212469856 apostila de protecao dos sistemas eletricos de potencia revisao 01

TÓPICOS EM PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS Esta apostila é uma compilação dos seguintes livros/documentos: 1) Clark, Harrison K, Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, traduzido por Fritz A. Stemmer e Lenois Mariotto,

vol. 7 Santa Maria – RS, 1979. 2) Caminha, Amadeu Casal, Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos, São Paulo, Edgard Blücher, 1977. 3) Mamede Filho, João, Manual de Equipamentos Elétricos, 3.ed. – Rio de Janeiro: LTC, 2005. 4) Mamede Filho, João, Instalações Elétricas Industriais, 6.ed. – Rio de Janeiro: LTC: 2002. 5) Notas de aula dos professores Paulo Marcio da Silveira, Carlos Alberto Mohallem Guimarães, Ademir Carnevalli

Guimarães, Ronaldo Rossi. 6) Russell Mason, C. The Art & Science of Protective Relaying, General Electric. 7) Vários autores, Disjuntores e Chaves – Aplicação em Sistemas de Potência. Editora da Universidade Federal

Fluminense – Niterói – R.J. – 1985. 8) Mark Brown and Bem Ramesh; Practical Power Systems Protection, Podicherry- India 2004. 9) Sites dos fabricantes ABB, Areva, Siemens

ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................... 1

2. CONSIDERAÇÕES E CARACTERÍSTICAS GERAIS DE PROTEÇÃO.......... 3 2.1. RELEAMENTO PRIMÁRIO.............................................................................. 4 2.2. RELEAMENTO DE RETAGUARDA.................................................................... 4 2.3. RELEAMENTO AUXILIAR ............................................................................... 4 2.4. O CONJUNTO PROTETOR ............................................................................ 5 2.5. EXERCÍCIOS ............................................................................................... 6

3. DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO ...................................................................... 9 3.1. O ARCO ELÉTRICO ..................................................................................... 9 3.2. SISTEMAS DE INTERRUPÇÃO DE CORRENTE E EXTINÇÃO DO ARCO ............... 10

3.2.1. DISJUNTORES A ÓLEO ................................................................................... 10 3.2.2. DISJUNTORES A VÁCUO ................................................................................ 13 3.2.3. DISJUNTORES A SF6 ..................................................................................... 14 3.2.3. DISJUNTORES A AR COMPRIMIDO .................................................................. 15

3.3. SISTEMAS DE ACIONAMENTO ..................................................................... 17 3.3.1. SISTEMA DE MOLA ........................................................................................ 17 3.3.2. SISTEMA DE SOLENÓIDE ............................................................................... 20 3.3.3. SISTEMA A AR COMPRIMIDO.......................................................................... 20 3.3.4. SISTEMA HIDRÁULICO ................................................................................... 20

3.4. EXERCÍCIOS ............................................................................................. 21

4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TC) ..................................................23 4.1. TC TIPO BARRA ....................................................................................... 23 4.2. TC TIPO JANELA ...................................................................................... 25 4.3. TRANSFORMADORES DE CORRENTE DESTINADOS À PROTEÇÃO ................... 25 4.4. EXERCÍCIOS ............................................................................................. 26

5. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL TP ..........................................................27 5.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL INDUTIVO - TPI........................................ 28 5.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO - TPC .................................. 30 5.3. EXERCÍCIOS ............................................................................................. 31

6. INTRODUÇÃO AOS RELÉS .................................................................................33 6.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS DE RELÉS ........................................................ 33

6.1.1. BANDEIROLA E SELAGEM .............................................................................. 33 6.1.2. TEMPOS DE OPERAÇÃO................................................................................. 33

6.2. CARACTERÍSTICAS FUNCIONAIS DE RELÉS.................................................. 34 6.2. FORMA CONSTRUTIVA...................................................................................... 34 6.2.1. RELÉS FLUIDODINÂMICOS ............................................................................. 34 6.2.2. RELÉS ELETROMAGNÉTICOS ......................................................................... 35 6.2.3. RELÉS ELETRODINÂMICOS ............................................................................ 35 6.2.4. RELÉS DE INDUÇÃO ...................................................................................... 36 6.2.5. RELÉS TÉRMICOS ......................................................................................... 37

6.2.6. RELÉS ELETRÔNICOS.................................................................................... 37 6.2.7. RELÉS DIGITAIS ............................................................................................ 37

6.3. QUANTO AO DESEMPENHO ........................................................................ 39 6.4. QUANTO ÀS GRANDEZAS ELÉTRICAS.......................................................... 39 6.5. QUANTO À TEMPORIZAÇÃO........................................................................ 40 6.6. QUANTO À FORMA DE ACIONAMENTO ......................................................... 41

7. RELÉS DE SOBRECORRENTE (50-51) ............................................................45 7.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE DE AÇÃO DIRETA............................................ 45

7.1.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE FLUIDODINÂMICOS............................................. 45 7.1.2. RELÉS DE SOBRECORRENTE ELETROMAGNÉTICOS ........................................ 47 7.1.3. RELÉS DE SOBRECORRENTE ESTÁTICOS ....................................................... 47

7.2. RELÉS DE SOBRECORRENTE DE AÇÃO INDIRETA ......................................... 49 7.2.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE DE INDUÇÃO...................................................... 49 7.2.2. RELÉS DE SOBRECORRENTE ESTÁTICOS ....................................................... 54 7.2.3. RELÉS DIGITAIS ............................................................................................ 54

8. RELÉ DIFERENCIAL DE CORRENTE (87) .......................................................57 8.1. RELÉS DIFERENCIAIS DE INDUÇÃO ............................................................. 58 8.2. RELÉS APLICADOS NA PROTEÇÃO DIFERENCIAL .......................................... 59

8.2.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE ......................................................................... 59 8.2.2. RELÉS DIFERENCIAIS COM RESTRIÇÃO PERCENTUAL ...................................... 59

8.3. PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS................................................................... 60 8.3.1. BARRA SIMPLES............................................................................................ 60 8.3.2. BARRA SECCIONADA ..................................................................................... 61 8.3.3. BARRA DUPLA COM DISJUNTOR E MEIO .......................................................... 62

8.4. PROTEÇÃO DIFERENCIAL DE GERADORES SÍNCRONOS ................................ 62

9. RELÉ DE DISTÂNCIA (21) ....................................................................................65

10. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...................................................................69

Esta apostila é uma compilação dos seguintes dos livros: Clark, Harrison K, Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, traduzido por Fritz A. Stemmer e Lenois Mariotto; Caminha, Amadeu Casal, Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos; Mamede Filho, João, Manual de Equipamentos Elétricos e Instalações Elétricas Industriais; Notas de aula Carlos Alberto Mohallem Guimarães, Ademir Carnevalli e Ronaldo Rossi

1

1. INTRODUÇÃO

Todo e qualquer sistema elétrico está sujeito a um defeito transitório ou

permanente, apesar do projeto e execução das instalações seguirem as normas e

recomendações existentes. Estes defeitos podem ter conseqüências irrelevantes ou

desastrosas dependendo do sistema de proteção preparado para a instalação em particular.

De modo geral, a proteção de um sistema de BT ou AT é projetada tomando-se como base

os fusíveis e os relés. Contra sobretensões os equipamentos utilizados são basicamente os

pára-raios que não serão comentados neste texto.

O nome Relé representa uma gama de equipamentos e dispositivos, com as

mais diferentes formas de construção, operação, e aplicação, dependendo da importância,

do porte e da segurança da instalação considerada. Os sistemas elétricos, de modo geral,

estão sujeitos a perturbações que podem ser resumidamente agrupadas em: curtos-

circuitos; sobrecargas; variações de tensão; e variação de freqüência.

Os curtos-circuitos são as perturbações mais severas admitidas em um sistema

elétrico. São resultantes de uma falha na isolação de um ponto qualquer sob tensão da

rede, ou de uma ação involuntária sobre o sistema. Como conseqüência direta, surgem

correntes extremamente elevadas, capazes de implicar danos irreparáveis à instalação se

não houver uma correta interferência do sistema de proteção. Os curtos-circuitos podem

dar-se entre as três fases, entre duas fases quaisquer, compreendendo ou não a terra e

entre uma fase qualquer e a terra.

As sobrecargas são caracterizadas pela elevação moderada da corrente, acima

dos valores admitidos em projeto. Não constituem falha de instalação. São o resultado de

um procedimento muitas vezes incorreto de operação, seja pela introdução de uma nova

carga no circuito, ou pelo aumento da carga mecânica no eixo dos motores, etc. Enquanto

os curtos-circuitos são de curta duração, as sobrecargas, em geral, são prolongadas.

As variações do nível de tensão constituem uma perturbação que afeta

demasiadamente o desempenho de qualquer instalação e resultam freqüentemente em

falha num ponto qualquer do sistema. A sua duração pode ser curta, da ordem de alguns

ciclos, ou prolongada. Essas variações podem ser para cima ou para baixo do nível de

tensão tomado como o de fornecimento pela concessionária. A ANEEL – Agência Nacional

de Energia Elétrica, órgão regulador dos sistemas de energia elétrica estabelece as

condições mínimas do nível de tensão, que correspondem a -5% como valor mínimo e a

+5% como valor máximo, resultando em uma variação total de 10%. Pode-se também citar

as sobretensões oriundas de manobras e descargas atmosféricas.


2

Em campo, a atuação do relé é confirmada pela atuação do disjuntor a ele

conectado. E sua atuação depende de um sinal de entrada que lhe é apresentado, na

maioria das vezes através dos transformadores de instrumentos, ou seja, os

transformadores de potencial e os transformadores de corrente. Dentro deste contexto,

serão feitos breves comentários a respeitos destes equipamentos que junto aos relés,

compõem o chamado grupo de proteção.

Para atenuar os efeitos das perturbações o sistema deve:

a) assegurar a maior continuidade possível da alimentação dos usuários;

b) salvaguardar o material e as instalações.

No cumprimento dessas missões o conjunto de proteção deve alertar os

operadores em caso de perigo não imediato e retirar de serviço a instalação se houver, por

exemplo, um curto circuito que arriscaria deteriorar um equipamento ou afetar toda a rede.

Verifica-se assim, que há necessidade de dispositivos de proteção distintos para as

situações anormais de funcionamento do conjunto interconectado, ou de elementos isolados

da rede, e para os curtos circuitos e defeitos de isolamento.

Na proteção se um sistema elétrico devem ser examinados três aspectos:

1) operação normal;

2) prevenção contra falhas elétricas;

3) limitação dos defeitos devido às falhas;

A operação normal presume a inexistência de falhas do equipamento, a

inexistência de erros do pessoal de operação e a inexistência de incidentes ditos “segundo a

vontade de Deus”.

Eliminar por completo as falhas seria extremamente antieconômico. Providências

devem ser tomadas para prevenir e/ou limitar os efeitos das falhas, o que inclui: limitação da

corrente de curto circuito; projeto capaz de suportar os efeitos mecânicos e térmicos das

correntes de defeito; a existência de circuitos múltiplos e geradores de reserva; existência

de releamento e outros dispositivos com disjuntores com capacidade suficiente de

interrupção; meios para observar a efetividade das medidas acima; e freqüentes análises

sobre as mudanças no sistema (crescimento e desdobramento das cargas) com os

conseqüentes reajustes dos relés, reorganização do esquema operativo, etc.

Dentro deste contexto o releamento é apenas uma das várias providências para

minimizar os danos aos equipamentos e interrupções no serviço quando ocorrem falhas

elétricas no sistema. Contudo, devido à sua situação de sentinela silenciosa, justifica-se um

estudo a parte.


3

2. CONSIDERAÇÕES E CARACTERÍSTICAS GERAIS DE PROTEÇÃO

A história da tecnologia dos sistemas de potências no mundo encontra-se em

um estado de rápido progresso que tem tornado possível o projeto e construção de sistemas

econômicos e confiáveis, capazes de satisfazer a crescente demanda por energia elétrica. A

proteção dos sistemas de potência é um pré-requisito para a operação contínua e confiável

deste campo como um todo representa um papel importante neste progresso.

No jargão técnico, proteção dos sistemas elétricos de potência costuma ser

identificada pelo termo releamento, que consiste na atuação do relé, que, na verdade, não

atua sozinho, mas em conjunto com os transformadores de instrumentos e disjuntores. De

qualquer forma, o releamento minimiza:

custo de reparação dos estragos;

a probabilidade de propagação do defeito e de envolver outro equipamento;

o tempo de inatividade do equipamento, reduzindo a necessidade de reservas;

perda de renda e estresse público enquanto o equipamento está fora.

Estes benefícios têm um custo da ordem de 2 a 5% do equipamento protegido.

Há dois princípios gerais a serem obedecidos em seqüência:

1) Em nenhum caso a proteção deve dar ordens, se não existe defeito na sua

zona de controle (desligamentos intempestivos podem ser piores que a falha

de atuação);

2) Se existe defeito nessa zona, as ordens devem corresponder exatamente

àquilo que se espera, considerada que seja a forma, intensidade e localização

do defeito.

Como resultado destes dois princípios surgem duas funções:

a) FUNÇÃO PRINCIPAL: promover a rápida retirada de serviço de um elemento do

sistema sob curto-circuito, ou sob operação anormal que possa causar danos

ou interferir na correta operação do resto do sistema. Nesta função um relé é

auxiliado pelo disjuntor, ou então um fusível engloba as duas funções.

b) FUNÇÃO SECUNDÁRIA: promover a indicação da localização e do tipo do

defeito, visando a mais rápida reparação e possibilidade de análise da

eficiência e características de mitigação da proteção adotada.

Dentro dessa idéia geral, os princípios fundamentais do releamento são:

a) releamento primário ou de primeira linha;

b) releamento de retaguarda ou de socorro;

c) releamento auxiliar.


4

2.1. RELEAMENTO PRIMÁRIO

É determinado por uma zona de proteção ao redor de cada elemento do sistema

com vistas à seletividade. Então, disjuntores são colocados na conexão de cada dois

elementos, caracterizando uma superposição de zonas em torno dos disjuntores que visa o

socorro em caso de falha da proteção principal. Se tal falha ocorre, obviamente, prejudica-se

a seletividade, mas esse é o mal menor. A Figura 2.1 ilustra um zoneamento de proteção.

