cão dos sinais. Local da falta f1 f2 f3

Sinal transmitido de X nenhum Y

Sinal recebido em XeY nenhum XeY

Tabela 25: Transmissão e recep¸cão do sinal


86

Transferˆ encia de disparo permissivo de sobrealcance: Opera no modo FSK na faixa de 150 MHz a 20 GHz (microondas). A Figura 67 mostra o esquema, cujos principais relés são: • 21P - relé de distância com alcance da 2a zona. • 85R - relé receptor de sinal (contato aberto na ausência de sinal) F2

R

85R 21P

T

X

f1

f2

f3 .

Y T 21P 85R

F1 R

(+)

(+)

21P

21P

T R

T

85R

R

85R

52/BD

52/BD

52a

52a

(−)

(−)

Figura 67: Esquema transferência de disparo permissivo de sobrealcance A Tabela 36 mostra para três locais de falta como se comportam a transmissão e recep¸cão dos sinais.

Local da falta f1 f2 f3

Sinal transmitido de Y XeY X

Sinal recebido em X YeX Y

Tabela 26: Transmissão e recep¸cão do sinal

˜ DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ˆ 6 PROTEC ¸ AO

6

87

Prote¸ c˜ ao de transformadores de potˆ encia

O transformador de potência é um dos equipamentos mais caros numa subesta¸cão de um sistema elétrico. A sua importância vital exige que ele tenha uma alta confiabilidade para evitar interrup¸cões de energia elétrica. O custo básico de um transformador de potência pode ser estimado por uma fórmula emp´ırica que se segue: C = 19.800S 0,75 + 1, 55NBI 1,75

(150)

onde: C = custo em dólares S = potência nominal em MVA NBI = n´ıvel básico de isolamento em kV Um projeto adequado e materiais de alta qualidade utilizados na sua fabrica¸cão, aliado a um sistema de prote¸cão com relés adequados são condi¸cões básicas para a opera¸cão de um transformador. A falta de manuten¸cão e a opera¸cão fora de suas especifica¸cões contribuem para ocorrências de falhas. Se o transformador operar sob condi¸cões de sobrecarga ou sobretensão por um per´ıodo prolongado, ou exposto a um n´ umero excessivo de altas correntes em decorrência de curtos-circuitos externos, a isola¸cão vai se deteriorando a tal ponto de favorecer a ocorrência de curtos-circuitos.

6.1 6.1.1

Condi¸ co ˜es que levam um transformador a sofrer danos Queda da isola¸ c˜ ao

A queda de isola¸cão fatalmente resulta num curto-circuito, causando graves danos nos enrolamentos e no n´ ucleo. A queda de isola¸cão pode ser provocada por: • sobretemperatura • contamina¸cão do o´leo • descarga corona na isola¸cão • sobretensões transitórias • for¸ca eletromagnética causada por altas correntes 6.1.2

Deteriora¸ c˜ ao da isola¸c˜ ao

A deteriora¸cão da isola¸cão é uma fun¸cão do tempo e da temperatura. O transformador pode estar sendo submetido a operar sob as mais variadas condi¸cões, portanto, é muito dif´ıcil a previsão de sua vida u ´ til. No caso de um transformador submetido a uma excessiva temperatura melhorar a ventila¸cão ou diminuir a carga são providências que evitam o envelhecimento precoce da isola¸cão.

˜ DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ˆ 6 PROTEC ¸ AO 6.1.3

88

Sobreaquecimento devido a ` sobre-excita¸ c˜ ao

De acordo com as normas. os transformadores deverão ser capazes de entregar correntes nominais à uma tensão aplicada de até 105 % da tensão nominal. Quando um transformador é submetido para operar com tensão acima da nominal ou freq¨ uências muito baixas, o seu n´ ucleo trabalha sobre-excitado. O fluxo magnético é então for¸cado a circular nas partes metálicas não laminadas, aquecendo-o a temperaturas inaceitáveis. A sobre-excita¸cão não é um defeito do transformador, mas uma condi¸cão operativa anormal do sistema elétrico de potência. Uma análise da corrente durante a sobre-excita¸cão mostra uma pronunciada corrente harmônica de 5a ordem. A sobreexcita¸cão provoca um aumento dramático da corrente de excita¸cão. Para uma sobretensão de 20 % a corrente de excita¸cão aumenta cerca de 10 vezes a corrente de excita¸cão normal. 6.1.4

´ Oleo contaminado

O o´leo num transformador constitui um meio de isola¸cão elétrica e também um meio de resfriamento, portanto, a sua qualidade é primordial. A rigidez dielétrica é a propriedade mais importante do o´leo e se ela for reduzida pelas impurezas, umidade, etc., a deteriora¸cão da isola¸cão ocorrerá fatalmente. O n´ıvel do o´leo também deve ser monitorado constantemente, pois, a sua queda causa também a redu¸cão da isola¸cão. 6.1.5

Redu¸c˜ ao da ventila¸ c˜ ao

O sistema de ventila¸cão for¸cada deve estar funcionando perfeitamente. Caso ocorra alguma falha neste sistema, deve-se tomar providências imediatas para evitar o sobreaquecimento.

6.2

Correntes de excita¸ c˜ ao e de inrush

Se a tensão nominal for aplicada aos terminais do enrolamento primário de um transformador com o secundário aberto, irá circular uma pequena corrente de excita¸cão. Esta corrente consiste de duas componentes; a componente de perdas e a componente de magnetiza¸cão. A componente de perda estará em fase com a tensão aplicada e a sua magnitude depende das perdas em vazio do transformador. A componente de magnetiza¸cão ficará atrasada de 90o e a sua magnitude depende do n´ umero de espiras do enrolamento primário, a forma da curva de satura¸cão do transformador e a máxima densidade de fluxo para a qual o transformador foi projetado. 6.2.1

Componente de magnetiza¸ c˜ ao da corrente de excita¸c˜ ao

Estando o secundário do transformador aberto, ele pode ser tratado como um reator de n´ ucleo de ferro. A equa¸cão diferencial do circuito pode ser escrita como: v = Ri + N1 onde:

dΦ dt

(151)


89

v = valor instantâneo da tensão da fonte i = valor instantâneo da corrente R = resistência elétrica do enrolamento Φ = fluxo instantâneo que enla¸ca o enrolamento primário N 1 = n´ umero de espiras do enrolamento primário Normalmente a resistência R e a corrente i são pequenas, conseq¨ uentemente o termo Ri da Equa¸cão 151 tem um efeito muito pequeno e pode ser desprezado. Assim, a equa¸cão pode ser re-escrita como: v = N1

dΦ dt

(152)

Sendo a tensão da fonte senoidal: v = Vmax sen(ωt + φ)

(153)

Das Equa¸cões (152) e (34) tem-se: Vmax sen(ωt + φ) =

dΦ dt

(154)

A solu¸cão da equa¸cão diferencial acima é: Vmax cos(ωt + φ) + Φt (155) ωN1 A solu¸cão apresenta uma componente em regime permanente e outra transitória. A componente em regime permanente é senoidal e está atrasada da tensão aplicada de 90o . A Figura 68 mostra a tensão aplicada e ao fluxo em fun¸cão do tempo. Φ=−

Figura 68: Tensão aplicada e fluxo na condi¸cão de regime Se não houvesse satura¸cão do circuito magnético do transformador, a corrente de magnetiza¸cão e o fluxo variariam numa propor¸cão direta, resultando numa corrente de magnetiza¸cão senoidal em fase com o fluxo, entretanto, o projeto econômico de um transformador requer que o n´ ucleo trabalhe no joelho da curva de satura¸cão. Sob esta condi¸cão


90

a corrente de magnetiza¸cão não é uma fun¸cão senoidal e a sua forma depende da caracter´ıstica de satura¸cão (curva B-H) do circuito magnético do transformador. A forma de onda da corrente pode ser determinada através do gráfico, como mostra a Figura 69. Na Figura 69(b) são mostrados a tensão aplicada e o fluxo atrasado em rela¸cão a` tensão de 90o. Para qualquer fluxo o valor da corrente correspondente pode ser determinado a partir da curva B-H da Figura 69(a).

Figura 69: Método gráfico para determina¸cão da corrente de magnetiza¸cão A corrente determinada desta maneira não está considerando a corrente de perda, entretanto, como ela é pequena não influi na corrente total. A Figura 69(b) mostra que apesar de o fluxo ser uma onda senoidal a corrente é uma onda distorcida. Uma análise desta corrente mostra que ela contém componentes harmônicas ´ımpares de magnitudes apreciáveis (na Figura 69(b) é mostrada a corrente de 3a harmônica). Num caso t´ıpico as harmônicas podem ter os seguintes valores percentuais: 45% de 3a , 15% de 5a e 3% de 7a e valores menores para harmônicas mais elevadas. As componentes harmônicas são expressas em valores percentuais em rela¸cão ao valor da onda fundamental. 6.2.2

Componente de perdas da corrente de excita¸ c˜ ao

As perdas em vazio do transformador correspondem as perdas no ferro, uma pequena perda nos dielétricos e no cobre. Geralmente, só as perdas no ferro ( perdas por histerese e perdas por corrente de F oucault) são relevantes. Na prática as perdas no ferro são determinadas em testes de laboratório, entretanto, as equa¸cões que se seguem mostram o efeito qualitativo de vários fatores de perdas. Pf = Ph + Pe

(156)

x Ph = kh f Bmax

(157)


x Pe = ke f 2 e2 Bmax

91

(158)

onde: Ph = perda por histerese Pe = perda por corrente de F oucault f = freq¨ uência e = espessura da lamina¸cão Bmax = densidade de fluxo máximo kh , ke e x são fatores que dependem da qualidade do a¸co 6.2.3

Corrente total de excita¸c˜ ao

Conforme visto nos itens anteriores, a corrente de excita¸cão de um transformador compõese de componentes de perdas e de magnetiza¸cão. Um transformador por razões econômicas deve ser projetado para trabalhar no joelho da curva de satura¸cão na tensão nominal. Assim sendo, uma tensão acima da nominal acarretar´ a o aumento da corrente de excita¸cão. 6.2.4

