Estudo da Proteção de Sistemas: Memória de Cálculo e Parâmetros - Prof. Guiao, Exercícios de Estudos Culturais

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ESTUDO DA PROTEÇÃO

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1. OBJETIVO

O presente documento irá apresentar toda a memória de cálculo e parâmetros

utilizados como base para estabelecer a proteção do sistema visando garantir a sua

confiabilidade ao longo do seu período de operação.

Todas as diretrizes aqui apresentadas para definição dos ajustes das proteções

foram elaboradas com base nas orientações técnicas previstas na XXX e XXXX da

XXX.

2. EMPRESA RESPONSÁVEL PELO PROJETO

O projeto possui como responsável técnico o Eng° xxxx , com registro nacional junto

ao Conselho Federal de Engenharia, Arquitetura e Agronomia (Confea) sob o

n° xxxx , emitido pelo Conselho Regional de Engenharia e Agronomia do Estado de

xxxxx (CREA- xxx ) sob o n° xxxx.

O presente projeto é amparado pela Anotação de Responsabilidade Técnica – ART

de número xxxxxxx registradas junto ao Conselho Regional de Engenharia e

Agronomia do Pernambuco (CREA- xxxxx ) pelo Engenheiro xxxxx.

3. MEMÓRIA DE CÁLCULO

Para a presente centrai geradora serão previstas as seguintes funções de proteção:

 Função (67) – Sobrecorrente Direcional de Fase;

 Função (67N) – Sobrecorrente Direcional de Neutro;

 Função (50/51) – Unidade de Sobrecorrente Instantânea e Temporizada;

 Função (50N/51N) – Unidade de Sobrecorrente Instantânea e Temporizada

de Neutro;

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Fase-Fase 769,52 | -44,27 769,

Fase-Fase-Terra 471,81 | -63,36 *

Fase-terra 624,17 | -56,76 624,

Fase-terra mínimo

165,32 | -12,80 165,

Tabela 2 – Ajuste da Proteção do Alimentador da Concessionária

Ajuste Fase Neutro

Tap Temporizado 0,3 A 0,055 A

Dial 0,10 0,

Curva IEC MI IEC MI

Tap Instantâneo 1,2 0,135 A

Tempo Instantâneo 0,05 s 0,05 s

RTC 600/1 600/

3.2. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

Para definição de alguns parâmetros da proteção será necessário definir as

características elétricas dos transformadores de potência instalados. Vale ressaltar

que o acessante possui um transformador de potência nominal de 1000kVA - 13,8kV

/ 380V conforme pode ser visto na Tabela 3.

Tabela 3 - Características Nominais do Transformador de Potência

TAG

Potência

(kVA)

Corrente

Nominal

(A)

Tensão

Primária

(kV)

Tensão

Secundária

(V)

Z % Ligação

Transformador 1 1000 41,84 13,8 380 5,54 Dyn

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Para realização do estudo foram determinadas as correntes de magnetização e as

correntes ANSI e NANSI dos transformadores com o intuito de verificar, via

coordenograma, se os equipamentos serão protegidos pelos relés de proteção. Na

Tabela 4 estão representados os valores calculados para essas grandezas.

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Para esta função será definido um ajuste de sobrecorrente com direcionalidade

definida pela função 67. Dessa forma, será ajustado um conjunto que irá proteger

contra defeitos no sentido Barra Cliente para Concessionária conforme diagrama

presente na Figura 1.

3.3.1. 67 - BARRA CLIENTE PARA CONCESSIONÁRIA

Para determinação dos parâmetros desse conjunto de ajustes deve ser considerado

que o acessante terá uma demanda contratada de 880kW, que corresponde a

potência nominal de geração. Além disso, os inversores serão ajustados com um

Fator de Potência Unitário. Dessa forma, pode-se determinar a corrente nominal do

sistema no sentido da concessionária da seguinte maneira:

I

n

Demanda

1,00 × √ 3 × 13,8 kV

I

n

880 kW

1,00 ×

3 × 13,8 kV

I

n

=36,82 A

A partir da corrente nominal será definida a corrente de partida para a unidade 67

com um fator de 5% conforme descrito abaixo:

I p

67

=1,05 × I

n

I p

67

=1,05 × 36,

I p

67

=38,66 A

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Será utilizada uma curva de tempo definido ajustada com um tempo definido de 2

segundos para atuação da proteção..........................................................................

T ¿

67

=2,0 s

Além disso, será ajustada uma unidade instantânea com o objetivo de retirar faltas

alimentadas pela usina no sentido da rede da concessionária. Com esse objetivo,

será ajustada uma corrente de 1,5 vezes a corrente nominal da usina, considerada

situação de falta pelo sistema de geração dos inversores.

I

inst 67

=1,50 × I

n

I

inst

67

=1,50 × 36,

I

inst

67

=55,23 A

Para a unidade instantânea será ajustado um tempo nulo no relé para que a

proteção atue instantaneamente.