Figura 2.1 – Zoneamento da proteção

2.2. RELEAMENTO DE RETAGUARDA

Sua finalidade é atuar na manutenção ou falha do releamento primário. Somente

usado para determinados elementos do circuito e contra curtos-circuitos. Sua previsão deve-

se à probabilidade de falhas na corrente ou na tensão fornecida ao relé; no acionamento do

disjuntor; ou disparo do disjuntor.

Nestas condições, o releamento de retaguarda deve ser arranjado

independentemente das possíveis razões de falha do releamento primário. No entanto, o

releamento de retaguarda não substitui uma boa manutenção e vice-versa.

2.3. RELEAMENTO AUXILIAR

Tem a função de multiplicação de contatos, sinalização, temporização e outras.

EXEMLPO 2.1.

No circuito da Figura 2.2, indique quais disjuntores devem atuar. Supor


5

inicialmente que só a proteção remota atue. Repetir o problema supondo que ambas as

proteções local e remota sejam usadas:

a) falta em f1 e o disjuntor 9 falha

b) falta em f2 e falha no relé diferencial de barra

c) falta em f3 e o disjuntor 5 falha na abertura

d) falta em f4 e o disjuntor 4 falha na abertura

Figura 2.2 – Circuito de potência e sistema de proteção – Exemplo 2.1

2.4. O CONJUNTO PROTETOR

A proteção dos sistemas elétricos de potência envolve o funcionamento

coordenado de um conjunto de equipamentos composto por relés, disjuntores e

transformadores para instrumentos. A Figura 2.3 mostra um típico conjunto de proteção.

Figura 2.3 – O conjunto de proteção típico

O relé faz o monitoramento contínuo do valor de tensão através do

transformador de potencial – TP, e do valor de corrente através do transformador de


6

corrente – TC. Ao detectar uma situação anormal, de acordo com os parâmetros definidos, o

relé envia a ordem ao disjuntor que abrirá o circuito de modo a isolar a falta e minimizar

seus efeitos no restante do sistema.

2.5. EXERCÍCIOS

1) Como podem ser agrupadas as perturbações no sistema?

2) Qual a origem dos curtos-circuitos e quais suas conseqüências?

3) Qual a origem das sobrecargas e quais suas conseqüências?

4) Quais os valores mínimos e máximos de tensão admitidos pela ANEEL?

5) Quais são as ocorrências minimizadas pelo releamento? E qual o custo em relação ao

elemento protegido?

6) Quais são os dois princípios gerais do releamento a serem seguidos?

7) Quais as funções do releamento? Explique.

8) Quais são os princípios fundamentais do releamento? Explique.

9) Em proteção de sistemas elétricos de potência, o que se entende por conjunto protetor?

10) Descreva resumidamente a lógica de funcionamento de um conjunto protetor.

11) No diagrama unifilar abaixo, quais disjuntores devem atuar por ocasião de falta em:

a) f1 f) f2 e falha em F e E e C

b) f1 e falha em D e E g) f3

c) f1 e falha em C, B e E h) f3 e falha em G

d) f2 i) f4

e) f2 e falha em F e E j) f4 e falha em H e F

12) No circuito unifilar abaixo, assinale o provável local da ocorrência de falta, considerando a atuação dos disjuntores conforme a tabela ilustrada.


7

Falta atuação A 4, 5, 8 B 3, 7, 8 C 3, 4, 5, 6 D 1, 4, 5, 6 E 4, 5, 7, 8 F 4, 5, 6

13) No sistema a seguir quais disjuntores devem atuar em caso de falta em:

a) f1

b) f1 e não atuação de 1

c) f1 e não atuação de 2

d) f2 e não atuação de 3, 4 e 5

e) f2

f) f3 e não atuação de 5, 6 e 7

g) f4

h) f4 e não atuação de 7 e 6.


8


9

3. DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO

Disjuntores são equipamentos destinados à interrupção e ao restabelecimento

de correntes elétricas em um circuito. A instalação é acompanhada dos respectivos relés

que enviam ou não a ordem de comando para sua abertura. Um disjuntor instalado sem o

relé representa uma excelente chave de manobra sem qualquer característica de proteção.

Em sistemas de proteção, a principal função de um disjuntor é interromper as

correntes de defeito de um determinado circuito e/ou energizá-lo dentro do menor tempo

possível. Em manobras, devem interromper e/ou energizar correntes de circuitos operando

em plena carga ou em vazio.

O disjuntor opera, continuamente sob tensão e corrente de carga muitas vezes

em ambientes agressivos (temperaturas, umidade, poeira, etc) e, em geral após longo

tempo nestas condições é solicitado a entrar em ação por conta de um defeito no sistema.

Neste instante, todo o seu mecanismo – inerte até então – deve operar com todas as suas

funções, em questão de décimos ou centésimos de segundo.

3.1. O ARCO ELÉTRICO

O arco elétrico é um fenômeno que ocorre quando se separam dois terminais de

um circuito que conduz corrente de carga, sobrecarga ou defeito. Pode ser também definido

como um canal condutor formado num meio fortemente ionizado, com intenso brilho e

elevada temperatura no meio em que se desenvolve. Em um palavreado mais simples, é a

tentativa da corrente de se manter.

Para que a condução de corrente elétrica neste meio fortemente ionizado seja

interrompida, é necessário que o meio seja deionizado. Isto pode ser feito substituindo-se o

meio ionizado por um meio não ionizado. No caso do disjuntor a ar comprimido, o ar

ionizado no interior da câmara é substituído por uma nova quantidade de ar sob pressão na

forma de sopro. No caso do disjuntor a SF6, o gás ionizado é substituído por uma nova

quantidade de gás dirigido sobre a região dos contatos.

Ao mesmo tempo em que um meio extintor é substituído por outro, acontece o

resfriamento da zona do arco, que contribui com a deionização dos contatos. A corrente

elétrica conduzida através do arco elétrico (plasma) encontra uma determinada queda de

tensão entre os contatos. Como a resistência do arco varia com a temperatura, a queda de

tensão também varia. O arco pode atingir cerca de 4000 K na sua periferia e 15000 K no

seu núcleo. Estas temperaturas podem variar em função do meio extintor.

Ao se ligar o disjuntor ou uma chave sob pressão de mola, há uma deformação


10

elástica e plástica dos contatos. O resultado da deformação elástica é o ricocheteamento

dos contatos, que pode repetir-se várias vezes, e somente cessa quando toda a energia

cinética do mecanismo do contato móvel transforma-se em calor.

3.2. SISTEMAS DE INTERRUPÇÃO DE CORRENTE E EXTINÇÃO DO ARCO

A operação de qualquer interruptor se faz separando-se os respectivos contatos,

que estabelecem a corrente quando fechados. Durante esta operação há o surgimento do

arco elétrico que precisa ser prontamente eliminado para evitar danos ao sistema. Se o meio

em que se dá a abertura dos contatos permanecer ionizado, a corrente pode se restabelecer

com a formação de um novo arco.

Para interromper a corrente e extinguir o arco elétrico, os disjuntores utilizam

como meio extintor recursos como o óleo, vácuo, gás SF6 e sopro magnético.

3.2.1. DISJUNTORES A ÓLEO

Nos sistemas de média tensão e para aplicação geral em subestações

consumidoras de pequeno e médio portes, os disjuntores a óleo têm forte presença devido

ao baixo custo, robustez construtiva, simplicidade operativa e de manutenção. Podem ser

fabricados de acordo com suas diferentes técnicas de interrupção: os disjuntores a grande

volume de óleo (GVO) e os disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO).

DISJUNTORES A GRANDE VOLUME DE ÓLEO - GVO

Os contatos se localizam no interior de um único recipiente com grande volume

de óleo mineral isolante. O recipiente, ou tanque, é constituído de uma chapa de aço

robusta revestida interiormente de material isolante.

Os contatos de cada pólo são instalados no interior de uma pequena câmara de

extinção constituída de um tubo de fenolite. No interior desta câmara, circulando os

contatos, existe um sistema de celas anulares. Os contatos estão imersos no óleo, o que

impede, dentro dos limites de capacidade de interrupção do disjuntor, o restabelecimento do

arco através do resfriamento efetuado pelos gases ascendentes.

A superfície dos contatos é prateada com a finalidade de evitar a oxidação. Os

contatos fixos são construídos em forma de tulipa e constituídos de um vergalhão de cobre

com a extremidade ovalada.

Este tipo de disjuntor para média tensão geralmente é construído para operar

com relés eletromecânicos ou eletrônicos de ação direta, instalados em suas buchas de

alimentação. A Figura 3.1 mostra a vista externa de um disjuntor de grande volume de óleo.

Para tensões superiores a 15 kV, são providos de mecanismos de abertura que permitem a


11

utilização de relés secundários de indução ou digitais.

Figura 3.1 – Disjuntor a grande volume de óleo

Os disjuntores GVO de média tensão em geral são operados manualmente,

introduzindo-se uma haste metálica no orifício da ogiva, localizada na caixa de comando,

normalmente fixada na parte frontal do equipamento, e girando-a até que se estabeleça o

fim de curso no qual a mola de fechamento adquire a posição de carga. Ao ser destravada,

os pólos do disjuntor são fechados. Este movimento comprime uma mola ligada ao

mecanismo móvel do disjuntor e destinada a sua abertura, que se dá quando é liberada a

trava mecânica que a mantém nesta posição. Esta trava pode ser removida através do

mecanismo de disparo dos relés ou manualmente por meio de dispositivo de comando.

Opcionalmente os disjuntores GVO podem ser fornecidos com comando

motorizado e próprios para atuação através de relés secundários de ação indireta.

Apesar da elevada capacidade de interrupção e ótimo desempenho, a tecnologia

dos disjuntores GVO está ultrapassada. Não conseguem competir no mercado nacional com

disjuntores a pequeno volume de óleo e têm tendência a desaparecer do mercado.

DISJUNTORES A PEQUENO VOLUME DE ÓLEO - PVO

Neste tipo de disjuntor, os contatos são instalados no interior de câmaras de

extinção, individualmente separadas e montadas juntamente com a caixa do mecanismo de

comando uma estrutura de cantoneiras de ferro, como ilustrado na Figura 3.2.

Os pólos que contém a câmara de extinção, os contatos fixo e móvel de

abertura/fechamento e o líquido de extinção do arco são os principais elementos do

disjuntor. Cada pólo é dotado de um bujão superior para enchimento e inferior para


12

drenagem do óleo isolante cujo nível pode ser controlado através de um visor de material

transparente, instalado na altura da câmara de expansão.

Figura 3.2 – Disjuntor a pequeno volume de óleo

Na câmara de extinção de arco mostrada na Figura 3.3, processa-se a

interrupção da corrente elétrica do circuito. É constituída basicamente de três partes: o

compartimento superior onde são extintas as correntes de pequena intensidade, a base da

câmara, que permite, juntamente com o cabeçote, a injeção dirigida do óleo sobre o arco; e

o canal anelar destinado a conduzir o óleo até o arco em alta pressão.

Figura 3.3 – Câmara de extinção de arco a óleo

A Figura 3.4 mostra três momentos distintos da operação de um disjuntor. Em

(a) o disjuntor está na posição ligado, em que os contatos fixo e móvel estão solidamente

unidos no interior da câmara. Na operação de abertura, em (b), o contato móvel é levado

para a parte inferior do pólo, o que provoca a formação do arco no interior da câmara.

Então, certa quantidade de óleo flui da parte inferior do pólo, através do interior da haste oca


13

do contato móvel, e é injetada por meio dos múltiplos orifícios do cabeçote do próprio

contato móvel, sobre o arco em formação. Se a corrente a ser interrompida for pequena a

extinção de arco é efetuada nesta fase. Mas se a uma corrente for de curto-circuito, o arco

não se extingue nessa fase, penetrando na parte inferior da câmara à medida que a haste

do contato móvel se desloca para baixo. Os gases, até então formados no compartimento

superior da câmara se encaminham para a câmara à medida que a haste do contato móvel

se desloca para baixo, conforme em (c).

Figura 3.4 – Abertura de um disjuntor a óleo mineral

Enquanto isso, na parte inferior da câmara, forma-se uma bolha de gás de alta

pressão, constituída de metano, hidrogênio e acetileno, que é impedida de passar entre o

cabeçote e as laterais internas da base da câmara, forçando o deslocamento do óleo

contido no espaço inferior com intensa pressão através do canal anular atingindo o arco em

todas as direções. Nessa condição, o óleo injetado transversalmente sobre a coluna do arco

provoca o seu resfriamento nesse ponto de aplicação e, conseqüentemente, a sua extinção

na primeira passagem da corrente pelo zero natural.

3.2.2. DISJUNTORES A VÁCUO

Utilizam a câmara de vácuo como elemento de extinção do arco. São

constituídos de três pólos individualmente instalados através de isoladores com suporte em

epóxi na caixa de manobra. Cada pólo é constituído de uma câmara a vácuo apoiada em

suas extremidades por isoladores cerâmicos que ocupa a parte central do pólo. Os contatos

fixo e móvel são montados no interior da câmara a vácuo. A Figura 3.5 mostra a constituição

de um pólo.


14

Figura 3.5 – Componentes de uma câmara de um disjuntor a vácuo

São especialmente utilizados em instalações onde a freqüência de manobra é

intensa, como em circuitos de transformadores de fornos a arco.

Ao abrirem-se os contatos do disjuntor inicia-se, através da corrente a ser

interrompida, uma descarga do arco voltaico por meio do vapor metálico. A corrente flui até

chegar a sua primeira passagem pelo ponto zero natural da senóide. O arco extingue nas

proximidades deste ponto e o vapor metálico liberado das superfícies dos contatos fixos e

móveis se condensa em poucos micro-segundos sobre as superfícies dos contatos de onde

foram liberados.

Em geral, nos disjuntores a vácuo a corrente de curto circuito pode ser extinta

até 20.000 vezes a corrente nominal do equipamento. São muito eficientes para interromper

correntes em média tensão.

