tcc-proteção de sistemas elétricos de potência aplicado na subestação carajás 225 mva
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Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aplicado na Subestação Carajás 225MVA
GOIÂNIA-GO 2009
INSTITUTO UNIFICADO DE ENSINO SUPERIOR OBJETIVO - IUESO
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Antônio Marcelino, Bruno R. Pucci, Darly B.R. Neto, Diogo J. dos Santos
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aplicado na Subestação Carajás 225MVA
GOIÂNIA-GO 2009
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Antônio Marcelino, Bruno R. Pucci, Darly B.R. Neto, Diogo J. dos Santos
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aplicado na Subestação Carajás 225MVA
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como requisito parcial para conclusão do Curso de Engenharia Elétrica ao Instituto Unificado de Ensino Superior Objetivo. Orientador: Asley Stecca Steindorff
GOIÂNIA-GO 2009
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Antônio Marcelino, Bruno R. Pucci, Darly B.R. Neto, Diogo J. dos Santos
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência Aplicados a Subestação Carajás Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Instituto Unificado de Ensino Superior Objetivo como requisito parcial para a Conclusão do Curso de Engenharia Elétrica Goiânia, dia, mês e ano Nota ____________ ________________________________________________ Prof. (titulação) ......................................(orientador) Exemplo: _________________________________________________ Examinador _________________________________________________ Prof. (titulação) ......................................(membro da banca) Examinador
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“O valor do homem é determinado, em primeira linha, pelo grau e pelo sentido em que se libertou do seu ego”
Albert Einstein
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SUMÁRIO
1 - INTRODUÇÃO GERAL 8
1.1 – Problematização 8
1.2 – Objetivos 9
1.2.1 – Objetivos Especificos 9
1.3 - Justificativa 9
2 - INTRODUÇÃO A FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 10
3 - ELEMENTOS COMPONENTES DO SISTEMA DE PROTEÇÃO 13
3.1 – Transformadores para Instrumentos 13
3.1.1 – Transformador de Corrente 13
3.1.1.1 – Saturação de TC 14
3.1.1.2 - Procedimento para seleção de transformadores de corrente 14
3.1.1.3 - Cálculo do Burden do Transformador de Corrente 15
3.1.1.4 - Estatística da assimetria 15
3.1.2 - Transformador de potencial 16
3.1.3 – Exemplo de Aplicação de TC e TP 18
3.2 – Relés de Proteção 20
3.2.1 - Relés Eletromecânicos 20
3.2.1.1 - Relés de Atração Eletromagnética 21
3.2.1.2 - Relés de Indução Eletromagnética 21
3.2.1.3 - Relé Primário 22
3.2.1.4 - Relé Secundário 22
3.2.1.5 - Relé de Atuação Direta 23
3.2.1.6 - Relé de Atuação Indireta 23
3.2.2 - Relés Eletrônicos ou Estáticos 23
3.2.3 - Relés Digitais 24
3.2.4 - Relés Numéricos 24
3.3 – Equipamentos de Manobra 25
3.3.1 - Disjuntores de Alta Tensão 25
3.3.1.1 - Unidade de comando 25
3.3.1.2 - Sistema de Acionamento 25
3.3.1.3 - Unidade interruptora 26
3.3.1.4 - Sinalização e Estado Disjuntor 26
6
3.3.2 - Chaves de Alta Tensão 27
3.3.2.1 - Tipos Construtivos 27
3.3.2.2 - Mecanismo de Operação 27
3.3.2.3 - Sinalização e Estado da Chave 28
3.3.3 - Condições de Manobra 28
4 – INTRODUÇÃO A PROTEÇÃO DE EQUIPAMENTOS 30
4.1 – Introdução a Proteção de Barras 30
4.2 – Introdução a Proteção de Transformadores 30
4.2.1 – Proteção Diferencial 31
4.2.2 – Proteção Diferencial Percentual 33
4.2.4 – Exemplo de Aplicação 37
4.3 – Proteção de Sobrecorrente 38
4.3.1 – Conceitos Básicos 38
4.3.2 – Ajuste de Tempo de Operação 39
4.3.3 – Exemplo de Aplicação 41
4.3.3.1 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Temporizado (51) 42
4.3.3.2 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Instantâneo (50) 45
4.3.3.3 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Temporizado (51N) 45
4.3.3.4 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Instantâneo (50N) 47
4.3.3.5 – Resumo geral das unidades 50/51 e 50/51N 48
4.4 – Introdução a Proteção de Linhas 50
4.4.1 – Relé de distância (21) 50
4.4.2 – Relé de Distância Eletromecânico 53
4.4.3 – Relé de Distância à impedância 55
4.4.3.1 – Relé de distância à impedância modificada 58
4.4.4 - Relé de distância à reatância 58
4.4.5 – Relé de distância à admitância 60
4.4.6 – Relé de Distância Digital 61
4.4.6.1 – Unidade de medida de distância 62
4.4.6.2 – Unidade de supervisão para frente e para trás 62
4.4.7 – Exemplo de utilização do Relé de Distância para Proteção de Linhas 63
4.4.7.1 - Dados das linhas de transmissão 63
4.4.7.2 – Definição do grau de confiabilidade proteção de distância 67
7
4.4.7.3 – Definição das zonas 68
4.4.7.4 – Cálculo das zonas 69
4.4.7.5 – Cálculo das resistências de falta 69
4.4.7.6 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra em 85% da LT Carajás – Anhanguera II – Z1 70
4.4.7.7 – Correntes de curto-circuito 3Φ, fase-fase em 85% da LT Carajás – Anhanguera II – Z1 71
4.4.7.8 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra na barra de Anhanguera 230kV – zona 2 72
4.4.7.9 – Correntes de curto-circuito 3Φ, fase-fase na barra de Anhanguera 230kV – zona 2 73
4.4.7.10 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra na barra de Anhanguera 230kV – zona 3 73
4.4.7.11 - Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase na barra de Anhanguera 230kV – zona 3 74
4.4.7.12 - Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra em 50% da LT 230kV ANH-CJA I – zona 4 75
4.4.7.13 - Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase em 50% da LT 230kV ANH-CJA I - zona 4 75
4.4.7.14 - Zona 1 76
4.4.7.15 - Zona 2 78
4.4.7.16 - Zona 3 79
4.4.7.17 - Zona 4 81
4.4.7.18 - Resumo das impedâncias das zonas 82
4.4.7.18.1 - Sem resistência de falta 82
4.4.7.18.2 - Com resistência de falta fase-fase 83
4.4.7.18.3 - Com resistência de falta fase-terra 83
5 – CONCLUSÃO 84
6 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 85
Anexo A - 86
Anexo B - 87
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1 - INTRODUÇÃO GERAL
O objetivo de um Sistema Elétrico de Potência (SEP) é fornecer energia elétrica às várias
cargas existentes em uma área de serviço. Quando adequadamente projetado e operado, ele deve
atender aos seguintes requisitos:
• Deve fornecer energia praticamente em todos os locais exigidos pelos consumidores;
• A carga alimentada necessita de potência ativa e reativa, variáveis com o tempo. O sistema
deve estar apto a fornecer essa demanda variável;
• A energia fornecida deve obedecer a certas condições mínimas, relacionadas com a
qualidade. Três fatores básicos determinam essa qualidade; a) freqüência constate; b) tensão
constante; c) alta confiabilidade;
• O sistema deve fornecer energia com custos mínimos, tanto econômicos como ecológicos.
Para atender os requisitos supracitados, os sistemas se armaram de diversos recursos e
métodos, como a interligação dos sistemas elétricos, novos projetos e manutenção de cada
componente do SEP, e por último, porem não menos importante, a utilização da teoria da Proteção dos
Sistemas Elétricos de Potência, que visa controlar e minimizar os efeitos de quaisquer faltas que
possam ocorrer.
A Subestação (SE) Carajás, se insere neste sistema de proteção. Com 225MVA de potência,
seu objetivo principal é aliviar a sobrecarga dos transformadores da SE Anhanguera e SE Xavantes
que atualmente estão com 20% de sobrecarga. No presente momento, a SE Carajás aliviou somente
cargas ligadas no sistema de 13.8kV da SE Atlântico, mas futuramente com a entrada das Linhas de
Transmissão (LT) de 138kV do vão Goyá – Atlântico – Independência - Campinas poderá aliviar cargas
nas SE Anhanguera e SE Xavantes. Outra futura linha de transmissão, a LT Palmeiras – Carajás com
tensão de 230kV, aliviará também o transformador da SE Palmeiras que também se encontra com 20%
de sobrecarga.
1.1 - Problematização
Atualmente, o consumidor de energia elétrica está cada vez mais exigente com a qualidade
do produto adquirido por ele, ou seja, a energia elétrica. Dessa forma, as técnicas de Filosofia de
Proteção aplicadas em Sistemas de Potência desempenham papel fundamental para atender os
requisitos destes consumidores, a fim de prover energia elétrica sem variações de tensão ou
freqüência, quer seja por oscilações, quer seja por interrupções.
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Tendo conhecimento destes fatos, elaboram-se as seguintes questões:
a) Quais etapas devem ser seguidas para se implementar um esquema de proteção
adequado?
b) Como aplicar estes estudos de proteção em situações reais (subestações)?
1.2 -Objetivos
O objetivo deste estudo é apresentar os conceitos teóricos de Filosofia de Proteção aplicados
na Subestação Carajás, com foco nos ajustes dos relés e demais equipamentos de proteção.
1.2.1 - Objetivos Específicos
a) Apresentar a teoria e cálculos para dimensionar os Transformadores para Instrumentos;
b) Apresentar definições técnicas dos equipamentos de proteção, cálculos e ajustes
necessários para o estudo da Proteção e Coordenação;
c) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção da Barra 230 kV;
d) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção Diferencial do Trafo IV;
e) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção de Sobrecorrente do Trafo IV;
f) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção da Linha, do Vão Anhanguera II;
1.3 - Justificativa
Esperams mostrar o estudo e as características de parte da subestação Carajás com foco
nos ajustes dos relés e demais equipamentos de proteção, relacionando estes cálculos com as
técnicas de Filosofia de Proteção abordadas nas obras literárias de Engenharia Elétrica e de Sistemas
de Potência.
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2 - INTRODUÇÃO À FILOSOFIA DE PROTEÇÃO
Sistemas de proteção são sistemas aos quais estão associados todos os dispositivos
necessários para detectar, localizar e comandar a eliminação de um curto-circuito ou uma condição
anormal de operação de um sistema elétrico, diminuindo os danos aos equipamentos defeituosos, com
conseqüente redução do tempo de indisponibilidade e menor custo de reparo.
A eficácia de um esquema de proteção é tanto maior quanto melhor forem atendidos os
seguintes princípios:
Sensibilidade - capacidade do sistema de proteção atuar nas condições anormais do para o
qual foi projetado;
Seletividade – a proteção deve ter a capacidade de restringir a área de interrupção ao
mínimo necessário para isolar completamente o elemento defeituoso, ou seja, um curto-circuito em um
ponto do sistema não deve afetar outras partes;
Coordenação – os relés estão coordenados se seus ajustes são tais que, ao segundo
dispositivo, é permitido eliminar a falta caso o primeiro falhe na atuação.
Segurança – a pronta atuação dos esquemas de proteção diminui os efeitos destrutivos dos
curtos-circuitos, aumentando a segurança pessoal;
Confiabilidade – o esquema de proteção deve ter operação correta e precisa somente nas
condições para as quais foi projetado, não devendo atuar para qualquer outras condições.
Velocidade – é a capacidade do sistema desligar o trecho ou equipamento defeituoso no
menor tempo possível.
Segundo Caminha (1977), a principal função de um sistema de proteção é a de causar rápida
retirada de operação de qualquer elemento de um sistema, quando ele sofre um curto-circuito, ou
quando operar sob condições anormais que possa causar dano ou interferir na operação do sistema.
Além disso, outra atribuição do sistema de proteção é indicar a localização e o tipo da falta,
possibilitando a análise das características de mitigação da proteção adotada.
O dispositivo elétrico que sente a anormalidade no sistema e comanda a retirada do elemento
defeituoso é o relé. De acordo com Kindermann (2005), os relés são os elementos mais importantes do
sistema de proteção, uma vez que estes equipamentos são capazes de identificar os defeitos, alertar a
quem opera o sistema, e promover a abertura de disjuntores de modo a isolar a falha. Dessa forma,
pode-se dizer que os princípios que regem a Filosofia de Proteção estão relacionados com a teoria dos
relés.
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Os relés de proteção contra falta, permitem distinguir logicamente a diferença entre correntes
de curtos-circuitos e de carga normal e, em alguns casos, distinguir diferentes locais de falta.
Os três indicadores que dão as informações necessárias que permitem distinguir entre as
correntes de carga e de curto-circuito são: a) tensão, b) corrente e c) ângulo entre a corrente e a
tensão.
As correntes de curto-circuito são geralmente maiores que as correntes de carga; as tensões
do sistema durante o curto-circuito são menores que as normais, e o ângulo de atraso da corrente em
relação à tensão é em geral maior para correntes de curto-circuito do que para corrente normal. Por
essa razão, os relés de proteção contra falta usam a tensão e a corrente como grandezas
características de entrada. Uma vez que as correntes de falta estão sempre atrasadas, o ângulo entre a
tensão e a corrente, além de indicar o tipo de corrente, mostra a direção da corrente de falta. A razão
entre a tensão e a corrente determina a distância entre o local do relé e a falta. Quanto à localização do
relé, faltas próximas provocam correntes grandes, baixas tensões, enquanto defeitos mais distantes
provocam correntes menores e tensões não tão baixas.
Ocorrendo uma anomalia no sistema, de modo que o parâmetro sensível do relé ultrapasse o
seu ajuste, o mesmo atua.
De modo geral, a atuação de um sistema de proteção se dá em três níveis, que são
conhecidos como: proteção principal (ou primária), de retaguarda e auxiliar. A proteção principal é
aquela que deverá atuar primeiro, enquanto que a proteção de retaguarda se encarregará da proteção
no caso de a proteção primária falhar na eliminação da falta. “Nestas condições, é desejável que o
releamento de retaguarda seja arranjado independentemente das possíveis razões de falha do
releamento primário”. Geralmente, a fim de atender este requisito, é comum que a proteção de
retaguarda fique localizada em uma subestação diferente de onde está instalada a proteção principal.
Duas regras básicas devem ser observadas pelos equipamentos de proteção, a saber: se não
há defeito, a proteção não deve atuar, uma vez que desligamentos desnecessários podem ser piores
que a falha de atuação e caso haja defeito na zona de controle do relé, as ordens devem ser precisas
[9].
Dessa forma, ao melhorar a continuidade do serviço, um sistema de proteção melhora,
conseqüentemente, os indicadores de continuidade estabelecidos pela Aneel - Agência Nacional de
Energia Elétrica, junto às concessionárias de energia elétrica. Estes índices são conhecidos como: DIC
– Duração de Interrupção por Unidade Consumidora, FIC – Freqüência de interrupção por Unidade
Consumidora, DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade, FEC – Freqüência Equivalente
de Interrupção por unidade Consumidora e DMIC – Duração Máxima de Interrupção por Unidade
Consumidora).
