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SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE EXTRA-ALTA

TENSÃO UTILIZANDO RELÉS DIGITAIS

Matheus Galluzzi Malafaia

Projeto de Graduação apresentado ao Curso

de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador: Oumar Diene

Rio de Janeiro

Fevereiro de 2017




PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO

CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA

DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE

DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE

ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. Oumar Diene, D.Sc.

Prof. Sebastião Ércules Melo Oliveira, D.Sc.

Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D.

RIO DE JANEIRO, RJ � BRASIL

FEVEREIRO DE 2017

Galluzzi Malafaia, Matheus

Sistema de Proteção de Transformadores de Extra-

alta Tensão Utilizando Relés Digitais/Matheus Galluzzi

Malafaia. � Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica,

2017.

XVII, 94 p.: il.; 29, 7cm.


Projeto de Graduação � UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2017.

Referências Bibliográ�cas: p. 70 � 71.

1. Transformadores. 2. Proteção. 3. Controle e

Supervisão. I. Diene, Oumar. II. Universidade Federal do

Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia

Elétrica. III. Título.

iii

Aos meus pais, inspiração

constante pela busca do bem e do

amor...

iv

Agradecimentos

Certamente não tenho como não começar os agradecimentos senão pela minha linda

família, dedicada e amorosa que me deu as condições e o suporte para chegar neste

momento tão importante de minha vida. Com vocês aprendi o que é o bem, por

vocês eu faço o bem. Amo vocês: Fernando de Paula Malafaia, Maria Clara Galluzzi

Malafaia e Cristiane Galluzzi Malafaia.

Aos meus avós: Vovô Malafaia, Vovó Nenete, Vó Nilza e Vô Darcy (que me

abençoa a todo instante) por sempre serem alicerces em minha vida acadêmica e

segunda casa nesta vida universitária.

Aos meus colegas de faculdade pela parceria, espírito de coletividade e respeito

que sempre foram demonstrados nesta universidade, em especial aos amigos que

organizaram nossos inesquecíveis churrascos e recepções de calouros.

Aos grandes amigos Marcus Vinicius Fernandes, Tarcísio Fagundes, Raphael Bar-

bosa, Paulo Shor e Gustavo Almeida por trilharem estes 6 anos ao meu lado como

irmãos que escolhemos em vida.

À minha grande e melhor amiga da faculdade, pessoa a quem devo boa parte

do meu crescimento pessoal e pro�ssional, que dividiu momentos bons e ruins nos

últimos anos e a quem tenho apreço imensurável: Mariana Rabelo.

Aos meus colegas de Iceboat Terrace (Caio, Luiz, Mario, Geraldo, Vini e Valdir),

em Toronto, que compartilharam a experiência mais incrível da minha vida e esti-

veram ao meu lado quando distante de minha família. E à CAPES que possibilitou

o intercâmbio e o meu enriquecimento pessoal e pro�ssional.

To my beloved brothers from ΦKΣ for teaching me the meaning of brotherhood,

in particular, Adonis Dina, Fred Henein and Ricardo Roiseman.

A todos os mestres que me lecionaram na UFRJ em especial ao meu orientador

Oumar Diene. Agradeço também aos meus colegas de trabalho Rodrigo Leonel,

Lincoln Lessa e Alexandre Vianna que me auxiliaram muito para a realização deste

trabalho.

E a essa força soberana que nos move que uns chamam de Deus, mas para não

haver con�itos, eu chamo de AMOR.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como

parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.




Fevereiro/2017


Curso: Engenharia Elétrica

Apresenta-se, neste trabalho, resultados de um estudo detalhado sobre sistemas

de proteção, controle e supervisão aplicado à um transformador de alta tensão, com

referências às características dos equipamentos principais e auxiliares utilizados para

a implementação da proteção. As funções de proteção programadas nos relés digitais

são analisadas com detalhamento do funcionamento destes. Ao �nal, um estudo

de caso é descrito no contexto da aplicação destas funções em uma situação real,

explicitando-se, os procedimentos de análises necessários para que a programação

das proteções apresentadas possa ser corretamente implementada.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial ful�llment

of the requirements for the degree of Engineer.

PROTECTION SYSTEMS OF HIGH VOLTAGE TRANSFORMER THROUGH

DIGITAL RELAYS


February/2017

Advisor: Oumar Diene

Course: Electrical Engineering

In this work, a detailed study on protection, control and supervision systems

applied to a high voltage transformer is presented.

A brief study on the equipments used to implement this system is reported. We

will discuss the protection functions of digital relays, explaining minutely how they

operate. We will present, at the end, a real case that applies those functions, ex-

plaining the necessary analysis in order to correctly design the presented protection.

vii

Sumário

Lista de Figuras xi

Lista de Tabelas xiii

Lista de Abreviaturas xv

1 Introdução 1

1.1 Estrutura do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2 Transformadores 4

2.1 Princípios Básicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.2 Aspectos Construtivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

3 Estrutura Básica de Sistemas de Proteção, Supervisão e Controle 8

3.1 Transformador de Corrente (TC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

3.1.1 Fator Térmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1.2 Limite Térmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1.3 Fator de Sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.2 Transformadores de Potencial (TP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.2.1 Divisor Capacitivo de Potencial . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

3.3 Tabela ANSI - Códigos de Operação funções de proteção . . . . . . . 11

3.4 Dispositivos Eletrônicos Inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3.4.1 Unidade de Aquisição e Controle(UAC) . . . . . . . . . . . . . 12

3.4.2 Registrador Digital de Pertubações . . . . . . . . . . . . . . . 13

3.4.3 Relé de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

3.5 Equipamentos Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

3.5.1 Relés Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

3.5.1.1 Relé de Supervisão de Circuito (27) . . . . . . . . . . 15

3.5.1.2 Relé de Disparo (94) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.5.1.3 Relé de Bloqueio (86) . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.5.1.4 Relé de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.5.2 Blocos de Teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

viii

3.6 Interface Homem-Máquina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

3.7 Comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

4 Proteções Intrínsecas de um Transformador de Extra-Alta Tensão 21

4.1 Relé de Buchholz (63) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

4.2 Relé de Temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

4.3 Válvula de Alívio de Pressão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

4.4 Supervisor de Nível de Óleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

5 Funções de Proteção em Relés Digitais para proteção de um Trans-

formador de Extra-Alta Tensão 26

5.1 Proteção Diferencial de Transformador 87TP . . . . . . . . . . . . . . 26

5.1.1 Corrente de Pick-up e Curva de Operação . . . . . . . . . . . 30

5.1.2 Corrente de inrush - Bloqueio por segundo harmônico . . . . . 33

5.1.3 Operação em Sobre-tensão (Sobre-excitação) - Bloqueio por

quinto harmônico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

5.1.4 Saturação do TC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

5.1.5 Lógica Geral da Proteção Diferencial . . . . . . . . . . . . . . 36

5.2 Proteção de Sobrecorrente do Transformador 50/51 . . . . . . . . . . 37

5.2.1 Corrente de pickup . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

5.2.2 Curva de operação tempo x corrente . . . . . . . . . . . . . . 42

5.2.3 Tipos de proteção de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . 44

5.2.4 Lógica Geral da Proteção de Sobrecorrente . . . . . . . . . . . 45

5.3 Proteção de Sobretensão (59) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

5.3.1 Proteção de Sobretensão de sequência zero (59N) . . . . . . . 46

5.3.1.1 Lógica Geral da Proteção de Sobretensão de sequên-

cia zero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

5.4 Proteção Falha de Disjuntor (50BF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

5.4.1 Lógica Geral da Proteção de Falha do Disjuntor . . . . . . . . 49

6 Ajuste da Proteção do Transformador TR03 - Barro Alto 51

6.1 Supervisão das Proteções Intrínsecas do TR03 . . . . . . . . . . . . . 51

6.2 Ajuste das Proteções no Relé P645 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

6.2.1 Ajuste da Proteção Diferencial (87) . . . . . . . . . . . . . . . 53

6.2.1.1 Ajuste da Curva de Operação . . . . . . . . . . . . . 53

6.2.1.2 Bloqueio por segundo harmônico . . . . . . . . . . . 56

6.2.1.3 Bloqueio por quinto harmônico . . . . . . . . . . . . 56

6.2.1.4 Bloqueio por saturação do TC . . . . . . . . . . . . . 56

6.2.2 Ajuste da Proteção de Sobrecorrente (51) . . . . . . . . . . . . 56

6.2.2.1 Sobrecorrente do Lado de 69 kV . . . . . . . . . . . . 57

ix

6.2.2.2 Sobrecorrente do Lado de 230 kV . . . . . . . . . . . 59

6.2.2.3 Sobrecorrente Residual do lado de 230 kV . . . . . . 61

6.2.2.4 Sobrecorrente Residual do lado de 69 kV . . . . . . . 62

6.2.2.5 End Fault Protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

6.2.3 Ajuste da Proteção de Sobretensão de Sequência Zero (59N) . 65

6.2.4 Ajuste da Proteção de Falha do Disjuntor (50/62 BF) . . . . . 66

6.2.5 Sumário dos ajustes das proteções no relé P645 . . . . . . . . 66

7 Conclusões 68

Referências Bibliográ�cas 70

A Fundamentos Teóricos 72

A.1 Análise de Circuitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

A.1.1 Leis de Kirchho� . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

A.1.2 Fasores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

A.1.3 Componentes Simétricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

A.2 Decomposição em Série de Fourier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

B Uni�lar dos Pátios 230 kV, 69 kV SE Barro Alto e Diagrama de

Impedâncias 79

C Supervisão das Proteções intrínsecas 83

D Dados de Placa do Transformador e Características dos Equipa-

mentos de Medição 87

D.1 Dados de placa dos Transformadores que compõem o TR03 . . . . . . 88

D.2 Características dos equipamentos de medição . . . . . . . . . . . . . . 89

E Tabela ANSI - Proteção 91

x

Lista de Figuras

2.1 Transformador Ideal [13] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.2 Exemplo de Transformador de Alta Potência [23] . . . . . . . . . . . 6

3.1 Arranjo de Ligação DCP [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

3.2 IED da linha SIPROTEC 5 da SIEMENS [2] . . . . . . . . . . . . . . 12

3.3 Painel de Proteção instalado em rack 19 polegadas[3] . . . . . . . . . 14

3.4 Exemplo de Relé Auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

3.5 Exemplo de bloco de teste do fabricante Secucontrol [4] . . . . . . . . 17

3.6 Exemplo de mala de teste do fabricante Omicron [5] . . . . . . . . . . 17

3.7 Imagem capturada software SAGE do uni�lar da subestação de Cam-

pos, Rio de Janeiro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

3.8 Arquitetura de Comunicação em uma subestação utilizando IEC 61850. 20

4.1 Instalação do Relé de Buchholz. [6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

4.2 Esquema de funcionamento Relé de Buchholz.[7] . . . . . . . . . . . . 22

4.3 Esquema de funcionamento Válvula de Pressão por Mola. [6] . . . . . 24

5.1 Princípio básico de funcionamento da proteção diferencial. [8] . . . . 27

5.2 Esquema do relé diferencial percentual eletro-mecânico. [6] . . . . . . 28

5.3 Curva de operação de um relé eletro-mecânico. [6] . . . . . . . . . . . 29

5.4 Curva de saturação de um transformador Toshiba instalado. [9] . . . 30

5.5 Curva Característica de Operação - Proteção Diferencial. [10] . . . . 32

5.6 Forma de onda da Corrende de inrush.[11] . . . . . . . . . . . . . . . 34

5.7 Decaimento da Corrende de inrush.[11] . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

5.8 Lógica de Aquisição de sinais do campo e criação de variáveis internas 37

5.9 Lógica simpli�cada de atuação da proteção 87TP . . . . . . . . . . . 37

5.10 Relé de Sobrecorrente de Alavanca. [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

5.11 Êmbolo de óleo para temporização do Relé de Sobrecorrente de Ala-

vanca e respectiva curva tempo x atuação. [1] . . . . . . . . . . . . . 39

5.12 Relé de Sobrecorrente de Alavanca temporizado por um relé auxiliar

de tempo e respectiva curva tempo x atuação. [1] . . . . . . . . . . . 40

5.13 Relé de Sobrecorrente de Indução. [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

xi

5.14 Atuação do Relé de Sobrecorrente de Indução. [1] . . . . . . . . . . . 41

5.15 Curva de Atuação do Relé de Sobrecorrente de Indução. [1] . . . . . . 41

5.16 Curvas de Operação inversa do relé de sobrecorrente. [12] . . . . . . . 43

5.17 Exemplo de falta em zona morta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

5.18 Lógica simpli�cada de atuação da proteção 51 . . . . . . . . . . . . . 46

5.19 (a) Relé de proteção de sobretensão instantâneo; (b) Relé de proteção

de sobretensão de tempo inverso. [6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

5.20 Esquema da proteção 59N. [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

5.21 Lógica simpli�cada de atuação da proteção 59N . . . . . . . . . . . . 48

5.22 Lógica simpli�cada de atuação da proteção contra falha do disjuntor . 50

6.1 Curva Característica de Operação - Proteção Diferencial. [10] . . . . 53

6.2 Curva de atuação da proteção de sobrecorrente do lado de 69 kV . . . 58

6.3 Curva de atuação da proteção de sobrecorrente do lado de 230 kV . . 60

6.4 Coordenação das proteções de sobrecorrente de 69 kV e 230 kV . . . . 60

6.5 Curva de atuação da proteção de sobrecorrente residual do lado de

230 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

6.6 Curva de atuação da proteção de sobrecorrente residual do lado de

69 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

6.7 Coordenação das proteções de sobrecorrente residual de 69 kV e 230 kV 64

A.1 Exemplo da aplicação da lei dos nós . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

A.2 Exemplo da aplicação da lei dos nós . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

A.3 Decomposição de um sistema desequilibrado em seus componentes

simétricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

D.1 Informações básicas dos trafos que compõem o TR03: ligação e po-

tência nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

D.2 Correntes nominais dos tapes e correntes máximas toleradas pelos

transformadores que compõem o TR03 . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

xii

Lista de Tabelas

5.1 Tabela típica com o teor harmônico da Corrende de inrush.[14] . . . . 34

5.2 Conteúdo Harmônico da operação de um banco de transformadores

15kVA com 150% de sobretensão.[14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

5.3 Tabela de coe�cientes de operação em função de sobrecorrente se-

gundo norma IEC 255-4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

6.1 Correntes de Curto Circuito para o ajuste da proteção de sobrecor-

rente do lado de 69 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

6.2 Ajuste da proteção de sobrecorrente lado de 69 kV . . . . . . . . . . . 58


rente do lado de 230 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

6.4 Ajuste da proteção de sobrecorrente lado de 230 kV . . . . . . . . . . 60

6.5 Correntes de Curto-Circuito para o ajuste da proteção de sobrecor-

rente residual, lado de 230 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

6.6 Ajuste da proteção de sobrecorrente residual lado de 230 kV . . . . . 62


rente residual, lado de 69 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

6.8 Ajuste da proteção de sobrecorrente residual lado de 69 kV . . . . . . 63

6.9 Ajuste da proteção de sobrecorrente de zona morta . . . . . . . . . . 65

6.10 Tempo de operação dos equipamentos do sistema de proteção TR03 . 66

6.11 Tabela sumário com os ajustes da proteção diferencial . . . . . . . . . 66

6.12 Tabela sumário com os ajustes da proteção de sobrecorrente . . . . . 67

6.13 Tabela sumário com os ajustes da proteção de zona morta . . . . . . 67

6.14 Tabela sumário com os ajustes da proteção de sobretensão de sequên-

cia zero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

6.15 Tabela sumário com os ajustes da proteção de falha do disjuntor . . . 67

A.1 Transformação Domínio do Tempo - Fasor . . . . . . . . . . . . . . . 75

D.1 Características do TC da Alta Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

D.2 Características do TC da Baixa Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

xiii

D.3 Características do TP de aterramento para sobretensão de sequência

zero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

E.1 Tabela ANSI - Sistemas de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

xiv

Lista de Abreviaturas

27 Número de Operação do Relé de Subtensão segundo tabela

ANSI, p. 11

50BF Número de Operação do Relé de Proteção Contra Falha do

Disjuntor segundo tabela ANSI, p. 44

50 Número de Operação do Relé de Sobrecorrente Instantâneo

segundo tabela ANSI, p. 34

51EFP Número de Operação do Relé de Proteção de Zona Morta se-

gundo tabela ANSI, p. 40

51N Número de Operação do Relé de Sobrecorrente Temporizado

de Neutro segundo tabela ANSI, p. 40

51R Número de Operação do Relé de Sobrecorrente Residual Tem-

porizado segundo tabela ANSI, p. 40

51 Número de Operação do Relé de Sobrecorrente Temporizado


59N Número de Operação do Relé de Sobretensão de Sequência Zero


59 Número de Operação do Relé de Sobretensão segundo tabela

ANSI, p. 42

63 Número de Operação do Relé de Buchholz segundo tabela

ANSI, p. 17

86 Número de Operação do Relé Auxiliar de Bloqueio segundo

tabela ANSI, p. 12

87 Número de Operação do Relé de Proteção Diferencial segundo

tabela ANSI, p. 23

xv

94 Número de Operação do Relé de Disparo segundo tabela ANSI,

p. 12

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas, p. 4

ANAFAS Software de Análise de Faltas Simultâneas, p. 49

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, p. 9

ANSI American National Standards Institute, p. 7

BF Breaker Failure, p. 44

CEPEL Centro de Pesquisa em Engenharia Elétrica, p. 49

CNO Centro Nacional de Operação, p. 15

COR Centros de Operação Regional, p. 15

DCP Divisor Capacitivo de Potencial, p. 6

DT Dial de Tempo, p. 39

EFP End Fault Protection, p. 40

FS Fator de Sobrecorrente, p. 5

FT Fator Térmico, p. 5

GOOSE Generic Object Oriented Substation Event, p. 16

IEC International Electrotechnical Commission, p. 15

IED Intelligent Electronic Devices, p. 7

LT Linha de Transmissão, p. 53

MMS Manufacturing Message Speci�cation, p. 16

NAF Normalmente Aberto ou Fechado, p. 11

NA Normalmente Aberto, p. 11

NF Normalmente Fechado, p. 11

ONS Operador Nacional do Sistema, p. 1

RDP Registrador Digital de Pertubações, p. 9

xvi

RTC Relação de Transformação do Transformador de Corrente, p.

4

RTP Relação de Transformação do Transformador de Potencial, p.

6

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition, p. 11

SIN Sistema Interligado Nacional, p. 1

SPCS Sistema de Proteção, Supervisão e Controle, p. 1

TC Transformador de Corrente, p. 4

TP Transformador de Potencial, p. 5

UAC Unidade de Aquisição e Controle, p. 7

trafo Transformador, p. 68

xvii

Capítulo 1

Introdução

O Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro é considerado único no mundo inteiro

por conta de seu tamanho e complexidade gigantescos. O SIN do Brasil interliga

o norte ao sul, o leste ao oeste, possibilitando a troca de grandes quantidades de

energia entre as regiões, fazendo com que possamos aproveitar as peculiaridades

climáticas que in�uenciam nossa matriz energética majoritariamente hídrica.