3.2.3. DISJUNTORES A SF6

Utiliza o processo da abertura dos contatos no interior de um recipiente contendo

gás hexafluoreto de enxofre, o SF6. O princípio básico de interrupção em SF6 se fundamenta

em sua capacidade de levar rapidamente a zero condutibilidade elétrica do arco,

absorvendo os elétrons livres em sua região, e de restabelecer com extrema velocidade sua

rigidez dielétrica depois de cessados os fenômenos que motivaram a formação do arco. Isso

porque o SF6 é um gás eletronegativo, o que lhe propicia facilidades de capturar os elétrons

livres presentes no plasma de um arco elétrico, reduzindo sua condutibilidade à medida que

a corrente tende ao seu zero natural.

Por ser um gás extremamente pesado e incolor, sua manipulação pode ser

perigosa em ambientes fechados caso haja vazamento, porque se acumula nas regiões


15

inferiores do ambiente, substituindo o ar e provocando asfixia a partir de certo nível. Em

contato com a água pode formar substâncias corrosivas.

A Figura 3.6 mostra em detalhes os componentes de um pólo de disjuntor a SF6,

com seu mecanismo de acionamento motorizado e operado por molas durante o ligamento.

1. Tampa; 2. Tubo de extinção; 3. Pino de contato; 4. Contato paralelo; 5. Bocal de injeção; 6. Contato

móvel; 7. Pistão; 8. Cilindro de compressão; 9. Contato fixo; 10. Contato deslizante; 11. Isolador de

porcelana da câmara de interrupção 12. Flange intermediário; 13. Isolador suporte; 14. Haste isolante; 15.

Eixo do pólo; 16. Carcaça do mecanismo; 17. Mola de abertura; 18. Alavanca de rolo; 19. Curvilíneo; 20.

Lingüeta de fechamento; 21. Lingüeta de abertura; 22. Mola de fechamento; 23. Motor de carregamento.

Figura 3.6 – Componentes de um pólo de disjuntor a SF6

3.2.3. DISJUNTORES A AR COMPRIMIDO

Utilizam o ar sob alta pressão para resfriar e extinguir o arco elétrico. Possuem

um vaso que contém ar sob pressão, de cerca de 200 kg/cm2, e que apresenta comunicação

com a câmara de extinção contendo os contatos fixo e móvel uma determinada quantidade

de ar comprimido sob pressão aproximada de 20 kg/cm2.

Os disjuntores podem ser construídos com base em duas diferentes técnicas

para extinção de arco. Na primeira o arco é extinto através do sopro unidirecional do ar,


16

conduzido até a região dos contatos pelo interior do próprio dispositivo que os contém,

conforme pode ser visto na Figura 3.7. O ar, após ser descarregado longitudinalmente sobre

o arco, sai pela válvula superior do contato fixo.

Figura 3.7 – Pólo de um disjuntor a ar comprimido com sopro unidirecional

Com as dificuldades mecânicas resultantes desse tipo de técnica, foram

desenvolvidos disjuntores que utilizam o sopro bidirecional. Neste caso, o ar é levado à

região do arco de maneira semelhante, porém o seu escape se dá pelo interior das hastes

que contém os contatos fixos e móvel, sepanrado a trajetória do arco em duas direções

diametralmente opostas, conforme ilustrado na Figura 3.8.

Figura 3.8 – Pólo de um disjuntor a ar comprimido com sopro bidirecional

No processo de extinção de arco, a possibilidade de reignição, após a passagem

da corrente pelo zero natural é remota devido à retirada do meio ionizado da região entre os

contatos. O ar utilizado nesses disjuntores deve ser praticamente puro e com total ausência


17

de umidade. Para isso, são usados filtros e desumidificadores. O ar comprimido também é

empregado na movimentação do sistema de acionamento mecânico do próprio disjuntor.

Os disjuntores de ar comprimido são utilizados somente em subestações com

tensões iguais ou superiores a 230 kV. Podem ser dotados individualmente do sistema de

alimentação e de compressão do ar, no caso de subestações de pequeno porte. Em

subestações de grande porte, utiliza-se em geral uma central de ar comprimido, que

abastece todos os disjuntores, tanto para o sistema de extinção de arco como para o

mecanismo de acionamento. São instalações de custo mais elevado, mas é

economicamente mais vantajoso quando comparadas com o emprego individual de cada

unidade disjuntora de um compressor para gerar o meio extintor do arco elétrico.

A operação dos disjuntores a ar comprimido vem perdendo mercado para os

disjuntores a SF6, à medida que a técnica de utilização deste gás é aperfeiçoada para

utilização em sistemas de tensões elevadas iguais ou superiores a 230 kV.

3.3. SISTEMAS DE ACIONAMENTO

3.3.1. SISTEMA DE MOLA

O sistema de mola no acionamento de disjuntores é o mais comum,

principalmente pela simplicidade de operação e baixos custos. É empregado basicamente

em todos os disjuntores de média tensão e na maioria dos disjuntores até 230 kV.

O sistema de acionamento através de mola é utilizado nos disjuntores a óleo, de

pequeno ou grande volume, nos disjuntores a SF6, e a vácuo. Consiste de uma mola, ou

conjunto de molas, que ao ser destravada libera toda a sua energia mecânica armazenada

para o deslocamento da haste que porta o contato móvel do disjuntor. Esse acionamento

pode ser feito individualmente por pólo ou de forma tri polar em comando simultâneo.

O sistema de acionamento dos disjuntores, na maioria dos casos, é mecânico e

utiliza o princípio da energia armazenada, que contém as seguintes funções básicas:

Armazenar energia mecânica carregando uma mola de fechamento,

utilizando-se, para isso, de uma haste metálica que faz girar o disco do

sistema de manobra, ou empregando-se um motor do tipo universal;

Ceder esta energia a um sistema de fechamento ultra-rápido dos contatos fixo

e móvel ao mesmo tempo e transferir parte dessa energia para o

carregamento simultâneo da mola de abertura.

O sistema de acionamento por mola permite dotar os disjuntores de vários

mecanismos peculiares a cada fabricante tais como fechamento automático, e fechamento a

mola pré-carregada.


18

FECHAMENTO AUTOMÁTICO

Nesta concepção, o disjuntor é ligado imediatamente após o carregamento da

mola de fechamento e pode ser acionado por duas maneiras diferentes: a operação manual

e operação motorizada.

Na primeira, o disjuntor é manobrado através de uma alavanca introduzida no

mecanismo de acionamento na parte frontal da caixa de manobra. Inicialmente, quando a

alavanca é movida no sentido ascendente, carrega-se a mola de fechamento que, no fim de

curso do mecanismo acionador, provoca o carregamento da mola sobre o dispositivo de

fechamento do disjuntor, ao mesmo tempo em que predispõe a mola de abertura a atuar,

mediante o acionamento do mecanismo de desligamento manual ou por relés.

Na segunda, a alavanca de manobra de carregamento das molas é substituída

por um motor, que pode ser acionado no painel de comando ou de um ponto remoto.

FECHAMENTO A MOLA PRÉ-CARREGADA

Nesta concepção, o disjuntor permanece desligado mesmo após o carregamento

da mola de fechamento. No entanto, nessa posição, está predisposto ao fechamento. De

modo semelhante ao caso anterior, os disjuntores são construídos em duas versões: a

operação manual e a operação motorizada.

Na operação manual utiliza-se uma alavanca como já descrito. Ao final do

processo de acionamento, no entanto, o disjuntor permanece desligado até que seja

pressionado um dispositivo mecânico ou eletromagnético, que permite o destravamento do

sistema de fechamento. Após acionado este dispositivo, o disjuntor é imediatamente ligado,

o que provoca a armação da mola de abertura, que fica predisposta ao acionamento

mediante o comando do relé.

Na operação motorizada a alavanca de manobra é substituída por um motor

universal que pode ser acionado no painel de comando ou de um ponto remoto.

3.3.1.A). DISPOSITIVOS DE DISPARO

Os disjuntores possuem associados ao seu sistema de mola alguns

componentes que, quando ativados, propiciam o destrave da mola carregada, fazendo atuar

o equipamento. Esses componentes são chamados dispositivos de disparo, cuja variedade

de aplicação é função do modelo do disjuntor e do seu fabricante.

A função básica dos dispositivos de disparo é ampliar o sinal elétrico ou

mecânico que ordena a retirada da trava do mecanismo de abertura. Os dispositivos de

disparo mais utilizados nos disjuntores, principalmente das classes de 15 a 38 kV, são:


19

DISPOSITIVO DE DISPARO DE SUBTENSÃO

Constituído de um transformador de potencial que alimenta uma bobina (de

abertura), cuja força magnética de permanência está limitada a uma tensão predeterminada.

Abaixo dessa tensão, normalmente fixada em 65 % da nominal, a bobina relaxa, provocando

a retirada da trava da mola e a conseqüente abertura do disjuntor. Neste caso, o disjuntor

também pode ser desligado intencionalmente através de uma botoeira cujo contato será em

série com a bobina de abertura.

DISPARADORES EM DERIVAÇÃO

Utilizados para desligamento automático de disjuntores através do relé de

proteção correspondente e para desligamento intencional através de comando elétrico ou

mecânico. Eles são próprios para ser alimentados por uma fonte externa de tensão contínua

ou alternada, ou excepcionalmente por um transformador de potencial – TP.

DISPARADORES OPERADOS POR TC

São utilizados para desligamentos automáticos de disjuntores nos casos de

curtos-circuitos e sobrecargas. Para este tipo de disparadores utiliza-se transformadores de

corrente ligados no circuito principal a ser protegido pelo disjuntor.

DISPARADORES MECÂNICOS

Utilizados em disjuntores desligados manualmente ou quando são utilizados

relés primários de ação direta. Esse tipo de disjuntor é utilizado em subestações de pequeno

porte instaladas em estabelecimentos comerciais e industriais.

BOBINA DE FECHAMENTO

Permite o fechamento do disjuntor através de comando local ou remoto. É

montada no dispositivo de acionamento, substituindo o mecanismo de operação manual.

Pode ser energizada por fonte de corrente contínua ou alternada, conforme Figura 3.9.

O motor elétrico ao ser acionado carrega o sistema de mola helicoidal de

fechamento. No final de curso, esse sistema de mola pára e mantém-se nesta posição por

meio de uma trava mecânica de fechamento. A mola de fechamento está comprimida e

pronta para atuar caso a trava de fechamento seja removida de sua posição.

Ao ser retirada a trava mecânica de fechamento, através da atuação da bobina

de fechamento, que pode ser feito por um dispositivo mecânico ou elétrico, a mola de

fechamento libera a sua energia armazenada, fazendo o eixo do contato móvel se deslocar

violentamente para cima, através do mecanismo de rotação, provocando o fechamento do

disjuntor. Nesse curso, a mola de abertura, fixada ao longo do eixo do contato móvel é

comprimida, acarretando ao mesmo tempo a rotação, no sentido anti-horário, do mecanismo


20

de manobra, até que seja travado pela trava mecânica de abertura. Dessa forma o disjuntor

está ligado e predisposto a abrir se a trava mecânica de abertura for retirada através de um

dispositivo qualquer, mecânico, ou elétrico, no caso, um dispositivo de disparo.

Figura 3.9 – Dispositivo de acionamento a mola pré carregada de um pólo de um disjuntor

3.3.2. SISTEMA DE SOLENÓIDE

Utilizado no carregamento da mola de abertura do disjuntor, ao mesmo tempo

em que propicia a operação do seu sistema de fechamento. É constituído basicamente de

um solenóide e, em geral, empregado somente na abertura do disjuntor. Tem utilização

limitada devido à pouca energia que consegue transferir para o carregamento da mola de

abertura.

3.3.3. SISTEMA A AR COMPRIMIDO

Empregado nos disjuntores que utilizam o ar comprimido como meio de extinção

de arco. Nesse caso, o ar comprimido exerce tanto a função do meio extintor do arco como

a de acionador do mecanismo de disparo do disjuntor. O ar é armazenado em vasos

cilíndricos de alta pressão e distribuído através de uma rede de tubulação, aos diversos

disjuntores do sistema. No entanto, o disjuntor pode conter o seu próprio vaso de pressão.

3.3.4. SISTEMA HIDRÁULICO

Constituído de um vaso de óleo (1) como na Figura 3.10, que recebe uma

elevada pressão da bomba hidráulica B comprimindo o êmbolo do vaso (1) contra certo

volume de nitrogênio N2, armazenando energia. A bomba hidráulica chega a imprimir uma

pressão de aproximadamente 200 kg/cm2 no reservatório (1).


21

Figura 3.10 – Sistema hidráulico do mecanismo de acionamento de um disjuntor

Para se proceder a abertura do disjuntor energiza-se o solenóide K1 que abre a

válvula correspondente permitindo que o óleo depositado sob pressão na parte inferior do

reservatório (2), através dos condutos a e d, se escoe para o reservatório (3). Assim, o

solenóide K2 mantém a válvula correspondente fechada, conservando a pressão do óleo

contido na parte superior do reservatório.

Para se proceder ao fechamento do disjuntor, aciona-se o solenóide K1,

permitindo a passagem do óleo sob pressão pelos condutos c e a para o reservatório (2); ao

mesmo tempo, aciona-se o solenóide K2, fazendo o óleo, sem pressão, escoar para o

reservatório (3) através dos condutos b e e. Dessa forma, o êmbolo, que contém o contato

móvel, é empurrado violentamente para cima, fechando os contatos do disjuntor.

3.4. EXERCÍCIOS

1) O que são disjuntores?

2) Como é a instalação de disjuntores de alta tensão para a proteção?

3) O que representa um disjuntor instalado sem o relé correspondente?

4) Qual a principal função do disjuntor em sistemas de proteção?

5) Qual a peculiaridade da operação de disjuntores?


22

6) O que é arco elétrico? Quais suas características? Que temperaturas pode atingir?

7) O que é necessário para interromper e/ou evitar um arco elétrico? Quais os recursos

existentes para isto?

8) O que são disjuntores GVO? Quais suas vantagens? Quais suas desvantagens?

9) Como são operados os disjuntores GVO?

10) Em um disjuntor GVO, como os contatos são abertos e fechados rapidamente?

11) O que é um disjuntor PVO?

12) Quais as principais diferenças entre um disjuntor GVO e um PVO?

13) O que são disjuntores a vácuo? Como são constituídos?

14) Qual a principal utilização dos disjuntores a vácuo?

15) O que são disjuntores a SF6? Por que são tão eficientes?

