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PEA2412 – Automação de Sistemas Elétricos de Potência
Prova 1 – Parte 1 – Aulas 1 a 6
Aula 1 – 03/08
1. SAS – Sistema de Automação de Subestações
Bibliografia:
a. Substation Automation Handbook (2003) – Klaus Peter Brand, Valter Lohman,
Wolfgang Wimmer
b. Sistemas Digitais para Automação, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica –
José Antonio Jardini
c. Power System Relaying – Stanley H. Horowitz , Arun G. Phedlre
Sistema de Supervisão e Controle do Sistema de Potência (SSC)
- Este sistema provê os meios para a coordenação da operação do sistema elétrico, visto
de forma global.
- Este sistema é composto de níveis hierárquicos:
No Brasil:
COSN – Brasília
COSR – NCO – Norte – Centro-Oeste (Brasília) COSR – NE – Nordeste (Recife) COSR – SE – Sudeste (Rio de Janeiro) COSR – S – Sul (Florianópolis)
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No SIN os 5 centros de operação: - Comandam as (aproximadamente) 50 mil intervenções/dia
- Recebem 10 mil informações/segundo
- Gravam 10x106 registros/dia
A principal tarefa do SSC, além do controle direto, é o gerenciamento energético, o qual
controla não somente o balanço produção/consumo, mas também o caminho do fluxo de
potência na rede de potência, considerando aspectos econômicos, de segurança e de
qualidade.
No SSC está localizado o sistema computacional responsável pelas funções de “alto-nível”
que fornecem as informações para a operação adequada e segura da rede. Algumas
funções são:
- previsão de carga
- programação hidro-energética de reservatório
- fluxo de potência
- estimador de estado
- análise de segurança
- controle de carga frequência
- recomposição do sistema
Para realizar essas funções o SSC tem de adquirir dados (tensões, correntes, fluxos de
potência ativa/reativa, status dos equipamentos, etc) em todos os pontos da rede. Além
disso, ele tem de comandar equipamentos, tais como disjuntores, seccionadores, etc. Essa
função é denominada SCADA (Supervisory Controle and Data Acquisition).
O nível mais baixo do SSC é o sistema de automação da subestação (SAS), responsável
pela aquisição das grandezas a serem monitoradas e pela supervisão e controle dos
equipamentos primários (disjuntores, seccionadoras, etc).
O sistema de automação de subestação integra as funções:
- proteção
- controle
- medição
- análise pós-falta
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Fundamentos do Sistema de Proteção
Componentes
- TI: Transformadores de instrumentação (TP e TC). Fornecem a isolação necessária entre
o sistema de proteção e a rede de potência. Reduzem a magnitude das tensões e
correntes primárias.
- EP: Elemento de proteção. Pode variar desde um relé com uma única função de
proteção até um dispositivo multifuncional.
- CC: Circuito de trip (abertura)
- SA: Serviço auxiliar de alimentação DC (por exemplo, 125V) fornecido através de um
banco de baterias. Fornece a corrente para o circuito de trip e alimentação dos relés. Tem
papel importante na confiabilidade do sistema.
- D e R: Equipamentos de display e registro (oscilógrafo).
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Aula 2 – 10/08
Continuação – Sistemas de Proteção
O objetivo do sistema de proteção é isolar o equipamento defeituoso de forma rápida, confiável e desegernizando o menor trecho da rede (seletividade).
Dentro desse contexto existem alguns princípios que o sistema deve respeitar:
1. Confiabilidade: As falhas no sistema de proteção são classificadas:
a. Falha de Segurança (Security): Não existe uma falta dentro da zona de proteção
do relé e ele atua individualmente.
b. Falha de Operação (Dependability): Existe uma falta dentro da zona de proteção
e ela não atua.