A con�abilidade e a operabilidade do SIN torna-se possível devido à instalação de

sistemas de proteção, controle e supervisão (SPCS) nas subestações de transmissão

em todo o Brasil. Atualmente, esse sistema é composto por uma série de dispositivos

com alta capacidade de processamento que enviam informações em tempo real para

o agente responsável pela operação da subestação e para o Operador Nacional do

Sistema (ONS). Sendo assim, o SPCS possibilita que as manutenções necessárias dos

equipamentos de campo sejam feitos e que os engenheiros do ONS possam visualizar

a topologia da rede atualizada.

Outrossim, os SPCS possuem importante função no resguardo dos equipamentos

e na minimização do impacto para os usuários da rede elétrica quando da ocorrência

de algum defeito no sistema. Os dispositivos eletrônicos inteligentes são programa-

dos para proteger de maneira personalizada cada equipamento do sistema, atuando

na identi�cação de curto-circuitos monofásicos, bifásicos e trifásicos, e isolando o

elemento em falta do resto do sistema elétrico através da abertura de um ou mais

disjuntores. Os sistemas de proteção possuem uma engenharia extremamente so�s-

ticada, pois devem atuar com precisão e grande con�abilidade, necessitam de alta

coordenação para que haja seletividade, desligando o menor número de equipamen-

tos.

Os transformadores de potência são invariavelmente alvos dos sistemas de pro-

teção uma vez que este equipamento é essencial para o funcionamento do SIN. Os

transformadores são equipamentos utilizados para transferir energia, com baixíssima

perda, através de um circuito eletromagnético que permite que as tensões sejam

transformadas para níveis de transmissão e distribuição, reduzindo perdas e aumen-

1

tando a e�ciência do nosso sistema. O projeto de graduação `Transformadores de

Potência - Teoria e Aplicação' [15] destaca a importância dos transformadores de

potência, abordando conteúdos de relevância para o estudo completo deste equipa-

mento.

A proteção dos transformadores à nível de transmissão, ou seja, alta e extra-alta

tensão, é imprescindível, uma vez que são responsáveis diretos pelo abastecimento

elétrico de um grande número de usuários. Para padronizar a proteção dos transfor-

madores do sistema, o ONS mantém atualizado o relatório `Filoso�a das Proteções

dos Transformadores da Rede de Operação do ONS' [14] que de�ne a metodologia de

proteção de trafos no país levando em consideração as tecnologias mais recentes do

mercado, garantindo o aumento da continuidade no fornecimento de energia, além

da diminuição dos danos aos equipamentos vítimas de faltas.

Os relés inteligentes possuem função fundamental nos SPCS aplicados a trans-

formadores, pois este equipamento requer cuidados especiais tanto na manutenção,

quanto na operação. Por isso, a proteção dos transformadores se tornou foco de

estudo nas instituições de ensino em todo mundo. Dentre esses projetos, destaca-se

a dissertação de mestrado `Esquema Completo de Proteção Diferencial de Transfor-

madores para Testes em um Relé Digital'[16] que detalha a operação da proteção

diferencial de um transformador, os projetos de graduação `Estudo de caso na Au-

tomação, Proteção e Supervisão de uma Subestação de classe 69kV'[17], que relata

um caso de proteção aplicado à prática, e `Modernização da Proteção de Sistemas

Elétricos de Potência'[18], que trata dos benefícios e mudanças trazidas pela recente

modernização dos relés de proteção.

Este trabalho visa dar uma visão mais detalhada de um SPCS aplicado à proteção

dos transformadores de potência do sistema de transmissão. Para tal, abordaremos

todos os aspectos relativos à proteção de um transformador, desde as proteções ins-

taladas em seu construtivo, chamadas proteções intrínsecas, até as proteções feitas

pelos relés de proteção digitais. Estas funções de proteção programadas nos relés

de proteção são evoluções dos relés eletromecânicos e, por isso, serão esmiuçadas,

traçando um paralelo com a modernização desta tecnologia essencial para a con�a-

bilidade do nosso sistema de transmissão.

2

1.1 Estrutura do trabalho

Capítulo 1 - Introdução: Introduz o tema abordado no trabalho, apresentando

a motivação e o objetivo do mesmo.

Capítulo 2 - Transformadores: Faz uma breve revisão teórica sobre transfor-

madores, apresentando equações básicas e os aspectos construtivos do elemento que

é o alvo da proteção descrita no documento.

Capítulo 3 - Estrutura Básica de Sistemas de Proteção, Supervisão e

Controle: Apresenta a estrutura de um sistema de proteção moderno, citando os

elementos básicos como equipamentos, arquitetura, comunicação e supervisório.

Capítulo 4 - Proteções Instrínsecas de um Transformador de Extra-Alta

Tensão: Destrincha as proteções inerentes a manutenção e ao construtivo do

transformador destacando o funcionamento e o objetivo de cada uma destas

proteções.

Capítulo 5 - Funções de Proteção em Relés Digitais para proteção de um

Transformador de Extra-Alta Tensão: Analisa minuciosamente as diferentes

funções de proteção detalhando seu funcionamento e particularidades desde o ponto

de partida em relés eletromecânicos até a aplicação atual no relés multiprocessados.

Capítulo 6 - Ajuste da Proteção do Transformador TR03 - Barro Alto:

Um breve estudo de caso do ajuste das funções de proteção de um transformador

real instalado na subestação de Barro Alto.

Capítulo 7 - Conclusões: Analisa o trabalho desenvolvido, seu impacto acadêmico

e prático.

3

Capítulo 2

Transformadores

2.1 Princípios Básicos

Transformadores, comumente chamados de trafos, tem como principal objetivo a

transferência de energia através de um �uxo magnético comum a dois enrolamentos.

Para desempenhar esta função, o transformador é composto por um núcleo ferro-

magnético e duas bobinas condutoras enroladas a ele, o primário, que tem tensão

aplicada à seus terminais, e o secundário, que terá tensão induzida nos seus termi-

nais. O primário, quando houver aplicação de tensão variante no tempo (v1), gera

um �uxo magnético variante, Φ, dado por

v1 = N1dΦ

dt, (2.1)

sendo N1 o número de espiras da bobina do primário.

O �uxo magnético, por sua vez, passa pelo secundário que terá tensão induzida,

e2, de acordo com a equação

e2 = N2dΦ

dt, (2.2)

sendo N2 é o número de espiras da bobina do secundário. Desprezando-se as perdas

nos condutores das bobinas, podemos dizer que

e1 = v1 (2.3)

e

e2 = v2, (2.4)

sendo v2 a tensão nos terminais da bobina do secundário e e1 a força eletromotriz

induzida no enrolamento do primário. Dividindo-se a equação 2.1 pela equação 2.2

e supondo que não há perdas no enrolamento, obtém-se

4

v1v2

=N1

N2

, (2.5)

Como a relutância destes materiais ferromagnéticos é muito pequena, podemos

considerar que não haverá, também, perdas no núcleo e a potência de entrada será

a mesma potência da saída. Então

v1i1 = v2i2, (2.6)

sendo i1 a corrente que passa pela bobina do primário e i2 a corrente que passa pela

bobina do secundário. Substituindo-se os valores de tensão pelo número de espiras

de acordo com a equação 2.5, obtemos

i1i2

=N2

N1

. (2.7)

A �gura 2.1 ilustra o funcionamento de um transformador apresentando todas as

variáveis envolvidas nas equações expostas anteriormente. Tais equações norteiam

os princípios básicos do funcionamento dos transformadores para o caso ideal, que

facilmente pode-se aplicar aos transformadores de potência em altas tensões uma

vez que a perda é desprezível se comparado com a quantidade de energia que �ui

pelo trafo.

Figura 2.1: Transformador Ideal [13]

Pelas equações 2.7 e 2.5 observa-se a principal utilidade de um transformador: a

transformação de tensão e corrente de acordo com a relação de espiras do primário

e do secundário.

No sistema brasileiro, as transmissões feitas a partir das geradoras, geralmente

hidroelétricas distantes das cidades para as proximidades dos centros consumidores,

são realizadas em alta tensão. Esse método é utilizado com o objetivo de diminuir

5

a perda joule associada à passagem de corrente pelas linhas de transmissão. Sendo

assim um transformador elevador aumenta a tensão nas subestações das geradoras

para 138 kV, 230 kV, 500 kV e até 800 kV para transmissão em longas distân-

cias. Quando a transmissão chega mais perto do mercado consumidor essa tensão

abaixa-se através de um transformador abaixador para 69 kV, 34,5 kV ou 13,8 kV

dependendo da distância que ainda precisa ser percorrida até uma subestação de dis-

tribuição aonde a tensão é novamente reduzida para as tensões nominais utilizadas

em fábricas e residências.

2.2 Aspectos Construtivos

Além da teoria básica, é importante o entendimento de aspectos construtivos dos

transformadores para o seguimento deste trabalho, pois a proteção deste equipa-

mento visa exatamente garantir a integridade física do mesmo. Um trafo é basi-

camente composto pelo seu núcleo de material ferromagnético, pelas bobinas do

primário e secundário e pela carcaça externa, como ilustrado na �gura 2.2.

Figura 2.2: Exemplo de Transformador de Alta Potência [23]

O núcleo é formado por lâminas de materiais ferromagnéticos com a superfície

envernizada para reduzir a formação de correntes parasitas, melhorando o rendi-

6

mento do transformador. As bobinas do primário e do secundário são condutores,

geralmente alumínio ou cobre, isolados e enrolados ao redor do núcleo N1 e N2 vezes,

respectivamente. A carcaça externa tem como objetivos: isolar o núcleo e as bobinas

do meio externo, protegendo-os e prevenindo acidentes, servir de recipiente para o

líquido de refrigeração e auxiliar no transporte do transformador.

Devido a grande quantidade de energia transferida e as altas correntes que cir-

culam pelas bobinas, o transformador necessita de um sistemas de isolamento mais

robusto. Os materiais mais utilizados para o isolamento de transformadores de alta

potência são o papel e o óleo mineral. O primeiro é, geralmente, utilizado para re-

cobrir os condutores, evitando que ocorra curto entre eles. O segundo faz a isolação

entre as bobinas e a carcaça e entre as bobinas e o núcleo.

Além disso, o óleo mineral é considerado um elemento multifuncional, pois, além

de atuar como um dielétrico, ele realiza a refrigeração, por convecção, do transfor-

mador. O papel de refrigeração é tão importante quanto o de isolante uma vez que

o aquecimento do núcleo e das bobinas reduz a vida útil do equipamento e pode da-

ni�car o isolamento. O sistema de refrigeração de transformadores de alta potência

pode, ainda, contar com um sistema de ventilação forçada acionada manualmente

ou automaticamente de acordo com a temperatura do trafo.

No capítulo 4 serão apresentados métodos para supervisão do funcionamento do

transformador como relés de temperatura, pressão e nível de óleo essenciais para a

manutenção e o prolongamento da vida deste equipamento.

7

Capítulo 3

Estrutura Básica de Sistemas de

Proteção, Supervisão e Controle

Todo sistema de proteção, supervisão e controle em uma subestação tem uma es-

trutura básica que é comum a qualquer equipamento a ser protegido. Neste ponto

do trabalho iremos introduzir os equipamentos que fazem parte deste sistema dando

uma visão macro que servirá como alicerce para os capítulos seguintes.

3.1 Transformador de Corrente (TC)

Os transformadores de corrente são elementos essenciais para um sistema de pro-

teção. Por meio de sua relação de transformação (RTC), as altas correntes que

circulam pelo primário são reduzidas de maneira que possam ser aquisitadas pelos

relés de proteção. Essa relação de transformação é dada por

IpIs

= RTC, (3.1)

sendo Ip a corrente do primário, RTC a relação de transformação do TC e Is a

corrente do secundário.

De maneira geral, o TC abaixa a corrente nominal do primário para 5 A, valor

normalizado pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT)[19], disponi-

bilizados em seu secundário para ser aquisitado pelo relé para detecção de faltas.

Além disso, o transformador de corrente ainda tem papel importante no isolamento

dos equipamentos do sistema de proteção.

Vale ressaltar que para a aplicação em proteção os TCs podem apresentar um

erro na sua exatidão, dada por

IpRTC

= Is − Ie, (3.2)

8

sendo Ip a corrente do primário, RTC a relação de transformação do TC, Is a corrente

do secundário e Ie o erro entre as medidas. Este erro relativo pode ser de 2, 5%, 5%

ou 10% e, apesar de parecer alto, não tem tanta relevância, pois para proteção de

equipamentos preocupa-se mais com a ordem de grandeza apresentada do que com

a exatidão da medida. O TC apresenta características que precisam ser observadas

para que sua exatidão seja mantida mesmo diante de faltas severas. O fator térmico,

limite térmico e fator de sobrecorrente são atributos provenientes de testes com o

equipamento e fornecidos pelo fabricante do TC para que a escolha possa ser feita

de maneira adequada. A seguir iremos fazer uma breve explanação sobre estes três

fatores citados.

3.1.1 Fator Térmico

O fator térmico (FT) de um TC é a relação entre a corrente máxima no primário

(Ipmax) que o equipamento suporta em regime permanente sem que seja dani�cado

e sua corrente nominal. Assim,

FT =IpmaxIp

. (3.3)

3.1.2 Limite Térmico

O limite térmico representa a corrente de curto-circuito máxima que o transformador

de corrente pode suportar durante um segundo com seu secundário em curto sem

que haja danos a sua isolação.

3.1.3 Fator de Sobrecorrente

O fator de sobrecorrente (FS) é a relação entre a máxima corrente de curto-circuito

(IpCC) que não afeta a classe de exatidão do TC e sua corrente nominal, isto é,

FS =IpCCIp

. (3.4)

Apesar deste valor poder ser variado conforme o construtivo do TC, aqui no

Brasil, o fator de sobrecorrente é um valor normalizado e deve sempre ser igual a 20

[19].

3.2 Transformadores de Potencial (TP)

Os transformadores de potencial (TP) atuam reduzindo a tensão a valores que pos-

sam ser fornecidos aos equipamentos de proteção. O valor da tensão no secundário

9

do TP é um valor normalizado em 115 V, segundo a ABNT [20], e é proporcional à

tensão no primário de acordo com a relação de transformação do transformador de

potencial (RTP), dada por

Vpfase−neutroVsfase−neutro

= RTP, (3.5)

sendo Vpfase−neutro a tensão fase-neutro do primário, Vsfase−neutro a tensão fase-neutro

do secundário e RTP a relação de transformação do transformador de potencial.

Assim como os TCs, os TPs também apresentam um erro associado à diferença da

tensão entre os terminais do primário e a tensão reduzida apresentada no secundário.

Os TPs utilizados em proteção têm erro de 1,2%, sendo este valor garantido caso

os equipamentos conectados em seu secundário tenham uma carga total inferior a

carga nominal relativa à sua classe de exatidão.

3.2.1 Divisor Capacitivo de Potencial

O Divisor Capacitivo de Potencial (DCP) é uma associação de dois ou mais capaci-

tores e um indutor com a �nalidade de reduzir tensões acima de 69 kV para 23 kV

que serão entregues aos terminais primários do TP. Esta redução torna-se necessária

pois para tensões muito elevadas o construtivo do TP tende a �car complexo devido

a classe de isolação que torna o transformador muito grande e pesado.

Na �gura 3.1 podemos ver o arranjo de ligação do DCP a ser conectado de

forma a reduzir a tensão da linha Elt para a tensão que será entregue aos terminais

primários do TP, Vth. A relação entre a tensão de linha e a tensão reduzida pelo

DCP é dada por

Vth =C1EltC1 + C2

. (3.6)

Figura 3.1: Arranjo de Ligação DCP [1]

10

Da equação 3.6, pode-se retirar a relação entre os capacitores C1 e C2. Além

disso, devemos ressaltar a importância do indutor conectado em série com o banco

de capacitores. Esse indutor é responsável por manter o ângulo de fase da tensão

Elt igual ao ângulo de fase da tensão entregue ao TP, Vth. Para que isso ocorra o

indutor é projetado de forma a ter magnitude tal que entre em ressonância com os

capacitores. Sendo assim,

L =1

ω2(C1 + C2). (3.7)

3.3 Tabela ANSI - Códigos de Operação funções de

proteção

Visando padronizar os códigos de operação dos sistemas de proteção a American

National Standards Institute (ANSI) criou uma tabela que designa um número de

operação para identi�car equipamentos e funções de proteção. Desta forma, enge-

nheiros eletricistas e operadores de todo mundo possuem um padrão que facilita a

intercomunicação e a operação das subestações. A tabela ANSI (E.1) pode ser vista

no apêndice E e seus códigos padronizados serão constantemente utilizado durante

este trabalho.

3.4 Dispositivos Eletrônicos Inteligentes

Dispositivos eletrônicos inteligentes, ou Intelligent Electronic Devices (IEDs) como

são mundialmente conhecidos, são equipamentos com grande capacidade de pro-

cessamento, programáveis e multi-funcionais. Aparelhos como estes são utilizados

para aquisitar diversas informações disponibilizadas pelos equipamentos de campo

da subestação de forma analógica ou de forma binária. No que tange ao sistema de

proteção, os IEDs são comumente utilizados para aquisição geral de dados de super-

visão e controle, chamadas Unidades de Aquisição e Controle (UAC), para confecção

de oscilogra�a e para a programação das funções de proteção, os relés de proteção

digital.

Na �gura 3.2 podemos ver um IED da linha SIPROTEC 5 da fabricante SI-

EMENS. Habitualmente os IEDs têm uma con�guração física, hardware, única e

recebem os �rmwares, isto é, o pacote de programas e funções que executará de

acordo com a �nalidade de sua implementação.

11

Figura 3.2: IED da linha SIPROTEC 5 da SIEMENS [2]

3.4.1 Unidade de Aquisição e Controle(UAC)

As UACs são responsáveis por receber boa quantidade das informações binárias

disponibilizadas pelos equipamentos como posição, aberto ou fechado, modo de ope-

ração local ou remoto, além de outras informações importantes para a supervisão

de um equipamento como alarme de falha interna e falha na alimentação.

Essas informações binárias, conhecidas como pontos digitais, nada mais são que

cabos de cobre com tensão de 125 VCC que tem seu circuito fechado por um relé

auxiliar quando se deparam com alguma ocorrência. Desta forma, o circuito é fe-

chado e a UAC passa a receber corrente signi�cando o valor binário 1, ou ligado.