16) Quais as desvantagens do disjuntor a SF6?

17) Como funcionam os disjuntores a ar comprimido?

18) Onde são utilizados os disjuntores a ar comprimido?

19) De onde vem o ar comprimido utilizado neste tipo de disjuntor?

20) Quais são os tipos de acionamento utilizados em nos disjuntores de alta tensão?

21) Quais as vantagens do sistema de acionamento a mola? Quando são aplicáveis?

22) Em que tipo de disjuntores é utilizado o sistema de acionamento a mola?

23) Em que consiste o sistema de acionamento a mola nos disjuntores da alta tensão?

24) O que é fechamento automático?

25) O que é fechamento a mola pré-carregada?

26) Como são classificados os dispositivos de disparo dos disjuntores acionados por mola?

27) O que é o sistema de disparo solenóide?

28) O que é o sistema de disparo a ar comprimido?

29) O que é o sistema de disparo hidráulico?


23

4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TC)

Transformadores de corrente são equipamentos que permitem aos instrumentos

de medição e proteção funcionar adequadamente sem que seja necessário possuírem

correntes nominais de acordo coma corrente de carga (ou tensão nominal) do circuito ao

qual estão ligados. Em outras palavras, reduzem as correntes do sistema a valores

compatíveis com os instrumentos de medição e/ou proteção. Na sua forma mais simples

possuem um primário, geralmente de poucas espiras, e um secundário, no qual a corrente

transformada é, na maioria dos casos, igual a 5 A. Dessa forma, os instrumentos de

medição e proteção são dimensionados em tamanhos reduzidos com as bobinas de

corrente constituídas de fios de pouca quantidade de cobre.

Os transformadores de corrente são utilizados para suprir aparelhos que

apresentam baixa resistência elétrica, tais como amperímetros, relés, medidores de energia,

de potência, etc. Transformam, através do fenômeno de conversão eletromagnética,

correntes elevadas, que circulam no seu primário, em pequenas correntes secundárias,

segundo uma relação de transformação.

A corrente primária a ser medida, circulando nos enrolamentos primários, cria

um fluxo magnético alternado que faz induzir as forças eletromotrizes Ep e ES,

respectivamente, nos enrolamentos primário e secundário. Dessa forma, se nos terminais

primários de um TC, cuja relação nominal é 20, circular uma corrente de 100 A, obtém-se no

secundário a corrente de 5 A, ou seja: 100/20 = 5 A.

A relação de transformação das correntes primária e secundária é inversamente

proporcional à relação entre o número de espiras dos enrolamentos primário e secundário.

Os transformadores de corrente podem ser construídos de diferentes formas e

para diferentes usos, como os tipos barra, enrolado, janela, bucha, núcleo dividido, com

vários núcleos ou enrolamentos primários ou secundários. Neste texto, serão brevemente

comentados apenas os dois primeiros.

4.1. TC TIPO BARRA

Seu enrolamento primário é constituído por uma barra fixada através do núcleo

do transformador conforme mostrado na Figura 4.1.

Os TC de barra fixa em baixa tensão são utilizados em painéis de comando de

elevada corrente, tanto em proteção quanto em medição. A Figura 4.2 mostra – à esquerda

– um modelo de fabricação nacional e um TC sem encapsulamento à direita.


24

Figura 4.1 – Transformador de corrente tipo barra

Figura 4.2 – Transformador de corrente tipo barra

A Figura 4.3 mostra um TC classe 72,5 kV utilizado em proteção de

subestações, e seu detalhamento interno. A Figura 4.4 mostra a vista em corte com os

detalhes construtivos de dois modelos diferentes de fabricação de TC utilizado em

subestações. Em geral, estes transformadores podem acomodar até quatro núcleos. O

núcleo tem forma toroidal enrolado com uma tira de aço-silício de grãos orientados. O

enrolamento secundário consiste em fio esmaltado e isolado com tecido de algodão. O

enrolamento é uniformemente distribuído em volta do núcleo.

Figura 4.3 – Transformador de corrente tipo barra fixa de alta tensão


25

Figura 4.4 – Detalhes construtivos de TC utilizado em subestação

A reatância secundária do enrolamento entre quaisquer pontos de derivação é

pequena. Os enrolamentos secundários podem ter uma ou mais derivações para obter

relações de transformação mais baixas com um número reduzido de ampères-espiras.

4.2. TC TIPO JANELA

Não possui um primário fixo no transformador e é constituído de uma abertura

através do núcleo, por onde passa o condutor que forma o circuito primário como ilustrado

na Figura 4.5. São utilizados em painéis de comando de BT em pequenas e médias

correntes, ou quando não se deseja seccionar o condutor para instalar o TC.

Figura 4.5– TC tipo janela

4.3. TRANSFORMADORES DE CORRENTE DESTINADOS À PROTEÇÃO

Os transformadores de corrente devem ser fabricados de acordo com sua

destinação no circuito, ou seja, para medição ou para a proteção.


26

Para a medição de corrente ou energia (faturamento), transformam as correntes

de carga na relação, em geral, de Ip/5, propiciando o registro dos valores pelos instrumentos

medidores. Eventualmente são construídos com vários núcleos, uns para medição de

energia e outros para de proteção. Porém, as concessionárias, geralmente, especificam em

suas normas unidades separadas para a sua medição de faturamento e para proteção.

Os TC de proteção transformam elevadas correntes de sobrecarga ou de curto-

circuito em pequenas correntes para a operação dos relés, oferecendo garantia de

segurança aos operadores. Ao contrário dos TC de medição, não devem saturar para

correntes de elevado valor, tais como as que se desenvolvem durante a ocorrência de um

defeito no sistema. Caso contrário, os sinais de corrente recebidos pelos relés seriam

mascarados, permitindo uma operação inconsistente do sistema elétrico. Assim, os TC de

proteção apresentam um nível de saturação elevado, iguala 20 vezes a corrente nominal,

considerando a carga padronizada ligada no seu secundário. Do exposto, conclui-se que a

utilização de TC de proteção como de medição ou vice versa não é funcional.

4.4. EXERCÍCIOS

1) Qual a função dos transformadores de corrente?

2) Como é um TC na sua forma mais simples?

3) Para que são utilizados os TCs?

4) Qual o princípio de funcionamento do TC?

5) Um TC com relação nominal igual a 240:1 fornece 5 A ao relé a ele conectado. Qual a sua corrente no secundário? E se a relação fosse 60:1? E 160:1?

6) Qual a relação existente entre a corrente no enrolamento de um TC e o número de espiras neste enrolamento?

7) Descreva sucintamente um TC tipo barra. Onde são utilizados?

8) Descreva sucintamente um TC tipo janela. Onde são utilizados?

9) Qual a diferença operacional entre um TC de proteção e um TC de medição?


27

5. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL TP

Os transformadores de potencial são equipamentos que permitem aos

instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário

possuir tensão de isolamento de acordo com a da rede a que estão ligados. Ou seja,

reduzem a tensão dos equipamentos a valores adequados ao uso de instrumentos de

medição e/ou proteção. Na sua forma mais simples os TP possuem um enrolamento

primário de muitas espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a tensão

desejada, normalmente padronizada em 115 V ou 115/√3. Dessa forma, os instrumentos de

proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com bobinas e demais

componentes de baixa isolação.

Os TP suprem aparelhos de elevada impedância, como voltímetros, relés de

tensão, bobinas de tensão de medidores de energia, etc. são empregados nos sistemas de

proteção e de medição de energia elétrica. Em geral, são instalados junto aos

transformadores de corrente. A Figura 5.1 mostra um TP em sua base de concreto.

Figura 5.1 – Instalação de um TP

Os TP são fabricados de conformidade com o grupo de ligação requerido, com

as tensões primárias e secundárias necessárias e com o tipo de instalação. O enrolamento

primário é constituído de uma bobina de várias camadas de fio, submetida a uma

esmaltação, em geral dupla, enrolada em um núcleo de ferro magnético sobre o qual

também se envolve o enrolamento secundário. O enrolamento secundário ou terciário é de

fio de cobre duplamente esmaltado e isolado do núcleo e do enrolamento primário por meio

de fitas de papel especial.


28

Se o transformador for construído em epóxi, o núcleo com as respectivas

bobinas é encapsulado através de processos especiais para evitar a formação de bolhas no

seu interior, o que, para tensões elevadas, se constitui num fator de defeito grave. Nestas

condições, esse transformador torna-se compacto e leve, mas descartável ao ser danificado.

Se o transformador for imerso em óleo isolante, o núcleo com as respectivas

bobinas são secos sob vácuo e calor. O transformador, ao ser completamente montado, é

tratado a vácuo para em seguida ser preenchido com óleo isolante.

O tanque dentro do qual é acomodado o núcleo com os enrolamentos é

construído com chapa de ferro pintada ou galvanizada a fogo. Na parte superior são fixados

os isoladores de porcelana vitrificada, dois para TP do grupo 1 e somente um para TP dos

grupos 2 e 3. Alguns transformadores possuem tanque de expansão de óleo, localizado na

parte superior da porcelana. Na parte inferior do TP está localizado o tanque com os

elementos ativos, onde está a caixa de ligação dos terminais secundários. O tanque também

dispõe de um terminal de aterramento do tipo parafuso de aperto.

Os transformadores de potencial podem ser construídos a partir de dois tipos

básicos: TP indutivo e TP capacitivo.

5.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL INDUTIVO - TPI

Representa a quase totalidade dos transformadores de potencial até 138 kV, por

apresentarem custo de produção inferior ao capacitivo. Os TPI são dotados de um

enrolamento primário envolvendo um núcleo de ferro-silício que é comum ao enrolamento

secundário, conforme a Figura 5.2.

Figura 5.2 – Representação de um transformador de potencial

A Figura 5.3 mostra um TPI de 15 kV em óleo mineral, e a Figura 5.4, um TPI

com encapsulamento em resina epóxi.


29

Figura 5.3 – Transformador de potencial isolado a óleo mineral

Figura 5.4 – Transformador de potencial com isolação a seco

Os TPI funcionam com base na conversão eletromagnética entre os

enrolamentos primário e secundário. Desta forma, para determinada tensão aplicada no

enrolamento primário, obtém-se nos terminais do enrolamento secundário uma tensão

reduzida pela relação de transformação da tensão. Da mesma forma, se aplicada uma

tensão nos terminais do secundário, obtém-se nos terminais primários uma tensão elevada

de valor dado pela relação de transformação considerada. Por exemplo, se a tensão de

13800 V é aplicada ao enrolamento primário de um TP cuja relação de transformação

nominal é 120, obtém-se no secundário uma tensão de 115 V.

Alguns TPI são constituídos de duas partes acopladas por causa da sua classe

de tensão, conforme ilustrado na Figura 5.5.


30

Figura 5.5 – Transformador de potencial indutivo

5.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO - TPC

São construídos basicamente com dois conjuntos de capacitores em forma de

um divisor de tensão. Normalmente em tensões iguais ou superiores a 138 kV, e

apresentam o esquema básico mostrado na Figura 5.6.

Figura 5.6 – Transformador de potencial indutivo – vista em corte


31

O TPC é constituído de um divisor capacitivo, cujas células que formam o

condensador são ligadas em série e o conjunto fica imerso no interior de um invólucro de

porcelana. O divisor capacitivo é ligado entre fase e terra. Uma derivação intermediária

alimenta um grupo de medida de média tensão que envolve basicamente:

Um transformador de potencial ligado na derivação intermediária, através de

um ponto de conexão e fornecendo as tensões secundárias desejadas;

Um reator de compensação ajustável para controlar as quedas de tensão e a

defasagem no divisor capacitivo, na freqüência nominal, independentemente

da carga, porém nos limites previstos pela classe de exatidão considerada;

Um dispositivo de amortecimento dos fenômenos de ferro ressonância.

A não ser pela classe de exatidão, os TPs não se diferenciam entre os

destinados à medição e à proteção. Contudo, são classificados de acordo com o erro que

introduzem nos valores medidos no secundário. Os erros são na relação de transformação e

no ângulo de fase.

O erro de relação de transformação é registrado na leitura de tensão com TP

onde a tensão primária não corresponde exatamente ao produto da tensão lida no

secundário pela relação de transformação nominal. O erro de ângulo de fase expressa a

defasagem entre a tensão vetorial primária e a tensão vetorial secundária de um

transformador de potencial.

A classe de exatidão refere-se nominalmente ao erro esperado do transformador

de potencial considerando o erro de relação de transformação e o de defasamento angular

entre as tensões primária e secundária. Os erros verificados em um TP são representados

com a carga secundária a ele acoplada e ao fator de potência desta carga acoplada.

Segundo a norma ABNT NBR 6855, os TPs podem apresentar as classes de

exatidão 0,1 - 0,3 - 0,6 - 1,2. Os da classe 0,1 são utilizados em leituras de laboratório ou

outras que exijam elevada precisão. Os TPs classe 0,3 são destinados à leitura de energia

elétrica para faturamento. Os da classe 0,6 são utilizados em proteção e na leitura de

energia sem o objetivo de faturamento. Os da classe 1,2 são aplicados na medição

indicativa de tensão.

5.3. EXERCÍCIOS

1) Qual a função de um TP?

2) Descreva um TP na sua forma mais simples.

3) Que tipo de equipamentos são conectados ao secundário de um TC?

4) Como podem ser construídos os transformadores de potencial?


32

5) Qual o tipo de TP mais utilizado na faixa até 138 kV? Por quê?

6) Qual é a base de funcionamento de um TPI?

7) Se a tensão no primário de um TP é 13800 V e no secundário é 115 V, qual a relação de transformação?

8) Um TP fornece uma tensão de 115/√3 V nos terminais do seu enrolamento secundário. Sua relação de transformação é 525:1. Qual sua tensão primária?

9) Como são construídos os TPCs?

10) Em que faixa de tensão são mais utilizados? Por quê?

11) Qual a diferença entre o TP utilizado para medição e o utilizado para proteção?

12) Qual a classe de exatidão utilizada nos TPs de proteção?


