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Virtus Consultoria e Serviços Ltda.
Autor: Paulo Koiti Maezono
Total de Páginas
195
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS
PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
Subestação B
Subestação C
Subestação B Outro nível kV
Transformador
SE B
θ
LT 1
LT 2
Subestação A Ponto de Aplicação da Proteção
jX (ohms)
R (ohms)
Subestação D (ATRÁS)
LT 3
FRENTE
SE A 230 kV
SE D SE B^ SE C
SE B 138 kV
Atrás Frente
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Introdução e Índice (^) 2 de 195
SOBRE O AUTOR
Eng. Paulo Koiti Maezono
Formação
Graduado em engenharia elétrica pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo em 1969. Mestre em Engenharia em 1978, pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá, com os créditos obtidos em 1974 através do Power Technology Course do P.T.I – em Schenectady, USA. Estágio em Sistemas Digitais de Supervisão, Controle e Proteção em 1997, na Toshiba Co. e EPDC – Electric Power Development Co. de Tokyo – Japão.
Engenharia Elétrica
Foi empregado da CESP – Companhia Energética de São Paulo no período de 1970 a 1997, com atividades de operação e manutenção nas áreas de Proteção de Sistemas Elétricos, Supervisão e Automação de Subestações, Supervisão e Controle de Centros de Operação e Medição de Controle e Faturamento. Participou de atividades de grupos de trabalho do ex GCOI, na área de proteção, com ênfase em análise de perturbações e metodologias estatísticas de avaliação de desempenho.
Atualmente é consultor e sócio gerente da Virtus Consultoria e Serviços S/C Ltda. em São Paulo – SP. A Virtus tem como clientes empresas concessionárias no Brasil e na Colômbia, empresas projetistas na área de Transmissão de Energia, fabricantes e fornecedores de sistemas de proteção, controle e supervisão, Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, CEDIS – Instituto Presbiteriano Mackenzie.
Área Acadêmica
Foi professor na Escola de Engenharia e na Faculdade de Tecnologia da Universidade Presbiteriana Mackenzie no período de 1972 a 1987. É colaborador na área de educação continuada da mesma universidade, de 1972 até a presente data.
Foi colaborador do Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da EPUSP – Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, desde 1999 até 2002 e, com participação no atendimento a projetos especiais da Aneel, Eletrobrás e Concessionárias de Serviços de Eletricidade.
- PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Introdução e Índice 3 de
- REQUISITOS E CONCEITOS DE PROTEÇÃO ................................................................................................
- 1.1 FINALIDADE DE UMA PROTEÇÃO .............................................................................................................
- 1.2 TERMINOLOGIA.............................................................................................................................................
- 1.3 REQUISITOS BÁSICOS DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO .......................................................................
- 1.4 COORDENAÇÃO ............................................................................................................................................
- 1.5 ZONAS DE PROTEÇÃO..................................................................................................................................
- 1.6 PROTEÇÃO PRINCIPAL E PROTEÇÃO DE RETAGUARDA....................................................................
- 1.6.1 Proteção Principal ......................................................................................................................................
- 1.6.2 Proteção de Retaguarda..............................................................................................................................
- 1.7 PROTEÇÃO PRIMÁRIA E PROTEÇÃO ALTERNADA..............................................................................
- FUNÇÕES DE PROTEÇÃO.................................................................................................................................
- 2.1 FUNÇÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA ......................................................................................................
- 2.1.1 Conceito ......................................................................................................................................................
- 2.1.2 Utilização para Linhas de Transmissão......................................................................................................
- 2.1.3 Diretrizes de Ajustes ...................................................................................................................................
- 2.2 FUNÇÃO DIRECIONAL DE SOBRECORRENTE.......................................................................................
- 2.2.1 Conceito ......................................................................................................................................................
- 2.2.2 Conexão ......................................................................................................................................................
- 2.2.3 Filosofia de Atuação e Aplicação ...............................................................................................................
- 2.2.4 Polarização. Princípios de Determinação da Direção. ..............................................................................