De forma semelhante, um relé auxiliar pode atuar abrindo um circuito relativo a

alguma informação, cortando a corrente que chegaria na unidade de aquisição que

passa a detectar um valor binário de desligado, ou seja, 0.

Além disso, estes IEDs também realizam o controle dos equipamentos de campo;

esses controles, para que possam ser executados, devem obedecer à lógica de inter-

travamento inerente ao arranjo da subestação. Assim, a lógica de intertravamento

é programada no IED que passa a veri�car, de acordo com as posições dos demais

equipamentos de manobra do vão, se há ou não a liberação para que um dado

equipamento seja manobrado.

Por vezes, as UACs também recebem informações analógicas como temperatura

do enrolamento, temperatura do óleo, tap do transformador, corrente e tensão do

vão protegido ou de algum vão vizinho. Essas informações chegam em uma faixa de

corrente na ordem de mA que pode variar de acordo com o protocolo de comunicação.

Todas essas informações são coletadas e dispostas ao operador por um programa

12

supervisório, que será abordado na seção 3.6, que realiza essa interface entre os IEDs

e o operador.

3.4.2 Registrador Digital de Pertubações

O Registrador Digital de Pertubações (RDP) é responsável por coletar os valores

de tensão e corrente, módulo e fase, durante qualquer falta criando um registro

completo sobre a ocorrência. A oscilogra�a, nome dado à este registro, é depois

analisada pela empresa que opera a subestação para que medidas de precaução

possam ser tomadas.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e o ONS também podem

solicitar a oscilogra�a para análise caso a falta interrompa o abastecimento de uma

dada região. Essa análise tem o objetivo de veri�car se a interrupção poderia ter sido

evitada, o tempo de reestabelecimento do abastecimento e até mesmo a causa para

que possa ser julgada a aplicação ou não de uma multa na transmissora responsável

pela subestação na qual ocorreu a contingência.

3.4.3 Relé de Proteção

Os relés de proteção são os grandes responsáveis pela preservação dos equipamentos

da subestação. Com a capacidade de processamento que possuem, os relés de pro-

teção são capazes de aquisitar e analisar as informações de campo de acordo com

uma gama de funções programadas de acordo com o equipamento a ser protegido.

Sendo assim, apesar de serem idênticos no aspecto construtivo, um relé de proteção

de linha de transmissão e um relé de proteção de um transformador, por exemplo,

tem funções e algoritmos diferentes para poderem desempenhar a proteção completa

do equipamento.

Neste trabalho, iremos detalhar no capítulo 5 todas as funções de proteção reco-

mendadas pelo ONS para a proteção de um transformador de potência em extra-alta

tensão.

3.5 Equipamentos Auxiliares

O sistema de proteção tem como seu principal componente o relé de proteção, entre-

tanto, alguns equipamentos auxiliares são essenciais para a boa atuação e robustez

do projeto como mini-disjuntores, termostatos, blocos de testes e relés auxiliares.

Todos eles, inclusive os relés de proteção, são montados em um painel rack de 19

polegadas como o da �gura 3.3.

A alimentação de todos os equipamentos que compõem o sistema é normalizada

em 125 V contínuos e toda a conexão é devidamente organizada através de cabos de

13

Figura 3.3: Painel de Proteção instalado em rack 19 polegadas[3]

cobre com identi�cadores conectorizados através de bornes numerados, tudo para

que, em caso de falha, a manutenção possa ser facilitada.

Há a distribuição dos circuitos dos equipamentos entre mini-disjuntores para

a proteção dos mesmos e a instalação de um termostato ligado a uma resistência

visando manter a temperatura interna superior a externa, evitando o aparecimento

de umidade no interior do painel. Entre os elementos auxiliares, os relés auxiliares e

os blocos de teste serão abordados com maior profundidade por apresentarem uma

complexidade maior que os demais.

3.5.1 Relés Auxiliares

Os relés auxiliares são elementos de extrema importância e estão presentes, por

exemplo, tanto na atuação da proteção quanto para supervisionar circuitos. Em

um sistema de proteção de um transformador são centenas deles com características

diferentes para a execução de diversas funções.

14

Esses relés são totalmente mecânicos e sua atuação pode ocorrer caso a bobina

seja energizada atraindo o contato móvel, relés com contato normalmente aberto

(NA), ou caso a bobina deixe de receber corrente, liberando o contato, relés com

contato normalmente fechado (NF). Nos dias de hoje os relés auxiliares são reversí-

veis, ou seja, podem ser do tipo NA ou NF, sendo conhecidos como relés com contato

normalmente aberto ou fechado (NAF). Na �gura 3.4 podemos ver um exemplo de

relé auxiliar com a bobina (1) e os contatos (2) aparentes, além do esquema de

funcionamento de um relé auxiliar.

Figura 3.4: Exemplo de Relé Auxiliar

De acordo com a aplicação, a distância entre NF e NA pode ser maior ou menor

e a armadura em si pode ser mais leve ou mais robusta.

3.5.1.1 Relé de Supervisão de Circuito (27)

Esse relé auxiliar, número 27 da tabela ANSI (E.1), tem como principal função

monitorar a tensão ao �m de um circuito dentro do painel de proteção. Desta forma,

caso algum equipamento seja desconectado ou ocorra algum pequeno curto no painel

o relé rapidamente é desenergizado e seu contato NF abre-se. Esta abertura acarreta

em um sinal que é fornecido a um IED do sistema de proteção que irá publicar a

informação através do programa supervisório, SCADA, para que o operador possa

veri�car o alarme e realizar a manutenção.

Este tipo de relé é um dos mais simples e baratos do sistema uma vez que não

há a necessidade de que o mesmo seja rápido, como para os relés para a atuação de

uma proteção, ou robusto como relés para bloqueios de manobra.

15

3.5.1.2 Relé de Disparo (94)

O relé auxiliar de disparo, codi�cado com o número 94 na tabela ANSI, é um equipa-

mento essencial no sistema de proteção uma vez que este é o responsável por entregar

o sinal de trip ao disjuntor. Isso ocorre pois os circuitos internos de abertura dos

disjuntores demandam alta corrente o que desgastaria rapidamente as saídas digi-

tais do relé de proteção caso não houvesse nenhum intermediário para execução do

comando. Desta forma, o relé de disparo auxilia o relé de proteção interrompendo

a corrente do circuito de abertura salvaguardando o equipamento.

Por conta desta tarefa, o relé de disparo necessita de duas características difíceis

de conciliar: velocidade e robustez. Para ter velocidade, além de necessitar de

pequenas distâncias entre os contatos aberto e fechado a armadura precisa ser leve

para que seja atraída com maior velocidade. A leveza da armadura, no entanto,

faz com que o equipamento acabe tendo uma capacidade de interrupção de corrente

menor. Por isso, é muito comum se encontrar no mercado relés auxiliares para

circuitos de disparo com contatos lentos, mais robustos, e contatos rápidos. Ambos

são utilizados em conjuntos, associados em paralelo, fazendo com que a atuação seja

feita rapidamente pelo contato rápido e a interrupção da corrente seja dividida entre

os dois aumentando a capacidade de interrupção.

3.5.1.3 Relé de Bloqueio (86)

Relés de bloqueio, número 86 na tabela ANSI, são relés biestáveis, ou seja, relés que

possuem duas posições tendo funcionamento semelhante a um interruptor. As duas

posições são referentes a atração do contato móvel por duas bobinas diferentes, sendo

assim, quando a bobina 1 é energizada o contato é atraído por ela, igualmente ocorre

quando a bobina 2 recebe corrente e, consequentemente, a bobina 1 é desenergizada.

Este relé auxiliar tem a função de bloquear o fechamento manual do disjuntor

após a atuação de um disparo da proteção. Desta forma, o relé de bloqueio au-

menta a segurança e faz com que o operador seja obrigado a executar uma manobra

de desbloqueio do relé 86, através de botoeira ou interface grá�ca no SCADA, an-

tes de fechar o disjuntor propriamente dito, evitando equívocos e o religamento de

equipamentos antes da extinção do curto.

3.5.1.4 Relé de Potência

Os IEDs de um sistema de proteção são capazes de realizar manobras não emergenci-

ais nos equipamentos de campo como seccionadoras e disjuntores. Esses circuitos de

manobra, assim como descrito anteriormente para a abertura do disjuntor, deman-

dam uma corrente elevada quando acionados. Por este motivo, um relé com robustez

para altas correntes é instalado para acionar os circuitos de abertura e fechamento

16

dos equipamentos de maneira que a corrente não seja interrompida diretamente pelo

contato da saída binária do IED, preservando-o.

3.5.2 Blocos de Teste

Os blocos de teste, exempli�cado na �gura 3.5, são equipamentos essenciais para

a realização dos testes de conformidade da proteção programada. Eles dão acesso

às entradas de corrente e tensão dos relés de proteção sem que haja a necessidade

de remoção dos cabos provenientes dos equipamentos de medição da subestação.

Desta forma, os blocos de teste permitem a injeção de corrente e aplicação de tensão

simulando os TCs e TPs de campo através de uma mala de teste programável.

Figura 3.5: Exemplo de bloco de teste do fabricante Secucontrol [4]

A mala de teste (�gura 3.6) é um dispositivo capaz de simular diversos valores

de módulo e fase para as correntes e tensões de acordo com a programação feita pelo

engenheiro responsável pelo teste. Este equipamento torna possível testar diversas

situações de falta para con�rmar o bom funcionamento dos ajustes de proteção para

todas as funções de proteção utilizadas no projeto.

Figura 3.6: Exemplo de mala de teste do fabricante Omicron [5]

17

3.6 Interface Homem-Máquina

Como mencionado na seção 3.4, os IEDs são capazes de: coletar uma quantidade

enorme de dados de supervisão para a manutenção da subestação, realizar o controle

dos equipamentos condicionado a uma lógica de intertravamento e realizar a proteção

dos equipamentos da subestação. Então, todos esses dados precisam ser expostos

ao operador para que ele possa ter uma visão completa do que ocorre na subestação

realizando as rotinas de manutenção e reparo necessárias.

Essa interface entre os dados coletados pelos equipamentos e o operador na su-

bestação é feita através de um software SCADA (Supervisory Control and Data

Acquisition). Esse software é capaz de coletar na rede qualquer informação que seja

publicada na mesma em qualquer que seja o protocolo de comunicação da publica-

ção.

Depois da coleta, as informações são disponibilizadas gra�camente de acordo com

sua relevância pela plataforma. Tudo isso é possível através da programação de uma

base de dados que classi�ca os dados recebidos de acordo com a urgência fazendo

com que, por exemplo, alarmes sonoros sejam disparados quando uma proteção atua.

No Brasil a plataforma SCADA mais utilizada é o SAGE, Sistema Aberto de

Gestão de Energia, por conta de ser desenvolvido pela Eletrobras. O SAGE permite

que as informações sejam apresentadas através de telas interativas que dão a pos-

sibilidade, por exemplo, de desenhar o uni�lar da subestação, �gura 3.7, veri�car o

intertravamento e realizar o comando de abertura e fechamento de um equipamento

através do desenho do mesmo na tela.

Figura 3.7: Imagem capturada software SAGE do uni�lar da subestação de Campos,Rio de Janeiro.

O SAGE também apresenta um display de alarmes que armazena todas as ocor-

18

rências da subestação diferenciando-as por cor de acordo com a gravidade. Além

disso, o programa armazena dados de oscilogra�a e confecciona um registro deta-

lhado de eventos da subestação.

Outra função importantíssima do SCADA, incluindo o SAGE, é a comunicação

com centros de operação. Aqui no Brasil, os Centros de Operação Regional (COR)

e o Centro Nacional de Operação (CNO) do ONS necessitam das informações de

posição dos equipamentos para que os operadores saibam em tempo real qual a

topologia da rede. O ONS também recebe as informações mais relevantes como a

atuação de uma proteção para que o operador do COR e do CNO possam de�nir as

medidas a serem tomadas perante a contingência.

Além do SCADA, os IEDs também costumam apresentar interfaces grá�cas di-

gitais que pode apresentar diversas informações e até mesmo realizar comandos em

equipamentos da subestação. Entretanto, vale salientar que não é comum o operador

utilizar-se deste meio uma vez que tende a ser menos intuitivo e mais complexo.

3.7 Comunicação

Toda comunicação da subestação é feita através de switches que permitem o in-

tercâmbio de informação entre os IEDs e o supervisório. Essa comunicação é feita

através de protocolos que permitem a distinção e a coleta dos dados publicados na

rede.

Os protocolos sofreram grande avanço e modernização na última década cul-

minando na criação da Norma IEC 61850. A IEC 61850 foi desenvolvida com o

objetivo de uni�car os protocolos de comunicação permitindo a troca de dados entre

os dispositivos ligados à rede de maneira ininterrupta e bilateral. Anteriormente à

criação desta norma, cada fabricante tinha um protocolo de comunicação fazendo

com que as trocas de dados entre os dispositivos de diferentes origens tornassem-se

praticamente impossíveis e dependentes da tradução dos protocolos que gerava um

atraso na comunicação.

A Norma IEC 61850 utiliza mensagens baseadas no envio assíncrono de variá-

veis binárias relacionadas a eventos de proteção da subestação. Os sinais trafegam

entre os pontos da rede em alta velocidade e ainda há a utilização de um sistema

de retransmissão que faz com que a norma alcance um considerável grau de con�-

abilidade. Por conta das inovações da IEC 61850, a norma tornou-se praticamente

um requisito básico entre os dispositivos que compõe o sistema de proteção de uma

subestação sendo utilizada por todos os fabricantes de IEDs do mercado. A previsão

é de que aos poucos a norma tornar-se-á a "língua" o�cial das subestações em todo

mundo e, por conta de sua con�abilidade, até mesmo informações críticas como dis-

paro de abertura de disjuntores possa ser feito através da rede ao invés do uso de

19

contatos elétricos.

A comunicação, segundo a IEC 61850 [21], pode ser estabelecida de duas manei-

ras diferentes:

• GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) é a comunicação que se

dá entre os IEDs. Nessa comunicação, todas as informações são publicadas na

rede �cando disponíveis para qualquer dispositivo coletar. A coleta é progra-

mada no IED pelo endereçamento da informação, que, segundo a norma, terá

uma identi�cação única.

• MMS (Manufacturing Message Speci�cation) é a comunicação que ocorre

entre os IEDs e o SCADA. Diferentemente da mensagem GOOSE, as MMS

são informações com endereçamento pré-�xado ao supervisório que as recebe

de acordo com a programação da base de dados.

Na �gura 3.8 podemos ver um exemplo da arquitetura de comunicação usando

a Norma IEC 61850 em uma subestação.

Figura 3.8: Arquitetura de Comunicação em uma subestação utilizando IEC 61850.

20

Capítulo 4

Proteções Intrínsecas de um

Transformador de Extra-Alta Tensão

Transformadores de potência em extra-alta tensão são extremamente exigidos du-

rante seu funcionamento já que pelos seus terminais e bobinas há uma gigantesca

transferência de energia. Sendo assim, os trafos são produzidos com mecanismos

de proteção embutidos em seu construtivo que além de salvaguardar o equipamento

dão informações valiosas para supervisão e manutenção do mesmo.

Neste capítulo serão abordadas as proteções internas dos transformadores que

são essenciais para sua manutenção e proteção. As seções a seguir descreverão

o funcionamento e os objetivos dos principais dispositivos intrínsecos de proteção

como o relé de Buchholz, o relé de temperatura, a válvula de alívio de pressão e o

supervisor de nível de óleo.

4.1 Relé de Buchholz (63)

O relé de Buchholz, função número 63 da tabela ANSI, é um relé à gás que é capaz

de identi�car pequenas falhas no isolamento das bobinas ou falhas nas conexões

internas através do �uxo de óleo e de gás pelo mesmo. Este relé é instalado entre o

transformador e o tanque de óleo de modo que o �uxo de óleo entre os dois passe

por ele como pode ser visto na �gura 4.1.

O �uxo de óleo é algo natural do funcionamento do transformador e ocorre a

partir da dilatação e contração do material isolante devido às temperaturas internas

e externas. Entretanto, quando ocorre um arco elétrico interno há uma decomposição

do óleo de maneira lenta, em caso de defeitos menores, ou de maneira rápida, caso o

defeito seja mais agressivo. Ao decompor-se, o óleo gera gases que irão passar pelo

relé de buchholz interagindo com suas bóias. Na �gura 4.2 podemos ver em corte o

esquema de funcionamento deste relé.

21

Figura 4.1: Instalação do Relé de Buchholz. [6]

Figura 4.2: Esquema de funcionamento Relé de Buchholz.[7]

O relé contém duas bóias de tal maneira que a bóia B1 é sensível a liberação

de pequenas quantidades de gases provenientes de pequenos defeitos internos. A

bóia será pressionada contra os contatos elétricos fechando o circuito e emitindo um

22

alarme para o operador, alertando que o equipamento necessita de manutenção ou

está sobrecarregado.

A bóia B2 é menos sensível e só será deslocada para fechar o circuito que abre

o disjuntor caso uma grande quantidade de gases seja gerada. Essa quantidade

elevada de gás signi�ca uma vaporização grande do óleo proveniente de um arco

elétrico interno, tendo a necessidade de abertura do disjuntor prevenindo que o

defeito possa ocasionar danos mais severos como a queima do transformador e até

mesmo sua explosão.

Por ser um dispositivo acoplado ao transformador, o ajuste dos limites aceitá-

veis de circulação de gases tanto para o disparo do alarme quanto para a abertura

do disjuntor são estipulados pelo próprio fabricante a partir dos testes em fábrica

determinantes para o construtivo do relé à gás.

O relé de Buchholz realiza toda a operação de proteção, entretanto, a empresa

que for responsável pelo sistema de proteção deve aquisitar, através das entradas

digitais dos IEDs, os sinais binários de alarme e da operação para abertura do

disjuntor. Após aquisitado esse sinal é publicado na rede e será apresentado ao

operador através do SCADA da subestação para que o mesmo possa estar ciente da

ocorrência.

4.2 Relé de Temperatura

A supervisão da temperatura interna de um transformador também é essencial para

a manutenção e supervisão do mesmo. Esse monitoramento já foi feito de maneira

analógica com medidores à mercúrio líquido, por exemplo. Entretanto, os elementos

eletrônicos evoluíram e ganharam resistência a ambientes mais agressivos, como

as altas temperaturas do óleo do transformador, dando a possibilidade de fazer a

medida de temperatura através de sondas térmicas digitais imersas no óleo isolante.

As sondas medem constantemente a temperatura do óleo e enviam este dado a

um IED programado para analisá-lo. Esta análise pode acionar diferentes estágios de

ventilação forçada, visando resfriar o equipamento, ou até mesmo abrir o disjuntor

caso a temperatura esteja ultrapassando um valor máximo designado pelo fabricante

do transformador.