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Na limitação dos defeitos, algumas providências que pode ser tomadas são: limitação da
corrente de curto-circuito através do uso de reatores, projetar os equipamentos a fim de que os
mesmos suportem os efeito mecânicos e térmicos das corrente de falta, geradores de reserva,
observação humana, utilização de oscilógrafos, e existência de releamento [9].
De acordo com Caminha (1977), as medidas mais comuns na prevenção contra as falhas
são: isolamento adequado, uso de cabos pára-raios, baixa resistência de pé-de-torre e instruções de
operação e manutenção bem elaboradas.
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3 - ELEMENTOS COMPONENTES DO SISTEMA DE PROTEÇÃO
O diagrama unifilar exposto no anexo A e B, contêm o Sistema de Proteção, instalado na
Subestação Carajás, objeto de estudo deste trabalho.
3.1 - TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS
Como os níveis de tensões e de correntes em um sistema elétrico de potência são elevados,
utilizamos Transformadores de Corrente (TC) e Transformadores Tensão (TP), para diminuir estas
grandezas a valores seguros de manipulação pelos equipamentos de medição, controle e proteção
conforme explica [1].
3.1.1 - Transformador de Corrente
O TC, destina-se a reproduzir proporcionalmente em seu circuito secundário, uma réplica em
menor escala da corrente de seu circuito primário com sua posição fasorial mantida, conhecida e
adequada para uso em instrumentos de proteção, medição e controle. Os TCs, fornecem uma corrente
padronizada em seu secundário, geralmente 5A ou 1A, com o objetivo de adaptar as correntes para
equipamentos como relés, amperímetros, wattímetros e transdutores.
De acordo com sua finalidade, os TCs são divididos em dois grupos:
TCs de medição, que devem operar corretamente em
condições de regime permanente e dentro da faixa de 0 a 2 vezes o
valor da corrente nominal e TCs de proteção, que devem transformar a
corrente primária, dentro de determinados limites de exatidão, tanto em
condições normais de operação, quanto sob curtos-circuitos de até 20
vezes o valor da corrente nominal.
Os TCs de proteção, de acordo com suas características
construtivas, são divididos em TCs de Baixa reatância e TCs de Alta
Reatância. TCs de baixa reatância possuem esta característica por
possuir o enrolamento secundário distribuído uniformemente sobre o
núcleo toroidal.
Figura 3.1.1 – TC de Baixa Reatância
14
Sua baixa reatância de
dispersão de fluxo magnético não
influencia significativamente no
erro de relação de transformação,
como indica a figura 3.1.1. Já os
TCs de alta reatância, que
possuem como característica uma
alta reatância de dispersão de fluxo
magnético por possuir núcleo com
outras geometrias, tendo o enro-
lamento secundário concentrado
em partes desse núcleo, conforme
indica figura 3.1.2.
3.1.1.1 - Saturação de TC
Reconhecendo que a tensão nominal é 20 vezes a tensão na carga padrão para uma
corrente nominal. Em seguida, se expressarmos a corrente de falta IF em pu da corrente nominal, e a
carga ZB em pu da carga padrão, torna-se um critério simples para evitar a saturação [7].
( ) IfRXZb ×÷÷≤ 20 (3.1.1)
Onde:
If – é a corrente máxima de falta em pu da corrente nominal do TC.
Zb– é a carga do TC em pu da carga padrão.
X/R – é a relação X/R do circuito primário sob defeito.
3.1.1.2 - Procedimento para seleção de transformadores de corrente
O procedimento para seleção do TC, usando a equação 3.1.1 em qualquer aplicação de relé
de proteção de linhas deve:
1. Determinar a máxima corrente de falta If em amperes primários;
2. Determinar a relação X/R do circuito primário correspondente;
3. Selecionar a tensão nominal do transformador de corrente. Em seguida, determinar a
carga total em pu da carga padrão;
Figura 3.1.2 – TC de Alta Reatância
15
4. Usando a equação 3.1.1, calcular If, que é a corrente de falta em pu do valor nominal TC;
5. Dividir a máxima corrente primária de falta If pela corrente em pu para determinar a
corrente nominal do TC. Selecionar o valor nominal padrão mais próximo e maior do que o valor
calculado.
O fato da equação 3.1.1 poder ou não ser atendida depende da relação X/R e da magnitude
da máxima corrente de falta, utilizando-se esta relação, calcula-se a máxima corrente de falta para uma
determinada relação do TC.
3.1.1.3 - Cálculo do Burden do Transformador de Corrente
Quando da seleção dos TCs, empenha-se em minimizar a carga total instalada no secundário
deste equipamento. Esta carga consiste na resistência interna do próprio enrolamento do TC, da
resistência dos cabos de conexão entre o TC e o relé e da carga dos relés conectados.
Os TCs com relações mais altas, da ordem de 3000:5 contribuem com uma resistência de
0,0025 ohm-por-espira. Em relações mais baixas, da ordem de 300:5 contribui com 0,005 ohm-por-
espira, conseqüentemente, aplicando um TC de 600 espiras de alta relação, a contribuição é de uma
resistência interna de 1,5 ohm.
O logaritmo da resistência por 1000 pés de cabo é proporcional à bitola AWG do cabo. A
referência para um cabo de cobre é de 0,9989 ohms/1000 pés com bitola #10AWG, ou seja, diminuindo
a bitola em três números, reduz a resistência pela metade, e aumentando a bitola em três números,
dobra-se, a fórmula conveniente para a resistência versus a bitola do cabo AWG é:
( ) 32,2232,01000 −=÷Ω Ge (3.1.2)
Onde: Ω/1000 é a resistência em ohms por 1000 pés e G é o número da bitola AWG.
Uma prática adequada é a de dimensionar os cabos para limitar a resistência do cabo em 0,5
ohms ou menos. De acordo como esta regra, o cabo com bitola #10 AWG seria escolhido se os TCs
estivessem instalados a 250 pés dos relés [7].
3.1.1.4- Estatística da assimetria
Quando a corrente for menor do que 20 vezes o valor nominal do TC e a carga for menor do
que a carga nominal padrão, não ocorrerá saturação para correntes de falta simétricas. Além disso, é
mais provável a ocorrência de uma falha na isolação ou de flashover para a tensão de pico, onde a
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corrente reativa localiza-se no zero natural. Conseqüentemente, faltas fase-terra tem maior
probabilidade de serem faltas simétricas [7].
3.1.2 - Transformador de potencial
O TP destina-se a reproduzir proporcionalmente em seu circuito secundário, uma réplica em
menor escala da tensão de seu circuito primário com sua posição fasorial mantida, conhecida e com o
menor erro possível, adequada para uso em instrumentos de proteção, medição e controle.
Os TPs são unidades monofásicas, podendo seus agrupamentos produzir as mais diversas
configurações, com o objetivo de adaptar as tensões a valores menores, geralmente 115Vca, para
equipamentos como relés, amperímetros, wattímetros e transdutores. A norma NBR 6855 estabelece
que os TPs tenham polaridade nos enrolamentos primários, a figura 3.1.3 ilustra a ligação Y-Y.
Carga nominal do TP é definida como sendo a máxima potencia aparente em VA que se pode
conectar no seu secundário, o mesmo, não ultrapasse o erro de relação de sua classe de exatidão. A
soma das potências aparentes em VA solicitadas pelos diversos instrumentos ligados em paralelo ao
secundário do TP, não deve ultrapassar a carga nominal de placa do TP, sob pena de exceder o erro
admissível de sua classe de exatidão. As classes de exatidão para os TPs são: 0,1; 0,3; 0,6; 1,2; e 3%
[1].
Figura 3.1.3 – Ligação de TPs em Y-Y
17
Classe de exatidão Aplicações
0,1% Calibrações de equipamentos em laboratórios TP padrão.
0,3% Medições de grandezas para fins de faturamento.
0,6% Medição de grandezas sem finalidade de faturamento, apenas para o
acompanhamento das condições operativas do sistema.
1,2% Relés de proteção
3,0% Em TPs com ligação em ∆ aberto para a proteção residual de defeitos 1Ø-terra.
Tabela 3.1.1 - Cargas Nominais Comuns de TPs pela NBR 6855 e ANSI
Tipos de TPs:
Figura 3.1.8 – TP Capacitivo
Figura 3.1.7 – TP Indutivo
18
3.1.3 – Exemplo de Aplicação de TC e TP.
O exemplo a seguir, trata-se da definição dos ajustes dos TCs e TPs utilizados no vão
Carajás II, 230kv da SE Carajás. (Ver como citar este relatório).
Pela figura 3.1.9, verifica-se que a máxima corrente de falta If Prim = 5337 A
O ângulo da linha fornecido pelo Setor de Linhas de Transmissão e de 76.883º
A relação X/R do circuito corresponde a tan(76.883º) e equivale a 4,291
A especificação do TC utilizado na relação 500 - 1000/5 A/A – 10B800
Pré-seleção da relação de TC:
TC Prim = 1000 A
In TC = 5A
(3.1.3)
(3.1.4)
Segundo dados do Setor de Estudos da Operação da Concessionária CELG – Distribuição
S/A (DT-SEO – CELG), será liberado 550A de corrente em regime normal e 800A de corrente em
regime de emergência portando a corrente secundária liberada pelo TC será:
Figura 3.1.9 – Curto-Circuito a 1% da Barra 230kV da SE Carajás
19
O projeto contempla a utilização dos seguintes materiais e equipamentos:
1- 280m de cabo 4mm2, de fabricação Pirelli, com 4.61 Ω/km de resistência para interligação
do TC com o painel de equipamentos;
2- Uma unidade de oscilografia com 0,003 Ω de resistência;
3- Duas unidade de proteção como consumo a regime permanente de 0,35VA
Portanto a carga total (burden) instalada no secundário do TC, será dada pela soma das
cargas dos equipamentos e materiais utilizados.
Consideranto a impedância de carga padrão igual a :
E :
Podemos avaliar o critério de saturação através da inequação 3.1.1:
Portanto a saturação não ocorrerá
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3.2 - RELÉS DE PROTEÇÃO
Relés de proteção são dispositivos que vigiam o Sistema Elétrico de Potência (SEP),
comparando os parâmetros reais com o seu pré-ajuste, e ao detectar anormalidades atua diretamente
sobre um equipamento ou um sistema, retirando de operação os equipamentos e/ou componentes
envolvidos com a anormalidade, além de acionar circuitos de alarme quando necessário.
Por outro lado, também pode ser o elemento que, satisfeitas certas condições de
normalidade, irá dar a permissão para a energização de um equipamento ou de um sistema.
Em resumo sua finalidade é:
• Medir as grandezas atuantes;
• Comparar os valores medidos com os valores pré-ajustados;
• Operar (ou não) em função do resultado dessa comparação;
• Acionar a operação de disjuntores ou de relés auxiliares;
• Sinalizar sua atuação via indicador de operação visual e/ou sonoro.
O relé consiste basicamente de um elemento de operação (bobina) e um jogo de contatos. O
elemento de operação recebe a informação de corrente e/ou tensão através dos transformadores de
instrumentos, TPs e TCs, compara a grandeza medida com um ajuste pré-estabelecido e transforma o
resultado num movimento dos contatos se necessário [4].
De uma maneira geral, a classificação dos relés, é feita da seguinte forma:
Aspectos construtivos - relés eletromecânicos, eletrônicos ou estáticos, digitais e numéricos.
Atuação no circuito a proteger - atuação direta e indireta.
Instalação - relé primário e secundário.
Corrente de ajuste - tracionamento na mola; variação de entreferro; mudança de tap na
bobina magnetizante; variação de elementos no circuito; controle por software.
Tempo de Atuação - relé instantâneo e temporizado, podendo este ser de tempo definido ou
inverso, moderadamente inverso, muito inverso e extremamente inverso.
3.2.1 - Relés Eletromecânicos
Relés eletromecânicos são os pioneiros da proteção, elaborados, projetados e construídos
com predominância dos movimentos mecânicos proveniente dos acoplamentos elétrico e magnéticos.
Os movimentos mecânicos acionam o relé, fechando os contatos correspondentes. Em relação ao
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princípio básico do funcionamento, o relé eletromecânico atua fundamentalmente de dois modos:
atração eletromagnética ou indução eletromagnética [1].
3.2.1.1 - Relés de Atração Eletromagnética
São relés mais simples, seu princípio de funcionamento é idêntico ao do eletroímã. Neste
caso, sempre um êmbolo ou uma alavanca será movimentada. Estes relés se dividem em duas
categorias: relés de êmbolo e de alavanca, conforme ilustra as figuras abaixo [1].
3.2.1.2 - Relés de Indução Eletromagnética
São relés que usam o princípio de um motor de indução, onde um torque gira um rotor que
produz o fechamento de contatos NA de relés que ativam o circuito ou mecanismo que provoca a
abertura do disjuntor. Operam somente em correntes alternadas. Alguns tipos de relés que utilizam a
interação eletromagnética de dois ou mais fluxos magnéticos para a produção de torque girante são:
relé de disco de indução por bobina de sombra; relé tipo medidor de kWh; relé tipo cilindro de indução,
relé tipo duplo laço de indução.
Figura 3.2.2 – Relé de indução por bobina de sombra
Figura 3.2.3 – a) Relé de Êmbulo. b) de indução por bobina de sombra
22
3.2.1.3 - Relé Primário
São todos os relés que tem sua bobina magnetizante esta diretamente conectada na rede
elétrica. Deste modo, a corrente de carga ou de curto-circuito passa diretamente pela bobina
magnetizante do relé. É um relé mais simples, robusto e barato, usado principalmente em circuito
terminais de cargas industriais de porte médio [1].
3.2.1.4 - Relé Secundário
São relés cujas bobinas magnetizante são energizadas via secundário de TCs ou TPs. Este
esquema possibilita a padronização dos relés porque podem ser utilizados em sistemas elétricos
diferentes, onde a adequação da corrente é feita pela relação de transformação do TC.
Figura 3.2.3 – a) Relé de indução kWh com 2 grandezas de atuação. b) Relé tipo Cilindro de Indução. c)
Relé de Duplo Laço de Indução
Figura 3.2.4 – a) Relé Primário b) Relé Secundário
23
3.2.1.5 - Relé de Atuação Direta
São relés de atuação direta no dispositivo de destrava da mola ou da válvula do disjuntor. Ou
seja, é o próprio relé que libera a energia a ser utilizada na destrava do disjuntor.
3.2.1.6 - Relé de Atuação Indireta
São relés de atuação indireta no dispositivo de destrava do disjuntor, ou seja a atuação
apenas fecha um contato, que ativa, energiza ou transfere para outro circuito a responsabilidade de
providenciar a destrava da mola ou abertura da válvula do sistema pneumático ou hidráulico para a
liberação do disparo do disjuntor.