Corrente de inrush

A corrente de inrush se desenvolve quando da energiza¸cão do transformador e a sua magnitude depende dos seguintes fatores: • tamanho do transformador • impedância equivalente da fonte • propriedades magnéticas do n´ ucleo • fluxo magnético remanente • momento da energiza¸cão do transformador A corrente de inrush pode aparecer em todas as fases e no neutro aterrado. A magnitude é sempre diferente nas três fases, bem como no neutro. Em transformadores com n´ ucleo de a¸co orientado, a magnitude pode atingir 5 a 10 vezes a corrente nominal quando a energiza¸cão é feita pelo enrolamento externo (geralmente o lado de alta) e de 10 a 20 vezes quando a energiza¸cão for pelo enrolamento interno (geralmente do lado de baixa). Para analisar este fenômeno é mais fácil determinar primeiramente o fluxo no circuito magnético e depois a corrente. Este procedimento é recomendável porque a onda do fluxo magnético não se afasta muito da senoidal, enquanto que a onda da corrente é geralmente bastante distorcida. Conforme a Equa¸cão 36 o fluxo magnético no n´ ucleo de um transformador é igual ao fluxo de regime permanente mais um componente transitório. Esta rela¸cão pode ser usada para determinar o fluxo transitório no n´ ucleo do transformador imediatamente após a sua energiza¸cão. A Equa¸cão 36 pode ser re-escrita:


92

Φ = −Φmax cos(ωt + φ) + Φt

(159)

Φo = −Φmax cosφ + Φto

(160)

Para t = 0

onde: Φo = fluxo magnético remanente no n´ ucleo da transformador −Φmax cosφ = fluxo de regime permanente para t = 0 Φto = fluxo transitório inicial Na Equa¸cão 160 o aˆngulo φ depende do valor instantâneo da tensão da fonte no instante em que o transformador é energizado. Se o transformador for energizado quando a tensão da fonte for máxima positiva, φ será igual a 90o . Considerando que um transformador com fluxo remanente nulo seja energizado no instante da tens˜ ao máxima positiva. Para esta condi¸cão Φo e cosφ serão ambos iguais a zero, então Φto será também igual a 0. O fluxo magnético no transformador, portanto, inicia-se sob condi¸cões normais e não haverá componente transitório. Considerando-se, entretanto, um transformador com fluxo remanente nulo energizado no instante da tensão instantânea igual a 0, existirão as seguintes condi¸cões: φ=0 −Φmax cosφ = −Φmax Φto = Φmax Substituindo na Equa¸cão 159: Φ = −Φmax cos(ωt) + Φmax

(161)

O fluxo magnético representado pela Equa¸cão 161 é mostrado na Figura 70(a). O fluxo magnético total é a soma de um fluxo senoidal e um fluxo cont´ınuo e alcan¸ca um valor de pico igual a duas vezes o fluxo normal máximo. Nesta Figura nota-se que não há nenhum decrescimento, pelo fato de n˜ ao ter sido considerado a componente de perdas. A Figura 161(b) mostra uma onda similar, na qual foi considerada um fluxo magnético remanente de 60% e energizado no instante da tensão instantânea nula. Após a varia¸cão do fluxo magnético ter sido determinado pelo método descrito, a onda de corrente pode ser obtida graficamente conforme mostrado na Figura 71. Neste caso foi considerado um transformador com fluxo remanente nulo energizado no instante da tensão igual a 0. Para qualquer fluxo, a corrente correspondente pode ser determinado a partir da curva B-H do transformador. Note-se que apesar de o fluxo m´ aximo ser somente duas vezes ao valor normal, a corrente atinge um valor muitas vezes maior do que o valor da corrente de excita¸cão. Esta alta corrente é atingida por causa do alto grau de satura¸cão do circuito magnético do transformador. Nesta discussão as perdas foram desprezadas para simplificar o problema. As perdas são importantes num transformador real porque atenua a corrente máxima de inrush e reduz a corrente de excita¸cão ao valor normal após um determinado per´ıodo de tempo.


Figura 70: Fluxos no transformador durante condi¸cões transitórias

93


94

Figura 71: Método gráfico para determina¸cão da corrente de inrush

Figura 72: Corrente de inrush t´ıpica de um transformador

A Figura 72 mostra um oscilograma de uma corrente de inrush t´ıpica. A corrente transitória decai rapidamente durante poucos ciclos e em seguida cai mais vagarosamente. O coeficiente de amortecimento, R , para este circuito não é constante por causa da L varia¸cão da indutância do transformador com satura¸cão. Durante os ciclos iniciais o grau de satura¸cão do n´ ucleo é alto, resultando a indutância L baixa e conforme a satura¸cão decresce a indutância aumenta, tornando o fator de amortecimento menor. A análise de uma corrente de inrush t´ıpica mostra a presen¸ca de componentes harmônicas de várias ordens, conforme ilustra a Tabela 27.


95

Harmônica Ampl. em % da fundamental 2a 63,0 3a 26,8 a 4 5,1 a 5 4,1 6a 3,7 a 7 2,4 Tabela 27: Componentes harmˆ onicas

6.3

Esquemas de prote¸c˜ ao de transformadores de potˆ encia

Os dispositivos de prote¸cão são aplicados em componentes de um sistema de potência para: • isolar o equipamento sob falta do restante do sistema para minimizar a interrup¸cão da energia elétrica • limitar danos no equipamento sob falta Curtos-circuitos internos em transformadores quase sempre provocam correntes de baixa intensidade, o que torna imprescind´ıvel a aplica¸cão de relés de alta sensibilidade. 6.3.1

Tipos de falhas em transformadores de potˆ encia

Podemos agrupar nas seguintes categorias: • falhas nos enrolamentos • falhas no tap changer • falhas nas buchas • falhas nos bornes terminais • falhas no n´ ucleo • falhas diversas 6.3.2

Deteç c˜ ao el´ etrica das faltas

Prote¸c˜ ao por fus´ıveis Fus´ıveis são bastante utilizados para prote¸cão de transformadores, apesar de apresentarem certas limita¸cões. Fus´ıveis são dispositivos adequados para prote¸cão contra curtos-circuitos externos (correntes passantes), mas não são adequados para curtos-circuitos internos ou sobrecargas demoradas. N˜ ao existe uma regra r´ıgida, mas em geral adota-se o fus´ıvel para transformadores de potência abaixo de 10,0 MVA.


96

Cada fabricante de fus´ıvel fornece curvas caracter´ısticas tempo x corrente. Estas curvas devem ser corrigidas para temperatura ambiente e corrente de carga segundo condi¸cões de opera¸cão e pelo uso de fatores de corre¸cão apropriados, também fornecidos pelo fabricante. As experiências mostram que estas curvas tempo x corrente possuem uma exatidão dentro das tolerâncias estabelecidas, contanto que os fatores de corre¸cão sejam corretamente aplicadas. Um critério de aplica¸cão do fus´ıvel seria não utilizá-lo para cargas maiores do que 65 % da corrente m´ınima de fusão. Este limite reduz a temperatura de opera¸cão do fus´ıvel, permitindo uma sobrecarga de curta dura¸cão nos transformadores (casos emergenciais) e estabelecer alguma base para fatores de corre¸cão para corrente de carga pré-falta. A corrente máxima de carga não deve exceder a corrente nominal do conjunto chave/elo fus´ıvel. Prote¸c˜ ao de sobrecorrente Relés de sobrecorrente (ou fus´ıveis) podem ser usados para a prote¸cão dos transformadores de pequena capacidade, inclusive para faltas internas. Já nos transformadores maiores podem atuar como prote¸cão de retaguarda para relés ´ bastante comum utilizar também relés térmicos como diferenciais ou relés de pressão. E prote¸cão de sobrecarga do transformador. Relés de sobrecorrente podem proporcionar um esquema de prote¸cão relativamente barato, simples e confiável, entretanto, desde que este tipo de relé não permite ajustes sens´ıveis e opera¸cão rápida não se recomenda utilizá-los como prote¸cão principal em instala¸cões importantes. Os ajustes nos relés de sobrecorrente em transformadores envolvem um compromisso entre os requisitos de opera¸cão e prote¸cão. O ajuste de pick-up de relés de sobrecorrente deve ser suficientemente alto para permitir sobrecargas da ordem de 200 % a 300 % da corrente nominal. O trip instantâneo, se usado, deve ter o seu ajuste de opera¸cão para um valor maior do que o máximo valor da corrente de curto-circuito passante (curto-circuito trif´ asico no lado de baixa do transformador). Prote¸c˜ ao diferencial Relés diferenciais possuem uma variedade grande de tipos, dependendo do equipamento que eles protegem. O princ´ıpio de opera¸cão do relé diferencial se baseia na compara¸cão de módulo e ângulo entre as correntes de entrada e de sa´ıda no equipamento. A Figura 73 ilustra o esquema simplificado da prote¸cão diferencial. A opera¸cão deste relé está restrita à zona abrangida pelos TCs dos dois lados do equipamento protegido. Sendo assim, a ocorrência de curtos-circuitos externos não deve causar a atua¸cão dos relés diferenciais. A Figura 74 mostra a circula¸cão das correntes secundárias para um curto-circuito externo. Neste caso, a diferen¸ca das correntes não é suficiente para operar o relé. Quando ocorre um curto-circuito interno as correntes se somam no relé diferencial, causando portanto, a sua opera¸cão. A Figura 75 mostra este caso.


rele diferencial

Figura 73: Esquema simplificado do relé diferencial

Ix

Iy

ix

iy (ix − iy )

Figura 74: Curto-circuito externo

Ix

Iy

ix

iy (ix + iy )

Figura 75: Curto-circuito interno

97


98

Nos esquemas mostrados um relé de sobrecorrente pode desempenhar a fun¸cão de um relé diferencial. Teria a vantagem de ser um esquema barato, mas apresentaria uma baixa sensibilidade, o que seria inadequado para correntes de curtos-circuitos de baixa intensidade (curtos-circuitos envolvendo enrolamentos do transformador), além de, em algumas situa¸cões poderem ocorrer desligamentos indesejáveis para curtos-circuitos externos. Para conseguir ajustes mais sens´ıveis e maior rapidez de opera¸cão para baixas correntes de curtos-circuitos utiliza-se relés diferenciais percentuais, cujo esquema é mostrado na Figura 76.

operacao

restricao

Figura 76: Relé diferencial-percentual

Neste tipo de relé, além do circuito de opera¸cão o relé possui o circuito de restri¸cão, cuja fun¸cão é discriminar curtos-circuitos interno do externo. Quando o curto-circuito é interno, a grandeza de restri¸cão desaparece ou é uma grandeza muito pequena se comparada com a grandeza de opera¸cão. O valor da restri¸cão é estabelecido (ou definido) como uma percentagem da corrente requerida pela bobina de opera¸cão para suplantar o conjugado de restri¸cão e é denominado de inclina¸cão caracter´ıstica. A inclina¸cão pode variar entre 15% e 40%, como mostra a Figura 77, dependendo da faixa de deriva¸cões do transformador de potência. Como já foi visto, durante a energiza¸cão do transformador de potência surgem as correntes de inrush. Estas correntes transitórias apresentam alto grau de assimetria e intensidades elevadas que podem levar os relés diferenciais a operarem incorretamente. A Figura 78 mostra um esquema que desensibiliza a opera¸cão através de um resistor que é colocado em paralelo com a bobina de opera¸cão do relé diferencial, cuja inser¸cão é feita por um contato b de um relé de subtensão. Este tipo de esquema não é satisfatório pelos seguintes motivos: a. pode ser retardada a elimina¸cão de um curto-circuito interno que ocorra durante a energiza¸cão; b. quando uma falta externa é eliminada, a corrente de excita¸cão pode provocar o desligamento do transformador;

Múltiplos da corrente de operação


99

40 35 40% 30 25 20

25%

15 15% 10 5

0

10 20 30 40 50 60 70 80 Múltiplos da corrente de restrição

0

Figura 77: Inclina¸cões caracter´ısticas

c. a corrente de inrush de outro transformador que circule pelo transformador em questão pode provocar o seu desligamento.