Os monitores de temperatura também são capazes de estipular a temperatura do

enrolamento com base em modelos matemáticos que utilizam a temperatura do óleo

e seu gradiente. A informação obtida para a temperatura do enrolamento também

é analisada e, assim como a temperatura do óleo, pode resultar no acionamento de

ventilação forçada ou na abertura do disjuntor para preservação do equipamento,

caso o limite estabelecido pelo fabricante seja ultrapassado.

De forma semelhante ao que ocorre com relé de Buchholz, o relé de tempera-

23

tura também disponibiliza os contatos elétricos que vão acionar o mecanismo de

resfriamento ou abrir o disjuntor, estes contatos são conectados ao relé de proteção

referente à este transformador que por sua vez irá disponibilizar esta informação

ao operador através do SCADA. Além disso, o monitor de temperatura também

disponibiliza de maneira analógica o valor medido da temperatura do óleo e do en-

rolamento. Essa medida analógica é entregue ao relé de proteção que, por sua vez,

disponibiliza este dado ao operador, via SCADA. Desta forma, medidas de precaução

como o acionamento de mecanismos de resfriamento podem ser tomadas.

4.3 Válvula de Alívio de Pressão

Sobrepressões em transformadores podem pôr em risco o próprio equipamento, por

conta de estufamento do tanque de óleo, os equipamentos ao redor e a vida humana,

caso a pressão leve à explosão do transformador. Por isso, dispositivos para o alí-

vio da pressão gerada pelo funcionamento rotineiro ou curtos-circuitos internos são

projetados junto ao construtivo do transformador.

Estes dispositivos são projetados de forma que se a pressão ultrapassar um certo

limite abre-se uma pequena fresta na qual há a liberação da pressão interna até

que a mesma seja normalizada e a fresta é novamente fechada. Um dos dispositivos

clássicos que mostram a atuação da válvula de alívio é a válvula de pressão por mola

como pode ser visto na �gura 4.3.

Figura 4.3: Esquema de funcionamento Válvula de Pressão por Mola. [6]

Quando a pressão interna for su�ciente para vencer a força da mola, a tampa

será deslocada abrindo um orifício no qual a pressão será aliviada até que sua força

seja menor que a da mola e a tampa volta a se acomodar vedando o recipiente.

O deslocamento da tampa é responsável por conectar contatos elétricos que serão

levados até o relé de proteção do trafo por meio elétrico acionando uma sinalização

de alarme que é apresentado ao operador via SCADA.

24

4.4 Supervisor de Nível de Óleo

Instalado no reservatório de óleo, o supervisor de nível de óleo é capaz de sinalizar

quando o óleo está abaixo do nível tolerável ou desligar o disjuntor quando o nível

de óleo estiver crítico, podendo prejudicar o funcionamento do transformador e até

mesmo dani�cá-lo.

O funcionamento do dispositivo é simples e consiste em uma bóia que �utua sobre

o óleo e conecta dois contatos quando o nível de óleo chega à um patamar alarmante

e outros dois contatos diferentes quando o nível abaixa a um valor crítico. Com

estas duas atuações distintas, o operador é capaz de intervir de maneira preventiva

quando o alarme de nível de óleo é disparada realizando a manutenção sem que haja

desligamento não planejado do equipamento. Entretanto, o supervisor de nível de

óleo também é capaz de salvaguardar o equipamento de maneira automática caso

um estado crítico seja alcançado.

Similarmente aos demais dispositivos de proteção intrínseca, os contatos disponi-

bilizados pelo supervisor de nível de óleo são levados aos equipamentos de proteção

que, por sua vez, disponibilizam ao operador através do SCADA da subestação.

25

Capítulo 5

Funções de Proteção em Relés

Digitais para proteção de um

Transformador de Extra-Alta Tensão

Os relés digitais microprocessados são resultado de uma extensa evolução dos siste-

mas de proteção com o objetivo de garantir uma continuidade no fornecimento de

energia resultando em um sistema mais robusto e e�ciente.

Essa evolução foi possível com o avanço na tecnologia dos microprocessadores e

fez com que os fornecedores desenvolvessem dispositivos eletrônicos inteligentes, In-

telligent Electronic Devices (IED), com grande capacidade de processamento. Agora,

os IEDs são capazes de processar sinais, analisá-los e julgá-los tomando decisões de

acordo com uma série de funções lógicas de proteção que são programáveis e ajus-

táveis de acordo com as especi�cações do projeto.

Desta forma, aonde, antigamente, haveria a necessidade da instalação de um relé

eletro-mecânico para cada função de proteção, hoje, é inteiramente feita por somente

um equipamento que trouxe um re�namento maior ao sistema.

Neste capítulo trataremos das funções de proteção requeridas pelo ONS para

um transformador de extra-alta tensão. Mostraremos a evolução da tecnologia de

proteção evidenciando os avanços e diferenças entre o ponto de partida com os relés

eletro-mecânicos até a so�sticação trazida pelos relés digitais.

5.1 Proteção Diferencial de Transformador 87TP

A proteção diferencial, correspondente ao número 87 da tabela ANSI das funções

de proteção, é largamente utilizada nas �loso�as de proteção de forma a evitar

condições de funcionamento anormais e a dani�cação de diversos equipamentos.

No caso dos transformadores de potência, a proteção diferencial irá salvaguardar o

26

equipamento contra falhas internas comuns como, por exemplo, curto-circuito entre

espiras e descargas parciais entre enrolamentos ou entre enrolamento e carcaça.

A lógica utilizada nesta função de proteção é a aplicação da lei de Kirchho� no

nó do equipamento, ou seja, a soma das correntes em um determinado nó deve ser

zero. Na �gura 5.1 vemos este conceito aplicado a um equipamento qualquer, que

no nosso caso, seria um transformador. Se considerarmos o transformador um nó,

a corrente do primário, em pu, deve ser igual à corrente do secundário, também em

pu.

Figura 5.1: Princípio básico de funcionamento da proteção diferencial. [8]

Desta maneira, o relé digital irá aquisitar as correntes provenientes do TC tanto

da alta (I1) quanto da baixa tensão (I2) e internamente irá realizar a soma destes

valores resultando em uma corrente diferencial (Idiff ). Notemos que, desta ma-

neira, o equipamento é realmente protegido contra faltas internas uma vez que se a

falta acontecer em uma área externa, os dois TCs serão sensibilizados e a corrente

diferencial seguirá nula.

Mesmo com a corrente diferencial, entretanto, diversas situações podem resultar

em uma corrente Idiff sem que haja de fato uma falta interna. Exemplos de situações

e eventos que podem determinar a detecção de uma corrente diferencial são: corrente

de magnetização na energização, corrente de magnetização para regime permanente,

corrente de magnetização para atuação sobre-excitado, erros relativos aos TCs e

erros de saturação dos TCs.

Para minimizar a chance de atuação sob as circunstâncias apresentadas, foi criado

o relé diferencial percentual. Este relé quando concebido, inicialmente em sua forma

mecânica, consistia em duas bobinas, uma chamada bobina de restrição e outra de

bobina de operação. Assim, a corrente que passa pela bobina de restrição atua

gerando um torque contrário ao torque criado pela bobina de operação limitando a

operação da proteção. Essa atuação das bobinas sob o eixo que de fato dispara o

contato de operação (trip) depende da razão do efeito das molas que são acopladas a

cada uma das bobinas (restrição e operação). O esquema simpli�cado deste arranjo

27

mecânico pode ser visto na �gura 5.2:

Figura 5.2: Esquema do relé diferencial percentual eletro-mecânico. [6]

Na bobina de restrição há a ação de uma corrente dada por

Irest =I1 + I2

2, (5.1)

a corrente na bobina de operação, ou seja, aquela irá exercer um torque para que

haja o trip, é igual a corrente diferencial, isto é

Idiff = Iop = I1 − I2. (5.2)

No limiar do estado de equilíbrio, a resultante dos torques no relé diferencial

eletro-mecânico (τ87) é zero e, portanto, os torques provenientes da bobina de ope-

ração e da bobina de restrição serão iguais. Assim,

τ87 = τop − τrest, (5.3)

como τ87 = 0, obtém-se

τop = τrest, (5.4)

Em que

τop = K1(I1 − I2)2 (5.5)

e

τrest = K2

(∣∣∣∣I1 + I22

∣∣∣∣)2

. (5.6)

28

Então, teremos

K1(I1 − I2)2 = K2

(∣∣∣∣I1 + I22

∣∣∣∣)2

∴ (5.7)

(I1 − I2) =

√K2

K1

(∣∣∣∣I1 + I22

∣∣∣∣) . (5.8)

Podemos observar uma relação linear (y = ax) entre os torques, onde

y = (I1 − I2), (5.9)

x =

(∣∣∣∣I1 + I22

∣∣∣∣) (5.10)

e

a =

√K2

K1

, (5.11)

sendo I1 a corrente aquisitada do TC de alta, I2 corrente aquisitada do TC de baixa,

K1 uma constante correspondente, dentre outras parcelas, a área e raio da bobina de

operação, K2 outra constante correspondente a alguns componentes onde destaca-se

a área e raio da bobina de restrição e o efeito da mola de restrição.

Um estudo de seletividade é feito pela engenharia do projeto levando-se em

consideração características do transfomador protegido e dos TCs de medição. A

partir deste estudo, o construtivo do relé, portanto K1 e K2, é desenvolvido e o

declive (a) é estipulado. Desta forma, a zona de atuação do relé era restringido,

como pode ser visto na �gura 5.3:

Figura 5.3: Curva de operação de um relé eletro-mecânico. [6]

Com o advento dos relés digitais, o relé diferencial passou a ter a atuação mais

29

re�nada e precisa, com algoritmos de percepção para saturação dos TCs, detecção

de nível de harmônico e uma curva de operação com mais ajustes. Algumas das

soluções e algoritmos para a atuação correta da proteção 87 serão apresentados a

seguir.

5.1.1 Corrente de Pick-up e Curva de Operação

A corrente de pick-up (Ipickup) é o limiar no qual a corrente diferencial ainda é

considerada tolerável. Esta tolerância é um valor estipulado levando-se em conta os

seguintes fatores:

• A corrente de magnetização do transformador em regime perma-

nente é um valor que deve ser cedido pelo fabricante e obtido através de en-

saios com o trafo. Geralmente, a curva de saturação do transformador, como

exempli�cado na �gura 5.4, é fornecida possibilitando a extração do valor da

corrente de magnetização em regime permanente.

Figura 5.4: Curva de saturação de um transformador Toshiba instalado. [9]

Podemos observar na �gura 5.4 que, para uma capacidade de regulação

de 105%, por exemplo, teríamos uma corrente de magnetização em regime

permanente de aproximadamente 0,4%.

• Os erros de mismatch dos transformadores de corrente é uma particu-

laridade que precisa ser levada em consideração. O descasamento das infor-

mações disponibilizados pelos TCs da proteção é gerado devido às diferenças

30

entre suas relações de transformação e deve ser ajustado na proteção 87. O

valor de δmismatch, erro por missmatch, é dado por

δmismatch =(IprimAT

RTCAT)− (

IprimBT

RTCBT)

(IprimATRTCAT

)+(IprimBTRTCBT

)

2

, (5.12)

sendo IPrimAT a corrente no primário do TC de alta tensão, IPrimBT a cor-

rente no primário do TC de baixa tensão, RTCAT a relação de transformação

utilizada no TC de alta tensão, RTCBT a relação de transformação utilizada

no TC de baixa tensão.

Em alguns casos, os transformadores de corrente tem mais de uma disponi-

bilidade de tap, portanto, o erro devido a mismatch é calculado para cada

combinação de tap e, assim, os taps são escolhidos com a �nalidade de reduzir

este erro.

• A classe de exatidão dos transformadores de corrente é outra propri-

edade a ser considerada para a tolerância da atuação da proteção diferencial.

Os TCs de proteção têm um erro relativo que varia de 2,5% a 10% e a classe

de exatidão é uma informação fornecida pelo fabricante. O erro deve ser iden-

ti�cado e considerado uma vez que é responsável por uma parte considerável

da tolerância (Ipickup).

Para se estipular a corrente de pick-up, os erros encontrados em cada um dos

itens acima são somados resultando em um valor de tolerância. O Ipickup é um

valor máximo tolerável no qual a proteção não atuará exatamente por constatar

ser uma corrente diferencial pequena e, provavelmente, proveniente de algum dos

erros citados acima. Como pode ser observado, saber das propriedades do trans-

formador protegido e as características dos equipamentos envolvidos nas medidas é

extremamente importante para que este valor seja estipulado corretamente.

Além do ajuste para a Ipickup, os relés digitais apresentam uma curva de operação

que emula a atuação dos relés diferenciais percentuais eletro-mecânicos. Cada fabri-

cante tem seu algoritmo para o cálculo da corrente de restrição (Irest) e tratamento

da corrente diferencial (Idiff ) calculada. Como em capítulos futuros iremos fazer um

estudo de caso para um relé da Alstom, utilizaremos os algoritmos de tratamento

dos sinais desta fabricante.

A corrente de restrição, em relés Alstom, é dada por

Irest =

∑nj=1 Iaj

n, (5.13)

sendo j um número inteiro relativo ao número n de TCs aquisitados para uma

31

mesma fase, geralmente igual a 2, um para o lado de alta tensão e outro para o lado

de baixa tensão. A corrente diferencial, assim como visto na equação 5.2, nos relés

Alstom também é dada por

Idiff = |I1| − |I2|. (5.14)

A fabricante fornece a curva de operação ajustável da �gura 5.5. Iremos fazer

uma análise de cada um dos trechos da curva evidenciando suas �nalidades.

Figura 5.5: Curva Característica de Operação - Proteção Diferencial. [10]

Ao analisar a �gura 5.5 percebe-se que a curva de operação é uma função, assim

como nos relés eletro-mecânicos, entre a corrente diferencial e a corrente de restrição.

O ponto inicial para a área de atuação (trpping range) é a corrente de pick-up,

apresentada na seção 5.1.1.

A interseção 1 é encontrada a partir do encontro da reta formada pela Ipickupcom o declive 1. A corrente de restrição (Irest) encontrada nessa interseção é um

valor no qual faltas externas não saturaram os TCs por componente DC.

O declive 1 (K1) tem como objetivo criar uma área de estabilização; porque

correntes maiores que a corrente nominal aumentam em valor absoluto os erros dos

transformadores de corrente. Além disso, esta inclinação previne a atuação indevida

no momento da atuação de um comutador e, também, modela as alterações por

saturação por componente DC que um TC pode sofrer.

A interseção 2 deve ser ajustada para valores de corrente na qual a falta ex-

terna não satura o TC. O valor de corrente que satura o TC é disponibilizado pelo

32

fabricante do mesmo, e um valor abaixo deste deve ser selecionado.

O segundo declive (K2) adiciona uma área de estabilidade para correntes altas de

curto circuito que saturaram o TC. A saturação do TC gera distorções na corrente

do secundário que é aquisitada pelos relés de proteção, acarretando em um cálculo

de corrente diferencial equivocada.

Note que a atuação da proteção diferencial deve se dar somente na presença

de falhas internas, como já mencionado, o que não signi�ca que o equipamento

�cará desprotegido. Para correntes altas a proteção de sobrecorrente deve atuar e

salvaguardar o transformador.

5.1.2 Corrente de inrush - Bloqueio por segundo harmônico

A corrente de inrush tem origem no momento em que a polaridade e magnitude do

�uxo magnético residual estão em descompasso com a polaridade e a magnitude do

�uxo imposto pela alimentação nos terminais do transformador de potência.

Um caso clássico da ocorrência desta corrente é no momento de energização

do transformador. Entretanto, ela pode ocorrer também em caso de tensão de

restabelecimento e no momento de energização de um transformador em paralelo.

Uma atenção especial a este tipo de corrente deve ser dada uma vez que valo-

res típicos de corrente de magnetização durante a energização de um transformador

de potência podem alcançar valores superiores à 20 vezes a nominal do trafo e,

assim, pode facilmente ser confundido com uma falta interna e fazer atuar o relé

diferencial. Anteriormente, os relés diferenciais eletromecânicos eram desligados no

momento da energização o que deixava o equipamento exposto. Com a moderni-

zação e a utilização de relés digitais e microprocessadores, é possível reconhecer e

evitar a atuação indevida do relé 87 através da decomposição da corrente em seus

componentes harmônicos.

Na �gura 5.6 podemos ver, gra�camente, o comportamento da corrente de mag-

netização em um transformador durante a energização. Podemos observar a de-

formação na forma de onda senoidal e os picos de valores instântaneos de corrente

muito maiores que o valor nominal:

Este comportamento irá decaindo de acordo com a constante de tempo (L/R) do

circuito em que o transformador está inserido até que a corrente de inrush alcance

seu valor nominal em regime permanente.

Ao se decompor a corrente de inrush em suas componentes harmônicas observa-

se que esta corrente é carregada de componentes harmônicos de segunda ordem,

como pode ser visto na tabela 5.1 com valores típicos. A componente de segunda

ordem pode atingir valores superiores a 60% dependendo da classe de potência do

transformador e do nível de tensão do transformador.

33

Figura 5.6: Forma de onda da Corrende de inrush.[11]

Figura 5.7: Decaimento da Corrende de inrush.[11]

Tabela 5.1: Tabela típica com o teor harmônico da Corrende de inrush.[14]Corrente de Inrush

Harmônica % em relação à fundamentalSegunda Harmônica 63%Terceira Harmônica 26.8%Quarta Harmônica 5.1%Quinta Harmônica 4.1%Sexta Harmônica 3.7%Sétima Harmônica 2.4%

Ao se utilizar de métodos computacionais para a decomposição da corrente em sé-

rie de Fourier, os relés digitais são capazes de bloquear a atuação da proteção quando

deparado com um certo nível de componente de segundo harmônico, ajustável de

34

acordo com a classe e nível de tensão do transformador. O ONS e os fabricantes

de relés indicam valores em torno de 20% como limite de porcentagem em relação à

fundamental da segunda harmônica para que haja o bloqueio da proteção.

5.1.3 Operação em Sobre-tensão (Sobre-excitação) - Blo-

queio por quinto harmônico

O �uxo de magnetização (Φ) no núcleo de um transformador é dada por

Φ =V

4, 44nf(5.15)

sendo V a tensão aplicada e f a frequência do sistema. Assim, níveis elevados de

sobretensão e ou sub-frequência causam uma elevação do �uxo magnético podendo

acarretar na saturação do núcleo do transformador.

A operação sobre-excitada gera uma série de perturbações como o aumento da

temperatura e da corrente de excitação, além de ampli�car níveis de ruído e vibra-

ção. Na prática, recomenda-se que o transformador não seja utilizado em condições

severas de sobre-excitação a �m de evitar a diminuição da vida útil do equipamento

e, até, danos instantâneos.