T

inst 67

=0,00 segundos

Considerando-se que o fator de potência da geração é de 1,00, conclui-se que o

ângulo de geração é de 0,00º:

An g

geração

=arccos (1,00 )

An g

geração

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I

inst n

67 N

=11,05 A

Para a unidade instantânea de sobrecorrente direcional de neutro será ajustado um

tempo nulo no relé para que a proteção atue instantaneamente.

T

¿ 67 N

=0,00 segundos

Para sistemas solidamente aterrados as características de grande parte das faltas à

terra são predominantemente indutivas. O ângulo entre a corrente de falta e a

tensão residual 3V0 é próximo a 110°. Dessa forma, o ângulo de torque máximo

ajustado para a unidade de neutro 67N será de 110º.

3.4. FUNÇÃO 51 – SOBRECORRENTE TEMPORIZADA DE FASE

Com o objetivo de proteger os transformadores da subestação para sobrecargas no

sentido do cliente será prevista uma unidade de sobrecorrente temporizada ajustada

com uma corrente de partida 10% superior à corrente de demanda.

I

n

Demanda

0,92 × √ 3 × 13,8 kV

Ip

51

=1,10 × I

n

I

n

0,92 ×

3 × 13,8 kV

I

n

=40,01 A

Ip

51

=1,10 × 40,

Ip

51

=44,01 A

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Será utilizada uma curva IEC Extremamente Inverso (

k = 80 ∨ α = 2 ) ajustado com o

dial de tempo calculado conforme equação abaixo:

Dia l

51

I

inrush

I p

51

α

k

× t ( I )

t ( I )=0,1 s + Atraso Intencional

Atraso Intencional =0,05 s

Dia l

51

2

× 0,

Dia l

51

3.5. FUNÇÃO 50 - SOBRECORRENTE INSTANTÂNEA

Com o intuito de proteger a instalação do cliente contra faltas nas instalações

internas alimentadas pela rede da concessionária, será ajusta uma unidade de

sobrecorrente instantânea de magnitude discriminada abaixo:

I

50

=1,05 × I

inrush

I

50

=1,05 × 418,

I

50

=439,32 A

Será ajustado um tempo de operação da proteção conforme abaixo:

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I

50 N

=87,86 A

Será ajustado um tempo de operação da proteção conforme abaixo:

T

50 N

=0,00 segundos.

3.8. FUNÇÃO 32 - DIRECIONAL DE POTÊNCIA

Com o intuito de limitar a injeção de potência na rede da concessionária será

utilizada a função direcional de potência ativa programada para operar com um

tempo definido.

A potência a ser ajustada será 10% superior a potência total da geração existente no

acessante. Além disso, será utilizada uma curva de tempo definido com um tempo

de 15 segundos.

P

32

= 110 % x P

geração

TD

32

= 15 segundos

P

32

= 110 % x 880000 W

P

32

= 968000 W

TD

32

= 15 segundos

Considerando-se que o relé de proteção URP 6000 já opera para potências reversas

o parâmetro dP inv (Reversão do Elemento Direcional de Potência) será mantido em

OFF.

3.9. FUNÇÃO 51V - SOBRECORRENTE COM RESTRIÇÃO DE TENSÃO

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Com o intuito de aumentar a sensibilidade do relé de proteção para faltas ocorridas

no barramento do cliente e promover uma proteção de retaguarda, será adicionada a

proteção 51V que é responsável por alterar a corrente de partida da unidade

temporizada proporcionalmente à redução de tensão medida na barra pelos TP's

durante a falta.

Será ajustada uma tensão de restrição (F-T) de 7170 V (90% da tensão nominal F-T)

no relé de proteção Pextron URP 6000 no parâmetro tensão de restrição (I>F1 VR),

de forma que a proteção 51V não opere intempestivamente. Desse modo, qualquer

redução anormal de tensão causada por uma falta irá reduzir as características de

operação da função 67 aumentando a sua sensibilidade.

3.10. FUNÇÃO 27 - SUBTENSÃO

Com o intuito de desconectar o barramento do cliente da rede da concessionária

diante de alterações anormais provenientes de redução da tensão eficaz de

fornecimento, será programada a função de subtensão com curvas de tempo

definido. As tensões utilizadas para dimensionamento da proteção serão de fase-

neutro visto que é o padrão de parametrização do relé de proteção.

V p

27 − 1

= 80 % ×V

n

FT

V p

27 − 1

= 80 % × 7967,67 V

V p

27 − 1

= 6374 V

Será ajustado um tempo de operação da proteção conforme abaixo:

T D

27 − 1

=0,4 segundos

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T D

59 N

=0,1 segundos

3.13. FUNÇÃO 81O/U - SOBREFREQUÊNCIA/SUBFREQUÊNCIA

Com o intuito de desconectar o barramento do cliente da rede da concessionária

diante de alterações anormais de frequência será programada a função de

sobrefrequência e de subfrequência com curvas de tempo definido ajustadas em um

estágio conforme abaixo:

F p

81 O − 1

= 62 Hz

F p

81 U − 1

=57,5 Hz

Será ajustado um tempo de operação distinto para cada estágio conforme segue

abaixo:

T D

81 O − 1

=0,2 segundos

T D

81 U − 1

=0,2 segundos

3.14. FUNÇÃO 46 - DESBALANÇO DE CORRENTE

A filosofia empregada para o ajuste desta função é a de assegurar a coordenação

entre a mesma e a proteção do gerador, de tal modo que a sensibilidade do relé de

interconexão, em ocasiões de desequilíbrio das correntes de fase, seja maior que a

sensibilidade de proteção da máquina.