Figura 78: Relé diferencial com circuito para desensibilizar a opera¸cão

Para eliminar estas deficiências surgiu o esquema denominado restri¸cão por harmônicas, que utiliza das correntes harmônicas presentes na corrente de inrush, particularmente a de segunda ordem, para bloquear a opera¸cão. A Figura 79 mostra um esquema deste tipo de relé. Os componentes principais do relé são itemizados a seguir:


100

114 00

∆

5

TCD

1 0

Y ∆

TCR

PRR

Inst. 1 0

1 0

PRO FF

11 00 006 11

11 00 00 11

1 0 0 1

R3 1 0

PRRH

1 0 0 1

11 00 00 11

FH

11 00

R2

Y 1 0 0 1

0 1 0 1 0 1 11 00 0 001 11 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 Restr. 0 1

Cont.

1 0 0 1 1 0

R1 1 0

Figura 79: Relé diferencial percentual com restri¸cão por harmônicas

• Rest = bobina de restri¸cão • Oper = bobina de opera¸cão • Inst = unidade instantânea • T CD = transformador de corrente diferencial • T CR = transformador de corrente de restri¸cão • P RO = ponte retificadora para opera¸cão • P RR = ponte retificadora para restri¸cão • P RRH = ponte retificadora para restri¸cão por harmônica • F F = filtro para freq¨ uência fundamental

Oper.


101

• F H = filtro para freq¨ uências harmônicas • R1 = ajuste da corrente de opera¸cão • R2 = ajuste da restri¸cão de harmônicas • R3 = ajuste da inclina¸cão caracter´ıstica • Cont = contato do relé A seguir, sucintamente, é descrito o funcionamento do relé diferencial percentual com restri¸cão por harmônicas. 1. Curto-circuito interno: A corrente no T CD será elevada, o que leva ao aparecimento de uma tensão elevada na sa´ıda da P RO que alimenta a Oper, e a corrente no T CR será muito baixa, implicando na não atua¸cão da Rest, o que possibilita o fechamento do Cont. 2. Curto-circuito externo: A corrente no T CR será elevada, o que leva ao aparecimento de uma tensão elevada na sa´ıda da P RR que alimenta a Rest e além disso, a corrente no T CO será muito baixa, implicando na não atua¸cão da Oper. 3. Energiza¸ c˜ ao do transformador: A corrente no TCD será elevada, porém como ela apresenta um alto grau de componentes harmônicas serão barradas no F F . Ao mesmo tempo, as correntes harmônicas passarão facilmente pelo F H, possibilitando o aparecimento de uma tensão na sa´ıda da P RRH. Isto evitará que o transformador seja desligado pela corrente de inrush. A Figura80 é um diagrama trifilar onde são mostradas as liga¸cões dos TCs e dos relés diferenciais, para a prote¸cão de um transformador de potência com conexão Dy 1. Dois itens importantes devem ser observados nestas liga¸cões: 1. sele¸cão conveniente dos taps dos TCs para casamento das correntes de linha nos dois lados do transformador de potência; 2. liga¸cão conveniente dos TCs nos dois lados do transformador de for¸ca para eliminar o deslocamento angular. Na Figura80 são mostradas também as correntes de linha no lado Y e no lado ∆ do transformador de potência e também as correntes nos secundários dos TCs, considerandose um carregamento de 25 MVA. Nesta situa¸cão os relés não deverão atuar, pois existirão neles uma alta restri¸cão e a¸cão praticamente nula nas bobinas de opera¸cão. As liga¸cões mostradas no diagrama trifilar da Figura 81 satisfazem os dois requisitos enumerados anteriormente, entretanto, este esquema apresenta um grave problema: os relés diferenciais irão operar para curtos-circuitos fase-terra ou bifásico-terra externos, pois as liga¸cões dos TCs estão incorretas. A seguir é analisado o comportamento dos relés diferenciais para duas situa¸cões: curtocircuito fase-terra interno e externo. Foi considerado um sistema radial, isto é, com fonte só no lado ∆, como normalmente é encontrado na prática.


104,6 A

200/5

15,0/18,75/25,0 MVA 138,0/11,95 kV

2000/5

102

1207,8 A

A

a 3,02 A

104,6 A

1207,8 A

B

b 3,02 A

104,6 A

1207,8 A

C

c 3,02 A

2,62 A

5,23 A

6

4

2,62 A 2,61 A

5

2,62 A

6

5,23 A

4

2,62 A 2,61 A

5

2,62 A

6

5,23 A

4

2,62 A 2,61 A

5

Figura 80: Liga¸cões corretas dos TCs

15,0/18,75/25,0 MVA 400/5 104,6 A

1500/5

138,0/11,95 kV

1207,8 A a

A 1,31 A

1207,8 A

104,6 A

b

B 104,6 A

1,31 A

1207,8 A

C

c 1,31 A

2,26 A

4,03 A

6

4 1,77 A

2,26 A

5 4,03 A

6

4 1,77 A

5 2,26 A

4,03 A

6

4 1,77 A

5

Figura 81: Liga¸cões incorretas dos TCs


103

A Figura 82 ilustra um curto-circuito interno, onde são mostradas as correntes de linha no lado Y e no lado ∆ do transformador de potência e também as correntes nos secundários dos TCs. Nos relés diferenciais das fases a e c irão circular correntes na bobina de opera¸cão e numa parte da bobina de restri¸cão. Apesar de existir uma certa restri¸cão a a¸cão exercida no circuito de opera¸cão é superior, o que causará a atua¸cão dos relés. 396,5 A

200/5

15,0/18,75/25,0 MVA 138,0/11,95 kV

2000/5

A

a 7930,5 A

B

b

C

c 396,5 A 9,91 A

6

4 9,91 A

5 4

6

9,91 A

5 4

6 9,91 A 9,91 A

5

Figura 82: Curto-circuito fase-terra interno

A Figura 83 ilustra um curto-circuito externo e também, nesta configura¸cão, são mostradas as circula¸cões das correntes. Neste caso, ocorrerá uma forte restri¸cão e uma a¸cão praticamente nula no circuito de opera¸cão, portanto o relé estará impedido de atuar. A Figura 84 mostra a circula¸cão das correntes nos relés diferenciais para um curtocircuito fase-terra externo considerando-se a conex˜ ao incorreta dos TCs. Pode-se notar que os relés das fases b e c irão atuar. Isto mostra que os TCs do lado estrela (Y ) do transformador de potência deve ser ligado em triângulo (∆) para filtrar as correntes de seq¨ uência zero.


396,5 A

200/5

15,0/18,75/25,0 MVA 138,0/11,95 kV

104

2000/5 7930,5 A

A

a

B

b

C

c 396,5 A 9,91 A

19,83 A

6

4 9,91 A 9,92 A

5 4

6

9,91 A

5

6

19,83 A

4 9,91 A 9,92 A

5

Figura 83: Curto-circuito fase-terra externo

15,0/18,75/25,0 MVA 396,5 A

400/5

1500/5 7930,5 A

138,0/11,95 kV

A

a 4,96 A

26,44 A

B

b

C

c 396,5 A

4,96 A 9,92 A

6

26,44 A

4 16,52 A

4,96 A

5

6

4 9,92 A

4,96 A 4,96 A 4,96 A

5

6

4

4,96 A

4,96 A 4,96 A

5

Figura 84: Curto-circuito fase-terra externo considerando TCs com liga¸cões incorretas


105

A seguir são dadas algumas informa¸cões sobre a sele¸cão dos taps dos TCs e os ajustes dos relés diferenciais. 1. Liga¸cões dos TCS: Transformador de potência TCs ∆/Y y/d ∆/∆ y/y Y /Y d/d Tabela 28: Liga¸co˜es do transformador de potência e dos TCs 2. Determina¸cão das rela¸cões dos TCs e ajustes dos relés • Determine a máxima corrente no primário e secundário do transformador de potência com ventila¸cão for¸cada (IP max e ISmax ); • Determine a máxima corrente no primério e secundário do transformador de potência com ventila¸cão natural (IP nom e ISnom ); • Selecione as rela¸cões dos TCs tal que: – a ISmax não exceda o valor nominal (5,0 A); – as correntes nos relés possam ser “casadas” por meio de sele¸cão conveniente dos taps (a corrente maior não deve exceder de 3 vezes a corrente menos). • Checar os “casamentos” das correntes dos relés em fun¸cão dos taps dos relés (≤ 5%) 3. Caso-exemplo 1 2a 2b 3a 3b 4 5 6 7 8 9 10

138/13,8 kV e 15/18,5/25 MVA IP max ISmax IP nom ISnom Rela¸caõ dos TCs iSmax (≤ 5,0 A) iSnom Liga¸co˜es dos TCs itap Tap ideal do relé Tap ajustado

∆ 104,6 A

Y 1046,0 A

62,8 A 200/5 2,62 A 1,57 A y 1,57 A 5,02 5,0

628,0 A 2000/5 2,62 A 1,57 A d 2,72 A 8,7 8,7

Tabela 29: Escolha do taps dos TCs e ajuste dos relés

˜ DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ˆ 6 PROTEC ¸ AO 6.3.3

106

Deteç c˜ ao mecˆ anica das faltas

Existem basicamente dois métodos de detectar faltas em transformadores de for¸ca que não sejam por medidas elétricas. Estes métodos são: 1. Acumula¸cão de gases provocada pela decomposi¸cão lenta da isola¸cão ou do o´leo; 2. Aumento na pressão do óleo do tanque ou de gás provocado por faltas internas. Tais relés são valiosos suplementos para relés diferenciais e podem ser mais sens´ıveis para certas faltas internas do que relés que dependem de grandezas elétricas e desta forma podem minimizar danos. • Relé acumulador de gás Este tipo de relé, comumente conhecido como relé Buchholz, é aplicável somente para transformadores equipados com tanque de compensa¸cão e sem nenhum espa¸co para gás dentro do tanque. O relé é instalado num encanamento do tanque principal ao tanque de compensa¸cão e é projetado para captar qualquer gás que possa subir através do óleo. Ele irá atuar para pequenas falta, pelo ac´ umulo de gás num per´ıodo de tempo ou para faltas severas que for¸ca o o´leo através do relé a uma alta velocidade. Este dispositivo é capaz de detectar arcos de baixa energia. Talvez a u ´ nica limita¸cão é que ele detecta gás que não resulta de uma falta, mas que pode ser originada pela gaseifica¸cão do o´leo durante uma redu¸cão brusca da pressão. • Relé de pressão s´ ubita de gás Este tipo de relé é utilizado em transformadores selados. Ele consiste de uma chave atuada por pressão, montado num invólucro hermeticamente selado e isolado, exceto por um orif´ıcio de equaliza¸cão da pressão. O relé atua quando houver uma diferen¸ca de pressão entre a região do gás do transformador e pressão interna do do relé. O desequil´ıbrio da pressão pode ser causado por arcos que liberem gases. Este relé é praticamente imune a`s atua¸cões falsas. • Relé de pressão s´ ubita do o´leo ´ aplicável para todos os transformadores imersos em o´leo e é montado na parede E do tanque do transformador abaixo do n´ıvel m´ınimo do l´ıquido. Este relé é imune a pequeno aumentos da pressão do o´leo, causados por mudan¸cas de cargas ou ambiente. 6.3.4