- 2.2.5 Diretrizes de Ajustes ...................................................................................................................................
- 2.3 FUNÇÃO DE TENSÃO ..................................................................................................................................
- 2.3.1 Finalidade e Conceitos................................................................................................................................
- 2.3.2 Diretrizes de Ajustes ...................................................................................................................................
- 2.4 FUNÇÃO DE DISTÂNCIA ............................................................................................................................
- 2.4.1 Princípio......................................................................................................................................................
- 2.4.2 Representação de Linha de Transmissão e de Ponto de Curto-Circuito em Diagrama de Impedâncias....
- 2.4.3 Requisitos Desejados para uma Função de Distância................................................................................
- 2.4.4 Características de impedância de uma proteção de distância....................................................................
- 2.4.5 Zonas de Alcance ........................................................................................................................................
- 2.4.6 Loops de Medição de Falta em Relés de Distância.....................................................................................
- 2.4.6.1 Loops de Medição para Faltas entre Fases ..........................................................................................................
- 2.4.6.2 Loop de Medição para Curto-circuito Fase Terra................................................................................................
- 2.4.7 Circuitos de Detecção de Falta (Partida) ...................................................................................................
- 2.4.7.1 Partida por Sobrecorrente (pura) .........................................................................................................................
- 2.4.7.2 Partida por ( U< e I> ) ou ( U/I/ϕ ) .....................................................................................................................
- 2.4.7.3 Partida por Impedância (ou Subimpedância).......................................................................................................
- 2.4.8 Considerações sobre a Resistência de Falta...............................................................................................
- 2.4.8.1 Arco entre condutores ou através de isoladores...................................................................................................
- 2.4.8.2 Resistência de Pé de Torre...................................................................................................................................
- 2.4.9 Consideração sobre Circuitos Paralelos ....................................................................................................
- 2.4.9.1 Influência do Acoplamento Mútuo de Sequência Zero Na Medida de Distância ................................................
- 2.4.9.2 Influência da Configuração do Circuito Duplo na Influência da Mútua de Sequência Zero................................
- 2.4.9.3 Compensação para Circuitos Paralelos nos Relés de Proteção ............................................................................
- 2.4.10 Diretrizes de Ajustes para a Função de Distância .................................................................................
- 2.4.10.1 Avaliação da Carga Através da Linha Protegida .................................................................................................
- 2.4.10.2 Elementos ou Lógicas de Detecção de Faltas (Partida) .......................................................................................
- 2.4.10.3 Memória de Tensão .............................................................................................................................................
- 2.4.10.4 Fator de Compensação Residual..........................................................................................................................
- 2.4.10.5 Alcances e Tempos (Zonas Independentes da Teleproteção) ..............................................................................
- 2.4.10.6 Alcances Resistivos .............................................................................................................................................
- 2.4.10.7 Alimentação dos relés de distância através de TP’s Capacitivos.........................................................................
- PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Introdução e Índice 4 de - 2.4.10.8 Acoplamento Mútuo de Seqüência Zero em Circuitos Paralelos.........................................................................
- 2.5 FUNÇÕES EXTRAS PARA PROTEÇÃO DE LINHA ..................................................................................
- 2.5.1 Oscilação de Potência.................................................................................................................................
- 2.5.1.1 Conceito ..............................................................................................................................................................
- 2.5.1.2 Diretriz de Ajuste ................................................................................................................................................
- 2.5.2 Fechamento sobre Falta (“Switch on to fault protection”) – Função 50/27. .............................................
- 2.5.2.1 Conceito ..............................................................................................................................................................
- 2.5.2.2 Diretriz de Ajuste ................................................................................................................................................
- 2.5.3 Proteção STUB Bus.....................................................................................................................................
- 2.5.3.1 Conceito ..............................................................................................................................................................
- 2.5.3.2 Diretriz de Ajuste ................................................................................................................................................
- 2.6 FUNÇÃO COMPARAÇÃO DE FASE ...........................................................................................................
- 2.6.1 Conceito e Princípios..................................................................................................................................