3.2.2 - Relés Eletrônicos ou Estáticos
Relés estáticos são relés construídos com dispositivos eletrônicos, próprios e específicos aos
objetivos da proteção. Nestes relés, não há nenhum dispositivo mecânico em movimento, todos os
comandos e operações são feito eletronicamente. Neste relé é feito um circuito eletrônico (hardware)
próprio ao objetivo a que se destina. Qualquer regulagem é efetuada pela mudança física no parâmetro
de algum componente, tal como: variação no reostato; variação na capacitância; mudança do laço no
circuito e etc. A maioria dos relés estáticos, no final sempre acaba operando mecanicamente um relé
auxiliar que ao fechar o seu contato provoca a abertura ou ativa à abertura do disjuntor. Muitos são
chamados de relé semi-estáticos porque há alguns componentes mecânicos associados. O termo
estático foi originado em confronto aos relés eletromecânicos, já que o relé estático é caracterizado a
princípio pela ausência de movimento mecânicos [1].
• Unidade conversora – é a unidade de entrada do relé. Sua função é adaptar as grandezas
(tensões e /ou correntes) a níveis compatíveis com a eletrônica do relé. Geralmente existem
transformadores nos circuitos de entrada, possibilitando o isolamento entre o secundário dos
transformadores de instrumentos com os circuitos eletrônicos de relé.
24
• Unidade de medição – é a unidade onde se realiza a comparação dos sinais de entrada
com valores pré-determinados (ajustes).
• Unidade de saída – é a unidade onde se encontram os contatos que iniciarão o processo de
eliminação do defeito.
• Unidade de alimentação – é a unidade responsável pela energização dos circuitos
eletrônicos (corrente contínua).
3.2.3 - Relés Digitais
São relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores. São específicos a este fim, onde
sinais de entrada das grandezas e parâmetros digitados são controlados por um software que processa
a lógica da proteção através de um algoritmo.
O relé digital pode simular um relé ou todos os relés existentes num só equipamento,
produzindo ainda outras funções, tais como, medições de suas grandezas de entradas e/ou associadas
e realizando outras facilidades sendo por isto designado de relé de multifunção [1].
A tecnologia digital tem se tornado a base da maioria dos sistemas de proteção de uma
subestação, atuando nas funções de proteção, medição, controle e comunicação. Desta forma, além
das funções de proteção, o relé digital pode ser programado para desempenhar outras tarefas, como,
por exemplo, medir correntes e tensões dos circuitos.
Outra importante função deste tipo de relé é o autodiagnóstico ou autoteste. Esta função faz
com que o relé realize uma supervisão contínua de seu hardware e software, detectando
anormalidades que venham a surgir e que possam ser reparadas antes que o relé opere
incorretamente ou deixe de fazê-lo na ocasião certa [4].
Podemos citar algumas vantagens dos relés digitais:
• Oscilografia e análise de seqüência de eventos;
• Localização de defeitos;
• Detecção de defeitos incipientes em transformadores;
• Monitoração de disjuntores
3.2.4 - Relés Numéricos
São relés digitais com um refinamento tecnológico que utiliza um especializado Processador
Digital de Sinal (PDS) incorporado ao microprocessador otimizado tecnologicamente de acordo com o
algoritmo de proteção utilizado [1].
25
3.3 - EQUIPAMENTOS DE MANOBRA
3.3.1 - Disjuntores de Alta Tensão
O disjuntor de alta tensão pode ser definido
como um dispositivo mecânico de manobra capaz de
estabelecer, conduzir e interromper correntes nas
condições normais de circuito, assim como estabelecer,
conduzir durante um tempo especificado e interromper
correntes sob condições anormais especificadas do
circuito, tais como as de curto-circuito [8].
De forma geral, pode-se dizer que um disjuntor
de alta tensão é composto por: a) unidade de comando;
b) sistema de acionamento; c) unidade interruptora; d)
aparato de sinalização e identificação de seu estado
atual.
A figura 3.3.1 ilustra um disjuntor de alta tensão e a localização de seus componentes.
3.3.1.1 - Unidade de comando
É o conjunto de elementos de comando, controle e supervisão do disjuntor. Devido à
variedade de meios extintores do arco elétrico e dos sistemas de acionamento não há apenas um tipo e
sim uma grande variedade deste elemento [8].
3.3.1.2 - Sistema de Acionamento
A função primária do sistema de acionamento é a de abrir e/ou fechar os contatos principais
de disjuntor. Cabe comentar que esse sistema é de vital importância, uma vez que a maioria dos
disjuntores após ser colocado em operação permanece fechado por longos períodos de tempo, logo,
quando for solicitado a abertura, o mesmo deve ser capaz de fazê-lo de forma confiável e sem atraso
de tempo extra. Existem diferentes tipos de sistemas de acionamento, contudo, todos eles possuem em
comum o fato de armazenar energia potencial em algum meio elástico, o qual é carregado por uma
fonte de energia de auxiliar [8].
Figura 3.3.1 – Disjuntor de Alta tensão
26
Os acionamentos podem ser mono ou tripolares, ou seja, cada pólo do disjuntor pode receber
comando de abertura ou fechamento independentemente dos outros pólos e essa é uma chamada
originada pela necessidade, em alguns SEP´s de religamento monopolar [8].
Já para o caso tripolar, apenas um comando é gerado e transmitido a todos os pólos
simultaneamente, uma vez que existe apenas um sistema de acionamento para todos eles. Os
principais tipos de acionamento são: acionamento por solenóide, acionamento por mola, acionamento a
ar comprimido e acionamento hidráulico [8].
3.3.1.3 - Unidade interruptora
É a câmara de extinção ou unidade interruptora, responsável pela extinção do arco elétrico
originado no processo de separação dos contatos principais do disjuntor. Este elemento representa o
estado da arte na produção e pesquisa deste tipo de equipamento, uma vez que as demais partes que
o compõe não variam sobremaneira de fabricante à fabricante pois atingiram adequada maturidade. Os
principais tipos de câmaras de extinção utilizadas na construção de disjuntores de alta tensão são:
Sopro magnético, Ar comprimido, Grande volume de óleo, Pequeno volume de óleo, SF6 (hexafluoreto
de enxofre) e Vácuo [8].
3.3.1.4 - Sinalização e Estado Disjuntor
O disjuntor é um elemento biestável, ou seja, necessita de duas ações de controle distintas,
aplicadas em pontos físicos diferentes, as quais são caracterizadas pela bobina de abertura, ou BA, e a
bobina de fechamento, ou BF, permitindo que exista mudança em seu estado final, sendo caracterizado
como aberto ou fechado. Eletricamente, a posição do disjuntor é supervisionada com o uso de seus
contatos auxiliares, 52a (tipo concordante) e 52b (tipo discordante) [8].
A sinalização do disjuntor, ou seja, se o mesmo se encontra em estado aberto ou fechado,
ocorre de forma indireta, uma vez que os contatos principais estão inseridos nos pólos do equipamento
e, portanto não é possível observar diretamente o afastamento entre eles. Usualmente são utilizados os
contatos auxiliares, 52a e 52b do equipamento para indicar em que posição o disjuntor se encontra.
Existe ainda uma sinalização mecânica na unidade de comando para disjuntores de média tensão.
Para disjuntores de alta a extra-alta tensão existe uma sinalização mecânica em cada pólo do disjuntor
indicando seu estado [8].
27
3.3.2 - Chaves de Alta Tensão
As chaves podem desempenhar diversas funções no SEP, sendo a mais comum delas a de
seccionamento, e a chave de terra. Pode-se dividir as chaves utilizadas em alta tensão como:
Seccionadoras, que servem para contornar, ou no inglês, bypass, equipamentos, seja por
necessidade de manutenção ou por uma questão operativa, isolar equipamentos para execução de
manutenção e manobrar circuitos modificando assim a topologia do SEP.
Chave de terra, que serve para aterrar componentes do SEP que irão sofrer uma intervenção
de manutenção, servindo ainda para aterrar a linha de transmissão (LT), barramentos e bancos de
capacitores em derivação.
Chave de operação em carga, utilizada para abrir ou fechar determinados circuitos em carga,
manobrar reatores ou banco de capacitores.
Chave de aterramento rápido, utilizada para aterrar componentes energizados do SEP
normalmente com o intuito de causar uma falta intencional na rede de forma a sensibilizar esquemas
de proteção.
3.3.2.1 - Tipos Construtivos
Existem vários tipos de chaves aplicadas em subestações de alta à extra-alta tensão, sendo a
escolha de cada uma determinada por uma série de fatores, como por exemplo, nível de tensão,
esquema de manobra da subestação, função desempenhada, distâncias elétricas de isolamento, etc. A
figura 3.3.2 exibe um resumo dos tipos mais comuns de chaves encontradas no SEP [8].
3.3.2.2 - Mecanismo de Operação
O mecanismo de operação pode ser manual ou motorizado. A operação manual é realizada
por uma manivela localizada na base da chave seccionadora. A operação motorizada pode ser feita por
um único mecanismo que, através de hastes, comanda a operação conjunta dos três pólos, ou por
mecanismos independentes para cada pólo do seccionador [8].
28
3.3.2.3 - Sinalização e Estado da Chave
Estas chaves também
representam equipamentos
biestáveis. A diferença em relação
aos disjuntores reside no fato de
que para as chaves de alta tensão
não existem as BA e BF, e sim um
motoredutor que ora possui seu
sentido de giro para a esquerda,
ora para a direita, através de uma
chave reversora de fase [ULISSES]
O estado final de uma
chave seccionadora, aberto ou
fechado, é visível, uma vez que o
contato fixo e o contato móvel da
mesma não aparente.
A sua sinalização é
realizada, como no caso do
disjuntor, através de seus contatos
auxiliares, 89a (contato
concordante) e 89b (contato
discordante). Existe ainda uma
sinalização mecânica, em geral,
colocada sobre a haste de
acionamento [8]
3.3.3 - Condições de Manobra
As chaves seccionadoras somente podem operar quando houver uma variação de tensão
insignificante entre seus terminais, ou nos casos de restabelecimento ou interrupção de correntes
insignificantes. Assim, evita-se o risco de dano aos seus contatos principais, pois estes devem ser
preservados em boas condições, afim de que não se produzem pontos quentes quando a chave
seccionadora estiver fechada conduzindo corrente [8].
Figura 3.3.2 - Tipos construtivos de chaves de alta tensão
29
Essa condição de manobra se deve ao fato de que em oposição ao disjuntor, a chave
seccionadora possui capacidade de interrupção praticamente nula, pois não possui câmara de
extinção. Quanto à chave de terra, essa só pode ser fechada após o circuito a ser aterrado estar
desligado [8].
30
4 – INTRODUÇÃO À PROTEÇÃO DE EQUIPAMENTOS
4.1 – Introdução a Proteção de Barras
Em termos de circuito, uma barra de um sistema elétrico representa um nó elétrico. Na
pratica, a barra é um elemento da subestação, que pode ser constituída de cabos ou tubulações
(vergalhões) de alumínio ou cobre, lembrando em termos visuais uma verdadeira barra [1].
O sistema elétrico é trifásico, desse modo um barramento é constituído de 3 barras, no qual
são conectadas as linhas de transmissão, transformadores, banco de capacitores e etc. O conjunto de
todos os equipamentos de um elemento elétrico que se conecta a uma barra é conhecido por bay. Por
exemplo, o bay de uma linha de transmissão, é constituído de todas as ferragens, pórticos, TCs, TPs,
seccionadoras, disjuntores, pára-raios, e os dispositivos de supervisão, controle, medição e proteção
[1].
Dependendo do porte da subestação e da quantidade de bays, a barra pode ter uma grande
dimensão e dependendo da sua importância, a subestação pode ser constituída de diversas barras,
para possibilitar manobras visando a continuidade dos serviços, em decorrência de inspeção,
manutenção preventiva, corretiva, ou de emergência devido a problemas (defeitos mecânicos ou
elétricos) nos equipamentos [1].
4.2 – Introdução a Proteção de Transformadores
Em geral os transformadores têm baixos índices de falhas, porém, quando estas ocorrem,
inevitavelmente levam a desligamento, forçados ou não, implicando em substituições, paralisações,
manobras, riscos e manutenções corretivas demoradas [1].
Dependendo da potência do transformador a ser protegido, várias técnicas podem ser
aplicadas (fusíveis, relés de sobrecorrente instantâneos, relés diferenciais, etc.). Para a aplicação da
proteção diferencial percentual com restrição harmônica, normalmente, tem-se associados
equipamentos superiores a 10MVA, onde algumas considerações devem ser feitas. A análise da
importância do equipamento protegido dentro do SEP, se o transformador faz parte de um grande e/ou
complexo sistema, provavelmente relés mais sofisticados em termos de projeto e filosofias de proteção
são desejáveis [3]
Além da proteção por relés, as proteções específicas, ou intrínsecas do transformador são
também utilizadas como:
31
Proteção de terra restringida
Proteção de gás (63)
Válvula de alívio de pressão (20)
Proteção térmica (26, 49)
Proteção de baixo nível de óleo (71)
Proteção de sobrecorrente (50, 51)
Proteção de sobreexcitação (24)
4.2.1 – Proteção Diferencial
O relé diferencial é um dispositivo de proteção de equipamentos que se baseia no princípio
da comparação de corrente elétrica de entrada e saída, podendo haver várias possibilidades de
conexões, sendo simbolicamente representada pela figura 4.2.1.
A função de proteção fundamenta-se na 1ª Lei de Kirchhoff aplicada ao equipamento, isto é:
E o dispositivo de proteção somente atuará se:
(4.2.1)
Portanto, há um defeito no elemento protegido.
A proteção diferencial é denotada pelo número de função 87, e a comparação das correntes
elétricas é feita por meio de TCs, sendo largamente empregada na:
- Proteção de transformadores de potência;
- Proteção de cabos subterrâneos;
- Proteção de máquinas síncronas;
- Proteção de barras;
I entrada = I saída + I relé
I relé = I entrada – I saída
Figura 4.2.1 – Principio de Proteção Diferencial
32
- Proteção de cubículos metálicos
- Proteção de linhas de transmissão curta.
Observa-se algumas possibilidades do emprego da proteção 87 como no Relé Diferencial
Comum e no Relé Diferencial Proporcional.
Relé Diferencial Comum
É uma proteção em que se utiliza um relé de sobrecorrente 50 ou 51, fazendo a função 87. A
figura 4.2.2 mostra o esquema genérico desta proteção, em que os TCs têm relação 1:1.
Esta proteção pode ser empregada em sistemas elétricos radiais e em anéis, sendo que sua
zona seletiva de atuação é entre os dois TCs, portanto não devendo operar para defeitos fora de sua
zona.