33

6. INTRODUÇÃO AOS RELÉS

Os relés funcionam a partir da indicação de situações anormais no sistema

elétrico que protege. Os três indicadores que dão as informações necessárias para a

distinção entre as correntes de carga e curto circuito são a tensão, a corrente e o ângulo

entre corrente e tensão. As correntes de curto-circuito são geralmente maiores que as

correntes de carga; as tensões do sistema durante o curto são menores que as normais, e o

ângulo de atraso da corrente em relação à tensão é, em geral, maior para a corrente de

curto-circuito do que para a corrente normal. Como as correntes de falta estão sempre

atrasadas, o ângulo entre a tensão e a corrente, além de indicar o tipo de corrente, mostra a

direção da corrente de falta. Outra relação, a razão entre o local do relé e a falta: faltas

próximas provocam correntes elevadas e baixa tensão, enquanto defeitos mais distantes

provocam correntes menores e tensões não tão baixas.

6.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS DE RELÉS

6.1.1. BANDEIROLA E SELAGEM

A maioria dos relés tem um indicador de operação, conhecido por bandeirola,

que pode ser combinado com um elemento de selagem. A bandeirola é geralmente uma

bandeira acionada mecânica ou eletricamente que, na ocasião da operação do relé, muda

para uma posição facilmente visualizada pelo operador da usina ou subestação.

O retorno da bandeirola é geralmente manual para que o operador perceba a

operação do relé. A unidade de selagem nem sempre é disponível e nem sempre

necessária. Mas quando presente serve para garantir o fechamento do relé, e assegurar o

disparo dos disjuntores ou outros dispositivos. A força motora que fecha os contatos do relé

pode ser muito pequena em certas situações e, conseqüentemente, os contatos do relé

tocar-se-ão apenas levemente, podendo rebater para a posição aberta. O toque suave dos

contatos pode ser de duração insuficiente para iniciar o disparo, razão pela qual a unidade

de selagem mantém o circuito e assegura um disparo positivo.

Tanto a selagem quanto a bandeirola podem ser obtidas por um relé separado,

localizado próximo ou longe do relé servido. Quando vários relés devem operar simultânea

ou seqüencialmente para fornecer um sinal de disparo, pode-se usar um relé de selagem ou

de bandeirola para mostrar que a seqüência ocorreu e um sinal de disparo positivo.

6.1.2. TEMPOS DE OPERAÇÃO

Quanto ao tempo requerido para operação os relés podem ser do tipo

instantâneo (de alta velocidade) ou do tipo temporizado. Os de alta velocidade incluem um


34

atraso não intencional, enquanto os temporizados incluem um retardo intencional e

geralmente ajustável. Os relés de alta velocidade operam em alguns ciclos ou menos (base

60 Hz), enquanto que os temporizados geralmente requerem 0,1 s ou mais, podendo atingir

vários segundos. Desenvolveu-se ao longo dos anos uma diferença entre os termos

instantâneo e alta velocidade, chamando-se instantâneo o relé que opera em 6 ciclos ou

menos, e de alta velocidade os construídos de forma a requerer o tempo mínimo de

operação absolutamente necessário, em dois ciclos ou menos.

6.2. CARACTERÍSTICAS FUNCIONAIS DE RELÉS

Os relés de proteção apresentam diversas características de operação nos

diversos sistemas de acordo com os requisitos exigidos. Estas características podem ser

classificadas quanto à:

Forma construtiva;

Desempenho;

Grandezas elétricas;

Temporização;

Forma de acionamento.

6.2. FORMA CONSTRUTIVA

Quanto à forma construtiva os relés podem ser classificados em:

Fluidodinâmicos;

Eletromagnéticos;

Eletrodinâmicos;

De indução;

Térmicos;

Eletrônicos;

Digitais.

6.2.1. RELÉS FLUIDODINÂMICOS

Utilizam líquidos como elemento temporizador, normalmente óleo de vaselina.

Em geral são construídos para ligação direta com a rede e montados nos pólos de

alimentação do disjuntor de proteção. Possuem um êmbolo móvel que se desloca no interior

de um recipiente, no qual é colocada certa quantidade de óleo que provoca a temporização

quando o êmbolo é deslocado para fora do recipiente pela ação do campo magnético

formado pela bobina ligada diretamente ao circuito a ser protegido. São mais utilizados em

pequenas e médias instalações industriais e na proteção de subestações de até 1000 kVA.


35

6.2.2. RELÉS ELETROMAGNÉTICOS

Constituídos basicamente de uma bobina envolvendo um núcleo magnético, cujo

entreferro é formado por uma peça móvel na qual é fixado um contato elétrico que atua

sobre um contato fixo, permitindo a continuidade do circuito elétrico de acionamento do

disjuntor conforme pode ser observado na Figura 6.1.

Figura 6.1 – Relé eletromangético

Existem também os relés providos de um êmbolo móvel que é deslocado pela

força eletromagnética desenvolvida por uma bobina. Antes do advento dos relés

fluidodinâmicos eram largamente utilizados na proteção de pequenas subestações. Sua

bobina é diretamente ligada ao circuito primário, em conexão série, conforme pode ser visto

na Figura 6.2. Nos modelos utilizados na operação de disjuntores acionados por destrave

mecânico direto, o êmbolo age por impacto mecânico sobre o dispositivo da trava.

Figura 6.2 – Relé eletromagnético

6.2.3. RELÉS ELETRODINÂMICOS

Seu princípio básico de funcionamento é a atuação de suas bobinas: uma móvel,

interagindo dentro de um campo formado pela sua bobina fixa, tal como se constroem os


36

instrumentos de medida de tensão e corrente, conhecidos como de bobina móvel. Na

realidade não possuem tanta aplicação como elementos de proteção de circuitos primários,

apesar de sua grande sensibilidade. Talvez por apresentam um custo normalmente superior

aos demais anteriormente citados.

Como ilustrado na Figura 6.3, seu princípio de funcionamento baseia-se na

passagem de uma corrente contínua, ou de uma corrente alternada retificada, através do

circuito da bobina móvel, que está imersa em um campo magnético criado pela bobina fixa,

que pode ser substituída por um ímã permanente. O movimento da bobina móvel é obtido

pela interação entre os dois campos magnéticos que devem ter polaridades iguais, a fim de

permitir a rotação desejada, de acordo com o princípio de que pólos iguais se repelem.

Figura 6.3 – Relé eletrodinâmico

6.2.4. RELÉS DE INDUÇÃO

São empregados em subestações industriais de potência e de concessionárias

de serviço público, para a proteção de equipamentos de grande valor econômico.

Seu princípio de funcionamento está na construção de dois magnetos, um

superior e outro inferior entre os quais está fixado em torno do seu eixo, um disco de

indução. Esses núcleos magnéticos, mostrados na Figura 6.4, permitem a formação de

quatro entreferros, cada um responsável pelo torque de acionamento do disco. O núcleo

superior tem enrolamentos: o primeiro diretamente ligado ao circuito de alimentação, no

caso um TC; e o outro é responsável pela alimentação do núcleo inferior.

O disco de indução possui um contato móvel, que, com o movimento de rotação,

atua sobre um contato fixo, fechando o circuito de controle. Uma mola de restrição força o

retorno do disco de indução à sua posição original, responsável pela frenagem

eletromagnética, e seu ajuste é feito na instalação através de parafusos de ajuste.


37

Figura 6.4 – Relé de indução

6.2.5. RELÉS TÉRMICOS

Em geral, transformadores, motores, geradores, etc, sofrem drasticamente com

o aumento da temperatura dos seus enrolamentos, o que implica a redução de sua vida útil

e a conseqüente falha do equipamento. Para determinar a temperatura no ponto mais

quente de uma máquina, é necessário introduzir sondas térmicas nos bobinados, que

passam a fazer parte do equipamento, causando efeitos indesejáveis de manutenção.

Uma alternativa é o uso de relés com elementos térmicos ajustados, chamados

de réplicas térmicas. Eles são atravessados pela corrente de fase do sistema, diretamente

ou por meio de transformadores de corrente, e, através dos elementos térmicos com

características semelhantes às características térmicas do equipamento que se quer

proteger, atuam sobre o circuito de alimentação da bobina do disjuntor, desenergizando o

sistema antes que a temperatura atinja valores acima do máximo permitido para aquela

máquina em particular. Estes relés são chamados também de imagem térmica, por

representarem a mesma curva de aquecimento do equipamento a ser protegido.

6.2.6. RELÉS ELETRÔNICOS

São fabricados para atender todas as necessidades de proteção dos sistemas

elétricos, competindo em preço e desempenho com os modelos eletromecânicos, exceto em

pequenos sistemas, quando se podem utilizar os relés convencionais de ação direta,

dispensando-se os transformadores de medida e as fontes auxiliares de alimentação. A

tecnologia estática apresenta como vantagens adicionais sobre os relés convencionais a

compaticidade, a precisão nos valores ajustados e a facilidade de modificação das curvas

de operação em uma mesma unidade.

6.2.7. RELÉS DIGITAIS

A proteção baseada em microprocessadores mantém o mesmo princípio e os


38

mesmos requisitos básicos dos relés eletromecânicos ou de indução e aos relés estáticos

ou eletrônicos. No entanto, os relés digitais oferecem novas funções aos seus usuários, tais

como velocidade maior, melhor sensibilidade, interface mais simples, acesso remoto,

armazenamento de informações, etc.

Enquanto os relés eletromecânicos utilizam as grandezas analógicas da tensão

e da corrente e contatos externos, bloqueios, etc., denominados eventos, os relés digitais

utilizam técnicas de micro processamento. As grandezas de entrada ainda são analógicas, e

convertidas internamente para sinais digitais por conversores analógico-digitais (A/D).

Ao contrário dos relés eletromecânicos, de indução e dos eletrônicos, os digitais,

têm a capacidade de processar os valores lidos no sistema, tais como tensão, corrente,

freqüência, etc., e de realizarem operações lógicas e aritméticas. Além de exercer as

funções dos seus antecessores tecnológicos, apresentam as seguintes vantagens:

Pequeno consumo de energia reduzindo a capacidade dos TC’s;

Elevada confiabilidade devido à função de auto-supervisão;

Diagnóstico de falha por meio de armazenamento de dados de falha;

Possibilidade de comunicação com um sistema supervisório (interface serial);

Possibilidade de serem ajustados a distância;

Durante os procedimentos de alteração nos ajustes mantém a proteção do

sistema elétrico ao nível dos ajustes existentes;

Elevada precisão devido à tecnologia digital;

Amplas faixas de ajuste dos parâmetros;

Indicação dos valores de medição e dos dados de falha por meio de display;

Segurança operacional com a possibilidade de estabelecer uma senha.

A tecnologia analógica dos relés digitais pode ser resumida no fato de que os

sinais analógicos de entrada são isolados eletricamente pelos transformadores de entrada

dos relés, depois são filtrados analogicamente e processados pelos conversores A/D.

Os relés digitais são caracterizados por três tipos de funções:

1) DE PROTEÇÃO: monitoram as faltas e atuam em tempo muito rápido. Possuem

larga faixa de leitura, atuando em valores que podem atingir 20 vezes a grandeza nominal. A

proteção de sobrecorrente pode ser tomada com exemplo de uma função de proteção.

2) DE MEDIÇÃO: algumas medições são registradas diretamente pelo relé, tais

como tensão e corrente, enquanto outras são obtidas através de cálculos numéricos como

potência e fator de potência. A medição de corrente de um alimentador pode ser tomada

como exemplo de função de medição.


39

3) PREDITIVAS: realizam as medições cumulativas de determinadas grandezas,

como a duração de tempo de apuração, o número de operações de um disjuntor, etc.

6.3. QUANTO AO DESEMPENHO

Todo e qualquer elemento de proteção deve apresentar no desempenho de suas

funções, os requisitos básicos de sensibilidade, rapidez e confiabilidade.

Os relés devem ser tão sensíveis quanto possível dentro de sua faixa de ajuste

para a operação, pois, do contrário, a grandeza requerida para disparo da unidade poderá

não fazer operar o mecanismo de atuação nos tempos desejados, provocando operações

fora dos limites permitidos pelos equipamentos a serem protegidos.

Os relés também devem responder com extrema rapidez às grandezas elétricas

para as quais são ajustados, garantindo um tempo muito pequeno de duração do defeito.

Entende-se por temporização voluntária a técnica de projeto de proteção que prevê a

seletividade entre as unidades do sistema. E por lentidão dos mecanismos de operação, as

limitações construtivas.

Os relés devem ainda ser extremamente confiáveis para todas as condições de

perturbação do sistema para as quais foram dimensionados e ajustados.

6.4. QUANTO ÀS GRANDEZAS ELÉTRICAS

De modo geral, os relés podem ser classificados como:

relés de tensão; relés de corrente; relés de freqüência; relés direcionais de potência e corrente; relés de impedância;

Em geral, os relés de tensão comparam o valor da tensão do sistema com o

valor previamente ajustado para operação. O valor medido pode estar acima ou abaixo

daquele tomado como referência, originando, os relés de sobre e subtensão.

Os relés de corrente são, na realidade, os mais empregados em qualquer

sistema elétrico, tornando-se obrigatório seu uso, em conseqüência da grande variação com

que a corrente elétrica pode circular numa instalação, desde o estado em vazio (corrente

basicamente nula), passando pela carga nominal, atingindo a sobrecarga, e alcançando o

seu valor máximo durante o curto-circuito franco. Nestes dois últimos casos, os danos à

instalação são muito grandes, acarretando, prejuízos ao patrimônio.


40

Ao contrário da corrente, a tensão, de um modo geral, é estável, atingindo

somente valores elevados quando ocorrem fenômenos normalmente externos à instalação,

tais como descargas atmosféricas, ou perturbação na geração. São exceções a estes casos

as sobretensões advindas dos curtos-circuitos monopolares em sistemas isolados ou

aterrados sob alta impedância, e as sobretensões resultantes de manobras de disjuntores.

Os relés de freqüência trabalham comparando o valor do sistema com o valor

previamente ajustado para operação. Se há diferença, além dos valores prescritos no ajuste,

o relé aciona o mecanismo de desligamento do disjuntor.