- 2.6.2 Diretrizes de Ajuste .....................................................................................................................................
- 2.7 FUNÇÃO DIFERENCIAL..............................................................................................................................
- 2.7.1 Conceito ......................................................................................................................................................
- 2.7.2 Proteção de Linhas Aéreas ou Linha de Cabos (87L).................................................................................
- 2.7.3 Segregação por Fase...................................................................................................................................
- 2.7.4 Princípios de Funcionamento .....................................................................................................................
- 2.7.4.1 Diferencial Percentual .........................................................................................................................................
- 2.7.4.2 Diferencial com Percentual Fixo .........................................................................................................................
- 2.7.4.3 Ângulo de Fase no Plano R-X .............................................................................................................................
- 2.7.5 Vantagens e Desvantagens da função 87L..................................................................................................
- 2.7.6 Modernas Proteções Digitais......................................................................................................................
- 2.8 FUNÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA ....................................................................................................
- 2.8.1 Conceito ......................................................................................................................................................
- 2.8.2 Modernas Proteções Digitais......................................................................................................................
- 2.8.3 Aplicação para Linhas ................................................................................................................................
- RELIGAMENTO AUTOMÁTICO......................................................................................................................
- 3.1 FUNÇÃO RELIGAMENTO AUTOMÁTICO (79) ........................................................................................
- 3.2 FUNÇÃO “CHECK DE SINCRONISMO” (25) .............................................................................................
- 3.3 RELIGAMENTO AUTOMÁTICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ........................................................
- 3.3.1 Aspectos Gerais...........................................................................................................................................
- 3.3.2 Aspectos Relacionados ao Religamento Automático...................................................................................
- 3.3.3 Tipos de Religamento Automático...............................................................................................................
- 3.3.4 Requisitos e Implementação do Religamento Automático...........................................................................
- 3.3.5 Implicações no sistema de proteção..........................................................................................................
- 3.3.6 Tempo para Extinção e Desionização do Arco - Diretrizes de Ajuste ......................................................
- TELEPROTEÇÃO...............................................................................................................................................
- 4.1 FINALIDADE DA TELEPROTEÇÃO .........................................................................................................
- 4.1.1 Seletividade e Rapidez na Proteção ..........................................................................................................
- 4.1.2 Confiabilidade...........................................................................................................................................
- 4.1.3 Religamento Automático ...........................................................................................................................
- 4.2 MEIOS DE COMUNICAÇÃO......................................................................................................................
- 4.2.1 Fio Piloto ..................................................................................................................................................
- 4.2.2 Carrier (OPLAT).......................................................................................................................................
- 4.2.2.1 Faixa de Freqüências .........................................................................................................................................
- 4.2.2.2 Modos de Operação...........................................................................................................................................
- 4.2.2.3 Componentes Básicos do Sistema Carrier .........................................................................................................
- 4.2.2.4 Tipos de Acoplamento.......................................................................................................................................
- 4.2.3 Radio Micro-Ondas (e UHF) ....................................................................................................................
- 4.2.4 Fibra Óptica..............................................................................................................................................
- 4.3 ESQUEMAS DE TELEPROTEÇÃO ............................................................................................................
- 4.3.1 Esquemas de Comparação de Fase...........................................................................................................
- 4.3.2 Esquemas Diferenciais..............................................................................................................................
- PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Introdução e Índice 5 de - 4.3.2.1 Fio Piloto ........................................................................................................................................................... - 4.3.2.2 Outros Meios de Comunicação.......................................................................................................................... - 4.3.3 Esquemas de Transferência de Sinal de Trip ("TRANSFERRED TRIPPING")........................................ - 4.3.3.1 Esquema de Transferência Direta de Trip com Subalcance (DUTT)................................................................. - 4.3.3.2 Esquema de Transferência de Trip Permissivo com Subalcance (PUTT).......................................................... - 4.3.3.3 Esquema de Transferência de Trip Permissivo com Sobrealcance (POTT) ...................................................... - 4.3.3.4 Esquema de Transferência de Trip Direto (DTT).............................................................................................. - 4.3.4 Esquemas de Comparação Direcional ("DIRECTIONAL COMPARISON")............................................ - 4.3.4.1 Esquema BLOCKING de Comparação Direcional............................................................................................ - 4.3.4.2 Esquema UNBLOCKING de Comparação Direcional...................................................................................... - 4.3.5 Esquemas de ACELERAÇÃO ou PROLONGAMENTO DE ZONA de proteção de distância ..................