A figura 4.2.3 apresenta o caso de um curto-circuito fora da zona protegida pelos dois TCs, as
corrente que suprem o curto-circuito vêm dos dois lados, mas como o defeito ocorre fora da zona
protegida pela proteção diferencial, os dois TCs vêm a mesma corrente I1, e o relé não opera.
Figura 4.2.2 – Proteção Diferencial Comum na Operação Normal do Sistema Elétrico
Figura 4.2.3 – Defeito Fora da Zona Protegida
33
Já a figura 4.2.4 apresenta um curto-circuito interno à ligação diferencial. Se o sistema for
radial a corrente I2=0, mas se for em anel a corrente I2 será uma corrente de curto-circuito., portanto
corrente que passará pela bobina magnetizante do relé será I1 + I2 e a proteção atuará.
Apesar da utilização de relés de sobrecorrente para proteção 87 serem freqüentemente
usadas, estes apresentam problemas na ocorrência de elevado curto-circuito fora da zona seletiva,
mas muito próximo ao TC. Isto se dá devido a:
- não ser perfeito o casamento dos TCs
- saturação dos TCs
- carregamento (burden) nos secundários dos TCs, que causam saturação no núcleo;
- outros problemas inerentes ao equipamento protegido.
Para contornar esses problemas é melhor utilizar o relé diferencia percentual.
4.2.2 - Relé Diferencial Percentual
Figura 4.2.4 – Defeito Dentro da Zona Protegida
Figura 4.2.5 – Relé Diferencial Percentual
34
A figura 4.2.5 apresenta o esquema de proteção diferencial percentual e baseia-se na
interação de duas bobinas, que são:
- bobina de restrição, que tem uma derivação central. O campo magnético gerado nesta
bobina de restrição atua atraindo um êmbolo produzindo um torque negativo, isto é, contrário ao torque
de operação.
- bobina de operação, cujo campo magnético atrai um êmbolo que produz o torque
permissivo.
O funcionamento básico do relé diferencial percentual da figura 4.2.5 baseia-se os torques
gerados nas bobinas de restrições e de operação.
Na operação normal do sistema elétrico ou defeito fora da zona protegida, as corrente I1 e I2
são iguais, produzindo um campo magnético concordante que atrai com bastante força o êmbulo da
bobina de restrição, produzindo um forte torque negativo. Já na bobina de operação, a corrente
resultante é I1 – I2 = 0, ou seja, o torque será nulo. Assim o forte torque negativo (restrição) garantirá a
não operação do relé 87.
Entretanto, quando o defeito (curto-circuito) é interno, ou seja, dentro da zona limitada pelos
dois TCs, as correntes I1 e I2 dirigem-se ao ponto do defeito. Deste modo, o campo magnético gerado
pela corrente I2, na meia bobina de restrição, tem sentido oposto ao campo criado pela corrente I1,
assim, o campo magnético de restrição é nulo, conseqüentemente não existe torque de restrição. Já a
corrente resultante I1 + I2 = 2I1, passa totalmente pela bobina de operação, produzindo um elevado
torque positivo.
Portanto a grande vantagem deste relé traduz em:
- defeitos externos, o relé fortifica a restrição e enfraquece a operação, garantindo a não
atuação do relé.
- defeitos internos, o relé enfraquece a restrição e fortifica a operação, garantindo a atuação
do relé.
A expressão analítica de operação do relé diferencial percentual, considerando que as
correntes I1 e I2 estejam referenciadas como na figura 4.2.5 são:
(4.2.2)
Portanto o torque da restrição será dado por:
(4.2.3)
Já na bobina de operação, a corrente resultante é da por:
(4.2.4)
Portanto o torque da operação será dado por:
35
(4.2.5)
Portanto, desprezando-se a restrição da mola restauradora, o torque resultante que age no
balancim do relé diferencial percentual é dado pela expressão:
(4.2.6)
Fazendo-se a = tem-se:
(4.2.7)
Fazendo-se y = e x = tem-se a expressão reescrita como sendo uma equação
de uma reta que passa pela origem dos eixos cartesianos y – x.
Em que:
que é chamado de inclinação, ou declividade (slope) da reta do limiar de
operação do relé 87 e está representada na figura 4.2.6.
Figura 4.2.6 – Curva de Operação do Relé Diferencial Percentual
36
Outra maneira de representar o relé diferencial percentual em um gráfico da corrente I1 em
função da corrente de retenção I2 é representando a seguir na figura 4.2.7.
Para isso é definido outro termo que é a percentagem da corrente diferencial I1 – I2 em
relação à menor das correntes de retenção I1 e I2.
Supondo-se I2 < I1, assim a percentagem diferencial “p” é dada por:
(4.2.8)
Desenvolvendo:
(4.2.9)
Supondo I1 < I2:
(4.2.10)
Desenvolvendo:
(4.2.11)
Usando-se no relé diferencial percentual, o percentual “p” de 10% e 25%, o gráfico da zona
de atuação do relé é apresentado na figura 4.2.7.
Nota-se que a reta superior da gravata é dada pela expressão 4.2.9 e a reta inferior pela
expressão 4.2.11.
Figura 4.2.7 – Zona de Atuação do Relé Diferencial Percentual em Forma de Gravata
37
Assim, para qualquer operação que produza um ponto dentro da região hachurada o relé 87
não atua.
Qualquer ponto de operação fora da gravata representa uma corrente diferencial além do
ajustado no relé 87 e a proteção atua.
4.2.3 – Exemplo de Aplicação
Para a proteção do Trafo IV da SE Carajás, utilizou-se uma unidade de proteção numérica de
fabricação Arteche, modelo PD300.
Adotou-se como partida um valor baseado em porcentagem do defeito fase-terra entre as
barras 230kV e 138kV do Trafo IV. Este ajuste é mais alto a fim de se evitar disparo indevido.
Para alcance de cerca de 80% do transformador, utilizou-se:
Portanto:
Utilizou-se a sensibilidade de:
Passo 1 a partir de 2,6
Passo 2 a partir de 5,2
Slope 1 de 25%
Slope 2 de 45%, especialmente para evitar disparo indevido para faltas externas
Temporização instantânea
Por fim, ajustou-se a restrição por 2º e 5º harmônicos para 50 da corrente de partida.
38
4.3 – Proteção de Sobrecorrente
Como o próprio nome indica, são todos os relés que incorporam um sensor de corrente, que
atuam para uma corrente maior que a do seu ajuste, promovendo a abertura do disjuntor e eliminando
o defeito. É a proteção mínima que deve ser garantida em qualquer sistema elétrico.
São amplamente utilizados na proteção de equipamentos, assumindo funções como
direcionalidade e partida de outras unidades de proteção além de funções secundárias de proteção
como na proteção de transformadores.
4.3.1- Conceitos básicos
Pick-up é o termo genérico designado para a menor corrente que é possível para fazer o relé
operar, ou seja, a menor de todas as corrente que deixam o relé no limiar de operação, já Drop-out, é o
termo genérico que se refere a desoperação do relé, ou seja, é a maior corrente que produz a
desativação do relé.
Estes dois termos produzem a segurança e garantia de se:
I < Ipick-up, o relé em hipótese alguma não irá operar, e;
I > Idrop-out, o relé em hipótese alguma não irá desoperar.
No SEP, em caso de defeito, para ter-se uma segura e adequada operação do relé, é
necessário ajustar a corrente de modo a atender a inequação abaixo:
(4.3.1)
Onde: a = 1,5 para relés eletromecânicos e 1,1 para relés digitais.
O relé deve suportar, sem operar, as variações de carga rotineira do sistema. Deste modo, de
acordo com a inequação 4.3.1, deve-se deixar uma folga de 40% a 50% na corrente de carga, para o
relé absorver sem operar, as flutuações de carga sendo uma margem para possibilitar as
transferências de carga devido a monobras na configuração da rede do SEP em operação e de futuras
expansões, devido principalmente ao crescimento da carga. [kindermann]
O relé deve atuar com absoluta garantia em relação a qualquer curto-circuito no trecho
protegido. Esta garantia é satisfeita obedecendo a inequação 4.3.1; mas na prática, esta garantia é
melhorada, porque se escolhe a corrente de ajuste o mais próximo possível da limitação inferior da
ineguação 4.3.1. Deste modo, a mínima corrente de curto-circuito, isto é, a corrente de curto no final do
alimentador, é muitas vezes maior que o limiar da operação do relé. O 1,5 ou 1,1 que aparece dividindo
39
o último elemento da inequação 4.3.1 é para garantir, no pior caso, que a menor corrente de curto-
circuito, seja 1,5 ou 1,1 vezes o limiar de operação do relé. [kindermann]
4.3.2- Ajuste de Tempo de Operação
O tempo de operação de um relé de sobrecorrente pode seguir um tempo fixo, caracterizando
operação por tempo definido, seguir curvas de tempo inverso, conforme normalizações dos países, e
mesmo seguir uma curva desenvolvida para aplicações especiais, desde que garantida a coordenação
de tempos para a mesma corrente de curto-circuito, que também garante uma seqüência de
seletividade na abertura dos disjuntores, sempre objetivando eliminar o defeito, deixando sem energia o
menor número de consumidores. [kindermann]
Os fabricantes: demarcam as curvas de atuação dos relés em percentagem ou na base 10.
Assim as curvas podem ser:
Curva: 0,5 – 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 6 – 7 – 8 – 9 – 10, ou;
Curva: 5% - 10% - 20% - 30% - 40% - 50% - 60% - 70% - 80% - 90% - 100%.
As curvas são referidas a curva de 100%, sendo que as outras curvas tem o seu tempo
referido à da curva de 100%. Ou seja, para um respectivo curto-circuito, o tempo de atuação do relé
corresponde à percentagem em relação ao tempo da curva 100%.
Para melhor compreensão, supondo um curto-circuito, e um relé ajustado com múltiplo 3,
teremos os seguintes tempos de atuação:
Múltiplo 3 – Tempo curva 100% = 6s
Múltiplo 3 – Tempo curva 50% = 3s
Múltiplo 3 – Tempo curva 10% = 0,6s
As curvas inversas dos relés eletromecânicos são dadas a partir de múltiplo 1,5, que
corresponde a um torque do relé 50% superior ao torque para o do limiar da operação a qual o
fabricante garante a repetitividade de atuação dos relés na curva correspondente.
Entre o múltiplo 1 e 1,5, o relé eletromecânico opera com um pequeno torque, não
produzindo um bom desempenho no fechamento do seu contato e não garantindo eficiência na atuação
da proteção. Portanto não se tem repetitividade na curva de tempo, impossibilitando a sua confiança na
coordenação, como pode ser observado na figura 4.3.1.
Já nos modernos relés digitais, os fabricantes garantem que as curvas de atuação começam
no múltiplo 1,1.
O relé de sobrecorrente de tempo inverso pode ter diferentes inclinações nas suas curvas. As
inclinações mais conhecidas estão ilustradas na figura 4.3.2.
40
Como os relés eletromecânicos, eram os únicos utilizados no passado, as suas curvas
receberam ao longo dos tempos normalizações de acordo com suas inclinações. Estas normalizações
foram feitas e introduzidas nas normas de diversos países. Por exemplo, foram padronizadas pela IEC,
IEEE/ANSI, IAC e pela I2t, deste modo, para cada denominação de curvas, possibilitou-se referir e
enquadrar as curvas de atuação dos relés, mesmo sendo de fabricantes diferentes.
Os relés digitais opera associando a curva a uma função que reproduz a curva normalizada.
Esta função é dada pela equação é demonstrada a seguir:
(4.3.2)
Onde:
Tcurva - múltiplo de tempo
Tatuação do relé - tempo de atuação do relés em segundos
M - múltiplo do relé, dado por:
(4.3.3)
I = corrente real que entra no relé
Iajuste - corrente de ajuste do relé
K, α, L, β – são coeficientes da expressão 4.3.2, fornecidos pela tabela 4.3.1.
NORMA TIPO DE CURVA K Α L Β
Curva Inversa 0,14 0,02 0 1
Moderadamente Inversa 0,05 0,04 0 1
Muito Inversa 13,5 1 0 1 IEC
Extremamente Inversa 80 2 0 1
Moderadamente Inversa 0,515 0,02 1,14 1
Muito Inversa 196,1 2 4,91 1 IEEE
Extremamente Inversa 282 2 1,217 1
I2t Curva I2t 100 2 0 0
Todas Tempo Definido 0 - Qualquer 1
Tabela 4.3.1 – Coeficientes da Expressão 4.3.2
As inclinações das curvas de tempo pela IEC, também, são conhecidas por:
Classe A, curva Inversa, Classe B, curva Muito Inversa e Classe C, curva Extremamente
Inversa.
41
Já as curvas de tempo x múltiplo definido pela IAC, são dadas pela equação abaixo:
(4.3.4)
Onde os coeficientes A, B, C, D e E estão na tabela 4.3.2
CURVA IAC A B C D E
Pouca Inversa 0,428 0,609 6,2 -0,01 0,221
Inversa 2,078 8,63 8 -4,18 1,947
Muito Inversa 0,9 7,955 1 -12,885 79,586
Extremamente Inversa 0,04 6,379 6,2 17,872 2,461
Tabela 4.3.2 – Coeficientes da expressão 4.3.3
4.3.3- Exemplo de aplicação
Dados Gerais
O Transformador IV da SE Carajás, a que se aplica essa proteção secundária de
sobrecorrente, possui os seguintes dados de base para a temperatura de 75º C:
VPrim = 138kV
Snominal = 33,3MVA
Inominal = 139,3A
Z% = 13,05%
(4.3.5)
(4.3.6)
Mudando a base para 100MVA, Zpu%, passa a ser:
(4.3.7)
42
Segundo dados do relatório de estudos, do Setor de Estudos da Operação da Concessionária
CELG – Distribuição S/A, será adotado:
4.3.3.1 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Temporizado (51)
Segundo dados do DT-SEO – CELG-D, será liberado 140A de corrente no lado AT desta
unidade transformadora, portanto temos que a Corrente de Partida (TAPAT) e dada por:
(4.3.7)
Devido ao baixo valor desta corrente de partida, a limitação de carregamento do
transformador será feita no lado da baixa tensão, portanto:
10.0
0.01
930.9
-57.71
9309.2
92.3
69.530.2
CARAJAS 13B
0.0
0.0
-30.0
9309.2
-87.7
Figura 4.3.1 – Curto-cicuito trifásico na barra de 13,8kV
43
Para o curto-circuito trifásico na barra BT, no vão do T4, considerando as linhas da SE
Carajás radialmente, definindo o tempo de operação do vão de alta tensão como ,
e a curva IEC muita inversa, defini-se o dial de fase como:
(4.3.8)
(4.3.9)
Considerando agora o curto-circuito na barra AT, conforme indica a figura 5.4, temos:
Observando a limitação da corrente de carga anteriormente citada, a corrente de partida do
lado de baixa (TAPBT), é dado por:
AI BTliberada 1400_ =
10.0
0.010.0
0.010.0
0.0
0.0
0.0
CARAJAS 13B
0.0
0.0
-30.0
7270.8
-86.3
Figura 4.3.2 – Curto-circuito trifásico na barra AT
44
Com base no curto-circuito trifásico na barra da baixa tensão do Trafo IV com as linhas de
138kV de Carajás radialmente e considerando os dados da unidade de sobrecorrente de fase do lado AT,
para cálculo do dial de fase, será definido um tempo de operação no vão da baixa tensão do Trafo IV de:
st BTT 5.0_4 =
E o tipo de curva adotada será:
"__"_ inversamuitoIECcurva BTfase =
Deste modo, o dial de fase será:
A figura abaixo ilustra as curvas de coordenação entre os vãos da AT e BT do Trafo IV, para
um curto-circuito no lado BT do Trafo IV, com os múltiplos de tempo e diais calculados anteriormente.