� Security e Dependability são objetivos conflitantes
SECURITY ↓ ↔ DEPENDABILITY↑
Exemplo: Um relé de proteção tem as seguintes probabilidades de falha: “p”: probabilidade de ocorrer falha de segurança “q”: probabilidade de ocorrer falha de operação Para aumentar a confiabilidade pode-se pensar em duplicar o sistema de proteção: Proteção Principal + Proteção Alternada. Neste caso, existem duas alternativas para ligações de trip:
a. Contatos em Série:
b. Contatos em Paraelo:
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Ligação Probabilidades
Falha de Segurança Falha de Operação
Série p2 q(2-q) *
Paralelo
p(2-p)
q2
* Ativa Corretamente = (1-q)(1-q) = 1 – 2q + q2
Falha na operação = 1 – (1 – 2q + q2 ) = 2q - q2 = q(2-q) Os critérios de projeto normalmente priorizam a redução na probabilidade de falha de operação em detrimento da falha de segurança � normalmente os contatos de proteção duplicada são colocados em paralelo. Causas de Falha de Proteção
- Equipamento: relé, transformadores de instrumentação (TP e TC); Circuito de trip: serviço auxiliar, mecanismo de desarme do disjuntor, disjuntor.
2. Seletividade ou Coordenação de Proteção: É a habilidade do sistema de proteção de
desernegizar o menor trecho possível da rede, isolando somento o equipamento
defeituoso.
Existem dois conceitos associados à seletividade:
a. Zona de Proteção Primária
- O conceito de seletividade é definido em termos de regiões da rede (zona de proteção primária) para os quais um dado sistema de proteção é responsável. - O SP (Sistema de Proteção) é considerado seletivo se ele responde às faltas que ocorrem somente dentro de sua zona de proteção. - A zona de proteção é definida pela posição dos TCs e disjuntores. - Disjuntores são instalados no ponto de conexão entre dois equipamentos. Isso permite que somente o equipamento defeituoso possa ser isolado (eventualmente algum disjuntor pode ser eliminado por razões econômicas). - Uma zona de proteção é estabelecida ao redor de cada equipamento. Faltas dentro dessa zona devem provocar a atuação de todos os disjuntores da zona e só desta. - Faltas dentro da área de sobreposição de duas zonas provoca a atuação dos disjuntores destas zonas (porém não existem pontos cegos).
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- A posição das zonas é determinada pela localização dos TCs (transformadores de corrente). Disjuntores de tanque vivo, por razões de isolação, não possuem TC. Usa-se um TC externo. Exemplo:
Falta em F1: Proteção da barra detecta e abre A e B � Defeito Isolado Falta em F2: Proteção da barra detecta e abre A e B � Porém a falta alimenta pela linha � Não existe ponto cego na proteção primária. Falta em F3: Atua proteção da barra e linha.
b. Proteção de Retaguarda
O Sistema de Proteção Primária pode falhar para atuar. Neste caso, é necessário a
existência de um sistema alternativo que isole o equipamento defeituoso, mesmo
à custa da desenergização de um trecho maior da rede.
As alternativas são:
- Proteção Primária Duplicada;
- Proteção de back-up remota;
- Proteção de back-up local + esquema de falha de disjuntor.
b1. Proteção Primária Duplicada:
- Proteção Principal + Proteção Alternada: Atuam na mesma velocidade
- Comum em sistemas de alta tensão
- Pode-se utilizar os mesmos elementos do sistema de proteção ou pode-se
também duplicá-los. Para linhas de EHV é comum utilizar TCs separados. Utiliza-se
o mesmo TP, porém enrolamento secundário separado. Disjuntores não são
duplicados, porém o sistema de serviço auxiliar pode ser duplicado. Em sistemas
de tensão mais baixa compartilha-se TP, TC e baterias.
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Aula 3 - 11/08
Continuação - Proteção de retaguarda
- Proteção primária duplicada
- Proteção backup remota
- Proteção backup local + falha no disjuntor
Proteção de Back-Up Remota
Caso a proteção primária falhe, um outro sistema de proteção deverá atuar, mesmo às custas de um trecho maior da rede desenergizado.