- FILOSOFIA DE PROTEÇÃO............................................................................................................................
- 5.1 BASEADOS NOS PROCEDIMENTOS DE REDE DO ONS.......................................................................
- 5.1.1 Linhas de Extra Alta Tensão (nível de tensão igual ou superior a 345 kV) ..............................................
- 5.1.2 Linhas de 230 kV e 138 kV da Rede Básica .............................................................................................
- 5.2 LINHAS QUE NÃO INTEGRAM A REDE BÁSICA ..................................................................................
- BIBLIOGRAFIA..................................................................................................................................................
- EXEMPLO DE AJUSTES E SELETIVIDADE PARA LINHA DE TRANSMISSÃO .................................
- 7.1 DADOS DAS INSTALAÇÕES PRINCIPAIS E LINHA DE TRANSMISSÃO ...........................................
- 7.2 PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO............................................................................................
- 7.2.1 Relés Utilizados.........................................................................................................................................
- 7.2.2 Referência Técnica....................................................................................................................................
- 7.2.3 Descrição ..................................................................................................................................................
- 7.3 FILOSOFIA E ESQUEMA DE TELEPROTEÇÃO DA LINHA ..................................................................
- 7.4 AJUSTES PARA A PROTEÇÃO PRIMÁRIA DO CIRCUITO 1 DA LT ALFA – BETA. ..........................
- 7.4.1 CONFIGURAÇÃO ....................................................................................................................................
- 7.4.2 ENTRADAS BINÁRIAS .............................................................................................................................
- 7.4.3 SAÍDAS BINÁRIAS....................................................................................................................................
- 7.4.4 LED’s ........................................................................................................................................................
- 7.4.5 POWER SYSTEM DATA 1 (Secondary Values) ........................................................................................
- 7.4.6 POWER SYSTEM DATA 2 (Secondary Values) ........................................................................................
- 7.4.7 21 DISTANCE PROTECTION GENERAL SETTINGS (Secondary Values).............................................
- 7.4.8 21 DISTANCE ZONES ((QUADRILATERAL) (Secondary Values)) ........................................................
- 7.4.9 68 POWER SWING DETECTION (secondary values) .............................................................................
- 7.4.10 85-21 PILOT PROT. FOR DISTANCE PROT. (Secondary Values).....................................................
- 7.4.11 50N/51N GROUND OVERCURRENT (Secondary Values): ................................................................
- 7.4.12 85 - 67N PILOT PROT. GND. OVERCURRENT (Secondary Values):................................................
- 7.4.13 WEAK INFEED (TRIP AND / OR ECHO) (Secondary Values):..........................................................
- 7.4.14 50(N)/51(N) BACKUP OVERCURRENT (Secondary Values):............................................................
- 7.4.15 50HS INSTANTANEOUS HIGH SPEED SOTF (Secondary Values) ...................................................
- 7.4.16 DEMAND MEASUREMENT SETUP (Secondary Values):..................................................................
- 7.4.17 MIN / MAX MEASUREMENT SETUP (Secondary Values):................................................................
- 7.4.18 MEASUREMENT SUPERVISION (Secondary Values):.......................................................................
- 7.4.19 79 AUTO RECLOSING (Secondary Values): .......................................................................................
- 7.4.20 25 SYNCHRONISM AND VOLTAGE CHECK (Secondary Values): ...................................................
- 7.4.21 VOLTAGE PROTECTION (Secondary Values): ..................................................................................
- 7.4.22 FAULT LOCATOR (Secondary Values): ..............................................................................................