Deste modo, o ajuste sugerido de dial de fase está adequado à coordenação com as demais
proteções.
Figura 4.3.3 – Curva Tempo x Múltiplos da corrente de partida de fase
45
4.3.3.2 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Instantâneo (50)
Para o lado da alta tensão, será considerado o curto-circuito nas barras de 138kV (AT) e
13.8kV (BT) do trafo IV:
AI ATTcc 8.7270_4_ = Icc no lado AT
AI BTTcc 2.9309_4_ = Icc no lado BT
AI refBTTcc 9.930__4_ = Icc no lado BT referido a AT
Para alcance de cerca de 70% do transformador:
( ) ( ) AIImporcentageI refBTTccATTccATTcc 057.89991 __4__4__4_ =−×−+ (4.3.11)
( ) ( )[ ]A
RTC
IImporcentageII
pedAT
refBTTccATTccATTcc
ATfaseinst 995.4412.1
_
__4__4__4_
__ =−×−+
= (4.3.12)
Para o lado da baixa tensão, a unidade instantânea de fase será mantida bloqueada para
evitar descoordenação com os alimentadores e o rele 51.
4.3.3.3 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Temporizado (51N)
Adotando-se um desequilíbrio de 40%, a corrente de partida do lado de alta, será dada por:
(4.3.13)
10.0
0.010.0
0.01 1
0.0
0.010.0
0.010.0
0.0
CAJ_ALIM_T1
0.0
0.0
CAJ_ALIM_T2
0.0
0.0
178.5
70.7
178.5
CARAJAS 13B
0.0
0.0
7680.5
-85.7
Figura 4.3.4 – Curto-circuito monofásico na barra de 138kV
46
Com base no curto-circuito monofásico na alta tensão do Trafo IV, com as linhas de 138kV de
Carajás radialmente e definido um tempo de operação no vão AT do Trafo IV de:
E o tipo de curva :
"__"_ inversamuitoIECcurva ATneutro =
De modo que o dial de neutro AT seja:
Considerando agora o curto-circuito na barra BT, conforme indica a figura 4.3.5, e um
desequilíbrio de cerca de 30% relativo ao tap de fase, tem-se:
Para cálculo do dial de neutro, será definido um tempo de operação no vão da baixa tensão
do trafo IV de:
st BTT 5.0_4 =
E o tipo de curva:
"__"_ inversamuitoIECcurva BTneutro =
10.0
0.010.0
0.01 1
9724.1
92.210.0
0.010.0
0.0
CAJ_ALIM_T1
7.3
-179.9
CAJ_ALIM_T2
7.3
-179.9
0.0
0.0
0.0
CARAJAS 13B
7.3
-179.9
9724.1
-87.8
Figura 4.3.5 – Curto-circuito monofásico na barra de 13,8kV
47
De modo, que o dial de neutro BT seja:
A figura abaixo ilustra as curvas de coordenação entre os vãos da AT e BT do Trafo IV, para
um curto-circuito no lado BT do Trafo IV, com os múltiplos de tempo e diais calculados anteriormente.
Deste modo, o ajuste sugerido de dial de neutro está adequado à coordenação com as
demais proteções.
4.3.3.4 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Instantâneo (50N)
Para o lado da alta tensão, será considerado o curto-circuito nas barras de 138kV (AT) e
13.8kV (BT) do Trafo IV:
AI ATTcc 8.7270_4_ = Icc no lado AT
Como parâmetro de corrente de partida do instantâneo será considerado uma porcentagem de
40% da corrente de curto-circuito monofásico na barra de 138kV de Carajás:
Figura 4.3.6 – Tempo x Múltiplos da corrente de partida de neutro
48
ARTC
ImporcentageI
pedAT
ATTcc
ATneutroinst 002.13_
_4_
__ =×
=
(4.3.15)
Para o lado da baixa tensão, a unidade instantânea de fase será mantida bloqueada para evitar
descoordenação com os alimentadores e o rele 51.
4.3.3.5 – Resumo geral das unidades 50/51 e 50/51N
Sobrecorrente de fase - T4 AT
A
ARTC pedAT
5
11200_ =
AI faseATpartida 2__ =
sdial ATfase 05.0_ =
"__"_ inversamuitoIECcurva ATfase =
AI ATfaseinst 45__ =
Sobrecorrente de neutro - T4 AT
A
ARTC pedAT
5
11200_ =
AI neutroATpartida 8.0__ =
sdial ATneutro 29.0_ =
"__"_ inversamuitoIECcurva ATneutro =
AI ATneutroinst 13__ =
Sobrecorrente de fase - T4 BT
A
ARTC pedBT
5
12000_ =
AI faseBTpartida 5.3__ =
sdial BTfase 21.0_ =
"__"_ inversamuitoIECcurva BTfase =
""__ bloqueadoI BTfaseinst =
Sobrecorrente de neutro - T4 BT
A
ARTC pedBT
5
12000_ =
49
AI neutroBTpartida 1__ =
sdial BTneutro 87.0_ =
"__"_ inversamuitoIECcurva BTneutro =
""__ bloqueadoI BTneutroinst =
50
4.4 – Introdução a Proteção de Linhas
Uma proteção de linhas deve garantir que todo defeito seja eliminado tão rapidamente quanto
possível, sendo também desligada uma única seção, de mínima extensão possível. Os defeitos mais
importantes a eliminar são os curtos-circuitos entre fases e à terra. Entre os múltiplos sistemas de
proteção possíveis, alguns constituem hoje soluções – padrão nos vários tipos de redes [9].
Assim, uma classificação grosseira das redes, pode ser feita com base na tensão:
1- Rede ou linha de transmissão – acima de 69kV, fornecendo em grosso;
2- Rede de subtransmissão – entre 13,8 e 115kV, fornecendo a granel;
3- Rede de distribuição – entre 2,2 e 34,5kV, fornecendo a granel aos consumidores
diversos.
Na proteção de linhas são usadas diversas classes de relés; em ordem crescente de
complexidade cita-se: relés de sobrecorrente instantâneos, relés de sobrecorrente de tempo inverso
e/ou definido, relés de sobrecorrente direcionais, relés de balanço de corrente, relés de distância e
relés piloto (fio piloto, onda portadora e microonda). Ou seja, basicamente há proteção com relés de
sobrecorrente e de distância [9].
O ajuste e a coordenação dos relés de sobrecorrente que atuam na proteção de SEP,
modifica se houver mudança na configuração da rede. Isto implica num problema em relação à
operação do sistema que está fazendo manobras para garantir a continuidade e qualidade do
fornecimento da energia elétrica. O relé de distância supre a deficiência dos relés citados, e produzem
uma proteção fácil de ajustar e coordenar. O relé de distância opera medindo o parâmetro de linha de
transmissão até o ponto do curto-circuito ou da carga. O relé de distância recebeu este nome genérico,
devido à sua filosofia de funcionamento se basear na impedância, admitância ou reatância vista pelo
relé. Como esses parâmetros são proporcionais à distância, daí a origem do nome do relé. Na verdade
o relé vê o parâmetro da linha ou sistema e não a distância propriamente dita [1].
4.4.1 – Relé de distância (21)
O valor da corrente de curto-circuito, varia de acordo com a impedância medida desde a fonte
até o ponto de defeito. Quando se trata de linhas de transmissão de comprimento longo, existe
dificuldade no emprego da proteção de sobrecorrente, para um tempo “T” para atuação no final da
linha, ao se ajustar o relé em função da corrente de defeito nas proximidades do barramento. Pois a
corrente de defeito no final da linha é significativamente inferior ao valor obtido no ponto inicial da linha.
51
Neste caso, o tempo “T” ajustado para a atuação se tornaria excessivamente longo, trazendo graves
conseqüências ao sistema e às cargas a ele ligadas.
Em função dessa dificuldade, emprega-se os relés distância cujo tempo de atuação é
proporcional à distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto de defeito. Outra forma de tornar
clara a utilização dos relés distância é entender que a tensão no ponto de defeito é praticamente nula;
porém, à medida que se afasta do ponto de defeito no sentido da fonte, esta tensão tende a aumentar
devido à queda de tensão na linha de transmissão. Assim, os relés distância comparam a tensão
aplicada em seus terminais, ligados através de TPs ao sistema de potência, com a corrente que circula
no mesmo ponto, resultando na conhecida expressão V/I, origem do nome do relé, já que essa
grandeza permite determinar a distância de um trecho qualquer de um alimentador a partir da
impedância unitária do condutor utilizado.
Numa linha de transmissão a impedância “Z” é diretamente proporcional à distância entre o
ponto de instalação do relé e o ponto de defeito, por isso, a denominação relé distância, que é um
nome genérico dado aos aparelhos que de um modo ou de outro utilizam este principio para proteger
uma linha de transmissão. Existem, na realidade, vários relés baseados neste princípio, a saber:
• Relé de impedância;
• Relé de reatância;
• Relé de admitância;
A aplicação de um ou outro relé de distância está condicionada à característica do sistema
no qual irá proteger, ou seja:
O relé de impedância é indicado para a proteção de linhas de transmissão consideradas de
comprimento médio para o seu nível de tensão. No caso de uma linha de transmissão de 230kV, pode-
se considerar como média aquela de comprimento igual a 200 km, já o relé de reatância é indicado
para a proteção de linhas de transmissão consideradas de comprimento curto para o seu nível de
tensão, pois foi desenvolvido para reduzir o efeito do arco no ponto de balanço do relé, durante a
ocorrência de um defeito.
O relé de admitância é indicado para a proteção de linhas de transmissão consideradas de
comprimento longo para o seu nível de tensão [5].
O ajuste do relé de distância deverá ser realizado de forma a se obter torque positivo para
valores de impedância abaixo do valor ajustado, normalmente tomado como porcentagem do
comprimento da linha de transmissão. O entendimento do funcionamento do relé de distância será mais
bem entendido a partir do exame da Figura 4.4.1.
O sistema elétrico principal é constituído de duas linhas de transmissão (L1 e L3), protegidas
pelos relés de distância R1, R2, R3 e R4 associados aos seus respectivos disjuntores para qualquer
52
defeito ocorrido em qualquer ponto das referidas linhas. Para um defeito no ponto “P” da linha 1-3
temos as seguintes considerações [5].
No momento do defeito a tensão no
ponto “P” é nula e as correntes I1 e I2 que circulam
nas linhas L1 e L3 podem ser consideradas
constantes ao longo das respectivas linhas;
A tensão cresce a partir do ponto de
defeito das fontes G1 e G2, considerando
desprezível a resistência do arco e a impedância
cresce a partir do ponto de defeito a direção das
fontes G1 e G2, tal como ocorre com a tensão.
Na presença do defeito no ponto “P” os
relés indicados na figura 4.4.1 reagirão da seguinte
forma:
1- Inicio da contagem de tempo de acordo com o esquema de proteção utilizado;
2- Atuação da unidade de seleção de fases, de acordo com a figura 4.4.2;
3- A unidade de seleção aciona as unidades direcionais e de medida;
4- A unidade direcional recebe da unidade de seleção os valores da corrente de defeito e
da tensão de polarização, a partir de quais informações a unidade direcional abre ou
fecha seus contatos liberando o relé para operação;
5- A unidade de medida recebe da unidade de seleção os valores da tensão e da corrente
de defeito.
A partir dessas considerações a atuação dos reles ocorrerá de acordo com a seguinte lógica,
previamente definida no projeto de proteção.
1- O relé R3 deverá operar primeiramente, pois a impedância vista por ele é menor do que
a impedância vista pelos demais;
2- Em seguida irá operar o relé R4, obedecendo o valor da impedância;
3- O relé R1 é considerado relé de segunda contingência, isto é, na falha de operação do
conjunto disjuntor da barra B mais o relé R3, o relé R1 operaria;
4- Os relés R2 e R3 vêem a impedância de defeito com praticamente o mesmo valor e
devem ser ajustados de forma a atuar somente o relé R3, já que a atuação do rele R2
implicará a desenergização das linhas L4 e L5.
Para que os relés R2 e R3 sejam coordenados nesse tipo de evento é necessário que sejam
equipados com unidades direcionais.
Figura 4.4.1 - Representação de um sistema de potência
53
De forma geral, os relés de distância apresentam os aspectos funcionais mostrados na figura
4.4.2.
4.4.2 – Relé de Distância Eletromecânico
Estes relés utilizam unidades de operação do tipo convencional, através de bobinas de
tensão e corrente, uma armadura de ferro e um disco de indução. Cada relé possui duas ou mais
unidades ôhmicas. A unidade ôhmica utiliza a impedância (R+jX), medida desde o início da linha, onde
está instalado, até o ponto de defeito. Esse tipo de unidade apresenta um torque expresso pela
Equação 4.4.1.
(4.4.1)
Onde:
I – corrente do circuito;
Φ – ângulo de defasagem entre V e I;
θ – ângulo de projeto do relé;
K3 – constante da mola de restrição.
Observa-se que a parcela K1 x F é diretamente proporcional ao quadrado da corrente
circulante, enquanto a parcela K2 x V x I x cos (Φ - θ) é diretamente proporcional à tensão, a corrente
circulante e ao co-seno do ângulo (Φ - θ) [5].
Figura 4.4.2 – Aspectos funcionais dos relés de distância
54
Analisando a posição de equilíbrio da unidade, isto é, a posição em que esta unidade está no
limite de sua atuação, ponto de balanço, onde T = 0, obtém-se, em conseqüência, para K3 = 0:
( )θφ −×÷=÷ cos21 IVKK
Como V/I vale a impedância do circuito, logo se tem:
( )θφ −=÷ cos21 ZKK (4.4.2)
A equação 4.2.2 representa uma reta num plano R – X, conforme mostrado na figura 4.4.3.
Ela indica o lugar geométrico para o torque nulo do relé. O torque positivo ocupa o semiplano inferior
limitado pela reta, e o negativo, o semiplano superior. Se os valores de K1 e K2, forem mantidos
constantes e se variar o ângulo de projeto θ, obtêm-se diversas retas tangentes ao circulo, cujo raio é
definido por K1/K2, conforme mostra a figura 4.4.4. Se forem modificados os valores de K1 e K2 e
mantido constante o ângulo θ, obtêm-se uma família de curvas paralelas, de conformidade com a figura
4.4.4 [5].