É conveniente que não exista um modo de falha comum entre a proteção primária e a de backup. Isso é alcançado se o backup estiver em uma SE diferente
- Se E falhar: A e B devem atuar
- Se F falhar: I e J devem atuar
- A e F dão backup remoto para a linha BD
- Seletividade entre a proteção primária e backup é alcançada através de um delay de tempo (o backup “enxerga” a falta, porém atua com atraso).
Vantagem: imune aos modos de falhas comum
Desvantagem:
- atua com atraso
- desenergiza trecho maior
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Proteção de Backup Local + Falha de Disjuntor
Em algumas situações o backup remoto é inviável e, neste caso, utiliza-se o local:
50 → função de sobrecorrente instantânea
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Circuito de TRIP
Principais Funções de Proteção
a) Detectores de níveis
É o princípio de proteção mais simples. O relé atua quando a grandeza monitorada ultrapassa um valor ajustado (relés de sobre) ou quando fica abaixo desse valor (relés de sub).
b) Função de sobrecorrente
Essa função é classificada em:
-> ANSI 50: sobrecorrente instantânea (sem atraso intencional)
-> ANSI 51: sobrecorrente temporizada: pode ser subclassificada em:
- tempo definido
- tempo inverso
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Característica “tempo de atuação (TA) x corrente”
IPK = corrente de pick-up: o relé atua quando a corrente ultrapassar esse valor
m = múltiplo da corrente de atuação
Característica de tempo inverso (curvas)
a1) Norma ANSI
nT = multiplicador de tempo (ajuste)
curva inversa: K1 = 0,18, K2 = 5,95, P = 2
curva muito inversa: K1 = 0,0963, K2 = 3,88, P = 2
curva exponencialmente inversa: K1 = 0,00262, K2 = 0,00342
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a2) função de sobre-tensão (ANSI 59) função de sobre-tensão (ANSI 27)
Em condições normais de operação a tensão permanece em uma faixa estreita (+ - 5%).
Subtensões − > indício de faltas na rede
Sobretensões − > falha de reguladores
b) Função diferencial (87)
É um dos princípios de proteção mais sensíveis. Aplica-se a geradores, motores, trafos, barras, reatores, linhas.
Ligação Diferencial
′−− e
pI
r
I
0≅−′=
′−−
−= eee
p
e
p
oP IIIr
II
r
II
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Função Diferencial Percentual
O relé atua quando: restriçãooperação ττ > (analogia com um sistema eletromecânico)
Ou: [ ] ( )212211 IIKIIK &&&& +⋅>+⋅
43421
&&
321&&
restriçãodecorrenteoperaçãodecorrente
IIKII
__
21
__
212
+⋅>+⇒
( ) 0
0
≅+′−+′
=
′−
′+
−=
>>
ee
pp
e
p
e
p
oP IIr
III
r
II
r
II
321
′−
′e
pI
r
I
1I& 2I&
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Característica do diferencial percentual. Obs.: Atualmente os reles são equipamentos micro-processados que possibilitam modular a
característica do diferencial, permitindo 21 KK ≠ , além da introdução de mais parâmetros
K.
K1
K2
2
21 II && +
21 II && +
Regia de
atuação
Regia de não
atuação
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Aula 4 – 17/08
Funcões de Proteção
1. Detector de Nível
- Sobrecorrente (50/51)
- Sobretensão (59)
- Subtensão (27)
2. Diferencial (87)
3. Comparação de Ângulo
- Direcional de Sobrecorrente (ANSI 67)
- Direcional de Potência Ativa (ANSI 32)
Esta função de proteção compara o ângulo de duas grandezas alternadas.
- Grandeza de Operação - Grandeza de Polarização
Exemplo 67 � (fase): Operação: Corrente
Polarização: Tensão 67N (neutro): Operação: Corrente (In)
Polarização: Corrente (Io)
Uma unidade direcional normalmente associada a uma unidade de sobrecorrente nos casos em
que esta última sozinha não é capaz de discriminar corretamente o ponto de falta.