- 7.4.23 OSCILLOGRAPHIC FAULT RECORDS (Secondary Values):............................................................
- 7.4.24 OUTROS AJUSTES ..............................................................................................................................
- 7.4.25 ESQUEMA DE TRANSFERÊNCIA DIRETA DE DISPARO ................................................................
- 7.5 AJUSTES PARA A PROTEÇÃO PRIMÁRIA DO CIRCUITO 1 DA LT ALFA – BETA. ..........................
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Requisitos e Conceitos (^) 7 de 195
CIRCUITO PROTEGIDO
TP's - Transformadores de Potencial
TC's - Transformadores Disjuntor de Corrente
Alimentação Auxiliar Corrente Contínua da Bateria da Subestação (em geral 125 Vcc)
Circuito de Comando de abertura do disjuntor
Relé(s) de Proteção
PROTEÇÃO
Figura 1.1 – Sistema de Proteção
FUNÇÕES DE PROTEÇÃO
Entende-se como função de proteção um conjunto de atributos desempenhados por um sistema de proteção, para fins previamente estabelecidos e definidos, dentro de uma determinada categoria ou modalidade de atuação.
Um relé ou dispositivo de proteção pode ter uma ou mais funções de proteção incorporadas (a chamada proteção “multifuncional”).
1.3 REQUISITOS BÁSICOS DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO
Seletividade
É a capacidade do Sistema de Proteção prover a máxima continuidade de serviço do Sistema Protegido com um mínimo de desconexões para isolar uma falta no sistema.
Confiabilidade
É a habilidade do relé ou do Sistema de Proteção atuar corretamente quando necessário ( dependabilidade ) e evitar operação desnecessária ( segurança ).
Velocidade
Característica que garante o mínimo tempo de falha, para um mínimo de danos ou instabilidade no componente ou sistema protegido.
Economia
No sentido de se ter máxima proteção ao menor custo, considerando sempre o aspecto custo x benefício, que é a essência da ENGENHARIA.
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Requisitos e Conceitos (^) 8 de 195
Simplicidade
Característica que considera a utilização mínima de equipamentos e circuitos na execução da Proteção.
Mantenabilidade
É a capacidade da proteção permitir manutenção rápida e precisa, reduzindo-se ao mínimo o tempo fora de serviço e os custos de manutenção.
PRECEITOS
Os seguintes preceitos são generalizados para qualquer Sistema de Proteção:
- A Proteção deve desligar o mínimo necessário de componentes para isolar a falha ou anormalidade, no mínimo de tempo possível (seletividade e velocidade).
- A Proteção deve ter sensibilidade suficiente para cobrir a maior parte possível do universo de possibilidade de falhas e anormalidades no componente ou sistema protegido (dependabilidade).
- A Proteção não deve atuar desnecessariamente (segurança).
- Deve haver, sempre, uma segunda Proteção, local ou remota, para a detecção de uma mesma anormalidade (dependabilidade).
- Um esquema mais simples de proteção, desde que cobertos os requisitos básicos, apresenta uma menor probabilidade de atuação desnecessária (simplicidade incrementando a segurança, com economia).
- Quanto mais caro o Sistema Protegido, mais se justifica o investimento na confiabilidade (dependabilidade) do Sistema de Proteção (economia = custo x benefício).
1.4 COORDENAÇÃO
O estudo e a prática de aplicação de Proteção por Relés não constituem uma ciência exata. Muito de arte e bom senso estarão sempre associados à técnica empregada. Assim, a experiência assume um aspecto significativo para qualquer profissional que trate do assunto.
Entende-se como coordenação de relés e sistemas de proteção , o estudo e a aplicação de ajustes e esquemas no sentido de se garantir os requisitos básicos de seletividade e velocidade, e garantir também que haja sempre uma segunda ou terceira proteção que detecte a mesma anormalidade como retaguarda (dependabilidade do sistema de proteção) sem, no entanto, comprometer a seletividade.