Os relés direcionais são acionados pelo fluxo de potência ou corrente que circula

em seus bobinados. Como grandezas naturais, a tensão, a corrente e a freqüência são

parâmetros elétricos básicos. O relé direcional de potência possui um borne para a tensão e

outro para a corrente, para que se obtenha o fluxo de demanda a cada instante. São de

pouca utilização nas instalações industriais de pequeno e médio portes, mas de aplicação

obrigatória em concessionárias, subestações e instalações de grande porte supridas por

mais de uma fonte. Atuam quando detectam o fluxo reverso de corrente ou de potência no

ponto de sua instalação.

Os relés de impedância utilizam como parâmetros elétricos a tensão e a corrente

no ponto de sua instalação. Sabendo-se que a impedância, num determinado ponto, é a

relação entre a tensão e a corrente, o relé de impedância afere o resultado desse quociente,

para fazer atuar o seu mecanismo de acionamento. É aplicado nos sistemas de potência

das concessionárias de energia elétrica para a proteção de linhas de transmissão.

6.5. QUANTO À TEMPORIZAÇÃO

Apesar de se esperar a maior rapidez possível na atuação de um relé,

normalmente, por questões de seletividade entre os vários elementos de proteção, é

necessário permitir aos relés certa temporização antes que se ordene a abertura do

disjuntor. Logo, tomando-se como base estas considerações, os relés podem ser

classificados quanto ao tempo de atuação em:

relés instantâneos;

relés temporizados com retardo dependente;

relés temporizados com retardo independente.

Os relés instantâneos não apresentam nenhum retardo intencional no tempo de

atuação. O retardo existente é devido à inércia natural do mecanismo. Não se aplicam em

esquemas seletivos, onde os valores de correntes de curto-circuito nos diferentes pontos

são praticamente os mesmos.


41

Os relés temporizados com retardo dependente são os mais utilizados em

sistemas elétricos em geral. São caracterizados por uma curva de temporização

normalmente inversa, cujo retardo é função do valor da grandeza que os sensibiliza. Esses

relés apresentam uma família de curvas com as mais diversas declividades em razão das

variadas aplicações requeridas na prática dos projetos de proteção. A Figura 6.5 mostra

uma curva típica de um relé temporizado de retardo dependente, neste caso particular,

evidenciando as correntes circulantes no ponto de sua instalação. Pode-se observar que,

quanto maior a corrente, menor o tempo de atuação, justificando sua denominação.

Figura 6.5 – Curva de temporização com retardo independente

O relé temporizado com retardo independente é caracterizado por um tempo de

atuação constante, independentemente da amplitude da grandeza que o sensibiliza. A

Figura 6.6 apresenta curvas de um relé particular para operação por corrente. Podem ser

ajustados, em geral, para vários tempos de atuação, dependendo das necessidades do

projeto. Para o ajuste num determinado valor, por exemplo, a curva (A), o tempo de disparo

independe do módulo da corrente do sistema, acima do valor ajustado.

Figura 6.6 – Curva de temporização com retardo independente

6.6. QUANTO À FORMA DE ACIONAMENTO

Os relés podem acionar os equipamentos de interrupção de dois diferentes

modos, pelos quais são comumente conhecidos: relés de ação direta; relés de ação indireta.


42

Os relés de ação direta são empregados na proteção de pequenas e médias

instalações industriais. Geralmente, dispensam transformadores redutores e não precisam

de fonte auxiliar para disparar o disjuntor. Alguns modelos pouco difundidos são alimentados

por transformadores redutores, mas conservando sua característica básica de acionar

diretamente o disjuntor através de um mecanismo particular para cada tipo ou fabricante.

A Figura 6.7 mostra o esquema básico de ligação de um relé de ação direta,

para proteção de sobrecorrente, ligado diretamente ao circuito que protege, enquanto a

Figura 6.8 apresenta o esquema básico de um relé para proteção de sobrecorrente

alimentado através de TC. A aplicação do relé de sobrecorrente se justifica quando as

correntes de carga ou de curto-circuito são elevadas, ou a tensão da rede requer uma

isolação que pode comprometer a construção do relé.

Figura 6.7 – Esquema básico do relé de ação direta

Figura 6.8 – Esquema básico de ligação do relé de ação direta com uso de TC


43

Os relés de ação indireta, ou secundários, são utilizados nas instalações de

médio e grande porte. Apresentam custos pouco mais elevados, necessitam de

transformadores redutores com fonte de alimentação, e requerem em geral uma fonte

auxiliar de corrente contínua (mais utilizada) ou alternada. O investimento dessas unidades

auxiliares torna o custo da proteção mais elevado, justificando somente o seu emprego

quando se tratar de instalações com transformadores de potência igual ou superior a 2000

kVA em tensão de 13,8 kV. São empregados ainda na proteção de motores com potência

superior a 500 cv.

Em geral, os relés secundários apresentam maior confiabilidade que os demais, além de possuírem ajustes mais precisos e curvas de temporização mais definidas. Este tipo de relé não atua diretamente sobre o mecanismo de acionamento do disjuntor. Apenas quando opera, propicia o fechamento dos contatos do circuito da bobina do disjuntor os quais estão ligados a uma fonte auxiliar, geralmente de corrente contínua. Esta fonte normalmente é constituída de um conjunto de proteção com relés secundários, detalhando todas as unidades necessárias ao conjunto.

Os relés de ação indireta apresentados na Figura 6.9 têm características de atuação instantânea. No entanto, existem outros modelos, onde as bobinas são substituídas por um disco de indução que permite a temporização do disparo, ajustando o comprimento do arco percorrido pelo contato móvel, fixado no referido disco.

Figura 6.9 – Esquema básico de relé de ação indireta

6.7. EXERCÍCIOS

1) Como funcionam os relés?

2) Quais são os indicadores de carga e curto circuito?


44

3) Faça uma comparação entre as correntes de curto-circuito e as de sobrecarga

4) Quais são as características gerais dos relés?

5) Para que serve a função bandeirola? Como são armadas e desarmadas? Por quê?

6) Para que serve a selagem?

7) Como se dividem os relés quanto ao tempo de operação?

8) Como podem ser classificados os relés quanto às características operativas?

9) Como se classificam os relés quanto à forma construtiva?

10) Como se classificam os relés quanto ao desempenho?

11) Como se classificam os relés quanto às grandezas elétricas?

12) Como se classificam os relés quanto à temporização?

13) Como se classificam os relés quanto à forma de acionamento?

14) Como são temporizados os relés fluidodinâmicos? Faça uma descrição suscinta.

15) Os relés fluidodinâmicos são construídos para que tipo de utilização da rede?

16) Em que tipo de aplicação os relés fluidodinâmicos são mais utilizados?

17) Como são constituídos os relés eletromagnéticos?

18) Como os relés eletromagnéticos são conectados ao sistema?

19) Descreva sucintamente o funcionamento de um relé eletrodinâmico.

20) Descreva sucintamente o princípio de funcionamento de um relé de indução.

21) Como trabalham os relés térmicos? Onde são usados? Como são conhecidos?

22) Quando um relé eletrônico pode substituir um relé convencional?

23) Quais as vantagens de um relé eletrônico em relação a um relé convencional?

24) Qual o princípio de funcionamento de um relé digital?

25) Como são caracterizados os relés digitais? Explique.

27) Quais os requisitos básicos a serem apresentados por um relé? Explique.

28) Como se classificam os relés quanto à grandezas elétricas? Qual o mais usado?

29) Descreva sucintamente o funcionamento de um relé:

a. de freqüência;

b. direcional;

c. de impedância;

d. tensão

30) Como se classificam os relés quanto à temporização? Descreva sucintamente cada um.

31) Quanto à forma de acionamento, como se classificam os relés?

32) Qual a diferença entre um relé de ação direta e um rele de ação indireta?


45

7. RELÉS DE SOBRECORRENTE (50-51)

A proteção mínima que deve ser garantida em qualquer sistema elétrico é a de

sobrecorrente. Vários de relés desempenham esta função de proteção. A função 50 refere-

se ao relé de sobrecorrente instantâneo e a 51, ao relé de sobrecorrente temporizada. Para

estas funções, são disponíveis relés de ação direta e de ação indireta.

7.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE DE AÇÃO DIRETA

Existem basicamente dois tipos de relés de sobrecorrente de uso rotineiro: os

fluidodinâmicos e os eletromagnéticos. Na realidade, o princípio de atuação destes relés

refere-se à ação eletromagnética de um campo formado por uma bobina de corrente. A

diferença está no princípio de retardo ou temporização. Além dos relés convencionais relés

de sobrecorrente estáticos de ação direta.

7.1.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE FLUIDODINÂMICOS

São constituídos de uma bobina de grossas espiras ligadas em série com o

circuito a ser protegido. No interior da bobina pode-se deslocar um êmbolo metálico em cuja

extremidade inferior é fixado um sistema de duas arruelas providas de furos de diâmetros

adequados. A descentralização ou não destes furos, obtida através da rotação de uma das

arruelas em torno do seu eixo, permite o disparo do relé conforme duas curvas, cada uma

definida por uma faixa de atuação, como na Figura 7.1.

Figura 7.1 – Curva de temporização de um relé fluidodinâmico

Quando os orifícios das arruelas estão ajustados de modo coincidente, diz-se

que o relé está com o diafragma de regulação aberto. E quando os furos são ajustados de

forma não coincidente, que o relé está com o diafragma de regulação fechado. Na primeira

condição, a curva de temporização é mais rápida devido à facilidade de escoamento do


46

óleo, por entre os furos, durante o movimento do êmbolo. No segundo caso, como o

escoamento do óleo somente se dá ao redor das arruelas, a temporização é mais lenta.

O êmbolo está contido no interior de um copo metálico, dentro do qual se coloca

o óleo de vaselina cuja função principal é impedir o deslocamento do êmbolo mencionado

em transitórios de curtíssima duração, como é o caso do fechamento do disjuntor, que

propicia uma elevada corrente de magnetização do transformador correspondente. A Figura

7.2 mostra o conjunto copo-êmbolo com as respectivas arruelas.

Figura 7.2 – Sistema operacional do relé

A temporização desses relés é obtida introduzindo-se mais ou menos o copo ou

recipiente no interior da bobina de corrente. Quanto mais inserido estiver o copo e,

conseqüentemente, o êmbolo, menor será o tempo de atuação do relé para uma mesma

corrente no circuito, considerando ainda o efeito temporizador do óleo.

O disparo do relé se dá quando a extremidade superior do êmbolo atraído

fortemente para o interior da bobina, em razão de uma elevação do módulo da corrente

acima do valor ajustado, se choca como dispositivo de travamento do mecanismo de disparo

do relé, que aciona o sistema a de hastes, provocando a abertura do disjuntor. Uma escala

graduada impressa em uma chapinha indica o múltiplo da corrente ajustada em relação à

nominal. O ajuste é feito posicionando a marca fendada no corpo do recipiente com valor

impresso na chapinha, que é igual à corrente determinada para a atuação do disjuntor.

O mecanismo de disparo do relé é preso às hastes de destrave do mecanismo

do disjuntor através de articulações apropriadas. A Figura 7.3 mostra o perfil de um relé

fluidodinâmico, tipo RM2F da fabricação Sace.

Os relés fluidodinâmicos apresentam as seguintes vantagens: facilidade de

instalação, de regulação e custo reduzido. E as seguintes desvantagens: inadequação para

sistemas seletivos porque sua operação se dá em uma larga faixa de atuação; manutenção


47

periódica do óleo de vaselina a fim de mantê-lo dentro de suas características iniciais, pois a

construção do relé permite a penetração de poeira e umidade; durante a manutenção é

obrigatória a desenergização do sistema, já que o relé está em série com o circuito principal;

inadequado para instalações industriais com muitas máquinas de solda. Isto porque as

fortes correntes de solda provocam pequenos deslocamentos do êmbolo, que não retorna à

sua posição original, favorecendo o desligamento intempestivo do disjuntor.

Figura 7.3 – Relé de ação direta, tipo fluido dinâmico

7.1.2. RELÉS DE SOBRECORRENTE ELETROMAGNÉTICOS

Existem alguns modelos de relés eletromagnéticos de largo uso nas instalações

elétricas industriais e comerciais de média tensão. Seu uso nas subestações de potência

das concessionárias de energia elétrica é praticamente nulo, devido à sua dificuldade de

coordenação com os elos fusíveis de distribuição e com os demais relés de aplicação

rotineira destas instalações. A Figura 7.4 apresenta um exemplo deste tipo de relé que

possui uma bobina de grossas espiras.

7.1.3. RELÉS DE SOBRECORRENTE ESTÁTICOS

São dispositivos fabricados de componentes estáticos montados em caixa

metálica blindada para evitar a interferência do campo eletromagnético dos condutores de

alta tensão instalados nos bornes dos disjuntores.

Estes relés dispensam alimentação auxiliar, o que torna a sua aplicação bem

mais conveniente nas subestações industriais e comerciais de pequeno e médio portes, em

tensão inferior a 38 kV. O ajuste das suas funções é efetuado através de seletores

localizados no painel frontal, como na Figura 7.5, RPC-1 da Sprecher Energie.


48

Figura 7.4 – Relé de ação direta tipo eletromagnético

Figura 7.5 – Relé de ação direta tipo eletrônico

Estes relés são montados em cada pólo do disjuntor, de preferência um conjunto

de três unidades, podendo, no entanto, ser instaladas um mínimo de duas unidades.

Relés de sobrecorrente de ação direta são dotados de unidades de atuação

instantânea (50) e temporizada (51). A grande vantagem de sua utilização é a dispensa de

qualquer fonte de alimentação auxiliar, tal como o conjunto retificador-banco de baterias,

muitas vezes indispensável aos relés de ação indireta. Aliado a essa vantagem, junta-se o

bom grau de precisão de que são dotados no desempenho de suas funções. O relé RPC-1

possui duas características básicas de proteção.


49

A) PROTEÇÃO CONTRA CURTO-CIRCUITO DEPENDENTE DO TEMPO: Se a corrente

supera o valor ajustado no relé, é acionado um contador que define um tempo de retardo

para o desligamento do sistema. Se a corrente de defeito cessa antes do tempo ajustado, o

relé retorna ao seu estado de repouso e fica preparado para um novo evento. Logo, o relé

atua no tempo definido e ajustado.

B) PROTEÇÃO CONTRA CURTO-CIRCUITO DEPENDENTE DA CORRENTE: Definida por

uma curva de característica inversa, em que o tempo de disparo do relé depende do valor

da corrente que circula no sistema.