Exemplo:
Função de Distância Baseia-se na medida da impedância “vista” pelo relé, isto é, na relação entre uma tensão e uma
corrente:
Z medida = R + jX = V / I
A função responde de acordo com a posição da impedância medida no plano R - x.
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Plano R – x
A zona característica do relé é uma curva fechada como indicado pelo região 2. O relé
ativa quando a impedância medida cair no interior dessa zona.
Tipo de Características Relé de Distância tipo Mho
Característica Lenh
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Característica Quadrilateral
Característica Impedância
4. Outras Funções
- Frequência (ANSI 81) sobre ou sub;
- Temperatura (ANSI 49)
...
Proteção de Linhas de Transmissão
Funções Aplicáveis
- Função de Sobrecorrente (só para linhas radiais) (50/51)
- Função de Sobrecorrente Diferencial (67)
- Função de Distância (21)
- Teleproteçào (67, 21)
- Diferencial de Linha (87L)
Proteção de Linhas por Sobrecorrente
50 � Sobrecorrente instantânea (sem atraso intencional)
51 � Sobrecorrente temporizada
- Tempo Independente
- Tempo Inverso
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Característica Tempo de Atuação x Corrente
Curva Inversa: Norma ANSI
TA = MT [K1 + K2 / (mp – 1)]
Ajustes da função 51.
- IPK � Corrente de Atuação (Pick-Up) do relé
- MT � Multiplicador de Tempo.
Na tecnologia eletromecânica enfatizam-se 4 unidades de sobrecorrente:
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- Os relés de fase são capazes de detectar defeitos entre fases (trifásico, dupla-fase,
dupla-fase-terra) ou fase-terra sem compromisso.
- O relé de neutro detecta faltas que envolvem a terra (fase-terra ou duplo fase-terra).
Permite ajustes mais sensíveis.
- No relé digital tanto as proteções de fase quanto de neutro encontram-se na mesma
unidade.
Filosofia de Ajuste das funções 50/51
O relé A deve detectar todos os defeitos entre fases ocorrendo entre a barra 10 e 20
(zona de proteção primária). Deve fornecer backup para a falta entre fases no trecho
20-30. Essas condições devem ser verificadas para todas as situações operativas.
Formas de impor seletividade entre relés A e B:
- Seletividade por Tempo
- Seletividade por Corrente
- Seletividade Lógica
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Ajuste da Função 51
- Neste caso a seletividade é obtida por temporização.
- Característica de tempo independente (pouco utilizada no Brasil)
Ajuste da Corrente de Atuação (IPK)
- O relé não pode atuar para a corrente carga máxima (calculada para a tensão
mínima)(IL máx).
- O relé deve “enxergar” o defeito entre fases mínimo no trecho à jusante (backup),
que é o curto dupla-fase na barra 30 do exemplo.
I51PK > k1*IL máx
Icurto min < k2*I51PK
Onde: 1.5 ≤ k1 ≤ 2.0
2.0 ≤ k2 ≤ 3.0
Ajuste do MT da função 51
Para garantir a seletividade (por tempo), para todas as faltas comuns aos relés A e B,
deverá existir um intervalo de tempo mínimo (∆T) entre o tempo de atuação em A
(mais lento) e o tempo de B.
∆T = tempo de coordenação (critério de projeto).
∆T engloba:
- O tempo necessário para isolação da falta em B;
- Erro de tempo nos relés;
- Margem de Segurança
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∆T = tempo total B + terro + tsegurança
Valor típico ∆T = 0,3 seg *
* Pode-se adotar valores mais elevados caso exista interferência nos dados.
Verificação não frequente dos ajustes (sistema muda).
Critério de Ajuste de MT
- Impondo-se o critério no ∆T para a máxima corrente de falta comum (normalmente
curto trifásico na barra 20) aos dois relés, o critério será atendido para todas as demais
faltas.