1.5 ZONAS DE PROTEÇÃO
A filosofia geral de proteção de um sistema elétrico é dividi-lo em “zonas de proteção” de modo que, quando da ocorrência de uma anormalidade, haja o mínimo de desligamentos possível, preservando o máximo de continuidade dos serviços.
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Requisitos e Conceitos (^) 10 de 195
Zona 1 TC's (zona 2)
Zona 2 TC's (zona 1)
Disjuntor
Figura 1.3 – Limites de Zona – Exemplo 1
Zona 1 TC's (zona 1)
Zona 2 TC's (zona 2)
Disjuntor
Figura 1.4 – Limites de Zona – Exemplo 2
No exemplo 1 tem-se a utilização de TC’s de ambos os lados do disjuntor. No exemplo 2 os TC’s de um lado apenas do disjuntor.
Nesse segundo caso, verifica-se que há uma “zona morta” entre o disjuntor e o equipamento TC sem aparente cobertura. Há esquemas especiais para cobrir essa zona morta, para instalações importantes (geralmente em Extra Alta Tensão ≥ 345 kV.
1.6 PROTEÇÃO PRINCIPAL E PROTEÇÃO DE RETAGUARDA
Para se garantir o requisito básico de confiabilidade (dependabilidade) para o Sistema de Proteção, há necessidade para a maioria dos casos, da existência de uma segunda proteção , pelo menos, para a detecção da mesma falha no componente protegido.
Resultam deste aspecto os conceitos de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda:
1.6.1 Proteção Principal
É aquela que, por especificação e escolha de projeto, tem condição de detectar uma anormalidade para a qual foi concebida, no componente protegido, contemplando os requisitos de seletividade, confiabilidade e de velocidade.
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Requisitos e Conceitos (^) 11 de 195
Dependendo da importância do componente protegido, pode existir projeto com duas proteções principais, que no caso de serem iguais são denominadas “ duplicadas ” ou “ primária + alternada ”. O que caracteriza o fato de serem “principais” é o atendimento aos requisitos básicos de velocidade, seletividade e confiabilidade.
1.6.2 Proteção de Retaguarda
É aquela que, também por especificação e escolha de projeto, tem a finalidade de ser a segunda ou terceira proteção a detectar uma mesma anormalidade em um dado componente do sistema de potência, atuando o respectivo disjuntor quando da falha da proteção principal.
Para garantia da seletividade a proteção de retaguarda utiliza temporização intencional para que se aguarde a atuação da proteção principal. Apenas no caso de falha da principal, após uma temporização ajustada, é que atuaria a proteção de retaguarda.
Retaguarda Local
Uma proteção de retaguarda pode estar instalada no mesmo local da proteção principal. Neste caso é denominada de “retaguarda local”.
Retaguarda Remota
Ou pode estar instalada em um outro componente adjacente àquele original. Neste caso é denominada de “retaguarda remota”:
Componente Protegido
Componente Protegido
SE A SE B SE C
Proteção Principal de A-B.
Proteção de Retaguarda Local de A-B.
Proteção de Retaguarda Remota de B-C.
Proteção Principal de B-A.
Proteção de Retaguarda Local de B-A.
Proteção de Retaguarda Remota de A-X.
Proteção Principal de B-C.
Proteção de Retaguarda Local de B-C.
Proteção de Retaguarda Remota de C-Y.
Proteção Principal de C-B.
Proteção de Retaguarda Local de C-B.
Proteção de Retaguarda Remota de B-A.
Figura 1.5 – Conceito de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Funções de Proteção (^) 13 de 195
2. FUNÇÕES DE PROTEÇÃO
2.1 FUNÇÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA
2.1.1 Conceito
Qualquer desbalanço num sistema trifásico, com ou sem terra, faz com que apareça componentes simétricas de seqüência negativa. A componente de seqüência negativa pode ser calculada através da expressão:
c
b
a
a
a
a
I
I
I
a a
a a
I
I
I
Donde, I a ( Ia a. Ib a. Ic )
2 =^ + + onde
a = 1 ∠ 120^ o
Para tensão, vale a mesma expressão. Assim, uma proteção pode calcular a corrente de seqüência negativa I 2 através das correntes de fase. Em condições normais de operação, com o sistema trifásico equilibrado, essa corrente é Zero.
