proteÇÃo digital

PROTEÇÃO DIGITAL EM

SISTEMAS ELÉTRICOS

Eng. Severino S. R. Macedo

Novembro/2015

PROTEÇÃO DIGITAL EM SISTEMAS ELÉTRICOS

Conceituação de seletividade

Seletividade Convencional por Corrente

Proteção por Zona Definida

Relés Digitais e Seletividade Lógica

Outras Facilidades oferecidas

CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE

É a seleção e o isolamento de um

sistema elétrico ou de parte dele quando

da ocorrência de uma anomalia que

impeça que o mesmo se mantenha

operando.

Exemplos de anomalias que disparam a

seletividade: Curto circuito fase-terra,

curto circuito trifásico, sobrecarga, falta

de fase, etc.

CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE

Os objetivos de um sistema seletivo são: Isolar somente a área afetada causando o menor

impacto na produção;

Desligar a falha no menor tempo possível, mitigando os danos causados;

Permitir um rápido diagnóstico reparo e reposição da planta;

Manter o sistema operando durante instabilidades temporárias e suportáveis (partida de motores, magnetização de transformadores, curtos em áreas adjacentes, etc.).

CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G

Cargas Auxiliares

Área

Desligada

Gerador

10MVA – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo Prioritário

Seletividade convencional por

corrente

Tradicional meio de distinguir e isolar a

parte do sistema que está com defeito,

onde os dispositivos de proteção

recebem apenas a amostra de corrente

vinda dos TC`s. Não há interação direta

entre os dispositivos de proteção entre

si.

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

1

2

4

5

34

M

138kV - CEMIG

Processo 1

Processo 2

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Processo Prioritário

1

2

5

34 4

1

Corrente

(A)

Tempo

(s)

T1 = 50ms

COORDENOGRAMA

Icc

M

138kV - CEMIG

Processo 1

Processo 2

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Processo Prioritário

1

2

4

5

34

1

Corrente

(A)

Tempo

(s)

2

T2 = 350ms

T1 = 50ms

Intervalo de

coordenação = 300ms

COORDENOGRAMA

Icc

M

138kV - CEMIG

Processo 1

Processo 2

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Processo Prioritário

1

2

4

5

34

1

Corrente

(A)

Tempo

(s)

2

T2 = 350ms

T1 = 50ms

Intervalo de

coordenação = 300ms

COORDENOGRAMA

Icc

M

138kV - CEMIG

Processo 1

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Processo Prioritário

1

2

4

5

34

Tempo

(s)

T2 = 350ms

T1 = 50ms

Intervalo de

coordenação = 300ms

T4 = 950ms

T5 = 1250ms

T3 = 650ms

1

Corrente

(A)

2

3

4

5

COORDENOGRAMA

Icc

M

138kV - CEMIG

Processo 1

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Processo Prioritário

1

2

4

5

34

1

Corrente

(A)

Tempo

(s)

2

T2 = 350ms

T1 = 50ms

3

4

5

T4 = 950ms

T5 = 1250ms

T3 = 650ms

COORDENOGRAMA

Icc

Proteção por Zona Definida

Forma de ligação do dispositivo de

proteção pela qual ele não sente faltas

fora de uma determinada zona. Princípio

de atuação pela diferença entre as

correntes que entram e as que saem da

zona protegida. Proteção DIFERENCIAL.

Atuação instantânea!

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

G Gerador

10MVA – 13,8kV

M

440V

Transformador

Departamental

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

G Gerador

10MVA – 13,8kV

M

440V

Transformador

Departamental

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

G Gerador

10MVA – 13,8kV

M

440V

Transformador

Departamental

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

PROTEÇÃO DIFERENCIALCURTO CIRCUITO NA ZONA DE PROTEÇÃO

Bobina de

operação do relé

i1 + i2 > ioperação

I1

I2

i1

i2

i1

i2

i2

i1

(MODELO ANALÓGICO)

PROTEÇÃO DIFERENCIALCURTO CIRCUITO FORA DA ZONA DE PROTEÇÃO

Bobina de

operação

do relé

i1 + i2 = 0

I1

I2

i1

i2

i1

i2

i1

i2

MOTORES DE INDUÇÃO DE MÉDIA

TENSÃO(COM PROTEÇÃO DIFERENCIAL AUTO-BALANCEADA)

Y

ALIMENTAÇÃOBOBINA DO MOTOR

MOTOR

TCIn

In

Irelé = 0

MOTORES DE INDUÇÃO DE MÉDIA

TENSÃO(COM PROTEÇÃO DIFERENCIAL AUTO-BALANCEADA)

Y

ALIMENTAÇÃO

BOBINA DO MOTOR

MOTOR

TC In + Icc

In

icc

Irelé = Icc

Icc

Icc / icc = Relação de

Transformação do TC

Relés Digitais e Seletividade Lógica

A Seletividade Lógica é uma forma de localizar

e isolar a falta por meio de detecção da

sobrecorrente associada à comunicação entre

os dispositivos de proteção.

Atuação muito rápida!

O sistema de seletividade convencional

permanece ativo, porém, como forma de

retaguarda.