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Aula 5 – 18/08
Ajuste da Função 51
- Ajuste de IPK
- Ajuste do Multiplicdor de Tempo (MT)
Iccmáx = Máxima corrente de falta comum aos dois relés (normalmente curto trifásico
na barra 20 com mínima impedância de fonte).
Relé B (já ajustado)
RBTC � Relação do TC
IBPK � Corrente de atuação
MTB � Multiplicador de tempo
Relé A
RATC � ajustado
IAPK � ajustado
MTA � ?
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Tempo de atuação do relé B
Icurto no 2° TC = Iccmáx / RBTC
mb = Icurto no 2° TC / IBPK = Iccmáx / (RB
TC * IB
PK )
- Equação da curva:
tb = MTB [ K1 + K2 / (mPB – 1) ]
- Tempo de atuação do relé B
tA ≥ tB + ∆T
∆T = tempo de coordenação (critério de projeto)
- Ajuste do MTB
mA = Icurto máx / (RATC * IA
PK)
MT A [ K1 + K2 / (mPA – 1) ] ≥ tB + ∆T
MT A ≥ (tB + ∆T) / [ K1 + K2 / (mPA – 1) ]
Exemplo:
Barra 10 Barra 20 Barra 30
IFALTA MIN (bifásico) 1000 800 600
IFALTA MAX (trifásico) 3000 1500 1000
Ajuste do Relé B
Icarga máx = 95
TCB : 100/5
RBTC = 1:20
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Ajuste IB
PK
Icarga máx no 2° TC = 95/20 = 4,75A
Icurto min no 2° TC = 600/20 = 30A
IPK > K1 * IL-máx 1.5≤ k1 ≤2.0
Icurto min > k2 * IPK 2.0≤ k2 ≤ 3.0
IB
PK = 10A
Ajuste MTB : O relé B não coordena com outra proteção � pode-se utilizar um ajuste
baixo para o multiplicador de tempo.
MTB = 1.0
Hipótese: Curva muito inversa.
Tempos de atuação do relé B:
- curto mínimo:
I curto min no 2° TC = 600/20 = 30A
m= I2° TC / IPK = 30/10 = 3
tB
A = [0,0963 + 3,88/(32 – 1)] = 0,581 segundos
- curto máximo:
I curto máx no 2° TC = 1500/20 = 75A
m= I2° TC / IPK = 75/10 = 7,5
tBA = [0,0963 + 3,88/(7,52 – 1)] = 0,166 segundos
Ajuste do Relé A
I carga Max = 95 + 45 = 140A
TCA : 200/5
RA
TC = 1:40
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Ajuste IA
PK
I carga no 2° TC = 140/40 = 3,5A
I curto min no 2° TC = 600/40 = 15A
IA
PK = 7A
Ajuste MTA : Coordenação entre A e B para curto trifásico na barra 20 (pior caso).
Curto trifásico na barra 20 (1500A) � tBA=0,166 seg
� tAA ≥ tB
A + ∆T
tAA ≥ 0,166 + 0,3 � tA
A >= 0,466 segundos
Icc = 1500A
tAA ≥ 0,466 seg
m = 1500/(40*7) = 5,36
MTA [ 0,0963 + 3,88/(5,362 – 1)] >= 0,466 � MTA ≥ 1,973
Tempo de Atuação da Função 51
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Função 50: Proteção de sobrecorrente de fase instantânea
- Para melhorar o desempenho da função 51 (em termos de redução do tempo de
atuação) associa-se a função 50 (sobrecorrente instantânea).
- A aplicação dessa função torna-se interessante se existe uma substancial diferença
entre as correntes de falta no início e final do trecho.
Ajuste da Função 50
- Agora a coordenação não pode ser obtida através de temporização.
- A corrente de atuação da função 50 deve ter um ajuste superior à máxima corrente
de falta no trecho à jusante.