Isto é, o surgimento da componente de seqüência negativa I 2 significa que há desbalanço de corrente através do circuito onde está aplicada a proteção e pode ser causada por:
- Uma fase aberta
- Duas fases abertas
- Carga desequilibrada (comum para circuitos primários de Distribuição)
- Curto-circuito fase-terra.
- Curto-circuito bifásico.
- Curto-circuito bifásico-terra.
Um critério de desbalanço poderia ser o valor percentual da corrente I 2 (seqüência negativa) com relação à corrente I 1 (seqüência positiva).
O desbalanço de corrente é um fator grave para máquinas rotativas, uma vez que induz correntes de frequência dupla no rotor (ferro), causando aquecimento.
Portanto a função de seqüência negativa é utilizada principalmente para proteção de motores e geradores. Seu código ANSI é 46.
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Funções de Proteção (^) 14 de 195
50/ 51N
46
50/ 51 Função 46 : Desbalanço de Corrente (Sequência Negativa)
Circuito Protegido
Figura 2.1 – Função de Desbalanço de Corrente
2.1.2 Utilização para Linhas de Transmissão
Para Linhas de Transmissão , esta função é utilizada em casos especiais onde há dificuldades de detecção de curtos-circuitos, como por exemplo uma linha longa em alta ou média tensão, onde as faltas se confundem com as cargas e as funções de sobrecorrente e de distância têm dificuldades. Lembrando que a seqüência negativa de corrente aparece sempre que há desbalanço, com ou sem terra, ela pode ser uilizada para detectar curto- circuito. A exigência é que a carga, em condições normais, deve ser equilibrada o suficiente para não altingir limite de atuação da proteção.
2.1.3 Diretrizes de Ajustes
Uma boa diretriz é ajustar o valor da seqüência negativa entre 10 e 40% da corrente nominal prevista na LT, se o objetivo é detectar fase aberta. Deve-se, entretanto, estabelecer uma temporização entre 2,0 e 5,0 segundos, dependendo da filosofia da empresa.
Principalmente para Linhas de Transmissão com religamento automático monopolar , deve-se tormar cuidado com a função 46, se utilizada, pois durante o tempo de extinção de arco, quando uma fase está aberta, há corrente de seqüência negativa. A ordem de grandeza é de cerca de 40% da corrente de carga que havia na LT. Assim, o tempo de atuação dessa função, para o desbalanço de uma fase aberta deve ser superior ao tempo morto de religamento automático monopolar dessa linha, com margem de segurança. O critério acima de 2,0 a 5,0 s (tempo definido) deve satisfazer esta condição.
Para o caso de linhas especiais com dificuldade de detecção de curto-circuito pelas funções convencionais, deve-se fazer estudo específico, caso a caso.
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Funções de Proteção (^) 16 de 195
Fase A
Fase B
Fase C
TC
TC
TC
Disjuntor(es) I^ A
I (^) B
I (^) C
i (^) A i (^) B iC TP's
I (^) Residual = IA + IB + IC
Proteção Digital Funções 67 Fases e 67Terra
V (^) Residual = VA + VB + VC
Figura 2.3 – Conexão para proteção digital - direcional de sobrecorrente
2.2.3 Filosofia de Atuação e Aplicação
A função direcional de sobrecorrente deve atuar apenas se duas condições forem satisfeitas:
a) Intensidade de corrente acima do limite mínimo de ajuste. b) Corrente em um determinado sentido.