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Para tanto, será ajustada uma corrente de sequência negativa de 15% da corrente

nominal do sistema com uma curva de tempo definido com um tempo ajustado de

1,0 segundo.

I

46

= 15 % × I

n

I

46

= 15 % × 36,82 A

I

46

=5,52 A

T D

46

=1,0 segundos

3.15. FUNÇÃO 47 - DESBALANÇO DE TENSÃO/ PERDA DE SEQUÊNCIA

Na detecção de sequência errada de tensão o relé aciona a saída configurada na

matriz. A unidade tem retardo fixo de aproximadamente 0,2s retirando o disjuntor de

média tensão do acessante.

Dessa forma, deverá ser habilitada essa função no relé de proteção Pextron URP

6000 e deverá ser configurada a saída lógica para envio de TRIP para o disjuntor.

3.16. FUNÇÃO 78 - PERDA DE SINCRONISMO

Com o intuito de desconectar o cliente diante de uma possível perda de sincronismo

entre a central geradora dos acessantes e a rede da concessionária será ativada a

função 78 do relé de proteção.

Para tanto, será ajustada um ângulo de partida de salto angular de 10º e uma tensão

máxima de bloqueio de 7170 V de forma que qualquer falha de sincronismo com

ângulo superior a 10º na proteção leve à desconexão da central geradora.

An g

78

3.17. FUNÇÃO 98 - OSCILOGRAFIA

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3.18. FUNÇÃO 25 - SINCRONISMO

A fim de conectar as centrais geradoras à rede da concessionária observando-se

todos os critérios de sincronismo para que os dois sistemas possam entrar em

paralelo de forma segura, será utilizada a função sincronismo.

O sincronismo será realizado pelos inversores instalados nas centrais geradoras

visto que os equipamentos precisam de referência de tensão da rede da

concessionária para que possam conectar a geração à concessionária. Dessa

forma, fica a cargo do inversor a conexão com a rede da concessionária, respeitadas

as condições de sincronismo.

3.19. 50 BF - FALHA DE DISJUNTOR

Com o propósito de aumentar a confiabilidade do sistema de proteção será previsto

no disjuntor eletromecânico de baixa tensão mecanismo de falha de disjuntor que

encaminhará sinal de fechamento para o relé pextron instalado na média tensão em

caso de falha de abertura.

Para tanto, deverá ser configurada na matriz de entradas do relé Pextron as

entradas XB1 e XB2 responsáveis por encaminhar sinal de fechamento nas saídas

RL1 e RL3 do mesmo relé. Essas saídas encaminharão sinal para a bobina de

abertura do disjuntor de média tensão devido a falha do disjuntor de baixa tensão.

Para falhas do disjuntor de médita tensão, será configurado um tempo de atraso de

200 ms no parâmetro T62-BF. Caso haja falha do disjuntor, a saída S 62-BF do

URP600 acionará a saída a relé RL4 que encaminhará sinal de abertura para o

disjuntor de baixa tensão.

3.20. ANTI-ILHAMENTO

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Com o intuito de evitar que as centrais geradoras operem de forma ilhada no

sistema do acessante, serão utilizados os inversores Sungrow SG110CX que

atendem aos requisitos estabelecidos na ABNT-NBR 16149:2013, ANBT-NBR

16150:2013, ABNT-NBR 62116-2012, quanto às faixas de operação normal de:

tensão CA, injeção de componente CC, frequência (Hz), fator de potência, distorção

harmônica de corrente, proteção anti-ilhamento, reconexão, isolação e

seccionamento.

3.21. LINHA VIVA / BARRA MORTA

Tomando como referência o ponto de conexão da unidade consumidora (UC),

entende-se por “LINHA” o lado da CONCESSIONÁRIA (acessada) e como “BARRA”

a parte interna das instalações da UC (acessante). O sistema de proteção linha

viva/barra morta impede o fechamento do elemento de interrupção (disjuntor) do

ponto de conexão, quando existir tensão na UC, impedindo o fechamento da

“LINHA” com a “BARRA” fora de sincronismo, evitando com isso danos ao gerador e

aberturas indevidas das proteções da CONCESSIONÁRIA.

Para que essa condição seja atendida deverá ser habilitada no relé de proteção a

função Check de Barra Morta com a opção BM Vas. Quando a tensão VA do lado da

concessionária for superior a 25V (Linha Viva) e a tensão do lado da Barra Vas for

inferior a 25V (Barra Morta) será dada condição de fechamento para o disjuntor

através da saída RL2 que deverá estar em série com o comando de fechamento do

disjuntor de média tensão.

3.22. TRANSFORMADORES DE CORRENTE

Para determinação dos transformadores de corrente serão utilizados os dados de

curto-circuito fornecidos pela concessionária no ponto de entrega do acessante e

descritos na seção 4.1 do presente documento