Rel´ es t´ ermicos

• Relé térmico para temperatura do enrolamento A temperatura do ponto mais quente dentro de um transformador (enrolamento) tem uma influência muito grande na taxa de deteriora¸cão da isola¸cão. A prote¸cão do transformador contra danos provocados por temperaturas excessivas pode ser efetuada por um relé térmico que responde à temperatura do óleo do topo e ao efeito


107

do aquecimento direto da corrente de carga. Nestes relés, o elemento termostático é imerso no o´leo do transformador e por ele passa uma corrente proporcional à corrente de carga, de tal modo que a temperatura total que o enrolamento do transformador atinge durante o seu funcionamento. Estes relés podem dispor de três contatos ajustados para fecharem para diferentes temperaturas. Outro tipo de relé de temperatura é o relé conhecido como imagem térmica. Esse relé mede a corrente de uma fase do transformador e a aplica a uma unidade de aquecimento (detector de temperatura) no interior do relé. A caracter´ıstica desse detector de temperatura se aproxima da capacidade térmica do transformador protegido. • Termômetro Muitos transformadores são equipados com um termômetro cujo tubo capilar é imerso no o´leo do topo. Caso esse termômetro seja equipado com contatos eles podem ser usados para a partida de ventiladores ou bombas para resfriamento ou soar um alarme. Uma vez que a temperatura do o´leo no topo pode ser consideravelmente mais baixa do que a temperatura no ponto quente do enrolamento, o termômetro do óleo não é adequado para a prote¸cão efetiva do enrolamento contra sobrecargas, principalmente logo após um s´ ubito aumento da carga.

˜ DE GERADORES SÍNCRONOS 7 PROTEC ¸ AO

7

108

Prote¸ c˜ ao de geradores s´ıncronos

As condi¸cões anormais que devem ser consideradas na opera¸cão de geradores s´ıncronos são maiores do que em outros componentes do sistema de potência, entretanto as ocorrências de defeitos em geradores s´ıncronos, principalmente nos de grande porte, são relativamente reduzidas. Porém, deve-se considerar que na eventualidade de alguma ocorrência as consequências serão sérias (custo da recupera¸cão, indisponibilidade do equipamento, etc.). Paradoxalmente, apesar de muitos tipos de defeitos os principios de aplica¸cão de esquemas de prote¸cão são relativamente simples. Os curtos-circuitos são geralmente detectados através de relés diferenciais ou sobrecorrentes. Muitos dos defeitos são de natureza mecânica que são detectadas através de dispositivos mecânicos (micro − switches de limita¸cão, de pressão, etc. e detectores de temperatura). Muitos dessas condi¸cões anormais não requerem um desligamento automático do gerador, que podem ser corrigidas com a máquina em opera¸cão. Assim, alguns dispositivos de prote¸cão possuem estágios que atuam com alarmes. Outras condi¸cões, tais como curtoscircuitos requerem uma rápida remo¸cão do gerador.

7.1

Tipos de defeitos

• Curtos-circuitos nos enrolamentos do estator • Terra no enrolamento do rotor • Opera¸cão com correntes desequilibradas • Sobreaquecimento nos enrolamentos do estator • Motoriza¸cão do gerador • Perda de excita¸cão • Sobretensões • Sobrevelocidade

7.2

Tipos de esquemas de prote¸ c˜ ao

• Prote¸cão diferencial do gerador (87G) • Prote¸cão diferencial do conjunto gerador-transformador (87T) • Prote¸cão contra terra-enrolamentos do estator (64G) • Prote¸cão contra defeitos entre espiras dos enrolamentos do estator (61) • Prote¸cão contra terra-enrolamento do rotor (64F) • Prote¸cão contra correntes desequilibradas (46)


109

• Prote¸cão contra sobreaquecimento nos enrolamentos do estator (49) • Prote¸cão contra motoriza¸cão do gerador (32) • Prote¸cão contra perda de excita¸cão (40) • Prote¸cão contra sobretensões (59) • Prote¸cão contra sobrevelocidade (12) 7.2.1

Prote¸ c˜ ao diferencial do gerador

A prote¸cão dos enrolamentos do gerador é feita pelos relés diferenciais, similar em princ´ıpio de funcionamento aos utilizados para a prote¸cão de transformadores de potência, com diferen¸cas nos seguintes aspectos, se comparadas com o do transformador: • não haverá a corrente inrush na energiza¸cão do gerador • não haverá diferen¸ca entre os módulos das correntes secundárias que entra e sai no relé • não haverá diferen¸ca angular entre as correntes secundárias que entra e sai no relé • os TC’s são ligados nas mesmas rela¸cões de espiras e apresentam, em geral, caracter´ısticas bem semelhantes (mesmo fabricante) Os apectos acima citados possibilitam que os relés diferencias utilizados em geradores s´ıncronos podem ser bem mais sens´ıveis do que utilizados em transformadores de potência (precent slope de 10% e 20%). A prote¸cão diferencial é muito eficiente para curto-circuito entre fases, sendo que para curto-circuito fase-terra depende muito do tipo de aterramento do gerador. ´ uma prática padronizada utilizar prote¸cão diferencial para geradores s´ıncronos com E potência nominal acima de 1.000 kVA. Em todos os esquemas diferenciais, é aconselhável a utiliza¸cão de TC’s de mesmas caracter´ısticas e evitar a conexão de outros dispositivos em seu circuito. A liga¸cão adotada na maioria dos geradores s´ıncronos é a estrela, o que implica na liga¸cão estrela dos TC’s propiciando uma prote¸cão contra curto-circuito entre fases e eventualmente entre fase e terra nos enrolamentos do estator e seus terminais. A Figura 85 mostra um diagrama simplificado da prote¸cão diferencial do gerador. 7.2.2

Prote¸ c˜ ao diferencial do conjunto gerador-transformador

´ comum em sistema de gera¸cão unitária, a utiliza¸cão de um esquema de prote¸cão diferenE cial abrangendo o conjunto gerador e o respectivo transformador elevador. Este esquema, além de prover uma prote¸cão contra qualquer tipo de curto-circuito no transformador, propicia uma prote¸cão de retaguarda para a prote¸cão diferencial do gerador.


110

Figura 85: Prote¸cão diferencial do gerador

7.2.3

Prote¸ c˜ ao contra terra-enrolamentos do estator

Para limitar danos nos enrolamentos do gerador quando da ocorrência de um curtocircuito fase-terra nos seus enrolamentos é comum aterrar o seu neutro, utilizando um desses métodos: • por meio de um reator • por meio de um resistor • por meio de um transformador monofásico de distribui¸cão Qualquer um desses métodos, apresenta uma situa¸cão intermediária entre o neutro isolado e o neutro solidamente aterrado. Por razões econômicas, o aterramento por meio de um transformador monofásico de distribui¸cão é o mais utilizado. O método de aterramento utilizado no gerador afeta diretamente o desempenho dos esquemas com relés diferencial ou relé de terra, isto porque, quanto maior a impedˆ ancia de aterramento, menor será a magnitude da corrente de curto-circuito fase-terra e mais dif´ıcil a sua deteçcão. Um esquema de prote¸cão separado localizado no aterramento do gerador é, portanto, necessário. A aplica¸cão de um esquema com relé de sobrecorrente é inadequado, pois a necessidade da utiliza¸cão de baixo valor da corrente de pick-up torna muito dif´ıcil a discriminar a corrente de curto-circuito à terra e as correntes de


111

3a harmônica que fluem no neutro (estas correntes podem atingir valores de até 15% da corrente nominal). A Figura 86 mostra um esquema de prote¸cão adequado, utilizando o método de aterramento através de um transformador de distribui¸cão e um resistor (Rn ) e um relé de sobretensão são conectados no seu secundário. Gerador

Transformador elevador A B C

Rn

Relé de sobretensão

Figura 86: Gerador aterrado através de um transformador de distribui¸cão

O valor da resistência do resistor Rn deverá ser selecionado de tal forma que se enquadre dentro de dois limites. A fim de evitar sobretens˜ oes transitórias elevadas, devido ao fenômeno de ferro-ressonância, a resistência não deverá ultrapassar a um determinado valor. Por outro lado, a fim de não diminuir demasiadamente a sensibilidade do relé de sobretensão, a resistência não deverá ser inferior a um determinado limite. A fim de se evitar as sobretensões transitórias mencionadas anteriormente, o resistor deverá ser dimensionado de tal forma que, durante um curto-circuito a` terra no terminal do gerador a potência dissipada no resistor, em kW, seja igual a potência reativa, em kVAr, na capacitancia de zequência zero por fase do sistema compreendido entre o gerador e o primário do transformador elevador inclusive, isto é, capacitâncias dos enrolamentos do estator, capacitores para prote¸cão contra surtos de tensão ou pára-raios, se usados, cabos e enrolamentos primário do transformador de potência. A seguir é dada a sequência de cálculos para a determina¸cão de Rn : A corrente de sequência zero é calculada por Vf Vf = 2πf C Xc A corrente capacitiva de curto-circuito ser´ a 0

Ioc =

0

Ioc = 3Ioc = 3 A potência capacitiva para a terra ser´ a

Vf Xc

(162)

(163)


Vf2 Pc = Ioc Vf = 3 Xc

112

(164)

Considerando a tensão primária do transformador de aterramento (Vp ) igual a tensão de fase do gerador (Vf ), tem-se Vf =N Vs A potência dissipada no resistor Rn será Pr = Ir Vs = Ir

(165)

Vf N

(166)