A saturação do núcleo decorrente da sobre-excitação altera o comportamento

da corrente que passa a não ter mais linearidade alguma em relação a variação

do �uxo. Nota-se, então, distorções que aumentam a corrente diferencial podendo

fazer com que esta seja interpretada como uma falta interna pelo relé 87 fazendo-o

atuar. Entretanto, mesmo que não indicado, a operação sobre-excitada pode ser,

por vezes, uma necessidade momentânea do sistema; assim, o desligamento do trafo

nestas circunstâncias torna-se um equívoco.

Nas correntes distorcidas pela operação sobre-excitada observou-se uma elevada

porcentagem de componentes de terceira e quinta ordem em relação a fundamental.

Então, de maneira semelhante com o apresentado na seção 5.1.2, esta corrente é

decomposta computacionalmente em sua série de Fourier para que a operação sobre-

excitada possa ser identi�cada de acordo com o teor de suas harmônicas e a proteção

diferencial não seja equivocadamente disparada. Na tabela 5.2 podemos observar

valores típicos dos harmônicos ímpares da decomposição da corrente de operação

em um trafo em regime de sobre-excitação.

O relé analisa a decomposição da corrente e bloqueia a atuação da proteção

diferencial ao encontrar uma parcela alta de componente de quinto harmônico, ou

seja, um valor superior a um limite, entre 25% e 35%, segundo recomendações do

ONS para transformadores de alta potência.

35

Tabela 5.2: Conteúdo Harmônico da operação de um banco de transformadores15kVA com 150% de sobretensão.[14]

Harmônica Magnitude Porcentagem da FundamentalFundamental 22.5 100%Terceira Harmônica 11.1 49.2%Quinta Harmônica 4.9 21.7%Sétima Harmônica 1.8 8.1%

5.1.4 Saturação do TC

A ocorrência de um curto externo ao transformador não deve disparar a proteção

diferencial já que ambos os TCs serão sensibilizados e a corrente diferencial Idiffseguirá com valor nulo.

Entretanto, altos níveis de corrente podem ocasionar a saturação de um ou dos

dois TCs envolvidos na proteção do equipamento. Esta saturação ocasionará um

transiente no TC e a corrente disponibilizada pelo secundário à proteção será dis-

torcida e terá altas quantidades de harmônicos e, principalmente, harmônicos de

segunda ordem. Sendo assim, a saturação do TC acarreta no aparecimento de uma

corrente diferencial que não representa falta interna ao equipamento e, por isso, a

atuação da proteção 87 deve ser prevenida.

Para efetuar o bloqueio da atuação da proteção, a corrente de operação é de-

composta em seus componentes harmônicos que serão analisados e a prevenção da

operação ocorre quando o relé se depara com altos níveis de componentes de segunda

ordem, de modo similar ao apresentado na seção 5.1.2. O valor ajustado é o mesmo

utilizado para o bloqueio devido a corrente de magnetização prevenindo a atuação

indevida para ambos os casos.

5.1.5 Lógica Geral da Proteção Diferencial

Podemos, agora, apresentar a lógica resumida para a operação da proteção diferen-

cial (87TP) em transformadores utilizando-se a curva de operação da �gura 5.5 e os

bloqueios por componentes harmônicos apresentados nas sub-seções anteriores.

Primeiramente, o relé irá aquisitar dos TCs de proteção as correntes dos lados de

baixa e alta tensão do transformador de potência protegido. A partir desta aquisição

o IED irá tratar os sinais recebidos e gerar variáveis internas inerentes à proteção.

No caso da proteção diferencial em um relé Alstom, as variáveis criadas serão Idiff ,

segundo a equação (5.14), e Irest, (5.13). Na �gura 5.8 temos exempli�cada esta

aquisição e tratamento de dados.

As variáveis criadas são constantemente atualizadas de acordo com os novos

valores provenientes da aquisição e são analisadas ininterruptamente de acordo com

as sub-funções da proteção. Para que haja essa análise, as variáveis são plotadas

36

Figura 5.8: Lógica de Aquisição de sinais do campo e criação de variáveis internas

no grá�co de operação e são julgadas de acordo com a porcentagem do teor de

seus componentes harmônicos, que são previamente calculados e comparados com a

tolerância. Sendo assim, um valor de corrente diferencial calculado dentro da zona

de operação (tripping range) sem que haja algum bloqueio por harmônico resulta

no disparo da proteção e o disjuntor é aberto. Caso algum bloqueio seja constado a

proteção não atua, já que o valor deve ser proveniente de um dos casos supracitados.

A lógica simpli�cada para a operação da proteção diferencial pode ser vista na

�gura 5.9.

Figura 5.9: Lógica simpli�cada de atuação da proteção 87TP

5.2 Proteção de Sobrecorrente do Transformador

50/51

A proteção de sobrecorrente protege o transformador contra faltas externas, o que

complementa as proteções inerentes à corrente neste equipamento uma vez que a

37

proteção diferencial tem como objetivo extinguir falhas internas. Para realizar a

proteção, o relé de sobrecorrente atua aquisitando e analisando correntes condicio-

nando a operação à identi�cação de uma corrente mais elevada que uma tolerância

estipulada previamente.

Entretanto, a operação desta proteção necessita de uma so�sticação maior para

que o curto circuito seja extinto o mais próximo possível da falta, evitando, desta

forma, que mais de um elemento da subestação seja desenergizado simultaneamente

sem necessidade. Para que este tipo de coordenação fosse possível foram criados

dois tipos de relés eletromecânicos: relé de sobrecorrente instantâneo, número de

operação ANSI 50, e relé de sobrecorrente temporizado, número 51.

O relé de sobrecorrente eletromecânico funciona por atração eletromagnética ou

por indução eletromagnética e a operação destes deu origem ao que encontramos

hoje nos relés digitais.

• Relé de Sobrecorrente Eletromecânico por Atração: Seu funciona-

mento baseia-se na atração da alavanca que resultará na operação da proteção.

Essa atração ocorre a partir da força magnética resultante da corrente que cir-

cula na espira deste relé atraindo a alavanca para o contato conforme pode ser

visto na �gura 5.10. Da teoria de circuitos magnéticos, sabemos que

fmm = NI, (5.16)

sendo fmm a força magnetomotriz, dada em ampére espira, I a corrente que

circula na espira e N o número de espiras.

Quando uma fmm é aplicada em um circuito magnético, também haverá a

circulação de �uxo magnético. O �uxo magnético irá gerar força magnética

proporcional ao seu quadrado, atraindo a alavanca, assim, podemos dizer que

(Φ)2 α Fmagntica. (5.17)

A atuação desse relé é dita como instantânea e ocorre assim que a corrente

ultrapassa um valor limite (pick-up). A partir do ajuste dessa corrente limítrofe

a mola, que cria uma força de resistência à força magnética, é determinada a

�m de somente permitir a atuação da proteção quando a corrente ultrapassar

o valor ajustado.

Entretanto, há a necessidade da coordenação das proteções de sobrecorrente

para que o curto seja extinto o mais próximo possível da falta o que levou à

confecção de relés com elemento que criasse uma temporização para a atuação

desta proteção. O relé de alavanca utiliza dois elementos de temporização

38

Figura 5.10: Relé de Sobrecorrente de Alavanca. [1]

distintos, um êmbolo de óleo é utilizado agindo no retardo da atuação, variando

linearmente, como visto na �gura 5.11 dependendo da corrente e do tempo em

que esta corrente circula pelas espiras do relé 51. A força magnética gerada pela

corrente aquisitada pelo relé comprime o óleo até que os contatos �nalmente

encostam e a proteção de sobrecorrente atua de forma temporizada. Caso a

falta seja extinta antes, os contatos não são fechados e a operação não ocorre.

Figura 5.11: Êmbolo de óleo para temporização do Relé de Sobrecorrente de Ala-vanca e respectiva curva tempo x atuação. [1]

Outra forma de temporizar o relé de alavanca é acoplando um relé auxiliar

de tempo que inibe a atuação por um certo tempo estipulado como pode ser

visto na �gura 5.12. Desta forma, caso o curto seja extinto anteriormente ao

tempo de liberação do relé temporizado não haverá mais corrente nas espiras

e, assim, não haverá mais força magnética e o relé de sobrecorrente não atuará.

De maneira oposta, caso o curto não seja isolado por nenhuma outra proteção,

o relé opera instantâneamente assim que o tempo se encerrar.

• Relé de Sobrecorrente Eletromecânico por Indução: Tem um funcio-

39

Figura 5.12: Relé de Sobrecorrente de Alavanca temporizado por um relé auxiliarde tempo e respectiva curva tempo x atuação. [1]

namento baseado na variação do �uxo magnético de maneira semelhante ao

que ocorre em um motor de indução. O �uxo da parte imóvel do relé varia e,

segundo a lei de Lenz, induz correntes no disco (parte móvel do relé). Essas

correntes induzidas geram um �uxo defasado do �uxo da parte imóvel e, assim

como ocorre em motores, há um torque resultante que rotaciona este disco,

como exempli�cado na �gura 5.13.

Figura 5.13: Relé de Sobrecorrente de Indução. [1]

As características do relé como raio do disco e peso, por exemplo, são dimen-

sionadas de maneira que a rotação ocorra a partir de uma corrente limítrofe

(corrente de pick-up). Uma vantagem deste tipo de relé é a possibilidade de

descartar o uso de outro dispositivo temporizador uma vez que para temporizar

sua atuação e coordenar a proteção basta que o contato móvel seja posicionado

originalmente em um lugar mais afastado do contato �xo. Desta forma, caso o

curto seja interrompido durante o processo de rotação do disco, o mesmo para

de rotacionar e não há atuação da proteção (5.14).

De maneira similar com a curva de atuação tempo x corrente do relé de so-

brecorrente de atração magnética temporizado por êmbolo de óleo, o relé de

40

Figura 5.14: Atuação do Relé de Sobrecorrente de Indução. [1]

sobrecorrente de indução terá uma curva de atuação quase linear dependente

somente da distância entre o contato móvel e o �xo. A curva de atuação pode

ser vista na �gura 5.15.

Figura 5.15: Curva de Atuação do Relé de Sobrecorrente de Indução. [1]

A modernização dos relés de sobrecorrente eletromecânicos para os relés digitais

trouxeram uma in�nidade de facilidades e melhorias principalmente para a coorde-

nação das proteções. A seguir apresentaremos as principais características para a

parametrização do relé de sobrecorrente digital.

5.2.1 Corrente de pickup

A corrente a ser ajustada como máximo tolerável em um transformador de potência

deve levar em conta a corrente nominal do transformador (Inom), considerando uma

margem para operação entre 40% e 50% acima deste valor, e o valor de corrente de

curto circuito (Iccmin) mínimo do circuito protegido. Sendo assim, a inequação,

41

1, 5Inom ≤ Ipick−up ≤Iccmin1, 5

, (5.18)

é facilmente encontrada nas literaturas sobre o tema.

O ONS determina que a corrente de operação deve ser ajustada entre 1,4 e 2,0

vezes o valor da corrente nominal do transformador a plena carga e com todas as

fases de refrigeração em operação [14].

Vale ressaltar que, apesar de não ser comum, o mecanismo para que não haja

atuação indevida quando da energização do transformador de potência da subseção

5.1.2 pode ser utilizado. O bloqueio geralmente não é necessário pois os valores de

corrente de magnetização geralmente são menores que os valores de curto circuito e

acabam por não in�uenciar o valor da corrente de pick-up.

Além disso, a importância de um estudo de curto-circuito da subestação, com-

pleto e atualizado, deve ser destacado nesta seção uma vez que somente com uma

boa análise de defeito da rede o ajuste é feito com exatidão.

5.2.2 Curva de operação tempo x corrente

Conforme comentado anteriormente, a proteção de sobrecorrente pode atuar tanto

de maneira instantânea como de maneira temporizada, com a �nalidade de extinguir

o curto-circuito, mas desligando-se somente o equipamento mais próximo ao mesmo.

Então, a atuação do relé de sobrecorrente temporizado digital também responde

a uma reta que relaciona tempo e corrente de maneira semelhante à atuação do

relé de sobrecorrente de indução. Entretanto, enquanto no relé eletromecânico a

curva depende de seus elementos físicos sujeitos a erros e desgaste comprometendo

a coordenação da proteção, os relés digitais respondem a uma curva que não irá se

alterar após ser �xada e programada de acordo com as necessidades de coordenação

do projeto.

Os parâmetros dessa curva são normalizados com o objetivo de facilitar a coor-

denação das proteções nas subestações e a reta tem a seguinte equação:

top(I) = T

(K

(I/Ipickup)α − 1

)− L, (5.19)

sendo top o tempo de operação do relé em função da corrente aquisitada, I a corrente

que circula pelo circuito primário, Ipickup a corrente de operação ajustada no relé, T

tempo de operação ajustável do relé, K, α e L são constantes de�nidas de acordo

com o tipo de curva selecionada.

No Brasil as curvas variam de acordo com a norma IEC 255-4, cujos valores estão

listados na tabela 5.3.

O parâmetro T é ajustável no relé, por vezes é também denominado dial de

42

Tabela 5.3: Tabela de coe�cientes de operação em função de sobrecorrente segundonorma IEC 255-4

Tipo de Curva K α LInversa 0,14 0,02 0Muito Inversa 13,5 1 0Extremamente Inversa 80 2 0

tempo (DT), e atua deslocando a curva de operação tempo x corrente de acordo

com o estudo de coordenação do projeto.

As curvas de operação inversa, muito inversa e extremamente inversa para um

mesmo dial de tempo estão plotadas na �gura 5.16:

Figura 5.16: Curvas de Operação inversa do relé de sobrecorrente. [12]

A escolha da curva é proveniente do estudo de seletividade e coordenação do

projeto. Entretanto, geralmente, a curva extremamente inversa é utilizada em locais

no qual o curto circuito é mais agressivo atingindo correntes muito altas e a curva

inversa é utilizada em subestações cujas correntes de curto são mais brandas. Deve-

se destacar que, após a determinação da curva de operação, as demais proteções de

sobrecorrente temporizada da subestação devem manter o mesmo padrão, ou seja,

utilizar o mesmo tipo escolhido para manter a coordenação da proteção.

Além da temporização respeitando uma das curvas normalizadas, há também a

atuação de forma instantânea com retardo. Isso signi�ca uma curva de operação

constante onde qualquer corrente acima do valor da corrente de operação irá ter

43

o mesmo valor de tempo de operação. A característica da atuação com retardo é

similar à operação do relé eletromecânico com relé auxiliar de tempo acoplado e

pode ser viso na �gura 5.16.

5.2.3 Tipos de proteção de sobrecorrente

A proteção de sobrecorrente, como vista nas seções anteriores, é aplicada por nível

de tensão, ou seja, um ajuste para alta tensão e outro para baixa tensão que irá abrir

os respectivos disjuntores quando detectada a falta. Entretanto, para uma completa

proteção do transformador, ainda há a necessidade de se aplicar outros dois tipos

essenciais de proteção de sobrecorrente:

• As proteções de sobrecorrente de neutro (51N) e sobrecorrente resi-dual (51R) são capazes de detectar desequilíbrios da rede que não são su�ci-

entes para sensibilizar a proteção de fase, como curtos monofásicos. As faltas

são detectadas por esta proteção porque ela analisa a corrente que passa pelo

neutro da conexão em estrela, normalmente nula em sistemas equilibrados.

A diferença entre 51N e 51R é a metodologia na qual a proteção aquisita a

corrente de neutro, enquanto a proteção 51N analisa a corrente proveniente

de um TC instalado no neutro do transformador aterrado, a proteção 51R faz

essa análise de maneira computacional com a soma da corrente das três fases

resultando em uma corrente de neutro calculada.

A corrente de operação da proteção 51N ou 51R, segundo o ONS, deve ser

ajustada entre 10% e 20% da corrente nominal do transformador.

0.1Inom ≤ Ipick−up ≤ 0.2Inom (5.20)

• A Proteção de Zona Morta (51EFP), também conhecida como End Fault

Protection (EFP), é uma proteção que visa isolar curtos circuitos em trechos

do sistema onde não há uma proteção designada. Por exemplo, na �gura 5.17

a falta ocorre numa região entre o disjuntor e o TC. Neste cenário, como foi

mencionado na seção 5.1 , a proteção diferencial não irá atuar uma vez que a

falta não é interna ao transformador. Entretanto, a proteção de sobrecorrente

do trafo ou a proteção de barras da subestação irá detectar o problema abrindo

o disjuntor da imagem, o que não será o su�ciente para isolar o curto, pois

o mesmo, no caso de um transformador será alimentado pelo outro lado do

trafo, alta ou baixa tensão.

Sendo assim, a proteção de zona morta irá detectar que a falta segue sendo

alimentada mesmo após a abertura do disjuntor mais próximo ao curto e fará a

44

Figura 5.17: Exemplo de falta em zona morta

abertura do disjuntor associado ao outro lado da proteção deste transformador,

eliminando �nalmente o curto circuito.

A proteção de zona morta também protege contra sobrecorrente e também

tem um tempo de operação (time-pickup) no qual ela opera de acordo com o

estudo de coordenação da proteção.

O exemplo acima elucida apenas a atuação para um arranjo especí�co de po-

sicionamento de disjuntor, transformador de corrente e arranjo geral da subes-

tação. Para cada arranjo haverá uma maneira diferente de atuar já que pode

haver a necessidade de abertura de mais de um disjuntor adjacente (arranjo

em anel, por exemplo). Sendo assim, cada projeto terá um estudo detalhado

para a atuação da proteção de zona morta.

5.2.4 Lógica Geral da Proteção de Sobrecorrente

Como conclusão da seção, iremos apresentar uma lógica geral da atuação da proteção

de sobrecorrente em transformadores. O relé digital irá aquisitar as correntes de fase

e de neutro dos TCs associados ao transformador e irá compará-las com o limite

máximo ajustado (Ipickup). Caso esse limite seja ultrapassado, o relé irá analisar

o valor registrado junto à curva de operação ajustada, associando um determinado

tempo de operação (top) no qual haverá a atuação da proteção caso a corrente persista

em continuar acima do limite ajustado.

Como mencionado anteriormente, os tempos de operação são coordenados de

acordo com um estudo de curto circuito visando a interrupção do menor número

de componentes possíveis e a extinção do curto com a abertura do disjuntor mais

próximo.

A lógica geral, simpli�cada, da proteção de sobrecorrente das fases de um trans-

formador pode ser vista na �gura 5.18.

45

Figura 5.18: Lógica simpli�cada de atuação da proteção 51

5.3 Proteção de Sobretensão (59)

A proteção de sobretensão correspondente ao código 59 da tabela ANSI, não é co-

mumente aplicada diretamente em transformadores de potência. Isso ocorre pois

os TPs, em geral, são instalados nas barras e nas linhas e, assim, não há transfor-

madores de potencial dedicados especialmente aos transformadores. Sendo assim,

a proteção de sobretensão, quando aplicada, torna-se uma proteção redundante a

sobretensão da barra já que compartilha a medição do mesmo TP.