IPK ≥ k1*Icurto máx no trecho à jusante (curto trifásico na barra 20)
k1 = 1,25 – critério de projeto
Ajuste da unidade 50 do relé B
Curto trifásico na barra 30 = 1000A
Icurto no 2° TC = 1000/20 = 50A
I50-BPK ≥ 1,25 * 50 = 62,5A
Ajuste da unidade 50 do relé A
Curto trifásico na barra 20 = 1500A
Icurto no 2° TC = 1500/40 = 37,5A
I50-APK ≥ 1,25 * 37,5 = 46,9A = 47A
- A percentagem do trecho protegido pela função 50 pode ser estimada por:
% = ( I10
cc – I20
cc ) / (I10
cc – I50
PK) * 100
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Aula 6 – 24/08
Proteção de Linhas pela Função de Sobrecorrente Direcional (67/67N)
67 � Direcional de fase
67N � Direcional de Neutro
- Para redes não radiais ou radiais com circuito em paralelo, somente com as funções
50/51 não é possível alcançar a coordenação entre os relés.
- Nestes casos, associa-se às funções 50/51, unidades direcionais (67) que permitem
que a sobrecorrente atua para faltas em um sentido e são bloqueadas para falta no
sentido contrário.
O princípio direcional foi estabelecido no séc. XIX utilizando teconologia
eletromecânica. Seu princípio consistia em produzir torque (positivo ou negativo) em
uma estrutura de disco de indução, a partir de duas grandezs alternadas (grandeza de
operação e grandeza de polarização).
Φ1(t) = Φ1 cos (wt + Θ)
Φ2(t)= Φ2 cos (wt - α)
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Θ = defasagem entre as grandezas de polarização e operação
Θ Φ = defasagem entre os fluxos
O torque produzido no disco é dado por:
Τ = Φ1 Φ2 sen Θ Φ
Τ = KVI sen (Θ - α)
O torque será máximo quando Θ Φ = 90°
τ - α = 90°
-α = 90° - τ
Τ = KVI sen (Θ + 90° – τ)
Τ = KVI cos (Θ – τ)
- Para a região de τ > 0, a função libera a sobrecorrente para atuar. Na região de τ < 0
ocorre o bloqueio.
- Os relés digitais utilizam o mesmo princípio, mas implementado via software, através
da seguinte condição:
Τ = Re [ Î*op (^Vpol x 1| τ)
Îop = IRop + j II
op
^Vpol = VRpol + j VI
pol
(Obs: Î e ^V são vetores, não estou utilizando o Equation para poder disponibilizar o
arquivo na versão para Word 2003)
Para faltas próximas ao relé (que podem levar ao colapso a tensão de polarização), o
software utilzia a tensão de memória.
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2.1. Função Direcional de Fase (67)
- Utilizam-se 3 unidades direcionais, uma para cada fase.
- Para a tensão de polarização existem várias alternativas, a mais utilizada é a conexão
90° ou quadratura.
Elementos direcionais de fase (67)
UNIDADE Grandeza Operação Grandeza Polarização
A ÎA ^VBC
B ÎB ^VCA
C ÎC ^VAB
Unidade da Fase A (67A)
Corrente IA nos vários tipos de falta (ABC, AB, AC, AN)
Hipótese: Ângulo da impedância de linha = 70°
Curto Trifásico
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Curtos Bifásicos
Curtos A-N
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Unidade Direcional de Neutro (67N)
- A grandeza de operação para função 67N é a componente de sequência zero das
correntes de linha: I0 = 1/3(ÎA + ÎB + ÎC)
- Para a grandeza de polarização, normalmente, os relés comerciais permitem a
seleção entre duas alternativas:
a. Vpolarização = - V0 = - 1/3[^VAN + ^VBN + ^VCN]
Faltas F1: Libera o 50/51N
Faltas F2: Bloqueia o 50/51N
Ajuste típico:
-60° ≥ τ ≥ -70°
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b. Usar uma corrente como grandeza de polarização. Normalmente a corrente de
neutro do transformador