Figura 4.4.3 – a)Características básicas do relé de distância; b) Características dos relés de distância para ângulo θ
variável
Figura 4.4.4 – Características dos relés de distância para K1 e K2 constantes
55
4.4.3 – Relé de Distância à impedância
São relés que apresentam o seguinte torque:
FKVKT ×+×−= 2
2
1 (4.4.3)
Para a posição de equilíbrio, obtêm-se:
12 KKZ ÷= (4.4.4)
O relé de impedância é constituído normalmente das seguintes unidades:
1- unidade de partida, em geral do tipo direcional;
2- unidade de medida de impedância;
3- unidade de temporização;
4- unidade de bandeirola e selagem.
A equação 4.4.4 apresenta um circulo com centro na origem cuja representação gráfica é
mostrada na figura 4.4.5.
Os relés de distância são caracterizados pelas zonas de proteção que podem atingir em
função dos ajustes empregados. Essas zonas são evidenciadas através de círculos com origem num
sistema de coordenadas R – X, cujo raio mede o valor da impedância considerada [5].
A figura 4.4.6 mostra o diagrama de comando simplificado de um relé de impedância. Já a
figura 4.4.7 mostra o escalonamento da proteção, relacionado o comprimento da linha de transmissão
com o tempo de atuação do relé.
O relé de distância à impedância consiste basicamente em uma armadura em charneira e
duas bobinas, sendo uma de tensão e outra de corrente. O fluxo produzido pela bobina de tensão
tende a abrir os contatos do relé, enquanto o fluxo originado da bobina de corrente tende a fechar
esses contatos. O valor dos fluxos depende da distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto
de defeito.
Há, no entanto, uma situação particular em que se ocorrer um defeito num ponto situado
ligeiramente antes do ponto de balanço, considerando o sentido fonte-carga, o relé fechará os seus
contatos. Desta forma, pode-se ajustar o escalonamento de atuação e não-atuação dos relés a partir
do seu ponto de balanço [5].
56
É importante frisar que a atuação do relé de impedância independe do valor da capacidade
de geração do sistema. Para melhor o entendimento, um relé de distância é ajustado, por exemplo,
para atuar em decorrência de uma falta na primeira zona, que compreende 80% a 90% do
comprimento da linha de transmissão (L1 = 0,80 x L). Este ajuste é feito na unidade Z1, cujo tempo é
muitas vezes definido para T1 = 0, que corresponde apenas ao tempo próprio (inércia do relé). Da
mesma forma se ajusta a unidade de medida de impedância Z2, para atuar com 50% do comprimento
da referida linha, o que corresponde ao tempo de atuação de T2 = 0,50s normalmente admitida na
prática. E, finalmente, procede-se o ajuste da unidade Z3 para a terceira zona, considerando 200% do
comprimento da linha, conforme figura 4.4.5 [5].
Para uma falta, por exemplo, no ponto médio da linha de transmissão (50%), portanto sob
influência da primeira zona de proteção, fecham-se os contatos Z1, Z2 e Z3, visto na figura 4.4.5-a,
energizando-se a bobina de temporização BT, depois de o sinal ser dado pela unidade direcional de
sobrecorrente através do fechamento do seu contato 67/DIR.
Como o contato auxiliar 52a do disjuntor está fechado (disjuntor ligado), a sua bobina de
abertura, 52/TC, é energizada, fazendo-o disparar. Ao mesmo tempo, a unidade de bandeirola e
selagem é energizada, fazendo (67/DIR) atuar ao mesmo tempo que as unidades Z2 e Z3 fecham os
Figura 4.4.5 – a) Diagrama Elétrico; b) Característica do relé de distância
Figura 4.4.6 – Diagrama de zonas de cobertura
57
seus contatos. A unidade Z1 não é sensibilizada neste caso. Sendo o tempo ajustado T2 inferior a T3, a
bobina do disjuntor é energizada através de (Z2 – CT2 – BS), sendo CT2 e CT3 os contatos do relé de
tempo RT [5].
A terceira zona de operação Z3 por abranger as zonas Z1 e Z2 sempre atuará, mesmo que o
defeito ocorra nas zonas Z1 e Z2.
Deve-se observar que em todos os casos a bobina de bandeirola e selagem fecha o contato
de selo CBS, garantindo o disparo do disjuntor e protegendo os contatos móveis do relé para a
condição de baixas correntes de acionamento. Sinaliza ainda, em que zona o relé operou e o
semiplano que limita os torques positivo e negativo (restrição) da direcionalidade, como ilustra a figura
4.4.5-b.
O ângulo de torque máximo é ajustado na fabrica, sendo, em geral, de 75º, com corrente em
atraso da tensão. Quando se trata de linha de transmissão, esse ajuste permanece, já que nesse caso
o ângulo é geralmente superior a 65º (condição de curto-circuito). Para situações diferentes é
necessário que sejam feitos ajustes de acordo com o caso.
Os ajustes do relé de impedância podem ser feitos com base na seguinte equação:
KRTPRTCZZ ps ×÷×= (4.4.5)
Onde:
Zs = impedância do sistema de potência referida ao circuito secundário dos transformadores
de medida em Ω;
Zp = impedância primária do sistema de potência, em Ω.
K = valor em pu do comprimento da linha que se quer proteger;
Quando ao longo do sistema há um transformador de potencia, o seu valor ôhmico pode ser
calculado por:
nttrntt PZVZ ÷××= )10(2 (4.4.6)
Onde:
Vnt = tensão nominal primária do transformador em kV;
Pnt = potência nominal do transformador, em kVA;
Ztr = impedância percentual do transformador, em %.
58
4.4.3.1 – Relé de distância à impedância modificada
Quando for necessário um relé de impedância de característica cujo centro não passe pelo
centro do diagrama R-X, pode-se empregar o relé direcional de distância à impedância modificada, cuja
característica operacional está ilustrada na figura 4.4.7.
Essa característica pode ser obtida a partir do relé de impedância polarizando o circuito de
retenção por tensão [5].
4.4.4 - Relé de distância à reatância
Este relé, doravante chamado de relé de reatância, utiliza a reatância medida desde o início
da linha, onde está instalado o relé, até o ponto de defeito.
Os relés de reatância são empregados nos sistemas em que a variação da resistência de
arco é considerada significativa, já que esses relés não levam em consideração a influência dessa
resistência. Neste caso particular, o emprego do relé de impedância seria inadequado porque ele
contempla o valor da resistência de arco. Qualquer variação no valor desta resistência, no momento do
defeito, não prejudicará o desempenho do relé de reatância [5].
A resistência do arco pode ser dada pela equação a seguir:
4,1287 ccaa ILR ÷×= (4.4.7)
La = comprimento do arco, em cm;
Icc = corrente de curto-circuito, em A;
O comprimento de arco La corresponde à distância entre os dois pontos de fases diferentes
onde ocorre o defeito. No caso de uma falta entre duas fases de uma linha de transmissão de 69kV,
onde os condutores se aproximaram de uma distância de 240cm e a corrente de curto-circuito foi de
500A, a resistência de arco vale:
Figura 4.4.7 – Característica do relé à impedância modificada
59
Ra = (287 x 24)/5001,4 = 1,14Ω
O relé de reatância esta baseado na relação entre o componente indutivo da queda de
tensão na linha de transmissão devido à ocorrência do curto-circuito e a corrente de defeito
correspondente, ou seja:
ccIsenVX ÷Φ×∆= )( (4.4.6)
A figura 4.4.8 mostra as partes funcionais típicas de um relé de reatância. Destacam-se a
unidade direcional de sobrecorrente, caracterizada por uma bobina de tensão, e a unidade de
sobrecorrente. O disco de indução montado no circuito magnético tem a finalidade de exercer sobre o
eixo um pequeno torque, a fim de manter, em bases aproximadamente constantes, a reatância para
uma grande faixa de correntes de defeito [5].
Seu funcionamento está baseado
no fluxo produzido pelos enrolamentos de
tensão e de corrente, cujo valor é
proporcional às grandezas presentes. Com
base na equação 4.4.1 faz-se o ângulo θ
igual a 90º, o que resulta na equação 4.4.7,
considerando a condição de balanço, isto é,
T=0.
( )90cos21 −Φ×=÷ ZKK
Como cos (Φ-90) = sen Φ, logo tem-se:
Φ×=÷ senZKK 21
Finalmente, tem-se:
XKK =÷ 21 (4.4.7)
Esta equação representa uma reta paralela ao eixo da resistência num plano R – X, como
visto na figura 4.4.9.
Figura 4.4.8 – Relé de reatância eletromecânico
Figura 4.4.9 – Característica do relé de distância
60
Esta reta representa a condição para T = 0. No semiplano acima da reta, tem-se a condição
de torque negativo e, no semiplano abaixo, a condição de torque positivo. O torque máximo do relé é
obtido para Φ = 90º, enquanto se verifica também que o torque de operação é tanto maior que quanto
menor for a tensão presente, portanto o ajuste do relé de reatância pode ser feito a partir de:
KRTPRTCXX PS ×÷×= (4.4.8)
Onde:
XS – reatância do sistema de potência referida ao circuito secundário dos transformadores de
medida, em Ω;
XP – reatância primária do sistema de potência, em Ω;
K – valor em pu, do comprimento da linha que será protegida;
4.4.5 – Relé de distância à admitância
Estes relés são particularmente indicados na proteção de fase de linhas de transmissão
longas. Da mesma forma que os relés de distância à impedância, os relés de distância à admitância
são sensíveis à resistência de arco, devido à corrente de curto-circuito.
Os relés de distância à admitância são também conhecidos como relés MHO e aqui serão
tratados apenas como relés à admitância. São relés que apresentam um conjugado que varia segundo:
( ) 32
2
1 cos KIVKVKT −−Φ×××+×−= θ (4.4.9)
Observa-se que a parcela 2
1 VK × é diretamente proporcional ao quadrado da tensão, e a
parcela ( )θ−Φ××× cos2 IVK é diretamente proporcional à tensão, à corrente e ao co-seno do
ângulo (Φ – θ). Analisando-se a posição de equilíbrio do relé, isto é, a posição em que o relé está no
limite de sua operação (ponto de balanço), onde T = 0 obtém-se, em conseqüência, para K3 = 0.
( )]cos[ 12 θ−Φ×÷=÷ KKIV
Finalmente, tem-se:
( )]cos[ 12 θ−Φ×÷= KKZ (4.4.10)
Esta equação 4.4.10 representa uma expressão polar de uma circunferência, conforme
ilustra afigura 4.4.10-a. Ela representa o lugar geométrico para o torque nulo do relé. O torque positivo
está caracterizado para os pontos situados no interior da circunferência, enquanto o torque negativo
está caracterizado pelos pontos situados fora da referida circunferência.
61
Se os valores de K2 e K1 forem mantidos constantes e se variar o ângulo de projeto θ, obtêm-se
uma família de circunferências passando pelo ponto comum no plano R – X, conforme ilustra a figura
4.1.10-b. Se modificados os valores de K2 e K1 e mantido constante o ângulo θ, obtém-se uma família
de circunferências passando pelo ponto comum no plano R-X, conforme ilustra a figura 4.1.10-c
O relé distância à admitância é constituído normalmente das seguintes unidades:
1- unidade de partida, em geral do tipo direcional;
2- unidade de medida de admitância (1/Z), composta por três unidades M1, M2 e M3.
Como os relés de distância à impedância, os relés de distância à admitância são
caracterizados pelas zonas de proteção que podem atingir em função dos ajustes empregados nas
unidades MHO.
O diagrama de comando simplificado e a lógica de funcionamento é a mesma descrita para o
diagrama da figura 4.4.5–a, trocando-se a Z1, Z2 e Z3 por M1, M2 e M3.
Se certas precauções não forem tomadas, o relé pode apresentar dificuldades na sua
operação para defeitos muito próximos à barra de sua instalação. É que, nessas condições, a tensão
no sistema chega muito próxima a zero, sem contar a queda de tensão de arco. Como o torque é
proporcional à tensão, o relé não apresentaria um torque operacional capaz de fechar os seus
contatos. Para compensar essa anomalia, os relés são dotados de uma ação de memória, como é
comumente chamada, que se constitui num capacitor que se descarrega imediatamente após o defeito
no sistema, polarizando a bobina de tensão do relé.
4.4.6 – Relé de Distância Digital
Os relés digitais contêm funções similares às dos seus antecessores eletromecânicos.
Combinam unidades de medida de distância com unidades de medida de tensão e de sobrecorrente
direcional. Em geral, os relés digitais incluem as funções de supervisão de disjuntor para registro do
número de disparo e supervisão de circuitos de comando de um determinado número de disjuntores.
Figura 4.1.10 – a,b,c) Características do relé distância
62
Além disso, esses relés possuem registro oscilográfico, localizador de defeito, registro de eventos e
históricos de medidas de corrente, tensão e potência.
Da mesma forma que os relés eletromecânicos, os relés digitais apresentam as seguintes
unidades:
4.4.6.1 – Unidade de medida de distância
Os reles digitais dispõem, geralmente, de quatro zonas de proteção independentes com as
seguintes características básicas:
a) Características de impedância – Esta característica é utilizada pelos relés para realizar a
medição de distância das faltas. A impedância do sistema é ajustada através da
resistência e reatância desde o ponto de instalação do relé até o ponto onde ocorreu a
falha monopolar.
b) Características de reatância – Neste caso, o ajuste a considerar leva em conta somente
a reatância do sistema. Em geral, os relés digitais de reatância são polarizados pela
corrente de seqüência negativa, correspondente à fase considerada. Este tipo de
polarização permite eliminar a influência da resistência de falta. Em geral, os relés são
dotados de três unidades direcionais, sendo uma para cada fase e comuns para as
quatro zonas, porém sempre operando para defeitos ocorridos para frente.
c) Característica MHO – Em geral, os relés digitais do tipo MHO são polarizados pela
corrente de seqüência positiva correspondente à fase considerada.
4.4.6.2 – Unidade de supervisão para frente e para trás
Os relés digitais possuem uma unidade de sobrecorrente que tem a função de supervisionar
a operação das unidades de medida de distância, estabelecendo um valor mínimo de corrente de
atuação. Essas unidades de supervisão são compostas por uma subunidade de supervisão para a
frente e uma subunidade de supervisão para trás.
A unidade de supervisão referida é essencialmente uma unidade de sobrecorrente, sendo
sensibilizada pela corrente de fase cujo valor supere o valor de ajuste. Não tem a função de detectar a
direção da falta. Caracteriza-se pela função de operação das unidades de medida de cada zona,
coordenando o ajuste de direção relacionado no relé.