Considerando Pr = Pc : Vf2 Vf Ir =3 N Xc

(167)

Portanto, Vf N Xc O valor aproximado da resistência do resistor Rn é dado por: Rn =

Ir = 3

(168)

Vs Vf 3Xc ) = ( )( Ir N Vf N

(169)

Xc Ω (170) 3N 2 A determina¸cão da reatância Xc esbarra em certas dificuldades práticas, pois nem sempre é fácil obter-se os valores das capacitâncias de sequência zero, principalmente os dos enrolamentos do estator dos geradores s´ıncronos de polos salientes, já que variam de máquina para máquina e de fabricante para fabricante. Por esta razão e também para simplificar os cálculos pode-se admitir que a corrente de curto-circuito fase-terra seja limitada em 15 Ampères, desprezando o efeito da reatância Xc . Assim, esta corrente pode ser calculada por: Rn =

Vf Ω (171) 15N 2 Para evitar a circula¸cão de corrente de magnetiza¸cão muito elevada no transformador de aterramento, quando da ocorrência de curto-circuito fase-terra, sugere-se que a tensão primária deste transformador seja pelo menos 1,5 vezes a tensão nominal fase-neutro do gerador. A tensão nominal secundária pode ser 120, 240 ou 480 V, dependendo da disponibilidade ou a tensão nominal desejada no relé. A potência aparente nominal requerida para o transformador de aterramento dependerá se ele irá alimentar um relé de prote¸cão ou um relé de alarme. Se o relé for meramente para soar um alarme, o transformador deverá ter uma capacidade cont´ınua de pelo menos: Rn =


Vf Vs kV A N 2 Rn De maneira similar, a potência dissipada no resistor deve ser de pelo menos Sn =

113

(172)

Vf2 kW (173) N 2 Rn Se o transformador de aterramento for destinado para alimentar um relé de prote¸cão para desligamentos de disjuntor principal e o disjuntor de campo, então a sua potência aparente será: Pr =

Sn kV A k sendo k um fator de sobrecarga, que varia conforme a Tabela 30: 0

Sn =

Tempo 1 minuto 5 minutos 10 minutos 30 minutos 1 hora 2 horas

(174)

Fator k 4,7 2,8 2,5 1,8 1,6 1,4

Tabela 30: Fator de sobrecarga ´ usual utilizar a capacidade correspondente a 1 minuto de dura¸cão da passagem da E corrente. O resistor pode também ser selecionado na base de 10 segundos ou 1 minuto, mas por uma questão conservadora é prefer´ıvel a de 1 minuto. Entretanto, a escolha de um resistor que suporta a corrente em regime cont´ınuo não é um fator limitante, tanto no seu tamanho como no seu custo. 7.2.4

Prote¸ c˜ ao contra curto-circuito entre espiras dos enrolamentos do estator

A maioria dos geradores s´ıncronos de grande porte possuem dois enrolamentos independente por fase, que são conectados de modo a formar dois circuitos paralelos. A ocorrência de um curto-circuito entre as espiras dos enrolamentos do estator n˜ ao causa um desbalan¸co apreciável das correntes de fase e nem a circula¸cão de corrente no neutro do gerador, entretanto, as correntes no ponto de defeito pode atingir valores bastante elevados. Nesta situa¸cão, caso o gerador no disponha de uma prote¸cão adequada, a elimina¸cão do defeito pode ser demorada e só ocorrerá quando o curto-circuito evoluir para um curto-circuito mais grave dando condi¸cões para a atua¸cão da prote¸cão diferencial. O método convencional de prover esta prote¸cão é a utiliza¸cão da prote¸cão de fasedividida, conforme mostra a Figura 87


A

61

114

B

C

61

61

Figura 87: Prote¸cão de fase-dividida

Curto-circuito nas bobinas do enrolamento do estator pode iniciar pelos seguintes motivos: • Defeitos de montagem ou de fabrica¸cão dos materiais e não detectados durante os testes de alta tensão • Vibra¸cão ou movimento dos enrolamentos durante as condi¸cões normais ou de defeito • falha na isola¸cão, geralmente provocada por umidade excessiva no enrolamento aps um perodo de manutenão • Defeito no sistema de refrigeraão Esta prote¸cão geralmente utiliza um relé de sobrecorrente conectado no circuito de dois TC’s ligados transversalmente, um para cada enrolamento. 7.2.5

Prote¸ c˜ ao contra terra-enrolamento do rotor

O circuito de campo de geradores s´ıncronos são geralmente isolados da terra. Consequentemente, se ocorrer um defeito na isola¸cão do rotor ou um curto-circuito para a terra em


115

qualquer ponto do circuito de campo, isto não afetará a opera¸cão normal da máquina. Entretanto, se ocorrer um curto-circuito num segundo ponto, isso implicará na perda de várias espiras do enrolamento do rotor, causando fluxos diferentes no entreferro da máquina e consequentemente o rotor ficará sujeito a conjugados desbalanceados, o que resultará em vibra¸cão e poss´ıveis danos no eixo e nos mancais do gerador. O relé detector de terra-enrolamento do rotor tem a fun¸cão de detectar o primeiro curto-circuito para a terra e nesta situa¸cão acionar um alarme ou retirar a máquina de opera¸cão.

Estator

Rotor

Excitatriz

Relé

Fonte auxiliar C

Figura 88: Detector de terra-enrolamento do rotor

7.2.6

Prote¸ c˜ ao contra correntes desequilibradas

Correntes desequilibradas no gerador causam a circula¸cão de correntes de sequência negativa pelos seus enrolamentos. Os fluxos gerados por estas correntes induzirão correntes de frequência dupla na superf´ıcie do rotor e nas suas ranhuras provocando sobreaquecimento no rotor acompanhado de intensa vibra¸cão. Destes dois fenômenos, o primeiro é o mais preocupante, pois caso o gerador não seja desligado poderá causar até o derretimento do n´ ucleo e danificando a estrutura do rotor. De acordo com as normas, o tempo máximo que um gerador pode operar sob condi¸cões desequilibradas, sem que o rotor sofra um aquecimento excessivo, pode ser expresso pela Equa¸cão 175: Z 0

T

i2A− dt = K

(175)


116

onde iA− = corrente instantânea de sequência negativa no estator K = constante que depende de acionamento do gerador Considerando o valor médio de i2A− no intervalo de tempo T , tem-se: 2 IA− T =K

(176)

A constante K depende do tipo de acionamento do gerador, conforme mostra a Tabela 31. Tipo de acionamento Turbina a vapor Grupos de combustão interna Turbina hidráulica

Constante K 30 40 40

Tabela 31: Valor da constante k em fun¸cão do tipo de acionamento A Tabela 32 mostra o grau de comprometimento provocado pelas correntes desequilibradas. Condi¸caõ Comprometimento 2 IA− t < K nenhum 2 K < IA− t < 2K poderá sofrer danos 2 IA− t > 2K danos sérios Tabela 32: Grau de comprometimento Para evitar a opera¸cão do gerador com correntes desequilibradasé necessário a utiliza¸cão de um esquema de prote¸cão que detecte as correntes de sequência negativa. O tipo recomendado seria um relé de sobrecorrente de tempo inverso ligado a` sa´ıda de um filtro de sequência negativa. 7.2.7

Prote¸ c˜ ao contra sobreaquecimentos

O estator dos geradores s´ıncronos estão sujeitos a sobreaquecimento devido à sobrecarga, falha no sistema de refrigera¸cão e curto-circuito das lâminas do n´ ucleo do estator. Estas condi¸cões podem ser detectadas através de resistores detectores de temperatura (RTD’s) que são alojadas entre as espiras dos enrolamentos do estator do gerador. Estes resistores formam um ramo de uma ponte de Wheatstone que possui um relé ligado na sua diagonal. ´ uma prática usual utilizar detectores em geradores s´ıncronos com potência superior E a 1.500 kVA para supevisão de temperatura, os quais são localizados em diferentes pontos dos enrolamentos do estator de tal forma que possa se obter uma completa indica¸cão das temperaturas ao longo do estator.


117

a R3

R1 G

b

Rf

Detector de temperatura

c Rd

R2

Rf d

Painel de controle

Cabo de controle

Estator do gerado

Figura 89: Detector de temperatura

A Figura 89 mostra um esquema simplificado da medi¸cão de temperatura através de um RTD. Relembrando: O equilibrio da ponte de Wheatstone ocorrerá quando Vab = Vac

(177)

Nesta condi¸cão, no ramo 1 e no ramo 2 fluirão a mesma corrente, assim como a corrente que passa pelo ramo 3 é mesma do ramo d (detector). Claro que isso significa que pelo galvanômetro não estará circulando corrente. Portanto, a seguinte rela¸cão é obtida: R1 R3 = R2 + Rf Rd + Rf

(178)

R1 (Rd + Rf ) = R3 (R2 + Rf )

(179)

ou

Ajustando-se R1 = R3 tem-se: Rd = R2

(180)

Isto que dizer que a ponte entra em equil´ıbrio quando a resistência do detector tiver a mesma resistência do resistor fixo R2 . Na prática isso ocorrerá para Rd = 10,0 Ω e td = 25, 0oC. Vale lembrar que os detectores são feitos de cobre recozido, os quais são alojados entre as espiras dos enrolamentos do estator do gerador. Como se sabe, a varia¸cão do valor da resistência de um elemento condutor com a varia¸cão da temperatura é dada pela Equa¸cão:


Rx = Ry [1 + αy (tx − ty )]

118

(181)

Atribuindo os valores conhecidos do detector no ponto de equil´ıbrio da ponte: Rd = 10, 0[1 + 0, 0038536(td − 25)]

(182)

A escala do galvanômetro é graduado em temperatura. 7.2.8

Prote¸ c˜ ao contra motoriza¸ c˜ ao

Os esquemas de prote¸cão utilizados para evitar a motiza¸cão do gerador destina-se à prote¸cão unicamente da turbina e não a` prote¸cão do gerador propriamente dito. Turbina a g´ as: A supressão do combust´ıvel causará a motoriza¸cão do gerador, que consome uma grande quantidade de potência elétrica - 10 a 50 % de sua capacidade a plena carga, dependendo do tipo de turbina. Portanto, neste caso é recomendável que o gerador seja retirado do sistema, não porque possa causar danos a` turbina, mas sim pelo consumo desnecessário de potência. Diesel: Deve ser retirado não só para evitar o consumo de potência elétrica - 15 a 25 % de sua capacidade a plena carga - como também para evitar a explosão do combust´ıvel não consumido. Turbina a vapor: Neste caso é fundamental a retirada do gerador do sistema, caso contrário ocorrerá o sobreaquecimento da turbina devido a falta ventila¸cão pela parada de circula¸cão do vapor. Turbina hidr´ aulica: Neste caso a motoriza¸cão provoca o fenômeno de cavita¸cão nas pás da turbina. Na motoriza¸cão do gerador acionado pela turbina hidráulica o consumo de potência é baixo - 0,2 a 2,0 % de sua capacidade a plena carga. O relé adotado para a prote¸cão contra motoriza¸cão é do tipo direcional de potência, suficientemente sens´ıvel à reversão de potência verificada durante a motoriza¸cão. 7.2.9