A proteção de sobretensão de sequência zero, no entanto, é comumente encon-

trada em sistemas de proteção de transformadores de alta tensão. Esta proteção de

sobretensão avalia situações de desequilíbrio e faltas para terra que serão detalhados

mais adiante.

No que tange a operação, o relé de sobretensão pode operar instantaneamente ou

temporizadamente de maneira idêntica à operação da proteção de sobrecorrente vista

na seção 5.2. Logo, o construtivo dos relés eletromecânicos destinados à proteção de

sobrecorrente e à proteção de sobretensão também são idênticos como pode ser visto

na �gura 5.19 que exempli�ca o relé de sobretensão eletromecânico instantâneo (a)

e temporizado de tempo inverso (b).

5.3.1 Proteção de Sobretensão de sequência zero (59N)

A proteção de sobretensão de sequencia zero é a encontrada com maior facilidade

aplicada a transformadores. Esta proteção é realizada sobre o terciário dos transfor-

madores de potência, geralmente ligados em delta e conectados à um transformador

de aterramento. O TP de aterramento, por sua vez, tem conexão em estrela-delta

aberto em paralelo com um relé 59N. O Esquema de conexão para a aquisição das

tensões para a proteção de sobretensão de sequencia zero pode ser visto na �gura

5.20.

Essa proteção consiste na aquisição e análise das tensões medidas no terciário

disponibilizadas ao relé de proteção pelo trafo de aterramento de maneira que

Vmn = Va + Vb + Vc, (5.21)

46

Figura 5.19: (a) Relé de proteção de sobretensão instantâneo; (b) Relé de proteçãode sobretensão de tempo inverso. [6]

Figura 5.20: Esquema da proteção 59N. [1]

sendo Vmn a tensão registrada pelo relé 59, Va, Vb e Vc as tensões de fase do trans-

formador de aterramento conectado ao terciário do transformador de potência.

Em um sistema equilibrado, Vmn é nulo já que a soma fasorial das tensões de

fase se anulam. No entanto, na presença de uma falta ou de um desequilíbrio nas

correntes, haverá a indução de uma tensão de sequencia zero que, no caso de uma

falta à terra, pode chegar a 3Vnom. Sendo assim, a tensão é ajustada para algum

valor abaixo de 3Vnom para que a falta seja detectada.

O próprio relatório de �loso�a de proteção de transformadores do ONS diz que

não é usual a prática de qualquer tipo de proteção de sobretensão em transformado-

47

res salvo casos especiais apontados pelo Operador Nacional do Sistema. Entretanto,

vale destacar que essa proteção por vezes é utilizada como alarme para auxiliar na

supervisão da subestação.

5.3.1.1 Lógica Geral da Proteção de Sobretensão de sequência zero

Concluindo esta seção, iremos resumir a lógica de operação da proteção de sobreten-

são de sequência zero, pois é a única proteção relacionada à tensão solicitada pelo

ONS para transformadores.

O relé registra a tensão Vmn, proveniente do transformador de aterramento, e

compara com o valor ajustado como máximo tolerável. Caso ultrapasse este valor, o

relé dispara a proteção que pode abrir o disjuntor ou somente servir de alarme para

o operador uma vez que outras proteções de sobretensão devem atuar anteriormente

ao 59N.

Na �gura 5.21 observa-se a lógica para a operação da proteção de sobretensão

de sequencia zero.

Figura 5.21: Lógica simpli�cada de atuação da proteção 59N

5.4 Proteção Falha de Disjuntor (50BF)

No advento da atuação de uma proteção na subestação ocorrem dois disparos dife-

rentes de sinais por parte do relé de proteção. O primeiro que inicia toda cadeia de

trip que dispara o contato do disjuntor e realiza a abertura do mesmo. E o segundo

sinal para a unidade responsável pela proteção de falha deste mesmo disjuntor.

Essa unidade de proteção atua analisando tanto o contato que indica a posição

do disjuntor quanto a corrente que passa pelo mesmo com a �nalidade de certi�car-

se que a proteção atuou com sucesso, ou seja, que o disjuntor abriu e o equipamento

está protegido da falta. Para tanto, a unidade de proteção realiza duas contagens

de tempo aguardando a identi�cação da interrupção da corrente do disjuntor e/ou a

recepção do contato referente a posição de "aberto" do disjuntor. Após o primeiro

período de tempo, Tretrip, há uma nova tentativa de abertura do disjuntor por meio

de uma cadeia de trip independente, conhecido como retrip. Desta forma, caso haja

algum problema na saída digital do IED ou em algum relé auxiliar da cadeia de

48

operação convencional da proteção, através do retrip o sinal �nalmente chegará ao

disjuntor, efetuando sua abertura.

Entretanto, se mesmo após a tentativa de abertura do retrip não seja detectada

a abertura do disjuntor dentro do segundo período de tempo, TBF , a unidade de

proteção declara a falha do disjuntor e irá efetuar o disparo para a abertura de

todos os disjuntores adjacentes ao disjuntor em falha para que o equipamento possa

ser isolado e o curto extinto. A abertura dos outros disjuntores geralmente signi�ca a

desenergização de outros equipamentos acarretando interrupções no abastecimento,

por isso, a proteção de falha do disjuntor é considerada a proteção mais agressiva

que pode ocorrer em uma subestação, desta forma, a robustez, a manutenção e a

supervisão dos equipamentos de proteção e do disjuntor devem minimizar ao máximo

a chance da atuação desta proteção.

Em geral os tempos de atuação Tretrip e TBF são designados da seguinte maneira:

Tretrip = Tprot + Taux + Tdj, (5.22)

TBF = Tretrip + Tdj, (5.23)

sendo Tretrip o tempo para que seja efetuado o retrip, Tprot o tempo para que haja

a atuação da proteção inicial, Taux o tempo de atuação do relé auxiliar do circuito

de disparo, Tdj o tempo para a abertura do disjuntor e TBF o tempo para que sejam

acionados os disjuntores adjacentes e declarada a falha do disjuntor alvo.

5.4.1 Lógica Geral da Proteção de Falha do Disjuntor

Em suma, a proteção contra falha do disjuntor veri�ca se a proteção foi bem su-

cedida na tentativa de abrir o disjuntor e isolar uma falta. Em caso de insucesso,

a proteção tenta novamente abrir o disjuntor associado ao vão após Tretrips. Se

a falha ocorrer novamente depois de TBF s, o relé opera realizando a abertura dos

disjuntores adjacentes. A lógica desta proteção pode ser vista na �gura 5.22.

49

Figura 5.22: Lógica simpli�cada de atuação da proteção contra falha do disjuntor

50

Capítulo 6

Ajuste da Proteção do

Transformador TR03 - Barro Alto

Com o objetivo de mostrar a teoria dos sistemas de proteção aplicados a um sis-

tema real, este trabalho irá apresentar o ajuste e o sistema de proteção real de um

transformador na Subestação Barro Alto, operada por Furnas, que �ca na cidade de

Goianésia, estado de Goiás. O transformador, denominado de TR03 pelo sistema de

operação da subestação, é composto por um banco de transformadores monofásicos

com relação de transformação 230 kV/ 69 kV / 13,8 kV, fabricação Toshiba, conec-

tado em estrela-estrela-delta aberto e potência de 16,667 MVA por trafo no regime

de resfriamento a óleo, ar natural e ar forçado com dois estágios, conhecido como

ONAF2.

A Subestação Barro Alto está arranjada em barra-dupla quatro chaves em ambos

os pátios, 230 kV e 69 kV. Tal arranjo dispões de quatro seccionadoras e um disjuntor

para executar as manobras de manutenção e proteção do equipamento. Os uni�lares

dos pátios de 230 kV e 69 kV da subestação Barro Alto podem ser vistos no Apêndice

B.

Para a proteção do TR03 foram utilizados IEDs de fabricação Alstom e Siemens,

seguindo o Submódulo 2.6 do ONS [22] que determina os requisitos mínimos para

sistemas de proteção e telecomunicações. Assim, foram utilizados dois relés de pro-

teção P645 da Alstom para haver redundância do sistema, um 7KE85, registrador

de pertubações da SIEMENS além de duas UACs, C246, de fabricação Alstom para

realizar controle e supervisão dos equipamentos associados ao vão do TR03.

6.1 Supervisão das Proteções Intrínsecas do TR03

O TR03 possui uma série de proteções intrínsecas para que haja manutenção e super-

visão de aspectos construtivos do banco de transformadores. Dentre estas proteções

51

destacam-se as proteções citadas no capítulo 4: o relé de Buchholz, temperatura do

óleo e do enrolamento, válvula de alívio de pressão e nível de óleo.

As proteções são acionadas pelo próprio IED do transformador que abre o dis-

juntor em caso de qualquer uma das faltas citadas. Entretanto, contatos elétricos

que sinalizam o disparo destas proteções foram encaminhados para as UACs que os

enviam ao SAGE, para serem exibidos ao operador. Os contatos que são disponi-

bilizados pelo IED do TR03 e um exemplo de conexão com uma entrada digital da

UAC podem ser vistos no Apêndice C.

6.2 Ajuste das Proteções no Relé P645

O sistema de proteção do TR03 foi projetado para atender ao submódulo 2.6 do

ONS [22]. Sendo assim, as proteções citadas no capítulo 5 foram todas programadas

nos relés da Alstom, o P645.

Para que o ajuste seja feito de maneira correta é necessário que sejam fornecidos

os dados de placa tanto dos equipamentos de medição quanto dos transformadores

que compõem o TR03. Esses dados podem ser visto no Apêndice D.

Outra informação importante para nossa análise é a corrente nominal do trans-

formador. Uma vez que o banco TR03 possui comutação automática, variando,

assim, a corrente, deve-se utilizar o cenário no qual a corrente nominal é a mais

alta, no caso, o tap de menor tensão. O cliente informou que o regime de resfria-

mento seria o ONAF2, ou seja, resfriamento à óleo, ar natural e ar forçado com dois

estágios fazendo com que o transformador possa chegar à 16.667 kVA de potência.

Através da �gura D.2, vemos que a corrente nominal para o tap 33 no enrolamento

de alta tensão à potência de 16.667 kVA é 147,7 A. Para se obter a corrente nominal

no secundário basta utilizar a equação 2.7 e a equação 2.5. Sendo assim,

I1I2

=V2V1, (6.1)

sendo V1 a tensão na alta do menor tape, neste caso 195,5 kV, V2 a tensão na média

que no TR03 é 69 kV e I1 corrente no primário que é igual à 147,7 A. Com estes

valores temos

I2 = 418.49 A. (6.2)

Além dos valores de corrente nominal, como mencionado no decorrer do capítulo

5, o estudo de curto circuito é parte bastante importante no projeto. Este estudo foi

realizado através do software ANAFAS (Análise de Faltas Simultâneas) desenvolvido

pelo CEPEL (Centro de Pesquisa em Engenharia Elétrica) que é vinculado à Eletro-

bras, empresa pública brasileira do setor de energia. A topologia de rede, fornecida

pelo ONS e vista no apêndice B, é inserida neste programa que é capaz de simular

52

diferentes tipos de faltas em vários pontos da rede a �m de ter um panorama geral

do comportamento em regime permanente das correntes na subestação. Devido a

complexidade do estudo, que poderia produzir um trabalho dedicado somente à ele,

e a sigilosidade dos documentos do projeto iremos nos ater à utilizar os resultados

relevantes aos ajustes das proteções.

6.2.1 Ajuste da Proteção Diferencial (87)

Com o conhecimento da classe de exatidão e da relação de transformação dos TCs,

além das características do transformador como a curva de saturação, é possível

ajustar a curva de atuação da proteção diferencial, apresentada na �gura 6.1, e seus

bloqueios de acordo com as características vistas nas subseções 5.1.1, 5.1.2, 5.1.3 e

5.1.4.

Figura 6.1: Curva Característica de Operação - Proteção Diferencial. [10]

6.2.1.1 Ajuste da Curva de Operação

• Determinação da Ipick−up:

Conforme mencionado na subseção 5.1.1, a corrente de pick-up é um valor

superior a soma das contribuições da corrente de magnetização do transfor-

mador em regime permanente, dos erros de mismatch dos TCs e o erro relativo

à classe de exatidão dos TCs.

53

A corrente de magnetização em regime permanente é retirada da curva de

saturação do transformador Toshiba disponibilizada pelo fabricante e exposta

nesse trabalho na �gura 5.4. A tensão de 110% da tensão nominal foi utilizada

como caso extremo resultando em uma corrente de magnetização em regime

permanente, retirado da �gura 5.4, de aproximadamente 0,5% do valor nomi-

nal. Não há a necessidade de um valor exato, pois a Ipick−up é estipulada como

um valor superior à soma de outras contribuições e a corrente de magnetização

é a menor delas.

O erro de mismatch dos TCs é calculado utilizando-se a equação 5.12. Nesta

equação precisamos saber o valor das seguintes variáveis: IPrimAT , a corrente

no primário do TC de alta tensão, IPrimBT , a corrente no primário do TC

de baixa tensão, RTCAT , a relação de transformação utilizada no TC de alta

tensão, RTCBT , a relação de transformação utilizada no TC de baixa tensão.

A corrente do primário do TC de alta tensão é

I1 = IPrimAT = 147, 7 A, (6.3)

e a corrente do primário do TC de baixa tensão

I2 = IPrimBT = 418, 49 A. (6.4)

Segundo as informações do Apêndice D as relações de transformação são as

seguintes:

RTC230 = 500/5 A, (6.5)

RTC69 = 1500/5 A, (6.6)

substituindo esses valores na equação 5.12 teremos o seguinte resultado:

δmismatch = 5, 71%. (6.7)

Por �m, devemos levar em conta o erro relativo à classe de exatidão dos TCs

que também foi fornecido nas tabelas D.1 e D.2. Como cada um dos TCs

possui um erro máximo de 10%, podemos ter, em um pior caso, um erro de

20% na medida.

Desta forma, a corrente de pick-up é ajustada para o seguinte valor:

54

Ipickup ≥ 5, 71% + 20% + 0, 5%, (6.8)

Ipickup ≥ 26, 21%, (6.9)

O valor escolhido deve ser maior, porém próximo para que não haja uma folga

muito grande em relação às parcelas acima que representam uma tolerância ao

erro dos equipamentos de medição e às condições de operação convencionais

do transformador. No projeto da proteção do TR03, a corrente de pick-up,

Ipickup, foi ajustada para 30% do valor da corrente nominal, ou seja, 0,3 pu.

• Determinação do Declive 1 (K1):

O declive 1 (K1), observado na �gura 6.1, visa considerar os efeitos da satu-

ração causados por curto-circuitos externos de valores médios e foi ajustado

para 30%, valor sugerido pelo ONS [14] e também pela fabricante do P645, a

Alstom [10]. Sendo assim a reta terá a seguinte equação:

Idiff = 0, 3Irest. (6.10)

O ponto da interseção entre a reta da corrente de pick-up e a reta de inclinação

K1, chamada de interseção 1 na �gura 6.1, pode ser determinada da seguinte

maneira:

Ipickup = 0, 3Irest, (6.11)

sabendo que Ipickup = 0,3 pu, temos:

Irest = 1 pu, (6.12)

e a interseção 1 acontece no ponto (Idiff = 0, 3 , Irest = 1) do grá�co apresen-

tado na �gura 6.1.

• Determinação da Interseção 2 e do Declive 2 (K2):

A interseção 2 da curva de atuação da �gura 6.1 deve ser ajustada para um

valor inferior à da menor corrente de falta externa que possa provocar saturação

nos TC. Segundo o estudo de curto circuito, a menor corrente de falta que

provoca saturação ocorre no TC de baixa tensão e será:

Icc = 3474 A. (6.13)

55

O valor descrito na equação 6.13 é equivalente à 8,3 I2, corrente nominal do

lado de 69 kV. Assim, valores abaixo de 8,3 I2 podem ser escolhidos. Vale notar

que esse valor na alta pode ser facilmente achado fazendo 8,3 I1. Seguindo a

recomendação do ONS [14], o valor escolhido foi 3,5 Inominal.

A inclinação K2, vide �gura 6.1, visa evitar a operação mediante o forte efeito

da saturação dos TCs que correntes de falta externas elevadas possam provo-

car. O ONS [14] recomenda valores superiores a 50% e, seguindo o valor típico

apontado pela Alstom, K2 foi ajustado em 80% [10] de inclinação.

6.2.1.2 Bloqueio por segundo harmônico

Como desenvolvido na seção 5.1.2, as componentes de segunda ordem da corrente de

inrush podem chegar a 60%. Segundo o ONS [14], valores de componente harmônico

de segunda ordem acima de um mínimo estipulado entre 15% e 20% caracterizam

a corrente de inrush e o bloqueio deve ser efetuado. O valor escolhido é 20%, o

recomendado pela Alstom [10] como valor base para que o bloqueio seja efetuado.

6.2.1.3 Bloqueio por quinto harmônico

De acordo com 5.1.3, a operação sobre-excitada acarreta em altos índices de com-

ponentes harmônicos de terceira e quinta ordem. O ONS [14] prevê o bloqueio da

operação para valores de componente de quinto harmônico superiores à um limite

que deve ser estipulado entre 25% e 35% da fundamental. A fabricante [10] do relé

indica utilizar como base o valor de 35%, sendo assim, o bloqueio foi ajustado para

este valor.

6.2.1.4 Bloqueio por saturação do TC

A saturação do TC utiliza o mesmo bloqueio utilizado para a corrente de inrush.

Desta forma, o ajuste é o mesmo, 20%, e visa evitar a atuação da proteção de

maneira indevida quando o TC entrar em saturação conforme explicado na seção

5.1.4.

6.2.2 Ajuste da Proteção de Sobrecorrente (51)

A proteção de sobrecorrente foi implantada conforme as seções 5.2.1, 5.2.2 e 5.2.3

para detectar faltas de corrente elevada nos enrolamentos de alta tensão do trans-

formador (230 kV), de média tensão (69 kV), além da implantação para detecção de

sobrecorrentes nos neutros, da alta tensão e da baixa tensão através de sobrecorrente

residual, e a implementação do end fault protection.

56

As correntes de curto circuitos apresentadas para os ajustes abaixo são prove-

nientes do estudo de curto circuito da subestação. É importante ressaltar que o

projeto baseou-se nas condições para ajuste e coordenação do ONS [14] e que os

ajustes das proteções de sobrecorrente dos demais vãos da subestação foram forne-

cidos para que o estudo de coordenação pudesse ser realizada. Assim como o estudo

de curto circuito, o estudo da coordenação é de grande complexidade e de caráter

sigiloso, desta forma, iremos nos ater aos seus resultados e citar brevemente como a

coordenação de cada uma das proteções foi realizada.