63
4.4.7 – Exemplo de utilização do Relé de Distância para Proteção de Linhas
O exemplo a seguir, trata-se da definição dos ajustes da proteção distância utilizada na LT
vão Anhanguera II, 230kv da SE Carajás
4.4.7.1 - Dados das linhas de transmissão
Trecho 1 – Carajás – Anhaguera II
Cabo 605 MCM:
kmjz kmMCM
Ω×+= )4961.01156.0(_605_1 Impedância de seqüência positiva
kmjz kmMCM
Ω×+= )4893.14061.0(_605_0 Impedância de seqüência zero
kmks kmMCM ×Ω= 851.305_605_1 Susceptância de seqüência positiva
kmks kmMCM ×Ω= 533.454_605_0 Susceptância de seqüência zero
LT1 : LT 230kV Carajás II – Anhanguera 2
kmc 2.161 =
Impedância mútua em km
Relativamente do circuito 1 LT 230kV Anhanguera – Carajás sobre o circuito 2:
kmjz kmmutua
Ω×+= )9213.02774.0(__0
Seqüência positiva:
64
Ω+=×= )037.8873.1(_605_111__1 izcz kmMCMprim prim
Ω= 252.81__1 primz deg883.76)arg( 1__11 ×==Φ primzz
Ω+== )804.0187.0(1__1
1sec__1 ik
zz
rele
prim sec
Ω= 825.01sec__1z
)%5192.1354.0(%1001__1
1_%_1 iz
zz
base
prim
pu +=×=
Ω×== 4
1
_605_1
1__1 10888.1c
ss
kmMCM
prim
MVAs
vs
prim
base
MVAr 802.21__1
1__1 == VAr
Sequência zero:
Ω+=×= )127.24579.6(_605_011__0 izcz kmMCMprim prim
Ω= 008.251__0 primz °==Φ 747.74)arg( 1__00 primzz
Ω+== )413.2658.0(1__0
1sec__0 ik
zz
rele
prim sec
Ω= 501.21sec__0z
)%5608.42436.1(%1001__0
1_%_0 iz
zz
base
prim
pu +=×=
65
Ω×== 4
1
_605_0
1__0 10806.2c
ss
kmMCM
prim
MVAs
Vs
prim
base
MVAr 885.11__0
2
1__0 == VAr
Mútua:
Ω+=×= )925.14494.4(__011___0 izcz kmmutuaprimmutua prim
Ω+== )493.1449.0(1___0
1sec___0 ik
zz
rele
primmutua
mutua sec
)%8214.28495.0(%1001___0
1_%__0 iz
zz
base
primmutua
PUmutua +=×=
Trecho 2 – LT 230kV Anhanguera – Goiânia Leste
puiz pu )%24.126.0(2_%_1 +=
Ω+=×
= )56.6375.1(100
2_%_1
2__1 izz
zbasepu
prim primários
Ω= 702.62__1 primz
°==Φ 158.78)arg( 2__12_1 primzz
puiz pu )%35.393.0(2_%_0 +=
Ω+=×
= )722.1792.4(100
2_%_0
2__0 izz
zbasepu
prim
66
Ω= 392.182__0 primz
°==Φ 485.74)arg( 2__02_0 primzz
Ω+== )656.0138.0(2__1
2sec__1 ik
zz
rele
prim
Ω= 67.02sec__1z secundários
Ω+== )772.1492.0(2__0
2sec__0 ik
zz
rele
prim
Ω= 839.12sec__0z secundários
Trecho 3 – Anhanguera – Carajás I
kmC 2.163 =
Ω+= )037.8873.1(3__1 jz prim Ω= 252.83__1 primz
°==Φ 882.76)arg( 3__11 primzz
Ω+= )127.24579.6(3__0 iz prim Ω= 008.253__0 primz
°==Φ 747.74)arg( 3__00 primzz
Ω+== )804.0187.0(3__1
3sec__1 ik
zz
rele
prim
67
Ω= 825.03sec__1z
Ω+== )413.2658.0(3__0
3sec__0 ik
zz
rele
prim
Ω= 501.23sec__0z
Compensação de faltas à terra – fator k0.
1sec__1
1sec__11sec__0
0
)(
3
1
z
zzk
−×=
ik 038.0676.00 −= 677.00 =k º187.3)arg( 0 −=k
Compensação de impedância mútua – km.
Devido à LT 230kV Carajás - Anhanguera1:
1sec__1
1sec__0
3z
zkm = ikm 038.0009.1 −= 01.1=mk
°−= 136.2)arg( mk
4.4.7.2 – Definição do grau de confiabilidade proteção de distância.
Para aumentar o grau de confiabilidade, foram adotados os seguintes procedimentos:
1- Utilização das curvas MHO e quadrangular;
2- A teleproteção é essencial por causa do subalcance decorrente da linha paralela e da
contribuição de SE Palmeiras, portanto, será utilizado o esquema de sobrealcance
direcional permissivo, ou POTT, que permite que haja disparo instantâneo seletivo em
68
ambos os terminais da LT via canal de radio digital que, posteriormente será substituído
por fibra óptica;
3- Ativação da função ECO, possibilitando o reenvio de sinal de teleproteção mesmo que o
relé na SE Carajás não tenha partido, onde testes mostraram que não é necessária
temporização para o ECO. Assim, quando receber o sinal de teleproteção, o sinal de
ECO será repassado para o terminal remoto sem atrasos.
4- Ativação da função Fonte Fraca que irá disparar o disjuntor quando o sinal de
teleproteção for recebido e haver partida da unidade 27 do relé;
5- O TDD, quando houver qualquer disparo da proteção, vai enviar qualquer sinal de
disparo ao terminal remoto;
6- O bloqueio de direção inversa estará ativado na zona 4 e somente quando houver
defeito na LT paralela.
4.4.7.3 – Definição das zonas
As zonas de operação da proteção distância foram definidas como segue abaixo:
Zona 1= 85% da LT Carajás - Anhanguera II
%851 =zonaalcance
Zona 2 = 100% da LT Carajás - Anhanguera II + 20% da LT Anhanguera – Goiânia Leste,
com direcionalidade direta.
%20_2 =eLTadjacentzonaalcance
Observamos que, por causa dos baixos valores de contribuição de Carajás, pode haver
subalcance do relé para defeitos além do trecho básico.
Zona 3 = 100% da LT Carajás - Anhanguera II + 50% da LT Anhanguera – Goiânia Leste,
com direcionalidade direta
%50_3 =eLTadjacentzonaalcance
Observamos que, por causa dos baixos valores de contribuição de Carajás, pode haver
subalcance do relé para defeitos além do trecho básico.
Já a Zona 4, será utilizada somente para o bloqueio direcional reverso, quando da ocorrência
de faltas na LT paralela, portanto:
Zona 4 = 50% da LT Carajás - Anhanguera I, com direcionalidade reversa
%50_4 =eLTadjacentzonaalcance
69
4.4.7.4 – Cálculo das zonas
Zona 1:
1sec__11sec_1 zalcancez zona ×=
Sem resistência de falta:
Ω+= )683.0159.0(sec_1 iz Ω= 7.0sec_1z
Com temporização de tzona1 instantânea, portanto:
st zona 0.01 =
Zona 2:
2sec__1_21sec__1sec_2 zalcancezz eLTadjacentzona ×+=
Sem resistência de falta:
Ω+= )935.0215.0(sec_2 iz Ω= 96.0sec_2z
Com temporização de tzonal2 de 0,4s, portanto:
st zona 4.02 =
Zona 3:
)( 2sec__1_31sec__1sec_3 zalcancezz eLTadjacentzona ×+=
Sem resistência de falta:
Ω+= )132.1256.0(sec_3 iz Ω= 16.1sec_3z
Com temporização de tzona3 de 0,8s, portanto:
st zona 8.03 =
Zona 4:
)( 3sec__1_4sec_4 zalcancez eLTadjacentzona ×=
Ω+= )402.0094.0(sec_4 iz Ω= 41.0sec_4z
Com temporização tzona4 instantânea, portanto:
st zona 0.04 =
4.4.7.5 – Cálculo das resistências de falta
A fim de servir como parâmetro de comparação serão calculadas as resistências de falta
pelo método de Warrington, onde:
70
1- Li50 - comprimento da cadeia de isoladores 230kV, e corresponde a:
2- v - velocidade do vento, dado por:
3- Fs - fator de segurança igual a:
4- Larc_ΦT - comprimento do arco fase-terra, dado por:
5- Larc_ Φ Φ - comprimento do arco fase-fase, dado por:
6- Zc_guarda - impedância de cabo guarda à 30ºC, dado por:
kmiz guardac
Ω+= )705.135.4(_
HS
8
3
7- Rpe_torre - resistência média de pé torre em ohms primários igual a:
Ω= 30_ torrepeR
8- Centr_torres - espaçamento entre torres igual a:
mC torresentre 230_ =
9- Ztorre - Impedância de aterramento de torre em ohms primários, dado por:
Ω+=×××= )527.079.2(2
1___ iCZRZ torresentreguardactorrepetorre
Ω= 839.2torresZ
4.4.7.6 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra em 85% da LT 230kV Carajás –
Anhanguera II – zona 1.
No local do defeito
AiAI ztotalT )410.1210562.1229()2.84,7.12167(1__ −=−∠=Φ
Contribuição da barra 230kV CAJ vista pelo relé 21 CAJ – Anhanguera II
AiAI zAT )59.115721.158()2.84,6.1565(1__ −=−∠=Φ
Contribuição da barra 230kV ANH
AiAI zBT )73.105474.1071()2.84,10602(1__ −=−∠=Φ
71
Figura 4.4.15 – Corrente de curto-circuito fase-terra em 85% - zona 1
4.4.7.7 – Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase em 85% da LT 230kV Carajás –
Anhanguera II – zona 1.
No local do defeito
AiAI ztotal )413.11269432.1045()7.84,8.11317(1__ −=−∠=ΦΦ
Contribuição da barra 230kV CAJ vista pelo relé 21 CAJ – Anhanguera II
AiAI zA )427.945034.91()5.84,8.949(1__ −=−∠=ΦΦ
Contribuição da barra 230kV ANH
AiAI zB )674.10323698.957()7.84,10368(1__ −=−∠=ΦΦ
72
Figura 4.4.16 – Corrente de curto-circuito fase-fase 85% - zona 1
4.4.7.8 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra na barra de Anhanguera 230kV – zona 2
Os valores de curto-circuito da barra serão utilizados para resistência de falta da zona 2.
No local do defeito
AiAI ztotalT )49.14463756.1036()9.85,6.14500(2__ −=−∠=Φ
Contribuição da barra 230kV CAJ vista pelo relé 21 CAJ - Anhanguera II
AiAI zAT )633.532805.75()9.81,538(2__ −=−∠=Φ
Demais contribuições
AiIII zATztotalTzBT )857.13930951.960(2__2__2__ −=−= ΦΦΦ
Figura 4.4.17 – Corrente curto-circuito fase-terra na barra 230kV – zona 2
73
4.4.7.9 – Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase na barra de Anhanguera 230kV – zona 2
Os valores de curto-circuito da barra serão utilizados para resistência de falta da zona 2.
No local do defeito
AiAI ztotal )457.12464974.980()5.85,12503(2__ −=−∠=ΦΦ
Contribuição da barra 230kV CAJ vista pelo relé 21 CAJ - Anhanguera II
AiAI zA )812.93523.10()6.83,4.94(2__ −=−∠=ΦΦ
Demais contribuições
AiIII zAztotalzB )646.12370451.970(2__2__2__ −=−= ΦΦΦΦΦΦ
Figura 4.4.18 – Corrente curto-circuito fase-fase na barra 230kV – zona 2
4.4.7.10 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra na barra de Anhanguera 230kV – zona 3
Os valores de curto-circuito da barra serão utilizados para resistência de falta da zona 3.
No local do defeito
AiAI ztotalT )49.14463756.1036()9.85,6.14500(3__ −=−∠=Φ
Contribuição da barra 230kV CAJ vista pelo relé 21 CAJ - Anhanguera II
AiAI zAT )633.532805.75()9.81,538(3__ −=−∠=Φ
Demais contribuições
AiIII zATztotalTzBT )857.13930951.960(3__3__3__ −=−= ΦΦΦ
74
Figura 4.4.19 – Corrente curto-circuito fase-terra na barra 230kV – zona 3
4.4.7.11 - Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase na barra de Anhanguera 230kV – zona 3
Os valores de curto-circuito da barra serão utilizados para resistência de falta da zona 3.
No local do defeito
AiAI ztotal )355.12465045.981()5.85,9.12503(3__ −=−∠=ΦΦ
Contribuição da barra 230kV CAJ vista pelo relé 21 CAJ - Anhanguera II
AiAI zA )812.93523.10()6.83,4.94(3__ −=−∠=ΦΦ
Demais contribuições
AiIII zAztotalzB )54.1237152.970(3__3__3__ −=−= ΦΦΦΦΦΦ
Figura 4.4.20 – Corrente curto-circuito fase-fase na barra 230kV – zona 3
75
4.4.7.12 - Correntes de curto-circuito fase-terra em 50% da LT 230kV ANH-CJA I – zona 4
No local do defeito
AiAI ztotalT )173.939105.1253()4.82,4.9474(4__ −=−∠=Φ
Contribuição da barra 230kV ANH vista pelo relé 21 CAJ – Anhanguera II
AiAI zAT )867.1470707.256()9.99,1.1493(4__ +−=∠=Φ
Demais contribuições
AiIII zATztotalTzBT )039.10862757.1509(4__4__4__ −=−= ΦΦΦ
Figura 4.4.21 – Corrente curto-circuito fase-terra na barra 230kV – zona 4
4.4.7.13 - Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase em 50% da LT 230kV ANH-CJA I - zona 4
No local do defeito
AiAI ztotal )579.969887.1087()6.83,4.9759(4__ −=−∠=ΦΦ
Contribuição da barra 230kV ANH vista pelo relé 21 CAJ – Anhanguera II
AiAI zA )933.2306764.258()4.96,4.2321(4__ +−=∠=ΦΦ
Contribuição da barra 230kV ANH
AiAI zB )222.7156699.802()6.83,1.7201(4__ −=−∠=ΦΦ
76
Figura 4.4.22 – Corrente curto-circuito fase-fase na barra 230kV – zona 4
4.4.7.14 - Zona 1
Para faltas fase-fase:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750
A tensão de arco é feita em relação a corrente total de falta, incluindo todas as contribuições.
( ) 4.0
1__
1_
1__
)3(
ztotal
zonaarcwar
zarco
I
tvLCU
ΦΦ
ΦΦΦΦ
××+= VU zarco
3
1__ 10853.1 ×=ΦΦ
A resistência de falta detectada pelo relé é uma relação entre a tensão de arco e a corrente
de contribuição que passa pelo relé.