Prote¸ c˜ ao contra perda de excita¸ c˜ ao

A perda de excita¸cão de um gerador s´ıncrono pode ocorrer como um resultado de: • Perda de campo da excitatriz principal • Desligamento acidental do disjuntor de campo • Curto-circuito nos circuitos do campo • Mal contato nas escovas da excitatriz


119

• Defeito no disjuntor de campo • Perda da alimenta¸cão CA no sistema de excita¸cão Quando um gerador s´ıncrono perde a excita¸cão, ele acelera ligeiramente e passa a operar como gerador de indu¸cão. Os geradores com rotor de polos lisos não se acomodam a este tipo de situa¸cão porque eles não possuem enrolamentos amortecedores que poderiam conduzir as correntes induzidas no rotor. A circula¸cão da corrente induzida na parte metálica do rotor irá causar um sobreaquecimento que dependendo do escorregamento poderá alcan¸car um valor perigoso em 2 a 3 minutos. Como os geradores s´ıncronos de polos salientes invariavelmente possuem enrolamentos amortecedores os seus rotores não estarão sujeitos ao sobreaquecimento. O estator de qualquer tipo de gerador s´ıncrono pode sobreaquecer devido a sobrecorrente nos seus enrolamentos, enquanto estiver operando como gerador de indu¸cão. Dependendo do escorregamento a corrente no estator pode atingir 2 a 4 vezes o seu valor nominal, mas o sobreaquecimento não ocorre tão rapidamente como no rotor. Alguns sistemas não toleram a opera¸cão continuada de um gerador s´ıncrono sem excita¸cão, pois nesta condi¸cão pode-se atingir a instabilidade rapidamente e se o gerador não for desligado imediatamente irá ocorrer uma perturba¸cão de maior gravidade. Tais sistemas são aqueles que não dispõem de reguladores automáticos de tensão do gerador de a¸cão rápida. Quando o gerador perde a excita¸cão, ele solicita do sistema potência reativa 2 a 4 vezes o valor da carga nominal. Antes da perda de excita¸cão o gerador poderia estar entregando potência reativa ao sistema. Assim, esta solicita¸cão brusca de potência reativa do sistema, junto com a perda de fornecimento de reativo pelo gerador, pode causar uma queda de tensão seguida de uma extensa instabilidade, a memos que outros geradores cubram automaticamente este déficit de reativos. Na situa¸cão em que um gerador perca a excita¸cão um esquema de prote¸cão de a¸cão rápida deve desligar o disjuntor principal e o disjuntor de campo do gerador. Relés de subcorrente conectados ao circuito de campo foram utilizados extensivamente, porém o tipo de relé mais seletivo é o direcional de distância alimentado pelas tensões e correntes do gerador. A Figura 90 mostra várias trajetórias das impedâncias equivalentes das cargas vistas pelo gerador durante a perda de excita¸cão e a caracter´ıstica do relé direcional de distância num diagrama R-X. Quaisquer que sejam as condi¸cões iniciais, quando o gerador perde a excita¸cão a impedância equivalente da carga tra¸ca um percurso do primeiro para o quarto quadrante. Então, circundando esta região com a caracter´ıstica do relé ele irá operar quando come¸car o aumento do escorregamento do rotor, desligando os disjuntores de campo e do gerador antes que ocorra quaisquer tipos de danos. 7.2.10

Prote¸ c˜ ao contra sobretens˜ oes

As fun¸cões desta prote¸cão são a de prover uma prote¸cão de retaguarda para o regulador de tensão e também proteger o gerador nos casos de condi¸cões anormais não controladas pelo regulador, como uma rejei¸cão de carga severa que pode acarretar sobrevelocidades e consequentes sobretensões.


120

X Trajetórias das impedâncias equivalent

R

Caracteística do relé

Figura 90: Trajetórias das impedâncias equivalentes e caracter´ıstica do relé perda de excita¸cão

A tensão nos terminais de um gerador s´ıncrono é uma fun¸cão da excita¸cão e da velocidade. Sobretensão provoca a satura¸cão do n´ ucleo devido à alta intensidade do fluxo nos circuitos magnéticos e consequente circula¸cão de correntes parasitas elevadas no núcleo e nos materiais condutores adjacentes. Este efeito causa o aquecimento que pode resultar em danos. O relé de sobretensão deverá ter uma unidade temporizada cujo pick-up deve ser ajustado em torno de 110% da tensão nominal do gerador e uma inidade instantˆ anea cujo pick-up deve ser ajustado para 130% a 150% da tensão nominal. Como este relé propicia uma prote¸cão de retaguarda para o gerador ele deve ser alimentado por uma fonte de tensão diferente da fonte utilizada para alimentar o regulador autom´ atico de tensão. 7.2.11

Prote¸ c˜ ao contra sobrevelocidades

A sobrevelocidade num grupo turbina/gerador só ocorre quando ele é desacoplado do sistema (rejei¸cão de carga, por exemplo). Esta prote¸cão é necessária em todos os geradores acionados por turbinas hidráulicas. O dispositivo de prote¸cão contra sobrevelocidade consiste geralmente de um gerador CC de ´ımã permanente acoplado diretamente ao eixo do grupo e fornece ao regulador de velocidade e relés auxiliares de controle e prote¸cão, uma tensão proporcional a` velocidade de rota¸cão do grupo. E elemento sens´ıvel a sobrevelocidade é usualmente ajustado para operar para velocidades 3 a 5 % acima da velocidade nominal do grupo.


121

63 71 51TN

60

78

59

40

59

32

81

87T

21 46 60 Exc 87G

64F 49

64G

Figura 91: Prote¸cões do grupo gerador/transformador

˜ DE REDES DE DISTRIBUIC ˜ 8 PROTEC ¸ AO ¸ AO

8

122

Prote¸ c˜ ao de redes de distribui¸c˜ ao

As redes de distribui¸cão são essencialmente radiais, o que exige a utiliza¸cão intensa de dispositivos de prote¸cão por sobrecorrente. A aplica¸cão de tais sistemas requer o conhecimento de correntes de curtos-circuitos em vários segmentos da rede.

8.1

Correntes de curtos-circuitos

As seguintes observa¸cões devem ser levadas em considera¸cão nos cálculos das correntes de curtos-circuitos: • Os valores das correntes de curtos-circuitos trif´ asico e bifásico serão calculados como valores máximos, ou seja, considerando-se a impedância de contato nula. • As correntes de curto-circuito fase-terra deverão ser calculadas com impedância de contato igual a` zero (valor máximo), usada para dimensionamento de equipamentos, e com impedância de contato de 40,0 ohms que será usada para verifica¸cão de coordena¸cão e seletividade entre dispositivos. • Devem ser calculadas as correntes simétrica e assimétrica com a rela¸cão X no ponto R X onde está sendo simulado o curto-circuito. Desconhecendo-se a rela¸cão R pode-se usar 1,35 como fator de assimetria para curto-circuito a a aproximadamente 3,0 km da subesta¸cão.

8.2

Corrente de inrush

No instante da energiza¸cão de um transformador de potência observa-se um fenômeno transitório caracterizado por uma eleva¸cão da corrente. Esta corrente, conhecida como corrente de inrush, é bastante distorcida e o seu valor de pico pode atingir um valor bem acima da corrente nominal do transformador (cerca de 6 a 10 vezes). Isto pode causar atua¸cão dos dispositivos de prote¸cão por sobrecorrente, dependendo dos seus ajustes. Uma das maneiras de se determinar a corrente de inrush é através de um procedimento gráfico, que é extremamente complicado e o resultado obtido apresenta imprecisões. Levando-se em conta a dificuldade de cálculo e a aleatoriedade do valor da corrente de inrush, que depende do instante exato da energiza¸cão do transformador e do valor da densidade do fluxo residual em cada transformador, foram desenvolvidos métodos práticos para se estimar o seu valor. A Tabela 34 dá o fator de multiplica¸cão em fun¸cão da quantidade de transformadores. Deve-se salientar que se a corrente de inrush calculada não pode ser maior do que a corrente de curto-circuito trifásico para qualquer ponto. No caso que isso ocorra deve-se considerar a corrente de “inrush” igual a corrente de curto-circuito.

8.3

Equipamentos de prote¸c˜ ao

Os equipamentos de prote¸cão normalmente utilizados em redes de distribui¸cão so:


123

Qtde de transformadores Fator 1 12,0 2 8,3 3 7,6 4 7,2 5 6,8 6 6,6 7 6,4 8 6,3 9 6,2 10 6,1 >10 6,0 Tabela 33: Fator de multiplica¸cão para determinar a corrente de inrush para 0,1 s. • Chave fus´ıvel/elo fus´ıvel • Disjuntor/relé • Religador • Seccionador 8.3.1

Chave fus´ıvel/elo fus´ıvel

Os fus´ıveis são dispositivos de prote¸cão de sobrecorrente de utiliza¸cão muito comum em sistemas de distribui¸cão para proteger ramais de linhas e equipamentos como transformadores e capacitores. Para a prote¸cão de sa´ıdas de ramais são padronizadas para 100 A de capacidade nominal e os cartuchos devem ter capacidade de interrup¸cão superior a` máxima corrente de curto-circuito no ponto de instala¸cão, algo como 10 kA assimétrico. Ao escolher o ponto de instala¸cão das chaves fus´ıveis os seguintes cuidados devem ser observados: • Na rede rural deverá ser instalada num local de fácil acesso. • A quantidade de chaves fis´ıveis em série não devera ultrapassar a quatro, incluindo a chave de entrada do consumidor, limita¸cão esta imposta para não dificultar a coordena¸cão. • Em ramais urbanos instalar chaves sòmente quando o n´ umero de transformadores for maior que 3 ou o ramal possuir mais de 300 m. • Na zona protegida pela unidade instantânea dos relés dos alimentadores deve-se evitar o uso de elos fus´ıveis, pois, para curtos-circuitos de natureza transitória, haveria a queima do elo e ainda uma opera¸cão automática do disjuntor.