7.2. RELÉS DE SOBRECORRENTE DE AÇÃO INDIRETA

São fabricados em unidades monofásicas e utilizados na proteção de

subestações industriais de médio e grande portes, de motores e geradores de potência

elevada, banco de capacitores e, de subestações.

Em decorrência da utilização de TC’s e da necessidade, em geral, de fonte de

alimentação auxiliar, a aplicação de relés de sobrecorrente secundários apresenta custos

bem superiores à utilização de relés de ação direta. Os relés de sobrecorrente normalmente

oferecem ao transformador uma solução econômica, simples e confiável para defeitos

externos a este equipamento. Quando se trata de faltas internas ao transformador, esses

relés não respondem com o desempenho necessário, em virtude de não ser possível ajustá-

los adequadamente para atuar nessas condições. Isso pode comprometer a integridade do

transformador, sendo, portanto aplicados como proteção principal apenas em instalações

com potência de até 10 MVA. Em unidades transformadoras superiores, são adotados para

proteção relés diferenciais.

No caso de defeitos francos internos ao transformador, pode-se ter uma razoável

proteção com os relés de sobrecorrente, através da sua unidade instantânea. Neste caso, o

relé deveria ser instalado no lado primário do transformador de potência.

Os relés de sobrecorrente de ação indireta podem ser classificados quanto à

construção como:

relés de sobrecorrente de indução;

relés de sobrecorrente estáticos;

relés digitais microprocessados.

7.2.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE DE INDUÇÃO

Os relés de indução são instrumentos de proteção que operam com razoável

precisão. São bastante sensíveis, não necessitam de manutenção freqüente e não utilizam

elementos que podem degradar com as condições ambientais, como é o caso dos relés


50

fluidodinâmicos. Uma das grandes vantagens dos relés de indução é a facilidade de se

realizar a manutenção sem desligar o disjuntor do circuito protegido.

Com o advento da tecnologia digital, os relés de indução perderam o mercado

para os relés microprocessados, devido à grande vantagem operacional que proporcionam.

Apesar da tecnologia obsoleta, didaticamente os princípios de proteção de

sistemas elétricos são mais facilmente explicados a partir de dispositivos eletromecânicos,

os seus cálculos servem de base para o cálculo dos ajustes dos relés digitais.

CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

O relé de indução é composto por um disco de alumínio que pode girar com um

mínimo de atrito sobre o seu próprio eixo, quando a sua bobina de indução é percorrido por

uma corrente compatível com o valor do ajuste realizado. Uma mola de tensão mecânica

adequada se contrapõe ao movimento do disco, formando um par antagônico de forças, cuja

resultante é função da intensidade da corrente.

A Figura 7.6 mostra um relé de indução da General Eletric™

Figura 7.6 – Vista externa do relé de sobrecorrente de indução

UNIDADE DE INDUÇÃO

Também conhecida como unidade de sobrecorrente, é constituída de uma

bobina provida de várias derivações, montada sobre a coluna central de um núcleo de ferro

laminado, responsável pelo fluxo magnético principal. Um segundo fluxo defasado do fluxo

principal é produzido por um anel divisor, cujo resultado é o aparecimento de um conjugado

mecânico que impulsiona o disco numa direção preestabelecida. A Figura 7.7 mostra as


51

principais partes componentes da unidade de indução. A Figura 7.8 mostra o esquema de

uma unidade temporizada.

Figura 7.7 – Vista interna do relé de sobrecorrente de indução

1: contato auxiliar do disjuntor; 2: bobina de abertura do disjuntor; 3: fusível; 4: bateria; 5: contato

fixo; 6: contato móvel; 7: eixo; 8: contato de selo do disjuntor; 9: bobina de selo; 10: disco;

11: anel divisor; 12: bobina.

Figura 7.8 – Unidade de indução temporizada

Na estrutura do disco de indução há um contato responsável pelo fechamento do

circuito de abertura do disjuntor. A posição inicial do disco é ajustada a partir de um dial

provido de uma escala circular, contendo, em geral, dez divisões, cada uma delas

correspondendo a uma curva da família das curvas consideradas. Estas curvas de

temporização são obtidas projetando-se adequadamente a quantidade de ferro e o número

de espiras da bobina da unidade de indução. Desta forma, cada relé é fabricado para uma


52

família de curvas, cujas características básicas de atuação são adequadas a cada projeto

específico de proteção.

As derivações da unidade de indução, tapes, são destinadas a adequar o relé a

uma larga faixa de corrente de carga do circuito a ser protegido. Cada tape corresponde a

uma corrente mínima de atuação.

As derivações não modificam as curvas de atuação dos relés. A Figura 7.9

mostra esquematicamente uma unidade de indução com a respectiva bobina, destacando-

se a posição dos tapes.

Figura 7.9 – Esquema básico da unidade temporizada

A unidade de indução é também conhecida como unidade de sobrecorrente

temporizada. Seu funcionamento se baseia nos mesmos princípios do motor de indução. A

Figura 7.10 mostra o exemplo de uma unidade de indução do tipo wattimetrica.

Figura 7.10 – Vista traseira do relé de indução secundário

O disco de indução da unidade de sobrecorrente temporizada contém, além do

seu eixo, uma saliência periférica de fim de curso. O disco leva consigo um contato móvel e


53

sua rotação é frenada por uma mola. O ajuste de tempo é obtido variando-se a abertura do

ângulo entre o contato fixo do relé e o contato móvel, fixado ao disco. Quanto maior esse

ângulo, maior será a distância angular entre esses dois contatos, conseqüentemente, maior

será o temo de atuação. Cada posição ajustada do ângulo corresponde a uma curva de

temporização registrada num pequeno dial com a numeração correspondente. O ajuste é

obtido girando-se o dial de um ângulo que corresponda à curva de temporização desejada.

A bobina de unidade de indução geralmente está em série com a bobina da

unidade instantânea. É comercializada com faixas de operação compreendidas

normalmente entre 0,5 e 16 A, encontrando-se em alguns casos unidades com até 0,10 A

como limite de corrente de tape.

UNIDADE DE BANDEIROLA E SELAGEM

Também conhecida como unidade de chaveamento, é constituída por uma

estrutura em forma de charneira, um núcleo e uma armadura móvel que contém um contato

duplo, operando normalmente aberto por ação de uma mola.

Esta unidade tem a sua bobina em série, e seus contatos, em paralelo com os

contatos da unidade de sobrecorrente temporizada, conforme pode ser observado pelo

esquema da Figura 7.11. A atuação desta unidade provoca o acionamento da bandeirola

indicadora, que só pode ser rearmada manualmente.

Figura 7.11 – Esquema elétrico simplificado

A unidade de bandeirola e selagem possui um contato em paralelo com um

contato da unidade temporizada, cuja função é curto-circuitar esse contato, impedindo, para

uma pequena corrente de acionamento, a formação de um arco entre os contatos fixo e

móvel, em virtude da pequena pressão que possa existir entre eles. A corrente máxima

admitida pelo relé fica limitada pelo valor do tape ajustado da bobina de selo.


54

UNIDADE INSTANTÂNEA

Também conhecida como unidade de chaveamento instantâneo, é constituída

por uma estrutura em forma de charneira, um núcleo e uma armadura móvel que contém um

contato duplo geralmente operando aberto por ação de uma mola. Esta unidade tem seus

contatos, normalmente, ligados em paralelo com os contatos da unidade temporizada em

série com sua bobina que é alimentada em corrente alternada. É sensível ao componente

contínuo da corrente de curto-circuito de valor assimétrico que dever ser ajustado.

UNIDADE TEMPORIZADA

Os ajustes devem satisfazer as seguintes condições:

1) Não operar para a condição de máxima carga permitida;

2) Operar de acordo com a curva de temporização;

7.2.2. RELÉS DE SOBRECORRENTE ESTÁTICOS

Apresentam algumas vantagens em relação aos de indução, tais como baixo

consumo, faixas de ajustes contínuos, compaticidade, circuito de alimentação não

polarizado, precisão nas grandezas aferidas, corrente de atuação independente da forma de

onda, peculiar aos casos em que ocorre saturação do TC.

Contém, numa só unidade, todas as funções 50/51 e 50/51N relativas as fases e

ao neutro, de acordo com o modelo utilizado.

7.2.3. RELÉS DIGITAIS

Normalmente são comercializados em unidades trifásicas, e dotados das

funções instantânea (50) e temporizada (51). Como as funções são trifásicas, o relé atua

quando pelo menos uma das correntes de fase atinge o valor ajustado. Para a função

temporizada são normalmente definidas cinco famílias de curvas de atuação: as de tempo

definido, a de tempo inverso, de temo muito inverso, extremamente inverso e ultra-inverso.

Sua unidade temporizada opera de acordo com o valor eficaz da corrente que

chega aos seus terminais de entrada, ocorrendo a partida quando o valor da corrente

medida supera 1,05 vezes o valor ajustado e voltando ao estado normal a 1,00 vezes o

valor, por exemplo. Ao ser dada a partida, inicia-se a temporização por um contador de

tempo, que realiza a integração dos valores medidos determinando o tempo de atuação. Se

durante a contagem de tempo o valor da corrente se reduz a um valor inferior ao definido, o

relé retorna à sua posição inicial.

A unidade instantânea em geral opera a partir de dois critérios: o valor da

corrente eficaz, e o valor da corrente de pico. No primeiro caso, o relé atua quando o valor


55

eficaz da corrente é superior a 5% do valor da corrente ajustada. No segundo, o relé atua

quando a diferença entre os valores medidos é superior a 2,1 vezes o valor de pico

correspondente ao valor eficaz ajustado. Geralmente o temporizador é ajustável.

7.3. EXERCÍCIOS:

1) O que é um relé 50-51? Quais suas funções?

2) Que relés de ação direta podem ser utilizados como relé de sobrecorrente?

3) Como são os relés de sobrecorrente fluidodinâmicos?

4) Quando se diz que um relé fluidodinâmico está com diafragma aberto? E fechado?

5) Como é feita a temporização de um relé se sobrecorrente fluidodinâmico?

6) Quando acontece o disparo de um relé de sobrecorrente fluidodinâmico?

7) Por que os relés fluidodinâmicos são inadequados para aplicações industriais?

8) Cite as vantagens e as desvantagens dos relés fluidodinâmicos.

9) Onde são mais utilizados os relés de sobrecorrente eletromagnéticos?

10) Como é a aplicação dos relés de sobrecorrente eletromagnéticos em subestações e

concessionárias? Por quê?

11) O que são os relés de sobrecorrente estáticos? Onde são mais utilizados? Como são

instalados?

12) Quais relés de ação indireta podem trabalhar como relé de sobrecorrente?

13) Onde são utilizados os relés de sobrecorrente de ação indireta? Como é seu uso em

transformadores? Por quê?

14) Como os relés de sobrecorrente de ação indireta podem ser classificados quanto à

construção?

15) Quais são as características operacionais do relé de sobrecorrente de indução? Quais

suas principais vantagens?

16) Quais as vantagens dos relés de sobrecorrente estáticos em relação aos de indução?

17) Qual a principal característica dos relés digitais?


56


57

8. RELÉ DIFERENCIAL DE CORRENTE (87)

Utilizado na proteção de transformadores, geradores, motores ou barramentos

contra curto-circuito interno por falhas entre espiras ou defeito entre parte ativa e terra,

pode-se aplicar um esquema de proteção diferencial em que o relé nele inserido faz atuar o

disjuntor designado para operar o circuito do transformador. Podem estar submetidos a

diferentes situações que propiciam uma operação indesejada tais como:

correntes de magnetização transitória dos transformadores;

defasamentos angulares;

diferenças de corrente em função de erros introduzidos pelos TC’s;

diferenças de correntes no circuito de conexão do relé em função dos tapes

do transformador.

A proteção diferencial de um transformador de potência deve estar associada a

uma proteção de sobrecorrente alimentada, de preferência, por TC’s independentes. Os

relés de sobrecorrente são destinados à proteção do transformador para faltas externas à

zona de proteção. Funcionam como proteção de retaguarda para falhas do relé diferencial.

A proteção diferencial não é sensibilizada pelas correntes de defeito resultantes

de falhas ocorridas fora da zona protegida, porém é sensível à corrente de energização do

transformador. O ajuste do relé deve evitar saídas intempestivas do disjuntor para esta

condição. Além disso, o relé diferencial pode atuar devido aos erros inerentes aos TC’s

instalados nos lados primários e secundários que comparam as correntes que entram e

saem dos seus terminais. Caso haja uma diferença entre estas correntes superior a um

determinado valor ajustado, o relé é sensibilizado, enviando ao disjuntor o sinal de disparo.

Denomina-se zona protegida aquela compreendida entre os TC’s instalados nos

lados primário e secundário do transformador a ser protegido. Neste caso, toda e qualquer

falha ao longo desse trecho de circuito deve ser eliminada pelo relé diferencial.

O que se denominou zona protegida pode compreender somente o

transformador de potência, ou, ainda, essa proteção pode ser estendida além dos limites do

equipamento, como, por exemplo, englobando-se parte dos circuitos primários e

secundários do transformador.

A proteção diferencial pode ser empregada em transformadores de dois ou três

enrolamentos, em autotransformadores, em barramentos de subestação, etc. Um esquema

simplificado de proteção diferencial é mostrado na Figura 8.1.


58

8.1. RELÉS DIFERENCIAIS DE INDUÇÃO

São aparelhos eletromecânicos que contêm duas bobinas, sendo uma de

operação e outra de restrição. A bobina de operação é responsável pela atuação do relé,

quando percorrido efetivamente por uma corrente diferencial, isto é, uma corrente resultante

das correntes que circulam nos secundários dos TC’s localizados nos lados primário e

secundário do transformador de potência. Já a bobina de restrição é formada por duas

meias bobinas e tem por finalidade inibir a atuação do relé quando percorrida por correntes

de mesmo sentido.