6.2.2.1 Sobrecorrente do Lado de 69 kV

Segundo o ONS [14], o ajuste de sobrecorrente do lado de 69 kV necessita atender

às seguintes condições:

1. A Corrente de pick-up deve ser ajustada entre 1,4 e 2,0 I2;

2. A Corrente de pick-up deve ser tal que o menor valor de curto bifásico no

�nal (98%) das linhas de transmissão (LTs) que partem do lado de 69 kV seja

su�ciente para disparar a proteção;

3. A proteção deve operar depois das unidades de proteção de sobrecorrente das

LTs que partem do lado de 69 kV nos curtos trifásicos na saída da linhas (2%);

A tabela 6.1 é composta por dados provenientes do estudo de curto-circuito da

subestação, essenciais para o ajuste da proteção de sobrecorrente do lado de 69 kV

do TR03.

Tabela 6.1: Correntes de Curto Circuito para o ajuste da proteção de sobrecorrentedo lado de 69 kV

Icc Mínimo Curto Bifásico 98% LTs 69 kV 253.4 AIcc Trifásico Barra 230 kV 220.9 AIcc Trifásico Barra 69 kV 2579.6 A

A partir da tabela 6.1 observa-se que não é possível atender a condição 2, pois

a corrente nominal do lado de 69 kV, I2 = 418,49 A, é maior que a menor corrente

de curto circuito bifásico em uma das LTs. Desta forma, para ajustar a corrente de

pick-up basta atender a condição 1. O valor estipulado dentro da faixa recomendada

pelo ONS foi de 1,55 I2 para que o transformador tenha uma margem de operação

à 150% de sobrecarga. A corrente de operação, vista pelo relé após transformação

pelo TC será

Ipickup =1, 55I2RTC69

= 2, 162 A. (6.14)

57

Os dados dos ajustes de proteção de sobrecorrente dos vãos vizinhos mostrou

que a curva utilizada pelas demais proteções de sobrecorrente da subestação é a

muito inversa, por este motivo esta curva foi a selecionada não só para a proteção

de sobrecorrente do lado de 69 kV, como também para as demais proteções de

sobrecorrente com o objetivo de facilitar a coordenação das proteções.

O dial de tempo, outro parâmetro que auxilia para a coordenação da proteção de

sobrecorrente, é selecionado por método empírico para poder atender às condições

de coordenação do ONS [14], no caso, a condição 3. O ONS exige, ainda, que a

diferença entre uma atuação de proteção e outra seja de pelo menos 300 ms.

Por �m, a tabela 6.2 fornece os dados dos ajustes para a proteção de sobrecorrente

do lado de 69 kV e a �gura 6.2 fornece o grá�co de atuação da proteção.

Tabela 6.2: Ajuste da proteção de sobrecorrente lado de 69 kVCurva IEC utilizada Muito Inversa

Ipickup 2,162 ADial de Tempo 0,033

Figura 6.2: Curva de atuação da proteção de sobrecorrente do lado de 69 kV

58

6.2.2.2 Sobrecorrente do Lado de 230 kV

As condições do ONS [14] para o ajuste da proteção de sobrecorrente do lado de 230

kV são:


2. A Corrente de pick-up deve ser tal que o menor valor de curto bifásico no �nal

(98%) das linhas de transmissão (LTs) que partem do lado de 230 kV seja

su�ciente para disparar a proteção;

3. A Corrente de pick-up deve ser tal que o curto circuito bifásico no barramento

do lado de 69 kV seja su�ciente para disparar a proteção;

4. A proteção deve operar depois da unidade de proteção de sobrecorrente do

lado de 69 kV para o curto trifásico no barramento de 69 kV;

Do estudo de curto-circuito da subestação, temos:

Tabela 6.3: Correntes de Curto Circuito para o ajuste da proteção de sobrecorrentedo lado de 230 kV

Icc Mínimo Curto Bifásico 98% LTs 230 kV 25,8 AIcc Bifásico Barra 69 kV 773,9 AIcc Trifásico Barra 230 kV 66,3 AIcc Trifásico Barra 69 kV 669,4 A

Analisando-se as informações da tabela 6.3, percebemos que a condição 2 não

conseguirá ser atendida uma vez que o valor mínimo do curto bifásico ao �nal das

LTs que partem do lado de 230 kV é menor que a corrente nominal da alta tensão, I1= 147,7 A. No entanto, as condições 1 e 3 são satisfeitas em conjunto para qualquer

valor dentro da faixa recomendada. O valor escolhido para a corrente de pick-up

foi 1,7 I1 que oferece margem para operação de sobrecarga, portanto, a corrente de

operação será


= 2, 510 A, (6.15)

Assim como para o lado de 69 kV, a curva escolhida foi a muito inversa e o dial de

tempo ajustado de maneira empírica para coordenação com as demais proteções de

sobrecorrente, inclusive a de 69 kV, resultando no ajuste de proteção de sobrecorrente

apresentado na tabela 6.4:

Na �gura 6.3 podemos ver o comportamento da curva de operação da proteção de

sobrecorrente do lado de 230 kV e na �gura 6.4 a coordenação entre a sobrecorrente

de 69 kV e a de 230 kV, mostrando que não há sobreposição entre as proteções e

que a condição 4 foi obedecida.

59

Tabela 6.4: Ajuste da proteção de sobrecorrente lado de 230 kVCurva IEC utilizada Muito Inversa


Figura 6.3: Curva de atuação da proteção de sobrecorrente do lado de 230 kV

Figura 6.4: Coordenação das proteções de sobrecorrente de 69 kV e 230 kV

60

6.2.2.3 Sobrecorrente Residual do lado de 230 kV

O ONS [14] estabelece as seguintes condições para o ajuste da proteção residual:


2. A Corrente de pick-up deve ser tal que o menor valor de curto bifásico e

monofásico no �nal (98%) das linhas de transmissão (LTs) que partem do lado

de 230 kV seja su�ciente para disparar a proteção;

3. A Corrente de pick-up deve ser tal que o curto-circuito monofásico no barra-

mento do lado de 69 kV seja su�ciente para disparar a proteção;

4. A proteção deve operar depois da unidade de proteção de sobrecorrente resi-

dual do lado de 69 kV para o curto monofásico ou bifásico no barramento de

69 kV.

As seguintes informações são relevantes para o ajuste da proteção de sobrecor-

rente residual:

Tabela 6.5: Correntes de Curto-Circuito para o ajuste da proteção de sobrecorrenteresidual, lado de 230 kV

Icc Mínimo Curto Bifásico 98% LTs 230 kV 30,5 AIcc Mínimo Curto Monofásico 98% LTs 230 kV 33,9 A

Icc Monofásico Barra 69 kV 729,0 AIcc Monofásico Barra 230 kV 120,2 AIcc Bifásico Barra 230 kV 57,3 A

Observa-se através da tabela 6.5 que qualquer valor arbitrário dentro da faixa

recomendada pelo ONS na condição 1 irá, também, atender às condições 2 e 3, pois

I1 = 147,7 A. Portanto, a corrente de pick-up foi ajustada para 0,2 I1, assim, a

corrente lida pelo relé será


= 0, 500 A, (6.16)

A curva IEC escolhida para esta proteção foi a muito inversa para seguir o pa-

drão da subestação e facilitar a coordenação. Além disso, utilizando-se os ajustes

fornecidos das demais proteções de sobrecorrente residual, o dial de tempo foi empi-

ricamente ajustado de forma a haver coordenação das proteções. Como resultado,

podemos ver a curva de atuação da proteção de sobrecorrente residual do lado de

230 kV com o ajuste da tabela 6.6 na �gura 6.5:

61

Tabela 6.6: Ajuste da proteção de sobrecorrente residual lado de 230 kVCurva IEC utilizada Muito Inversa


Figura 6.5: Curva de atuação da proteção de sobrecorrente residual do lado de 230kV

6.2.2.4 Sobrecorrente Residual do lado de 69 kV

As condições do ONS [14] para o ajuste dessa proteção são as seguintes:


2. A Corrente de pick-up deve ser tal que o menor valor de curto bifásico e

monofásico no �nal (98%) das linhas de transmissão (LTs) que partem do lado

de 69 kV seja su�ciente para disparar a proteção;

3. A proteção deve operar depois das unidades de proteção de sobrecorrente das

LTs que partem do lado de 69 kV nos curtos monofásicos ou bifásicos na saída

das linhas (2%);

As correntes de curto circuito da tabela 6.7 foram retiradas do estudo de curto

circuito da subestação e são essenciais para realizar o ajuste da proteção de sobre-

corrente residual do lado de 69 kV. Através destes valores nota-se que ao se atender a

condição 1, sabendo-se que I2 = 418,49 A, a condição 2 é automaticamente satisfeita.

62

Tabela 6.7: Correntes de Curto Circuito para o ajuste da proteção de sobrecorrenteresidual, lado de 69 kV

Icc Mínimo Curto Bifásico 98% LTs 69 kV 815,3 AIcc Mínimo Curto Monofásico 98% LTs 230 kV 719,9 A

Icc Monofásico Barra 230 kV 217,3 AIcc Monofásico Barra 69 kV 2612,3 AIcc Bifásico Barra 69 kV 2231,4 A

Sendo assim, o valor escolhido para a corrente de operação foi 0,1 I2 e o valor

que será aquisitado pelo relé será


= 0, 400 A, (6.17)

De maneira semelhante com os casos anteriores, a curva e a coordenação foi

realizada de maneira empírica analisando-se os ajustes das demais proteções de

sobrecorrente residual do lado de 69 kV. Na tabela 6.8 podemos ver o ajuste da

curva IEC muito inversa resultando na �gura 6.6. Além disso, a coordenação das

proteções de sobrecorrente do lado de 69 kV e do lado de 230 kV pode ser vista na

�gura 6.7.

Tabela 6.8: Ajuste da proteção de sobrecorrente residual lado de 69 kVCurva IEC utilizada Muito Inversa


63

Figura 6.6: Curva de atuação da proteção de sobrecorrente residual do lado de 69kV

Figura 6.7: Coordenação das proteções de sobrecorrente residual de 69 kV e 230 kV

6.2.2.5 End Fault Protection

O arranjo da subestação Barro Alto, barra dupla quatro chaves, e o posicionamento

dos TCs utilizados pela proteção possibilitam a ocorrência da falta em uma zona

64

morta, isto é, um trecho onde não há uma proteção designada, de maneira seme-

lhante ao ilustrado na �gura 5.17.

Sendo assim, o sistema de proteção deve ajustar a End Fault Protection tanto

para a zona de 230 kV quanto para a de 69 kV. Esta proteção atua com tempo

de�nido, ou seja, independente do nível do curto circuito ela terá o mesmo atraso

para atuar, diferindo, assim, das proteções com curva associada.

Esta proteção deve ser ajustada para o menor [14] valor de corrente de curto

circuito de cada uma das barras. Além disso, uma margem de segurança é conven-

cionalmente adotada e, neste caso, escolheu-se um valor de 20% para esta margem.

Na tabela 6.9 vemos as correntes de curto-circuito mínimas para as barras de 230

kV e 69 kV que serão usadas para o ajuste da proteção.

Tabela 6.9: Ajuste da proteção de sobrecorrente de zona mortaIccmin Barra 69 kV 2579,6 AIccmin Barra 230 kV 66,3 A

Portanto, adotando-se a margem de segurança de 20% teremos as seguintes cor-

rentes de operação lidas pelo relé:

IEFP69 =2579, 6

RTC69

(1− 0, 2) = 6, 87 A, (6.18)

IEFP230 =66, 3

RTC230

(1− 0, 2) = 0, 53 A. (6.19)

O tempo de�nido para a atuação da proteção, oriunda da coordenação com a

proteção de barras é de 500 ms tanto para 230 kV quanto para 69 kV.

6.2.3 Ajuste da Proteção de Sobretensão de Sequência Zero

(59N)

A ligação do transformador, com o terciário em delta aberto ocorre de maneira

proposital para que possa ser feita a proteção de sobretensão de sequência zero.

Como exposto na seção 5.3, o controle e a proteção contra sobretensão são vinculados

às barras e às linhas de transmissão e, por isso, neste projeto, a proteção 59N

aciona um alarme para o operador, mas não gera nenhum disparo para abertura dos

disjuntores associados ao TR03.

De acordo com a teoria desenvolvida na seção 5.3.1, a proteção 59N deve ser ajus-

tada para qualquer valor abaixo de 3 Vnom. Como o transformador de aterramento

é de 13,8 kV / 120 V, conforme tabela D.3, teremos que:

Vpickup ≤ 3 (120) V, (6.20)

65

A tensão selecionada foi 100 V que é abaixo da tensão nominal do transformador

de aterramento. Além disso, o tempo de operação foi ajustado para 3s, no qual o

desequilíbrio precisará permanecer para que o alarme seja disparado.

6.2.4 Ajuste da Proteção de Falha do Disjuntor (50/62 BF)

O ajuste da proteção de falha do disjuntor depende unicamente do tempo que qual-

quer uma das proteções ajustadas anteriormente demora para abrir o disjuntor como

visto na seção 5.4. Na tabela 6.10 são apresentados os tempos de atuação de cada

um dos componentes envolvidos no disparo de uma proteção do TR03.

Tabela 6.10: Tempo de operação dos equipamentos do sistema de proteção TR03Tempo de atuação do relé de proteção 3 msTempo de atuação do relé auxiliar 3,5 msTempo para abertura do disjuntor 40 ms

Então, de acordo com as equações 5.22 e 5.23 teremos:

Tretrip ≥ 46, 5ms, (6.21)

TBF ≥ 86, 5ms. (6.22)

Sendo assim, o valor ajustado para que seja realizada uma nova tentativa de

abertura do disjuntor, Tretrip, foi de 60 ms. Para que seja declarada a falha do dis-

juntor e o envio do comando de abertura para os disjuntores vizinhos foi estipulado

TBF igual a 120 ms.

6.2.5 Sumário dos ajustes das proteções no relé P645

Nesta seção iremos apresentar de maneira resumida, nas tabelas 6.11, 6.12, 6.13,

6.14 e 6.15, os ajustes realizados nas seções 6.2.1, 6.2.2, 6.2.3 e 6.2.4.

Tabela 6.11: Tabela sumário com os ajustes da proteção diferencialIpickup 0.3 InominalInteseção 1 (Idiff = 0, 3 , Irest = 1)K1 30%Interseção 2 3,5 InominalK2 80%

66

Tabela 6.12: Tabela sumário com os ajustes da proteção de sobrecorrenteProteção 51 Curva IEC utilizada Ipickup Dial de TempoSobrecorrente lado de 230 kV Muito Inversa 2,510 A 0,201Sobrecorrente lado de 69 kV Muito Inversa 2,162 A 0,033Sobrecorrente residual lado de 230 kV Muito Inversa 0,500 A 1,207Sobrecorrente residual lado de 69 kV Muito Inversa 0,400 A 1,185

Tabela 6.13: Tabela sumário com os ajustes da proteção de zona mortaProteção de Zona Morta Tempo de Operação IpickupProteção de Zona Morta lado de 230 kV 50 ms 0,53 AProteção de Zona Morta lado de 69 kV 50 ms 6,87 A

Tabela 6.14: Tabela sumário com os ajustes da proteção de sobretensão de sequênciazero

Tensão de Pick-up Vpickup = 100 VTempo de Operação 3 s

Tabela 6.15: Tabela sumário com os ajustes da proteção de falha do disjuntorTempo para Operação do Retrip Tretrip = 60 msTempo para Operação da Falha do Disjuntor Tretrip = 120 ms

67

Capítulo 7

Conclusões

Este projeto teve como principal objetivo dar uma abordagem atualizada e completa

no estudo de sistemas de proteção, supervisão e controle aplicado a transformadores

de potência. Essa área em sistemas elétricos de potência evolui constantemente,

permitindo que, nos dias de hoje, os SPCS sejam sistemas de automação so�stica-

dos e altamente con�áveis, reduzindo erros de operação a níveis próximos a zero e

aumentando a longevidade dos equipamentos protegidos.

Neste cenário, o trabalho evidencia de maneira conceitual toda a teoria por

trás da programação do relé digital, muitas vezes negligenciada por conta do fácil

manuseio das interfaces grá�cas disponibilizadas pelos fabricantes para o ajuste das

proteções. Além disso, o projeto apresenta um caráter singular por conta do nível de

detalhamento acrescentado pelo estudo de caso exposto, permitindo correlacionar a

aplicação prática e a teoria de proteção de transformadores.

Ademais, vale ressaltar, a di�culdade em encontrar bibliogra�as atualizadas sobre

o tema, uma vez que os relés utilizados atualmente no mercado possuem funções

desenvolvidas e implantadas a menos de uma década. Por exemplo, a utilização do

protocolo IEC 61850 na comunicação entre os relés teve sua implantação difundida ao

�m da década passada e hoje consolida-se como maior facilitador de inovações. Por

conta de sua con�abilidade estuda-se utilizar a rede de comunicação para realização

de operações vitais como operação de uma proteção, extinguindo a utilização de

cabeamento elétrico.

Para �nalizar, o trabalho aprofunda-se no ramo da proteção do SPCS e à apli-

cação a um determinado equipamento, no caso, um transformador. Desta forma, a

intenção é incentivar trabalhos futuros desenvolvendo um aprofundamento na área

de controle dos equipamentos de uma subestação ou no campo de supervisão dos

equipamentos e interface homem-máquina. Estimula-se, também, estudos detalha-

dos sobre a proteção de outros equipamentos como linhas de transmissão, reatores

e bancos de capacitores implantados através de IEDs. Outrossim, projetos sobre a

implantação de SPCS com larga utilização da norma IEC 61850 acrescentariam no

68

que tange à difusão desta tecnologia de vanguarda.

69

Referências Bibliográ�cas

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- UFSC, 2005.

[2] �IED da linha SIPROTEC 5 da SIEMENS�. https://goo.gl/OOtL8V, . Aces-

sado em 02/02/2017.

[3] �Imagem painel rack 19 polegadas�. https://goo.gl/6gDJuk, . Acessado em

03/01/2017.

[4] �Imagem de bloco de teste�. https://goo.gl/EhP7aJ, . Acessado em

18/01/2017.

[5] �Imagem de Mala de Teste fabricante Omicron�. https://goo.gl/6Em1Qd, .

Acessado em 18/01/2017.

[6] KINDERMANN, G. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, v. 2. LabPlan

- UFSC, 2005.

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[8] Siprotec 5 - Transformer Di�erential Protection, 06.2016 ed. Siemens, 2016.

[9] TOSHIBA. �Relatório de Ensaios�. Agosto 2016.

[10] Technical Manual - Transformer Protection IED - P64x, 06 ed. Alstom, 2014.

[11] BLACKBURN, J. L., DOMIN, T. D. Protective Relaying - Principles and

Applications. CRC Press, 2006.

[12] MARDEGAN, C. �Dispositivos de Proteção - Parte 1�, O Setor Elétrico, Março

2010.