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

M

138kV - CEMIG

Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV

Transformador Principal

37MVA – 138-13,8kV

Processo 1

Processo 2 Expedição

440V

Transformador

Departamental

GGerador

10MVA – 13,8kV

Motor Principal

7315Kw

2400kVAr

Cargas Auxiliares

Processo Prioritário

150

251

551

451451

351

Processo

Prioritário

M

Processo 1

Processo 2

G

351

251

551

451451

150 150

Corrente

(A)

Tempo

(s)

T1 = 50ms

COORDENOGRAMA

Icc

Travamento do relé anterior

com “pick-up”

Desligamento do disjuntor

Processo

Prioritário

M

Processo 1

Processo 2

G

351

251

551

451451

150 150

Corrente

(A)

Tempo

(s)

T1 = 50ms

COORDENOGRAMA

Icc

Travamento do relé anterior

com “pick-up”

Desligamento do disjuntor

Lógica interna do relé 150

Imedida > I “pick-up” Enviar sinal para relé

a montante, no caso

relé 251

Processo

Prioritário

M

Processo 1

Processo 2

G

351

251

551

451451

150 150

Corrente

(A)

Tempo

(s)

T1 = 50ms

COORDENOGRAMA

251

T2 = 150ms

Icc

Travamento do relé anterior

com “pick-up”

Desligamento do disjuntor

Intervalo de

coordenação = 100ms

Processo

Prioritário

M

Processo 1

Processo 2

G

351

251

551

451451

150

Corrente

(A)

Tempo

(s)

COORDENOGRAMA

251

T2 = 150ms

Icc

Travamento do relé anterior

Desligamento do disjuntor

Lógica interna do relé 251

Imedida > I “pick-up” Ausência de I “pick-up”

relés a jusante+

Desligamento do Disjuntor Local

em t = 150ms

Enviar sinal para relés

a montante

Processo

Prioritário

M

Processo 1

Processo 2

G

351

251

551

451451

150 150

Corrente

(A)

Tempo

(s)

T1 = 50ms

COORDENOGRAMA

251

351

451

T2 = 150ms

551

Icc

Travamento do relé anterior

Desligamento do disjuntor

Processo

Prioritário

M

Processo 1

Processo 2

G

351

251

551

451451

150 150

Corrente

(A)

Tempo

(s)

T1 = 50ms

COORDENOGRAMA

251

351

451

T2 = 150ms

551

Icc

Travamento do relé anterior

Desligamento do disjuntor

Processo

Prioritário

M

Processo 1

Processo 2

G

351

251

551

451451

150

Corrente

(A)

Tempo

(s)

COORDENOGRAMA

351

451

T2 = 150ms

551

Icc

Travamento do relé anterior

Desligamento do disjuntor

M

138kV - CEMIG

Processo 1

G Gerador

10MVA – 13,8kV

Processo Prioritário

1

2

4

5

34

1

Corrente

(A)

Tempo

(s)

2

T2 = 350ms

T1 = 50ms

3

4

5

T4 = 950ms

T5 = 1250ms

T3 = 650ms

COORDENOGRAMA

Icc

Conexões entre relés

(+)

(-)

Bobina disjuntorTrip

Pick-up

Entrada

Digital

150 251

(+)

Relés Digitais – Outras Facilidades

A utilização da tecnologia digital nos relés de

proteção introduziu uma série de facilidades,

antes não disponíveis com relés

eletromecânicos e mesmo analógicos.

Além de manter todas as funções dos relés

anteriores, a utilização da proteção digital veio

a facilitar a implantação de várias delas.

Supervisão de bobinas

(+)Trip

Continuidade

da bobina

(+)

Bobina

abertura

disjuntor

(-)

(-)

Estado do

disjuntor

I/O do relé

(+)

(1)

(1)

Supervisão de bobinas

(+)Trip

Continuidade

da bobina

(+)

Bobina

abertura

disjuntor

(-)

(-)

Estado do

disjuntor

I/O do relé

(+)

(0)

(1)

Função Falha de Disjuntor

Função Falha de Disjuntor

Função que transfere automaticamente o comando

de desligamento para o disjuntor de entrada do

conjunto de manobras, quando o disjuntor

alimentador de saída falha durante ocorrência de

defeitos do circuito.

Fundamental em CCM`s de MT.

Visa prover retaguarda para faltas que não geram

altas correntes circulantes, tais como, sobrecargas,

desequilíbrio de fase, subtensão e outras.

Lógica interna da função Falha de

Disjuntor

Proteção atuou Corrente permanece > 10%

In+

Desligamento do Disjuntor de

Entrada em t = 80ms

M

Barra “b” – 13,8kV

Disjuntor Principal

Entrada do barramento

Processo 2 Expedição

Motor Principal

7315Kw

Faltas com baixa

intensidade de corrente e

que não sensibilizam a

proteção de entrada

Relés Digitais e Seletividade Lógica

Potencial dos relés digitais:

Seletividade Lógica

Supervisão de bobinas de abertura dos disjuntores

Função de falha de disjuntor (BF)

Supervisão da fonte auxiliar cc

Comunicação em rede

Análise de faltas e auxilio nos diagnósticos

(oscilografia e registros de tendência de grandezas)

Comunicação em rede

Comunicação em rede

É muito importante a conexão dos relés

em rede e a extensão desta rede até os

postos de controle das plantas industriais.

Ali, devem ser anunciados de forma

resumida os eventos de cada relé, de

acordo com critérios que facilitem a

intervenção do pessoal de manutenção.

Comunicação Local

Conexão Local:

•Parametrização;

•Comissionamento;

•Acompanhamento e registro

de tendência de grandezas

elétricas;

•Oscilografia de eventos;

Análise de Faltas e Auxílio no

Diagnóstico

Uma das grandes vantagens dos relés digitais sobre os analógicos e eletromecânicos, é a capacidade de armazenar o histórico das ocorrências permitindo obter-se após um evento:

Registro de data e hora da ocorrência;

Valores máximos atingidos;

Descrição de envolvimento de uma, duas ou três fases, bem como terra;

Valores pré-falta;

Tempo em que o relé operou;

Tempo em que o disjuntor realmente abriu, se abriu.

FIM

Obrigado!

Severino S. R. Macedo

Av. Prudente de Morais, 135 – 6º andar

Belo Horizonte – MG

(31) 3292.5113

severino.macedo@sma-eng.com.br

www.sma-eng.com.br