Figura 8.1 – Relé diferencial na condição de não operação

O Princípio de funcionamento do relé diferencial em operação normal do

transformador é mostrado na Figura 8.1 em que se observa a ausência de corrente fluindo

pela bobina de operação. Para uma falta no ponto F, resulta uma corrente de defeito

elevada, de valor Icc. Em correspondência, surgem nos secundários dos TCs as correntes de

valores Is e Ip, que percorrem o circuito diferencial conforme indicado. Como as correntes

nos secundários dos TCs são praticamente iguais e de mesmo sentido e percorrem as duas

metades da bobina de restrição (BR), não há nenhuma corrente circulando na bobina de

operação (BO), o que resulta na não-operação do relé diferencial, como é desejado, ou seja:

ΔI = 0, já que Is ≈ Ip. Neste caso, a bobina de restrição mantém o relé inoperante, em virtude

do conjugado proporcionada pelas correntes Is e Ip atuando no mesmo sentido da restrição.

Na Figura 8.2, o defeito se verifica no interior da zona protegida. Neste caso, a

corrente Icc alimenta a falta no ponto F e percorre o transformador de corrente primário

TCP, resultando no seu secundário uma corrente, isto, é: ΔI = Is + Ip, sendo Is ≈ 0, fazendo

atuar os disjuntores do transformador. No primário de TCS, não circula praticamente

nenhuma corrente, a não ser a correspondente à da carga. Neste caso, metade da bobina

de restrição é atravessada pela corrente Ip, enfraquecendo o conjugado de restrição. Como


59

a corrente que percorre a bobina de operação é elevada e cujo valor é igual a Ip, o

conjugado desta unidade é grande, fazendo operar o relé.

Os TCs não devem apresentar erro superior a 20% até uma corrente

correspondente a oito vezes a corrente no tape a que o relé está ligado, a fim de evitar uma

atuação intempestiva do disjuntor. A ligação do transformador de corrente deve ser

executada de forma que, para o regime de operação normal, não circule nenhuma corrente

na bobina de operação.

Figura 8.2 – Relé diferencial na condição de operação

A proteção diferencial é o tipo de proteção mais utilizado em transformadores

com potência superior a 10 MVA, em tensão superior ou igual a 69 kV. Estas condições

justificam economicamente a sua aplicação.

8.2. RELÉS APLICADOS NA PROTEÇÃO DIFERENCIAL

8.2.1. RELÉS DE SOBRECORRENTE

Os relés de sobrecorrente constam normalmente de uma unidade de

sobrecorrente instantânea e de uma unidade temporizada. A unidade instantânea é

normalmente ajustada para um elevado valor de corrente. São de aplicação limitada por

favorecer operações intempestivas do sistema, de acordo com as seguintes causas:

1) Corrente de magnetização do transformador durante a sua energização;

2) Saturação dos TCs em diferentes níveis, provocando correntes circulantes no

circuito diferencial.

8.2.2. RELÉS DIFERENCIAIS COM RESTRIÇÃO PERCENTUAL

A fim de evitar interrupções intempestivas do transformador, deve-se empregar

certa restrição aos relés quanto às faltas externas, permitindo um ajuste mais sensível e


60

maior rapidez na operação para as faltas internas ao esquema diferencial. Este tipo de relé

possui uma bobina de restrição além da bobina diferencial.

A corrente da bobina de restrição é proporcional a (Ip + Is)/2, já que a bobina de

operação é conectada ao centro da bobina de restrição. Assim, a relação da corrente

diferencial Ip–Is para a corrente média de restrição (Ip + Is)/2 mantém um valor fixo, sem

contar, é claro, com o pequeno efeito da mola de controle, no caso dos relés

eletromencânicos.

Para dessensibilizar o relé por um curto período de tempo, durante o efeito da

corrente de magnetização do transformador de potência usa-se desviar parte da corrente

transitória através do paralelismo de resistências variáveis, ou são utilizados filtros especiais

que reconhecem as harmônicas predominantes da corrente de magnetização temporária.

O valor da restrição imposta aos relés é estabelecido como uma percentagem da

corrente solicitada pela bobina de operação para vencer o conjugado resistente ou de

restrição, o que é denominado normalmente inclinação característica cujo valor pode variar

entre 15 e 50%. A inclinação percentual aumenta quando o relé se aproxima do limite de

operação devido ao efeito cumulativo de restrição da mola e da restrição elétrica.

8.3. PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS

O barramento principal de uma subestação concentra uma grande quantidade

de potência e, portanto, pode provocar sérias perturbações no sistema elétrico quando está

submetido a uma falta. A proteção de barramento deve garantir para cada barra protegida

uma rápida intervenção de forma seletiva.

No caso de barramentos de baixa impedância indica-se o emprego da proteção

diferencial, que deve ser capaz de detectar defeitos entre fases e defeitos monopolares para

qualquer condição operacional do sistema elétrico. Ao barramento pode ser aplicada a

proteção diferencial ou a proteção de distância utilizando a segunda zona de proteção. E

pode ser projetado com diferentes configurações:

8.3.1. BARRA SIMPLES

A alimentação e as cargas são conectadas por disjuntores dedicados a uma

única barra, conforme mostrado na Figura 8.3. Neste caso, uma falta no barramento, todas

as linhas de entrada e de saída são desconectadas.


61

Figura 8.3 – Barramento em arranjo com barra simples

8.3.2. BARRA SECCIONADA

Caracterizada por dois barramentos conectados através de um disjuntor, como

na Figura 8.4 acordo com a proteção projetada, um defeito em quaisquer uma das barras

provoca a desconexão de todas as linhas de alimentação e carga ligadas á seção do

barramento defeituoso.

Figura 8.4 – Barramento em arranjo com barra seccionada


62

8.3.3. BARRA DUPLA COM DISJUNTOR E MEIO

Um defeito no barramento I da Figura 6.5 faz abrir todos os disjuntores ligado a

ele, sem perda de nenhuma linha ou transformador. O mesmo se aplica ao barramento II. A

proteção de barramento baseia-se na lei de Kirchhoff que estabelece que a soma vetorial

das correntes que chegam e que saem de um ponto é nula.

Figura 8.5 – Barramento em arranjo com barra dupla e disjuntor e meio

8.4. PROTEÇÃO DIFERENCIAL DE GERADORES SÍNCRONOS

As principais condições anormais de operação de um gerador são:

curto-circuito nos enrolamentos;

operação em sobrecarga;

sobreaquecimento dos enrolamentos e mancais;

perda de sincronismo;

sobrevelocidade;

operação com correntes desequilibradas;

perda de excitação;

motorização do gerador.


63

Dos sistemas de proteção aplicados aos geradores, as mais importantes são a

de sobrecorrente e a diferencial. A proteção diferencial é aplicada entre os enrolamentos do

estator do gerador e tem a mesma concepção utilizada nos transformadores de potência. Os

relés diferenciais protegem contra as seguintes anormalidades no sistema:

defeitos internos nos geradores, menos contra curtos entre espiras;

defeitos nos condutores primários, dentro da zona de proteção;

defeitos monopolares em praticamente qualquer ponto do enrolamento do

estator.

os relés diferenciais não garantem proteção para os seguintes defeitos:

entre espiras dos enrolamentos;

rompimento dos enrolamentos do estator originando circuitos abertos;

externos à zona de proteção;

monopolares entre os enrolamentos e a carcaça, em sistema não aterrado.

O relé diferencial deve efetuar o disparo do disjuntor principal do disjuntor de

campo do gerador. Adicionalmente, o relé diferencial pode atuar sobre o regulador de

velocidade da turbina e ainda efetuar a operação de alarme sonoro ou visual. Sua aplicação

é mais eficiente no caso de geradores com neutro solidamente aterrado, pois fica garantida

a abertura do disjuntor principal para defeitos monopolares. Se o gerador opera isolado, o

relé diferencial somente será eficiente para defeitos tripolares ou bipolares com a terra.

A proteção diferencial é recomendada para os seguintes geradores:

com potência superior a 1.000 kVA;

com tensão superior a 5.000 V;

com tensão superior a 2.200V e potência superior a 500 kVA.

8.5. EXERCÍCIOS

1) Onde é utilizado o relé diferencial de corrente?

2) Que situações podem causar a operação intempestiva de um relé diferencial de corrente?

3) Como deve ser a proteção diferencial de um transformador de potência? Quais os

detalhes a serem observados neste caso?

4) Como são os relés diferenciais de indução?

5) Descreva resumidamente o princípio de funcionamento de um relé diferencial aplicado à

proteção de um transformador de potência.

6) Quais as especificações gerais dos TCs na aplicação de proteção diferencial de

transformadores de potência?


64

7) Em que tipo de transformadores a proteção diferencial é utilizada? Por quê?

8) Como deve ser utilizado um relé de sobrecorrente aplicado à proteção diferencial? Quais

as limitações?

9) Como é recomendada a proteção diferencial em barramentos?

10) Na proteção diferencial aplicada ao barramento de barra simples, qual o inconveniente

em caso de falta?

11) Em caso de falta em um barramento de barra seccionada protegido pelo relé 87, o que

acontece?

12) E em barra dupla com disjuntor e meio?

13) Quais as principais anormalidades que podem ser encontradas na operação de um

gerador síncrono? Quais os sistemas de proteção mais importantes?

14) Em geradores síncronos, os relés diferenciais atuam contra quais defeitos? Contra quais

defeitos não garantem proteção?

15) Quando o uso da proteção diferencial se justifica?


65

9. RELÉ DE DISTÂNCIA (21)

O valor da corrente de curto-circuito, como se sabe, varia de acordo com a

impedância medida desde a fonte até o ponto de defeito. Quando se trata de longas LTs,

pode existir dificuldades no emprego da proteção de sobrecorrente, pois, ao se estabelecer

um determinado tempo T para atuação do relé em função da corrente de defeito nas

proximidades do barramento, poder-se-ia prejudicar o sistema quando o defeito ocorresse

no final da LT por exemplo, onde a corrente de defeito é muito inferior ao valor obtido no

ponto inicial da linha. Neste caso, o tempo T ajustado para atuação tornar-se-ia longo,

trazendo graves conseqüências ao sistema e às cargas a ele ligadas.

Em função desta dificuldade, deve-se empregar os relés de distância cujo tempo

de atuação é proporcional à distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto de

defeito. A tensão no ponto de defeito é praticamente nula, e à medida que se aproxima da

fonte, tende a aumentar devido à queda de tensão na LT. Assim os relés de distância

comparam a tensão em seus terminais com a corrente que circula no mesmo ponto,

resultando na expressão U/I, que permite determinar a distância de um trecho qualquer de

um alimentador a partir da distância unitária do condutor utilizado.

A impedância Z de uma LT é diretamente proporcional à distância entre o ponto

de instalação do relé e o ponto de defeito. Por isto o nome relé de distância. Este mesmo

princípio e utilizado por três tipos de relés:

relé de impedância (OHM);

relé de reatância;

relé de admitância (MHO).

O relé de impedância é indicado para proteção de LTs de comprimento médio

em relação à sua tensão nominal. Por exemplo, uma LT de 200 km a 230 kV. O relé de

reatância é indicado para linhas curtas. Foi desenvolvido para reduzir o efeito do arco no

ponto de balanço do relé durante o defeito. E o relé de admitância é indicado para LTs

longas. O ajuste do relé de distância deve ser realizado de forma a obter torque positivo

para valores de impedância abaixo do valor ajustado, normalmente tomado como

percentagem do comprimento da LT.

Na Figura 9.1 sistema elétrico principal é constituído pelas duas LTs L1 e L2,

protegidas pelos relés de distância R1, R2, R3 e R4 associados aos seus respectivos

disjuntores para qualquer defeito ocorrido em qualquer ponto das linhas. Para um defeito no

ponto P em L3, tem-se as situações:

1) no momento do defeito a tensão em P é zero;


66

2) as correntes I1 e I2 que circulam em L1 e L3 podem ser consideradas constantes ao longo das respectivas linhas;

3) a tensão cresce a partir do ponto de defeito na direção de G1 e G2, considerando desprezível a resistência ao arco;

4) a impedância cresce a partir do ponto de defeito na direção de G1 e G2.

Na presença do defeito em P os relés terão as reações:

a) início da contagem do tempo de acordo com o esquema utilizado;

b) atuação da unidade de seleção;

c) a unidade de seleção aciona as unidades direcionais e de medida;

d) a unidade direcional recebe da unidade de seleção os valores da corrente de

defeito e da tensão de polarização, a partir de quais informações a unidade

direcional abre ou fecha seus contatos liberando o relé para operação;

e) a unidade de medida recebe da unidade de seleção os valores da tensão e

da corrente de defeito.

E então os relés atuarão na seqüência:

a) R3 opera primeiro por ver uma impedância menor que a vista pelos demais;

b) R4 opera obedecendo ao valor da impedância;

c) R1 opera em caso de falha em R2 e R3;

d) R3 e R3 vêem a impedância de defeito com praticamente o mesmo valor,

mas devem ser ajustados para que somente R3 atue;

Figura 9.1 – Representação de um sistema de potência


67

De forma geral, os relés de distância apresentam o esquema de funcionamento da Figura 9.2.

Figura 9.2 – Representação de um sistema de potência

9.1. EXERCÍCIOS

1) Onde são utilizados os relés de distância?

2) Qual a dificuldade do emprego da proteção de sobrecorrente nas longas linhas de

transmissão? Por que isto acontece? Qual a vantagem do relé de distância?

3) Qual é o princípio de funcionamento do relé de distância?

4) Quais os tipos de relés de distância? Para que tipos de proteção são mais indicados?


68


69

10. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1) Clark, Harrison K, Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, traduzido por Fritz A. Stemmer e Lenois Mariotto;

2) Caminha, Amadeu Casal, Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos;

3) Mamede Filho, João, Manual de Equipamentos Elétricos e Instalações Elétricas Industriais;

4) Notas de aula Carlos Alberto Mohallem Guimarães, Ademir Carnevalli e Ronaldo Rossi

5) Ronaldo Rossi, Apostila do curso de Proteção dos Sistemas Elétricos Industriais – Fupai.

6) Russell Mason, C. The Art & Science of Protective Relaying, General Electric.

7) Vários autores, Disjuntores e Chaves – Aplicação em Sistemas de Potência. Editora da Universidade Federal Fluminense – Niterói – R.J. – 1985.

8) Mark Brown and Bem Ramesh; Practical Power Systems Protection, Podicherry- India 2004.

212469856 apostila de protecao dos sistemas eletricos de potencia revisao 01

Documents