124

O elos fus´ıveis empregados nas chaves fus´ıveis são do tipo K e as curvas tempo X corrente de interrup¸cão estão definidas na NBR-5359. O dimensionamento da chave fus´ıvel e do elo fus´ıvel deve obedecer os seguintes critérios: a. A capacidade de interrup¸cão do porta fus´ıvel deve ser maior do que a corrente de curto-circuito (simétrico e assimétrico) do ponto de instala¸cão. b. A maior corrente nominal do elo fus´ıvel deve ser maior do que a corrente de carga prevista para um horizonte de 3 a` 5 anos. Ielo > KF.Icarga

(183)

onde, Ielo é a corrente nominal do elo fus´ıvel; KF é o fator de crescimento da carga dada por: KF = (1 +

% n ) 100

(184)

% é o fator de crescimento anual; n é o n´ umero de anos para o horizonte do estudo; Icarga é a corrente de carga máxima atual passante no ponto de instala¸cão, já levandose em conta as manobras. c. O elo fus´ıvel deve suportar a corrente inrush. I0,13 > Iinrush onde I0,13 é a corrente de fusão do elo fus´ıvel para o tempo de 0,13 s Iinrush é a corrente de inrush esperada A Tabela 35 mostra os valores máximos para alguns elos fus´ıveis: Elo Icargamax. 10K 10,0 15K 15,0 25K 25,0 40K 40,0 65K 65,0

Icc1f min. 23,0 37,0 60,0 85,0 150,0

Iinrushmax. 110,0 190,0 315,0 510,0 800,0

Tabela 34: Valores máximos da corrente de inrush para 0,13 s.

(185)


125

d. A corrente, para o tempo de 300 s na curva de tempo máximo de interrup¸cão deve ser menor do que a corrente de curto-circuito fase-terra m´ınima no trecho onde o elo fus´ıvel é a prote¸cão de retaguarda. Isto não sendo poss´ıvel, deve-se assegurar que o elo fundirá pelo menos para a menor corrente de curto-circuito fase-terra m´ınima no trecho sob prote¸cão deste elo. I300 < Icc1f min.

(186)

onde, I300 é a corrente em 300 s na curva de tempo máximo de interrup¸cão; Icc1f min. é a corrente de curto-circuito fase terra m´ınima no trecho onde o elo é a prote¸cão de retaguarda. e. Deve-se escolher o menor elo fus´ıvel que atenda as condi¸cões anteriores e que atenda ainda os requisitos de coordena¸cão com outros equipamentos instalados a` jusante ou à montante. 8.3.2

Disjuntor/rel´ e

Os relés devem ser ajustados seguindo-se alguns critérios conforme se segue: a. Tap da unidade temporizada do relé de fase. O relé de fase deve ser ajustado para que o alimentador transporte a sua corrente de carga mais as poss´ıveis correntes de manobra pré-estabelecidas. Além disso, o relé deve operar para a menor corrente de curto-circuito bif´ asico do trecho sob prote¸cão. Para atender a essas duas condi¸cões o tap do relé deve ser calculado da seguinte forma: Icc2f min. Icarga .KF > T apT F > F S.F I.RT C RT C

(187)

onde, T apT F é tap da unidade temporizada de fase; Icarga é a corrente de carga do alimentador mais as corrente de manobra (na faixa de 1,5 à 2,0 vezes a corrente do alimentador); KF é o fator de crescimento da carga no horizonte de estudo; RT C é a rela¸cão dos transformadores de corrente; Icc2f min. é a corrente de curto-circuito bifásico m´ınima no trecho pretegido; F S é um fator de seguran¸ca que leva em conta erros envolvidos nos cálculos das correntes de curto-circuito, os erros do TC e do relé. Este fator deve estar na faixa de 1,5 à 2,0;


126

F I é o fator de in´ıcio da curva do relé, definida pelo fabricante (1,5 à 2,0). O tap deve ser escolhido para proteger os cabos da sa´ıda do alimentador contra sobrecargas. b. Curva da unidade temporizada do relé de fase. A curva da unidade temporizada de fase deve ser a mais baixa poss´ıvel, desde que permita a coordena¸cão do relé com outros dispositivos de prote¸cão instalados na rede de distribui¸cão. c. Tap da unidade instantânea do relé de fase. O tap da unidade instantânea do relé de fase deverá ser ajustado de acordo a zona de atua¸cão desejada. Não há uma regra espec´ıfica para a defini¸cão desta zona, dependendo das condi¸cões de cada alimentador. Considerando-se que a corrente de curto-circuito é inversamente proporcional a` impedância, a atua¸cão da unidade instantânea do relé pode indicar aproximadamente a distância da subesta¸cão ao ponto da falta. Uma vez definida a zona de atua¸cão da unidade instantânea, o seu tap deverá ser escolhido satisfazendo as duas condi¸cões abaixo: Iinrush RT C

(188)

Icc2f assim. RT C

(189)

T apIF > e T apIF > onde,

T apIF é tap da unidade instantânea de fase; Iinrush é o valor da corrente de inrush de todos os transformadores do alimentador; Icc2f assim. é corrente de curto-circuito bifásico assimétrica no limite da zona de prote¸cão da unidade instantânea. RT C é a rela¸cão dos transformadores de corrente. d. Tap da unidade temporizada do relé de terra. Nas condi¸cões normais de opera¸cão não existe a corrente no neutro. Deve-se ajustar no menor tap dispon´ıvel (nos relés eletromecânicos o menor tap dispon´ıvel é 0,5. Deve-se verificar a rela¸cão que se segue: T apT T <

Iccf tmin. RT C.F I

(190)


127

onde, T apT T é tap da unidade temporizada de terra; Iccf tmin. é a corrente de curto-circuito fase-terra, calculada com uma impedância de contato de 40,0 ohms, no final do trecho protegido; F I é o fator de in´ıcio da curva do relé, definida pelo fabricante (1,5 à 2,0). e. Curva da unidade temporizada do relé de terra. Como no caso do relé de fase, a primeira curva a ser experimentada é a curva mais rápida dispon´ıvel no relé, desde que permita a coordena¸cão do relé A curva da unidade temporizada de fase deve ser a mais baixa poss´ıvel, com outros dispositivos de prote¸cão instalados na rede de distribui¸cão. f. Tap da unidade instantânea do relé de terra. A zona de atua¸cão da unidade instantânea do relé de terra deve ser a mesma da unidade instantânea do relé de fase. Assim, o tap da unidade instantânea do relé de terra é calculado como se segue: T apIT >

Iccf tassim. RT C

(191)

onde, T apIT é tap da unidade instantânea de terra; Icc2f assim. é corrente de curto-circuito fase-terra assimétrica calculada com uma impedância de contato igual a` zero; RT C é a rela¸cão dos transformadores de corrente. 8.3.3

Religador autom´ atico

Os religadores automáticos são usados tanto para a prote¸cão da sa´ıda do alimentador, como para a prote¸cão de linhas ao longo do alimentador. Quando instalados nas sa´ıdas dos alimentadores praticamente têm a mesma fun¸cão dos disjuntores/relés, possuindo prote¸cões de fase e de terra independentes. Assim como os disjuntores, os religadores devem ser dimensionados para suportarem a corrente nominal e para interromperem a corrente de curto-circuito máxima do seu ponto de instala¸cão. Existem várias marcas e modelos de religadores e cada um deles possui op¸cões de ajustes diferentes. Aqui, serão vistos os ajustes comuns para todos os religadores. a. Ajuste de pick-up de fase. O ajuste de pick-up deve obedecer os seguintes critérios:


IP F > α.KF.Icarga

128

(192)

onde, IP F é a corrente de pick-up de fase do religador; Icarga é a corrente de carga máxima passante no ponto de instala¸cão, considerando-se as manobras; KF é o fator de crescimento da carga no horizonte de estudo; α = 2, para religadores com bobina série; α = 1, para religadores com relés eletrônico. Além disso, para os dois tipos de religadores, o pick-up deverá ser menor do que a corrente de curto-circuito bifásico m´ınimo do final do trecho onde se deseja a coordena¸cão entre o religador e outros dispositivos de prote¸cão, dividida pelo fator F S. IP F <

Icc2f min. FS

(193)

onde, Icc2f min. é a corrente de curto-circuito bifásico m´ınima do trecho protegido pelo religador; F S é um fator de seguran¸ca que leva em conta erros envolvidos nos cálculos das correntes de curto-circuito, os erros do TC e do relé. Este fator deve estar na faixa de 1,5 à 2,0. b. Ajustes das curvas de fase. As curvas rápida e temporizada devem ser ajustadas de tal forma que que consiga uma boa coordena¸cão com outros dispositivos de prote¸cão. c. Ajuste de pick-up de terra. Em sistemas onde nas condi¸cões normais não operem com corrente de neutro, o ajuste da corrente de pick-up de terra deve ser a menor poss´ıvel. d. Ajustes das curvas de terra. Valem as mesmas observa¸cões feitas para os ajustes das curvas de fase. e. Seeq¨ uência de opera¸cão. Todos os religadores permitem até 4 desligamentos, podendo ter: todas as opera¸cões temporizadas, todas as opera¸cões rápidas, ou uma combina¸cão entre elas.


129

Deve-se, de preferência, escolher uma seq¨ uência de opera¸cão com duas rápidas e duas temporizadas para minimizar a queima de fus´ıveis durante faltas transitórias. f. Correntes de inrush e ajustes do religador. As curvas temporizadas dos religadores geralmente são insens´ıveis às correntes de inrush, pois, as temporiza¸cões são maiores do que 0,1 s. para as correntes de inrush esperadas no seu ponto de instala¸cão. As curvas rápidas, por possu´ırem tempos inferiores à 1 s, podem ser sens´ıveis às correntes de inrush se o pick-up de fase do religador for menor do que a corrente de inrush esperada. Neste caso, recomenda-se usar uma u ´ nica opera¸cão rápida para o religador. 8.3.4

Seccionador

O seccionador é sempre instalado após um outro equipamento de prote¸cão automático (disjuntor/relé ou religador) e dentro da zona de prote¸cão deste u ´ ltimo. O seccionador é capaz de interromper a corrente de carga, mas ele não tem capacidade para interromper a corrente de curto-circuito. a. Funcionamento do seccionador. 1. Quando uma corrente de curto-circuito passa pelo seccionador ele é sensibilizado e se prepara para contar; 2. Se o circuito é aberto pelo equipamento de retaguarda (disjuntor ou religador) a ausência da corrente fará com que o contador de opera¸cão do seccionador atue; 3. Após um tempo pré-determinado ocorrerá o religamento automático do equipamento de retaguarda. Se a falta persistir, o processo se repetir´ a até que o seccionador acumule a quantidade de contagem ajustada. Então, enquanto o equipamento principal estiver aberto, o seccionador abrirá seus contatos. Quando ocorrer o próximo religamento automático, o trecho sob falta estará isolado e o restante da rede terá o seu funcionamento normalizado. b. Instala¸cão do seccionador. O seccionador pode ser instalado nos seguintes casos: 1. Em pontos da rede onde a corrente é muito elevada para a utiliza¸cão de fus´ıveis; 2. Em pontos onde a coordena¸cão con elos fus´ıveis não é suficiente para o objetivo pretendido; 3. Em ramais longos e problemáticos; 4. Após os consumidores que podem suportar as opera¸cões dos religadores, mas não podem ser submetidos a longas interrup¸cões.