[13] FITZGERALD, A. E. Máquinas Elétricas. Bookman, 2006.

[14] ONS. Filoso�as das Proteções dos Transformadores da Rede de Operação do

ONS. Relatório técnico, ONS, 2012.

70

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[15] NOGUEIRA, D. D. S., ALVES, D. P. Transformadores de Potência - Teoria e

Aplicação. Projeto de graduação, Universidade Federal do Rio de Janeiro

- UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2009.

[16] BERNARDES, A. P. Esquema Completo de Proteção de Transformadores para

Testes em Relé Digital. Dissertação de mestrado, Escola de Engenharia

de São Carlos, São Carlos, SP, Brasil, 2006.

[17] MARTINS, D. L. Estudo de Caso na Automação, Proteção e Supervisão de uma

Subestação de Classe 69kV. Projeto de graduação, Escola de Engenharia

de São Carlos, São Carlos, SP, Brasil, 2012.

[18] GOES, A. R. G. Modernização da Proteção de Sistemas Elétricos de Potência.

Projeto de graduação, Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ,

Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2013.

[19] �Regulamenta as características de desempenho dos TCs�. https://

www.abntcatalogo.com.br/norma.aspx?ID=329301. Acessado em

02/02/2017.

[20] �Regulamenta as características de desempenho dos TPs�. https:

//www.abntcatalogo.com.br/norma.aspx?ID=40021. Acessado em

02/02/2017.

[21] �Norma que de�ni a comunicação MMS e GOOSE�. https://www.

abntcatalogo.com.br/norma.aspx?ID=356254. Acessado em

02/02/2017.

[22] ONS. Procedimentos de Rede - Submódulo 2.6 - Requisitos Mínimos para Sis-

temas de Proteção e de Telecomunicações. Relatório técnico, ONS, 2011.

[23] TOSHIBA. �Imagem Aspectos Construtivos�. https://goo.gl/kYhWKw. Aces-

sado em 20/01/2017.

[24] ALEXANDER, C., SADIKU, M. Fundamentos de Circuitos Elétricos. Mc

Graw Hill, 2009.

[25] GRAINGER, J., STEVENSON, W. Power Systems Analysis. Mc Graw Hill,

1994.

71

https://www.abntcatalogo.com.br/norma.aspx?ID=329301






https://goo.gl/kYhWKw

Apêndice A

Fundamentos Teóricos

A.1 Análise de Circuitos

As proteções dos equipamentos atuam fazendo uma análise sobre as correntes e

tensões sobre eles. Para esta análise torna-se necessário o conhecimento de análise

de circuitos como as leis de Kirchho�, Fasores e decomposição em componentes

simétricas.

A.1.1 Leis de Kirchho�

As leis de Kirchho� oferecem uma metodologia sistemática para resolução de circui-

tos elétricos. A partir de suas duas leis, a lei dos nós e a lei das malhas, torna-se

possível gerar um sistema de equações que conseguem determinar todas as variáveis

de um circuito.

Para um maior entendimento das leis de Kirchho� é necessário que façamos

algumas de�nições:

Nó ⇒ Ponto no circuito onde conectam-se os elementos.

Ramo ou Braço ⇒ Trecho do circuito entre dois nós consecutivos.

Malha ⇒ Trecho do circuito que forma uma trajetória fechada.

• Lei dos Nós:

Em um circuito elétrico, a soma algébrica das correntes Ii em qualquer nó é

igual a zero. Pode-se escrever que

n∑i=1

Ii = 0. (A.1)

Para que não haja confusões há uma convenção considerando as correntes que

entram em um nó como positivas e as correntes que saem dele negativas. Desta

72

forma temos que

n∑i=1

Iichegam =m∑j=1

Iisaem. (A.2)

Para exempli�car a utilização da lei das corrente, observe que na �gura A.1

no nó A entra a corrente I1 e saem as correntes I2 e I3. Portanto

I1 = I2 + I3. (A.3)

Figura A.1: Exemplo da aplicação da lei dos nós

• Lei das Malhas:

Em um circuito elétrico, a soma algébrica das tensões Vi ao longo de uma

malha fechada é igual a zero. Desta forma, temos que

n∑i=1

Vi = 0 (A.4)

Deve-se tomar cuidado especial com a polarização dos elementos e das fontes

de tensão para que os termos da soma tenham seu sinal adequadamente dispos-

tos. As fontes têm suas polaridades pré-determinadas, enquanto os elementos

passivos registram a queda de tensão a partir do terminal no qual a corrente

entra como pode ser visto na �gura A.2.

Com este exemplo simples, ilustrado na �gura A.2, temos que a tensão imposta

pela fonte de tensão, V, é igual a queda de tensão no resistor. Sendo assim:

V = (I1 − I3)R1 (A.5)

Com a utilização da lei dos nós da equação A.3 podemos determinar que:

73

Figura A.2: Exemplo da aplicação da lei dos nós

V = I2R1 (A.6)

Condizente com a lei de Ohm que poderia facilmente ser aplicado a este exem-

plo.

A.1.2 Fasores

Os fasores são uma ferramenta matemática largamente utilizada pela engenharia

para a representação de sinais senoidais. Considere o sinal senoidal

x(t) = A cos(ωt+ θ), (A.7)

sendo A a amplitude da função cosseno de frequência angular ω e fase θ. A fase é

um argumento em graus ou radianos que denota a posição da função em relação a

uma referência que pode ser arbitrariamente escolhida. Por ser um sinal periódico,

o cosseno se repete ao longo da variável independente, no caso, o tempo t, com

periodicidade

T =2π

ω. (A.8)

Sendo a identidade de Euler [24], dada por

Aej(ωt+θ) = A(cos(ωt+ θ) + j sin(ωt+ θ)), (A.9)

esta ferramenta permite a separação dos termos constantes, magnitude e fase, do

termo dependente do tempo uma vez que

Aej(ωt+θ) = A(ejωtejθ). (A.10)

74

Portanto, segundo Euler, também podemos representar o sinal senoidal como

x(t) = A cos(ωt+ θ) = Re{Aej(ωt+θ)}. (A.11)

Grande parte das aplicações de engenharia elétrica avalia somente as respostas

em regime permanente, ou seja, sem a necessidade de considerar o valor instantâ-

neo da oscilação de um sinal senoidal para seus equacionamentos. No entanto, a

defasagem angular relativa entre sinais e suas magnitudes são sempre requeridas

para qualquer que seja a solução. Sendo assim, o chamado domínio da frequên-

cia é largamente utilizado e a forma abreviada Aejθ é usada simpli�cando diversas

análises.

Em suma, as tensões e as correntes senoidais de um circuito elétrico sob regime

permanente podem ser representadas tanto no domínio do tempo quanto no domínio

da frequência. A tabela A.1 apresenta as duas representações e suas relações.

Tabela A.1: Transformação Domínio do Tempo - FasorRepresentação no domínio do tempo Representação fasorialv(t) = Vmax cos(ωt+ θ) Vmaxe

jθ = Vmax∠θi(t) = Imax cos(ωt+ α) Imaxe

jα = Imax∠α

A.1.3 Componentes Simétricos

Sistemas trifásicos consistem no uso de três fontes senoidais de energia, chamadas

fases, defasadas em 120 graus e com mesma magnitude. O sistema é considerado

equilibrado ou balanceado quando está alimentando cargas iguais em cada fase e

as fontes estão funcionando de maneira correta, mantendo a fase e a magnitude

constantes.

No entanto, diversas situações podem desequilibrar o sistema como a assime-

tria das cargas alimentadas pelas fases e faltas assimétricas. Para analisar estes

desequilíbrios faz-se o uso da ferramenta desenvolvida por Fortescue [25] chamada

componentes simétricos. Os componentes simétricos decompõem o sistema dese-

quilibrado de n fasores em n sistemas de fasores equilibrados. No caso do sistema

trifásico, o sistema é decomposto em três sistemas equilibrados representados na

�gura A.3.

Componentes de Sequência Positiva ⇒ Consiste em três fasores de magnitude

igual e defasados em 120 graus com a mesma sequência de fase, ou seja, mesma

sequência de conexão entre as fases do sistema original.

Componentes de Sequência Negativa⇒ Consiste em três fasores de magnitude

igual e defasados em 120 graus, porém com a sequência de fase inversa à original.

Componentes de Sequência Zero ⇒ Consiste em três fasores com mesma

75

magnitude, mas em fase entre si, ou seja, defasados em 0 graus entre si.

Figura A.3: Decomposição de um sistema desequilibrado em seus componentes si-métricos

Ao dividir um problema complexo de um sistema desequilibrado nesses três sis-

temas equilibrados, os componentes simétricos facilitam sua análise e solução. Isto

ocorre pois o equacionamento dos sistemas balanceados é de menor complexidade

analítica e basta juntá-los após resolvê-los separadamente para encontrar a solução

do sistema original.

Normalmente, utiliza-se a notação V (1)A para denotar a componente positiva de

uma grandeza, no caso a tensão da fase A, V (2)A para a componente negativa e V (0)

A

para a componente se sequência zero. Assim,

VA = V(1)A + V

(2)A + V

(0)A (A.12)

De maneira similar ocorre para as fases B e C. No entanto, sabemos que nos

componentes simétricos as componentes são iguais em magnitude e defasadas em

120 graus de acordo com a sequência de fase, como pode ser visto na �gura A.3.

Assim, podemos expressar as tensões VB e VC em função das componentes de VA.

Portanto,

VB = a2V(1)A + aV

(2)A + V

(0)A , (A.13)

e

VC = aV(1)A + a2V

(2)A + V

(0)A , (A.14)

sendo a = 1∠120, o operador que representa a defasagem angular entre os fasores.

Ao analisar as equações A.12, A.13 e A.14 percebemos que pode-se desenvolver,

matricialmente, um operador que executa a decomposição em componentes simétri-

cos de um sistema trifásico, dado por

76

A =

1 1 1

1 a2 a

1 a a2

. (A.15)

Assim, matricialmente, podemos realizar a operação de decomposição em com-

ponentes simétricos das três fases da seguinte maneira VA

VB

VC

=

1 1 1

1 a2 a

1 a a2

V

(0)A

V(1)A

V(2)A

= A

V(0)A

V(1)A

V(2)A

. (A.16)

Com as ferramentas apresentadas torna-se possível fazer a análise de circuitos

que são essenciais para realizar a proteção de um equipamento, uma vez que as

proteções consistem em analisar as correntes e tensões em magnitude, fase e seus

componentes simétricos para julgar se há ocorrência ou não de uma falta.

A.2 Decomposição em Série de Fourier

Um sinal periódico, x(t), com período T pode ser representado usando-se uma soma

in�nita de senos e cossenos, a série de Fourier, dada por

x(t) =a02

+∞∑k=1

[ak cos(ωkt) + bk sin(ωkt)] , (A.17)

sendo a0, ak e bk (k ∈ Z , k > 0) constantes chamadas de Coe�cientes de Fourier e

ω = 2πT.

Os Coe�cientes de Fourier representam os pesos que cada parcela de seno e

cosseno de ordem k, chamadas de harmônicas de ordem k, representa na série e são

determinadas a partir das seguintes fórmulas:

a0 =2

T

∫ T

0

x(t)dt, (A.18)

ak =2

T

∫ T

0

x(t) cos(ωkt)dt (A.19)

e

bk =2

T

∫ T

0

x(t) sin(ωkt)dt. (A.20)

A série de Fourier possui diversas propriedades. Destaca-se por conta da aplica-

ção em nosso trabalho, o fato das funções pares só terem termos cosseno e funções

77

ímpares só terem termos seno.

Nos sistema de proteção, os sinais de tensão e corrente aquisitados são funções

cossenoidais e, por isso, sua série de Fourier contém somente termos cosseno. Em ge-

ral, os sinais recebidos pelos relés podem apresentar pequenas ou grandes distorções

por diversos motivos; assim, a análise das harmônicas provenientes da decomposição

em série de Fourier torna-se importante e sua aplicação aos sistemas de proteção é

apresentada na seção 5.1. Nesta seção, é tratada a proteção diferencial que possui

bloqueios para sua atuação dependendo dos pesos de certas harmônicas em relação

à fundamental.

78

Apêndice B

Uni�lar dos Pátios 230 kV, 69 kV SE

Barro Alto e Diagrama de

Impedâncias

Os diagramas a seguir chamam-se Uni�lares, neles podemos ver todos os vãos pre-

sentes na subestação Barro Alto, inclusive o vão do TR03 (área hachurada). O

arranjo, como se pode observar, é chamado de barra-dupla quatro chaves contendo

quatro seccionadoras e um disjuntor por vão com o objetivo de realizar a manobra

para manutenção e a proteção. Podemos, também, ver, as linhas, transformadores

e demais equipamentos da subestação.

79

Localização da SE Barro Alto no Sistema Interligado Nacional

82

Apêndice C

Supervisão das Proteções intrínsecas

As proteções intrínsecas de um transformador agem de maneira independente, en-

tretanto os contatos de sua ação são disponibilizados e aquisitados pela unidade de

aquisição e controle conforme os desenhos a seguir.

83

Apêndice D

Dados de Placa do Transformador e

Características dos Equipamentos de

Medição

Para que a proteção possa ser devidamente ajustada há a necessidade de serem

apresentadas as informações dos componentes da proteção e do próprio elemento

protegido. Os dados do transformador protegido podem ser vistos nas �guras a

seguir.

87

D.1 Dados de placa dos Transformadores que com-

põem o TR03

Para o transformador é importante saber a potência, a ligação e os tapes que o

comutador pode alcançar juntamente com o impacto da comutação na corrente.

Figura D.1: Informações básicas dos trafos que compõem o TR03: ligação e potêncianominal

88

Figura D.2: Correntes nominais dos tapes e correntes máximas toleradas pelos trans-formadores que compõem o TR03

D.2 Características dos equipamentos de medição

Para os equipamentos de medição é importante saber a relação de transformação,

o erro da classe de exatidão e o fator térmico. Conforme mencionado, o fator de

sobrecorrente no Brasil é normalizado em 20.

Tabela D.1: Características do TC da Alta TensãoRTC (500/5) AErro 10%FT 1,58FS 20

89

Tabela D.2: Características do TC da Baixa TensãoRTC (1500/5) AErro 10%FT 1,0FS 20

Tabela D.3: Características do TP de aterramento para sobretensão de sequênciazero

Tensão Máxima Regime Permanente 15 kVRTP 13,8 kV / 120 V

Tensão Suportável em 1 min 34 kVTensão Suportável 60 µ s 110 kV

90

Apêndice E

Tabela ANSI - Proteção

91

Tabela E.1: Tabela ANSI - Sistemas de ProteçãoNúmero ANSI Denominação1 Elemento Principal2 Função de Partida ou Fechamento Temporizado3 Função de Veri�cação ou Interbloqueio4 Contator Principal5 Dispositivo de Interrupção6 Disjuntor de Partida7 Disjuntor de Anodo8 Dispositivo de Desconexão de Energia de Controle9 Dispositivo de Reversão10 Chave de Sequência das Unidades12 Dispositivo de Sobrevelocidade13 Dispositivo de Rotação Síncrona14 Dispositivo de Subvelocidade15 Dispositivo de Ajuste ou Comparação de Velocidade ou Frequência17 Chave de Derivação ou Descarga18 Dispositivo de Aceleração ou Desaceleração19 Contator de Transição Partida-Marcha20 Vávula Operada Elétricamente21 Relé de Distância22 Disjuntor Equalizador23 Dispositivo de Controle de Temperatura24 Relé de Sobre-excitação ou Voltz por Hertz25 Relé de Veri�cação de Sincronismo26 Dispositivo Térmico do Equipamento27 Relé de Subtensão27-0 Relé de Subtensão na Alimentação Auxiliar29 Contator de Isolamento30 Relé Anunciador de Alarme31 Dispositivo de Excitação32 Relé Direcional de Potência33 Chave de Posicionamento34 Chave de Sequência Operada por Motor35 Dispositivo para Operação das Escovas ou Curto-circuitar anéis Coletores36 Dispositivo de Polaridade37 Proteção de Motor: Relé de Subcorrente ou Subpotência38 Dispositivo de Proteção de Mancal40 Relé de Perda de Excitação

92

Número ANSI Denominação41 Disjuntor ou Chave de Campo42 Disjuntor ou Chave de Operação Normal43 Dispositivo de Transferênia Manual44 Relé de Sequência de Partida46 Relé de Proteção de Sequência Negativa47 Relé de Sequência de Fase de Tensão48 Relé de Sequência Incompleta de Partida49 Relé de Proteção Térmica50 Relé de Sobrecorrente Instatâneo50N Relé de Sobrecorrente Instatâneo de Neutro50BF Relé de Proteção de Falha do Disjuntor51 Relé de Sobrecorrente Temporizado51N Relé de Sobrecorrente Temporizado de Neutro51R Relé de Sobrecorrente Residual51EFP Relé de Proteção de Zona Morta52 Disjuntor de Corrente Alternada53 Relé para Excitatriz ou Gerador CC54 Disjuntor para Corrente Contínua, Alta Velocidade55 Relé de Fator de Potência56 Relé de Aplicação de Campo57 Dispositivo de Aterramento58 Relé de Falha de Reti�cação59 Relé de Sobretensão59N Relé de Sobretensão de Terra (ou Sobretensão de Sequência Zero)60 Relé de Balanço de Tensão61 Relé de Balanço de Corrente62 Relé de Interrupção ou Abertura Temporizada63 Relé de Buchholz64 Relé de Proteção de Terra65 Regulador de Velocidade66 Proteção de Motor: Supervisão do Número de Partidas67 Relé Direcional de Sobrecorrente68 Relé de Bloqueio pro Oscilação de Potência69 Dispositivo de Controle Permissivo70 Reostato Eletricamente Operado71 Dispositivo de Detecção de Nível72 Disjuntor de Corrente Contínua73 Contator de Resistência de Carga74 Função de Alarme75 Mecanismo de Mudança de Posição76 Relé de Sobrecorrente CC77 Transmissor de Impulsos78 Relé de Medição de Ângulo de Fase/ Proteção Contra Falta de Sincronismo79 Relé de Religamento AC

93

Número ANSI Denominação81 Relé de Sub ou Sobrefrequência82 Relé de Religamento DC83 Relé de Seleção/ Transferência Automática84 Mecanismo de Operação85 Relé Receptor de Sinal de Telecomunicação86 Relé Auxiliar de Bloqueio87B Proteção Diferencial - Barra87TP Proteção Diferencial - Transformador87G Proteção Diferencial - Gerador87L Proteção Diferencial - Linha88 Motor Auxiliar ou Motor Gerador89 Chave Seccionadora90 Dispositivo de Regulação91 Relé Direcional de Tensão92 Relé Direcional de Tensão e Potência93 Contator de Variação de Campo94 Relé de Desligamento

94

sistema de proteção de transformadores de extra-alta ... · pdf file3.2 ied da...

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