1__
1__
1__
zA
zarco
zarcoI
UR
ΦΦ
ΦΦΦΦ = Ω=ΦΦ 915.11__ zarcoR primários
1__1__ zarcozF RR ΦΦΦΦ =
Ω== ΦΦΦΦ 195.0
1__
sec_1__
rele
zF
zFk
RR sec
Ω== ΦΦΦΦ 098.0
2
sec_1__
_1__
zF
relezF
RR Resistência de falta vista pelo relé por fase
A soma da resistência da LT referente ao alcance mais a metade da resistência de falta com
20% de margem de segurança seria:
77
22.1)Re(
sec_1__
sec_1__1
zF
ajustez
RzR
ΦΦΦΦ ×+= Ω=ΦΦ 276.0__1 ajustezR
Relação X/R:
( ) 404.0Im sec_1
__1 =ΦΦ
z
R ajustez
No entanto, por questão de segurança adotaremos o critério R/X=3:
Relação R/X: Ω=×=ΦΦ 049.2)Im(3 sec_1__1 zR ajustez
Para faltas fase-terra:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750 Constante de Warrington
( ) 4.0
1__
1_
1__
)3(
ztotalT
zonaTarcwar
zTarco
I
tvLCU
Φ
ΦΦ
××+= VU zTarco
3
1__ 104.2 ×=Φ
1__
1__
1__
zAT
zTarco
zTarcoI
UR
Φ
ΦΦ = Ω=Φ 53.11__ zTarcoR primários
+×+=
Φ
Φ
ΦΦ
1__
1__
1__1__ 1zAT
zBT
torrezTarcozTFI
IZRR Ω=Φ 597.231__ zTFR
primários
Ω== ΦΦ 36.2
1__
sec_1__
rele
zTF
zTFk
RR secundários
Ω=+
= ΦΦ 407.1
1 0
sec_1__
_1__k
RR
zTF
relezTF Resistência de falta vista pelo relé
O ajuste da resistência de zona 1 é a soma da resistência da LT referente ao alcance mais a
resistência de falta dividida pelo fator compensação de faltas à terra –k0- com 20% de margem de
segurança.
0
sec_1__
sec_1__11
2.1)Re(k
RzR
zTF
ajusteTz +×+= Φ
Φ Ω=Φ 848.1__1 ajusteTzR sec
Relação R/X:
( ) Ω=Φ704.2
Im sec_1
__1
z
R ajusteTz
78
4.4.7.15 – Zona 2
Para faltas fase-fase:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750 Constante de Warrington
( ) 4.0
2__
2_
2__
)3(
ztotal
zonaarcwar
zarco
I
tvLCU
ΦΦ
ΦΦΦΦ
××+= VU zarco
4
2__ 10077.2 ×=ΦΦ
2__
2__
2__
zA
zarco
zarcoI
UR
ΦΦ
ΦΦΦΦ = Ω=ΦΦ 052.2202__ zarcoR primários
2__2__ zarcozF RR ΦΦΦΦ =
Ω== ΦΦΦΦ 005.22
2__
sec_2__
rele
zF
zFk
RR sec
Ω== ΦΦΦΦ 003.11
2
sec_2__
_2__
zF
relezF
RR sec Resistência de falta vista pelo relé por
fase
O ajuste da resistência de zona 2 de fase-fase é a soma da resistência da LT referente ao
alcance mais a metade da resistência de falta.
22.1)Re(
sec_2__
sec_2__2
zF
ajustez
RzR
ΦΦΦΦ ×+= Ω=ΦΦ 418.13__2 ajustezR
Relação R/X: ( ) Ω=ΦΦ353.14
Im sec_2
__2
z
R ajustez
Para faltas fase-terra:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750 Constante de Warrington
( ) 4.0
2__
2_
2__
)3(
ztotalT
zonaTarcwar
zTarco
I
tvLCU
Φ
ΦΦ
××+= VU zTarco
4
2__ 10014.2 ×=Φ
2__
2__
2__
zAT
zTarco
zTarcoI
UR
Φ
ΦΦ = Ω=Φ 4.372__ zTarcoR primários
79
+×+=
Φ
Φ
ΦΦ
2__
2__
2__2__ 1zAT
zBT
torrezTarcozTFI
IZRR Ω=Φ 953.1132__ zTFR
primários
Ω== ΦΦ 395.11
2__
sec_2__
rele
zTF
zTFk
RR secundários
Ω=+
= ΦΦ 794.6
1 0
sec_2__
_2__k
RR
zTF
relezTF sec Resistência de falta vista pelo relé
O ajuste da resistência de zona 2 é a soma da resistência da LT referente ao alcance mais a
resistência de falta dividida pelo fator compensação de faltas à terra –k0- com 20% de margem de
segurança.
0
sec_2__
sec_2__21
2.1)Re(k
RzR
zTF
ajusteTz +×+= Φ
Φ Ω=Φ 368.8__2 ajusteTzR sec
Relação R/X:
( ) Ω=Φ951.8
Im sec_2
__2
z
R ajusteTz
4.4.7.16 - Zona 3
Para faltas fase-fase:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750 Constante de Warrington
( ) 4.0
3__
3_
3__
)3(
ztotal
zonaarcwar
zarco
I
tvLCU
ΦΦ
ΦΦΦΦ
××+= VU zarco
4
3__ 10976.3 ×=ΦΦ
3__
3__
3__
zA
zarco
zarcoI
UR
ΦΦ
ΦΦΦΦ = Ω=ΦΦ 4213__ zarcoR primários
3__3__ zarcozF RR ΦΦΦΦ =
Ω== ΦΦΦΦ 123.42
3__
sec_3__
rele
zF
zFk
RR sec
Ω== ΦΦΦΦ 062.21
2
sec_3__
_3__
zF
relezF
RR sec Resistência de falta vista pelo relé por
fase
80
O ajuste da resistência de zona 3 de fase-fase é a soma da resistência da LT referente ao
alcance mais a metade da resistência de falta.
22.1)Re(
sec_3__
sec_3__3
zF
ajustez
RzR
ΦΦΦΦ ×+= Ω=ΦΦ 53.25__3 ajustezR
Relação R/X: ( ) Ω=ΦΦ56.22
Im sec_3
__3
z
R ajustez
Para faltas fase-terra:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750 Constante de Warrington
( ) 4.0
3__
3_
3__
)3(
ztotalT
zonaTarcwar
zTarco
I
tvLCU
Φ
ΦΦ
××+= VU zTarco
4
3__ 10804.3 ×=Φ
3__
3__
3__
zAT
zTarco
zTarcoI
UR
Φ
ΦΦ = Ω=Φ 698.703__ zTarcoR primários
+×+=
Φ
Φ
ΦΦ
3__
3__
3__3__ 1zAT
zBT
torrezTarcozTFI
IZRR Ω=Φ 223.1473__ zTFR
primários
Ω== ΦΦ 722.14
3__
sec_3__
rele
zTF
zTFk
RR secundários
Ω=+
= ΦΦ 778.8
1 0
sec_3__
_3__k
RR
zTF
relezTF Resistência de falta vista pelo relé
O ajuste da resistência de zona 3 é a soma da resistência da LT referente ao alcance mais a
resistência de falta dividida pelo fator compensação de faltas à terra –k0- com 20% de margem de
segurança.
0
sec_3__
sec_3__31
2.1)Re(k
RzR
zTF
ajusteTz +×+= Φ
Φ Ω=Φ 79.10__3 ajusteTzR primários
Relação R/X:
( ) Ω=Φ534.9
Im sec_3
__3
z
R ajusteTz
81
4.4.7.17 – Zona 4
Para faltas fase-fase:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750 Constante de Warrington
( ) 4.0
4__
4_
4__
)3(
ztotal
zonaarcwar
zarco
I
tvLCU
ΦΦ
ΦΦΦΦ
××+= VU zarco
4
4__ 10391.4 ×=ΦΦ
4__
4__
4__
zA
zarco
zarcoI
UR
ΦΦ
ΦΦΦΦ = Ω=ΦΦ 9.184__ zarcoR primários
4__4__ zarcozF RR ΦΦΦΦ =
Ω== ΦΦΦΦ 891.1
4__
sec_4__
rele
zF
zFk
RR sec
Ω== ΦΦΦΦ 946.0
2
sec_4__
_4__
zF
relezF
RR sec Resistência de falta vista pelo relé por fase
O ajuste da resistência de zona 4 de fase-fase é a soma da resistência da LT referente ao
alcance mais a metade da resistência de falta.
22.1)Re(
sec_4__
sec_4__4
zF
ajustez
RzR
ΦΦΦΦ ×+= Ω=ΦΦ 229.1__4 ajustezR
Relação R/X: ( ) Ω=ΦΦ057.3
Im sec_4
__4
z
R ajustez
Para faltas fase-terra:
Cálculo da resistência de arco pelo método de Warrington:
m
VA
ft
VACwar ××=
××= 4.04
4.0
10871.28750 Constante de Warrington
( ) 4.0
4__
4_
4__
)3(
ztotalT
zonaTarcwar
zTarco
I
tvLCU
Φ
ΦΦ
××+= VU zTarco
4
4__ 10509.4 ×=Φ
4__
4__
4__
zAT
zTarco
zTarcoI
UR
Φ
ΦΦ = Ω=Φ 202.304__ zTarcoR primários
+×+=
Φ
Φ
ΦΦ
4__
4__
4__4__ 1zAT
zBT
torrezTarcozTFI
IZRR Ω=Φ 892.534__ zTFR
primários
82
Ω== ΦΦ 389.5
4__
sec_4__
rele
zTF
zTFk
RR secundários
Ω=+
= ΦΦ 213.3
1 0
sec_4__
_4__k
RR
zTF
relezTF Resistência de falta vista pelo relé
O ajuste da resistência de zona 4 é a soma da resistência da LT referente ao alcance mais a
resistência de falta dividida pelo fator compensação de faltas à terra –k0- com 20% de margem de
segurança.
0
sec_4__
sec_4__41
2.1)Re(k
RzR
zTF
ajusteTz +×+= Φ
Φ Ω=Φ 95.3__4 ajusteTzR primários
Relação R/X:
( ) Ω=Φ829.9
Im sec_4
__4
z
R ajusteTz
4.4.7.18 - Resumo das impedâncias das zonas
4.4.7.18.1 - Sem resistência de falta
Ω+= )683.0159.0(sec_1 iz Ω== 683.0)Im( sec_11 zx Ω= 7.0sec_1z
Ω+= )935.0215.0(sec_2 iz Ω== 935.0)Im( sec_22 zx Ω= 53.1sec_2z
Ω+= )132.1256.0(sec_3 iz Ω== 132.1)Im( sec_33 zx Ω= 16.1sec_3z
Ω+= )402.0094.0(sec_4 iz Ω== 402.0)Im( sec_44 zx Ω= 41.0sec_4z
4.4.7.18.2 - Com resistência de falta fase-fase
Ajustes:
( )sec_1__1sec_ Im1 zjRz ajustez ×+= ΦΦΦΦ ( )Ω+=ΦΦ iz 68.005.21 sec_
Direta
( )sec_2__2sec_ Im2 zjRz ajustez ×+= ΦΦΦΦ ( )Ω+=ΦΦ iz 93.042.132 sec_
Direta
( )sec_3__3sec_ Im3 zjRz ajustez ×+= ΦΦΦΦ ( )Ω+=ΦΦ iz 13.156.233 sec_
Direta
( )sec_4__4sec_ Im4 zjRz ajustez ×+= ΦΦΦΦ ( )Ω+=ΦΦ iz 4.023.14 sec_
83
st zona 01 =
st zona 4.02 = Ajustes
st zona 8.03 =
st zona 04 =
4.4.7.18.3 - Com resistência de falta fase-terra
Ajustes:
( )sec_1__1sec_1 Im1 zjRz ajusteTz ×+= ΦΦ ( )Ω+=Φ iz 68.005.21 sec_1 Direta
( )sec_2__2sec_1 Im2 zjRz ajusteTz ×+= ΦΦ ( )Ω+=Φ iz 93.037.82 sec_1 Direta
( )sec_3__3sec_1 Im3 zjRz ajusteTz ×+= ΦΦ ( )Ω+=Φ iz 13.179.103 sec_1 Direta
( )sec_4__4sec_1 Im4 zjRz ajusteTz ×+= ΦΦ ( )Ω+=Φ iz 4.045.34 sec_1 Reversa
st zona 01 =
st zona 4.02 = Ajustes
st zona 8.03 =
st zona 04 =
84
5 – CONCLUSÃO
A proposta deste trabalho é aplicar e estudar a utilização e a filosofia de proteção, adequada dos dispositivos de proteção da SE Carajás. Após o desenvolvimento, implementação e estudo das soluções desenvolvidas para os casos em estudo, com o uso de relés de proteção, pode-se dizer que tais equipamentos, como um todo, são adequados e convenientes para atingir esse objetivo.
Apresentamos as principais etapas para elaboração e aplicação do Sistema de Proteção à SE Carajás, de forma prática e de fácil entendimento.
Os resultados obtidos até o presente momento foram satisfatórios, sendo o objetivo proposto em cada aplicação atingido de forma plena. Sob o ponto de vista da operação, os resultados sugerem uma maior confiabilidade e desempenho da Subestação Carajás, garantido a continuidade do fornecimento de energia elétrica, menos variações nas tensões e freqüência, quer seja por oscilações ou por interrupções aos consumidores.
Cabe colocar que os problema estudados, seu resultado e a forma de condução deste trabalho, podem ser apresentado como estudo de caso no âmbito da disciplina de proteção de sistemas elétricos de potência, traduzindo-se portando, como ferramenta didática para a construção de conhecimento discente, desde que tal ferramenta seja entendida com parte de uma prática pedagógica
85
6 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] - KINDERMANN, Geraldo. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. 2.ed. 3v Florianópolis:
LabPlan, 2005.
[2] - CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A; UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA MARIA.
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. Santa Maria: UFSM, 1979. 298p.
[3] - COURY, Denis Vinivius; OLESKOVICZ, Mario; GIOVANINI, Renan. Proteção Digital de Sistemas
Elétricos de Potência: dos relés eleromecânicos aos microprocessados inteligentes. São Carlos:
USP, 2007. 377p.
[4] - ARAÚJO, Carlos André S.; Candido, José Roberto R.; Sousa, Flavio Camara de; Dias, Marcos
Pereira. Proteção de Sistemas Elétricos . 2.ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2005. 266p.
[5] - FILHO, João Mamede. Manual de Equipamentos Elétricos. 3.ed Rio de Janeiro : LTC. 2005
[6] - RESENDE, Wilson Jose, Proteção de Sistemas Elétricos. 1.ed. Uberlândia: UFU-MG, 2006
[7] - ZOCHOLL, Stanley E. Análise e Aplicação de Transformadores de Corrente. 1.ed. Campinas,
2004.
[8] – NETTO, Ulisses Chemin. Aplicações de Controle e Supervisão Distribuídas em Subestações
de Energia Elétrica Através do Uso de relés Digitais de Proteção, 2008, 172, Dissertação,
Universidade de São Paulo, São Carlos, 2008.
[9] – CAMINHA, Amadeu C. Aplicações À Proteção dos Sistemas Elétricos, 1ed São Paulo:Edgard
Blucher Ltda. 1977. 211.