130

O seccionador, quando instalado em substitui¸cão a uma chave fus´ıvel, apresenta as seguintes vantagens: i. Coordena¸cão efetiva em toda a faixa comum com o equipamento de retaguarda; ii. Interrompe as tr6es fase simultaneamente; iii. Pode ser usado coma chave de manobra sob carga; iv. Ajustes independentes para prote¸cão de fase e de terra. Na instala¸cão do seccionador deve-se observar se a corrente de curto-circuito no ponto é menor do que a capacidade da bobina ou sensor de corrente do seccionador. c. Ajuste do seccionador. O seccionador possui unidades independentes para opera¸cões para fase e para a terra. Ambas devem ser ajustadas para operarem com 80 % dos respectivos ajustes do equipamento de retaguarda. Outro ajuste é o n´ umero de contagens para a abertura. Deve-se ajustar para uma opera¸cão a menos do que a do equipamento de retaguarda.


8.4

131

Prote¸c˜ ao de transformadores de distribui¸c˜ ao

A prote¸cão dos transformadores de distribui¸cão contra danos que podem advir de curtoscircuitos no lado secundário, é feita através das chaves fus´ıveis instaladas no lado da alta tensão. O dimensionamento adequado desses fus´ıveis evitará que o transformador seja submetido a magnitude e dura¸cão de sobrecorrente que exceda o limite de carregamento de curta dura¸cão, recomendado pelos fabricantes. Na falta de uma informa¸cão espec´ıfica aplicável a um determinado transformador, o fus´ıvel primário pode ser dimensionado de acordo com a NBR 8926 - Guia de Aplica¸cão de Relés para Prote¸cão de Transformadores - que estabelece num gráfico, o tempo m´ aximo admiss´ıvel para cargas de curta dura¸c˜ ao, ap´ os o regime a plena carga do transformador. A Tabela 35 mostra alguns dos valores. Tempo 2 seg. 10 seg. 30 seg. 60 seg. 5 min. 30 min.

M´ ultiplos da corrente nominal 25,00 11,30 6,70 4,75 3,00 2,00

Tabela 35: Cargas de curta dura¸cão para transformadores. Além disso, outros fatores que devem ser observados para a escolha de elos fus´ıveis adequados são: • Conexão do transformador, que afeta nas grandezas das correntes prim´ arias conforme o tipo de curto-circuito no lado secundário; • Disponibilidade da corrente de curto-circuito no lado primário e a impedância do transformador; • Coordena¸cão com os equipamentos de prote¸cão do lado de baixa tensão; • Tempo máximo permitido para a corrente de curto-circuito nos condutores do lado de baixa tensão; • Máximo grau de sensibilidade para a prote¸cão contra faltas de alta impedância. 8.4.1

Elos fus´ıveis padronizados

Nos transformadores instalados individualmente, ou em paralelo, cuja potência instalada seja inferior a 75 kVA deve-se instalar, no m´ınimo, chaves fus´ıveis de 50 A e NBI 95 kV. Nos transformadores instalados individualmente, ou em paralelo, cuja potência instalada seja superior a 75 kVA deve-se instalar, no m´ınimo, chaves fus´ıveis de 100 A e NBI 95 kV.


132

A Tabela 36 mostra os elos fus´ıveis padronizados para a prote¸cão dos transformadores trifásicos de distribui¸cão. Potência (kVA) 15 30 45 75 112,5 15 // 15 15 // 30 15 // 45 30 // 30 30 // 45 45 // 45 30 // 75 75 // 75 112,5 // 112,5

11,9 kV 1H 2H 3H 5H 6K 2H 3H 5H 5H 5H 6K 6K 8K 10K

13,8 kV 1H 2H 3H 5H 6K 2H 3H 3H 3H 5H 5H 6H 6H 10K

Tabela 36: Elos fus´ıveis para transformadores de distribui¸cão.

8.4.2

Curtos-circuitos no lado y e correntes no lado ∆

A conexão ∆/y é a mais comum nos transformadores de distribui¸cão. Sob condi¸cão de equil´ıbrio, ela introduz um deslocamento angular de 30o entre a corrente de linha do lado ∆ e a corrente de linha do lado y da fase correspondente. Um curto-circuito trifásico é um caso trivial, isto é, pode ser analisado de modo análogo à condi¸cão de carga equilibrada. Nos casos de curtos-circuitos bifásico e fase-terra as análises podem ser feitas através do método dos componentes simétricos, conforme será desenvolvido a seguir. Já foi visto que as correntes de seq¨ uências do lado ∆ e do lado y de um transformador mantém as seguintes rela¸cões: îA+ = îa+ 6 300

(194)

îB+ = îb+ 6 300

(195)

îC+ = îc+ 6 300

(196)

îA− = îa− 6 − 300

(197)

îB− = îb− 6 − 300

(198)


îC− = îc− 6 − 300

133

(199)

Para um curto-circuito bifásico, tem-se que: îa = îa+ + îa− = îa+ − îa+ = 0, 0

(200)

√ îb = a2îa+ + aîa− = (a2 − a)îa+ = −j 3îa+

(201)

√ îc = aîa+ + a2îa− = (a − a2 )îa+ = j 3îa+

(202)

Aplicando-se as equa¸cões de s´ıntese nas correntes no lado primário: îA = îA+ + îA−

(203)

îB = a2îA+ + aîA−

(204)

îC = aîA+ + a2îA−

(205)

Substituindo as Equa¸cões 194 e 197 nas Equa¸cões 203, 204 e 205, resulta: îA = îa+ 6 300 + îa− 6 − 300

(206)

îB = îa+ 6 2700 + îa− 6 900

(207)

îC = îa+ 6 1500 + îa− 6 2100

(208)

îA = îa+ 6 300 + îa+ 6 1500

(209)

îB = îa+ 6 2700 + îa+ 6 2700

(210)

îC = îa+ 6 1500 + îa+ 6 300

(211)

îA = îa+ 6 900

(212)

îB = 2îa+ 6 − 900

(213)

îC = îa+ 6 900

(214)

Como ia+ = - ia− :

ou


134

Relacionando as Equa¸cões 201 e 202 com as Equa¸cões 212, 213 e 214, finalmente obtém-se: √ îA = − 3îb = −0, 5774îb (215) 3 √ îB = 2 3îb = 1, 1547îb (216) 3 √ îC = 3îc = 0, 5774îc (217) 3 Para um curto-circuito monofásico, tem-se que: îa = îa+ + îa− + îao = 3îa+

(218)

îb = a2îa+ + aîa− + îao = 0

(219)

îb = aîa+ + a2îa− + îao = 0

(220)

Aplicando-se as equa¸cões de s´ıntese nas correntes no lado primário: îA = îA+ + îA−

(221)

îB = a2îA+ + aîA−

(222)

îC = aîA+ + a2îA−

(223)

Substituindo as Equa¸cões 194 e 197 nas Equa¸cões 221, 222 e 223, resulta: îA = îa+ 6 300 + îa− 6 − 300

(224)

îB = îa+ 6 2700 + îa− 6 900

(225)

îC = îa+ 6 1500 + îa− 6 2100

(226)

îA = îa+ 6 300 + îa+ 6 − 300

(227)

îB = îa+ 6 2700 + îa+ 6 900

(228)

îC = îa+ 6 1500 + îa+ 6 1200

(229)

Como ia+ = ia− :


135

ou îA =

√

3îa+ 6 00

(230)

îB = 0

(231)

√ îC = − 3îa+ 6 00

(232)

Relacionando a Equa¸cão 218 com as Equa¸cões 230, 231 e 232, finalmente obtém-se: √ îA = 3îa = 0, 5774îa (233) 3 îB = 0

(234)

√

îC = − 3îa = −0, 5774îa (235) 3 As Figuras 92, 93 e 94 mostram as correntes referidas ao lado de alta, respectivamente para curtos-circuitos trifásico, bifásico e fase-terra no lado de baixa, sendo IS a corrente de linha do lado y e N a rela¸cão de transforma¸cão. Is N

11 00 00 11

A B

1 0 0 1

Is N Is N

C

11 00 00 11 1 0 1 0

1 0

Is

a

Is

b

Is

c

11 00

Figura 92: Curto-circuito trif´ asico no lado de baixa e correntes no lado de alta

A B

I 0,5774 Ns

11 00 00 11

11 00 00 11

Is

0,5774 N C

1 0 0 1

a

1 0 0 1

I 1,1547 s N

1 0

Is

b

Is

c

11 00

Figura 93: Curto-circuito bifásico no lado de baixa e correntes no lado de alta


A

I 0,5774 Ns

Is 11 00

1 0

Is

C

11 00 00 11

1 0

a b

11 00 00 11

B 0,5774 N

136

c 1 0

Figura 94: Curto-circuito monofásico no lado de baixa e correntes no lado de alta

˜ DE REDES DE DISTRIBUIC ˜ 8 PROTEC ¸ AO ¸ AO 8.4.3

137

Caso-exemplo

Seja um sistema elétrico mostrado na Figura 95. Na ocorrência de curtos-circuitos na rede secundária (220/127 V) deseja-se saber as correntes nos lados de baixa e de alta do transformador de distribui¸cão. Rede primária 11,95 kV 138 kV Sistemas de Geração e Transmissão

Sistema de distribuição

Transformador de distribuição 220/127 V

Rede secundária

Figura 95: Sistema de distribui¸cão secundária Para a obten¸cão desses valores são necessários conhecer as impedâncias equivalentes na barra de média tensão (neste exemplo, 11,95 kV) da subesta¸cão, as impedâncias do trecho da linha de distribui¸cão desde a subesta¸cão até o transformador de distribui¸cão e os dados do transformador (a potência (kVA), as tensões, a impedância e o tipo de conexão). Neste caso-exemplo considere os seguintes dados: + • zeq. = 1,36 + j62,44 % (Sbase = 100 MVA)

• zl+ = 10,66 + j21,97 % (Sbase = 100 MVA) • Sn = 112,5 kVA • x% = j 3,5 % • Vp = 11.950 V • Vs = 220 V • Conexão: ∆/y


138

A reatância (%) do transformador, considerando-se Sbase = 100 MVA será x% = j 3.111,11 %.

Figura 96: Curto-circuito monofásico no lado de baixa e correntes no lado de alta

Referências Bibliográficas

139

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[8] General Electric Transformer differential relay with percentage and harmonic restraint Instruction GEH-1816.

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