Sobrecorrente
Elemento
Direcional =
Direcional de
Sobrecorrente
Figura 2.4 – Conceito da Função 67
Os relés são conectados para atuar, por exemplo, para correntes saindo da barra para a linha. Caso haja corrente no sentido inverso, mesmo que de grande intensidade (condição de curto circuito), essa função direcional de sobrecorrente não atua:
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Funções de Proteção (^) 17 de 195
67F
Componente Protegido
SE A
67 N
Curto na Frente Direção Correta para a Proteção Atuar
Figura 2.5– Atuação direcional da Função 67
67F
Componente Protegido
SE A
67 N
Curto na Direção Reversa - Proteção Não Atua
Figura 2.6– Falta na Direção Reversa da Função 67
Esta característica é muito importante para um esquema adotado de Proteção, uma vez que, delimitando as condições com a imposição do fator direção, há maiores facilidades para obter seletividade (isto é, desligar o mínimo de componentes do Sistema, para isolar a falha) no menor tempo possível.
As funções direcionais de sobrecorrente de fase e de terra são utilizadas principalmente para proteção de Linhas de Transmissão e Subtransmissão , geralmente como proteção de retaguarda. Em alguns raros casos, também se utiliza para proteção de Transformadores, quando o fator “direção” torna-se necessário para uma boa coordenação da proteção em um sistema elétrico.
Em circuitos radiais não há necessidade de uso de função 67, a menos em casos específicos com fontes de terra no circuito (nesse caso pode haver necessidade de 67N – terra, mas depende das condições de curto-circuito do sistema).
Modernas proteções digitais de sobrecorrente de aplicação geral, já incluem (geralmente) funções 67 para uso opcional. Deve-se sempre lembrar que há necessidade de TP’s para informação de tensão de polarização.
2.2.4 Polarização. Princípios de Determinação da Direção.
A tensão de polarização deve ser tal que forneça uma firme referência de direção de corrente (determinado pelo ângulo entre fasores medidos ou calculados). A figura a seguir mostra os fasores de tensão de um sistema trifásico, com corrente de falta na fase A.
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Funções de Proteção (^) 19 de 195
Falta Tensão de Referência Corrente Fase A U (^) B – U (^) C = U (^) BC IA Fase B U (^) C – U (^) A = U (^) CA IB Fase C U (^) A – U (^) B = U (^) AB IC Loop AB U (^) BC – U (^) CA IA - IB Loop BC U (^) CA – U (^) AB IB – IC Loop CA U (^) AB – U (^) BC IC – IA
Na figura a seguir mostra-se a tensão de referência UBC para a corrente na fase A. Deve- se notar que a tensão da fase em curto (denominada UCC ) não é a tensão que havia antes ( U (^) A ), pois há a influência da impedância da fonte Z (^) F (sistema) no ponto de instalação da proteção.
ϕcc
ϕ
β
β = α − 90
α
U (^) CC I (^) CC
UBC
U (^) AB
UCA
U (^) A
U (^) C U (^) B
I (^) CC .ZF
Z (^) F I^ CC R^ CC j X^ CC
U (^) CC
U (^) A
Relé
Figura 2.8 – Fasores para Polarização Cruzada.
Por exemplo, se para uma falta na fase A, a tensão UCC for para zero, haverá referência UBC.
Na concepção da função direcional faz-se com que haja direcionalidade para todo I (^) CC que esteja à direita da referência hachurada de direção, que tem um ângulo α com relação à tensão UBC.
Essa solução é adotada também para as funções de distância , que têm necessidade de discriminação direcional.
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS – LINHAS DE TRANSMISSÃO Funções de Proteção (^) 20 de 195
Os “loops” AB, BC e CA indicados na tabela anterior servem para curtos-circuitos entre fases (bifásicos ou trifásico). Para curto-circuito bifásico sempre haverá referência firme relacionada com a fase não afetada.
Para curto trifásico rígido, bem à frente da proteção, todas as tensões podem ir a zero. Neste caso não haveria referência. Entretanto, as proteções mais elaboradas (para linhas de AT ou EAT) possuem memória de tensão (informações sobre a tensão antes do curto- circuito).
Para proteções eletromecânicas essa memória era feita através de circuitos ressonantes. Para proteções digitais, são utilizados dados de um “buffer” com as informações do passado. Memórias com duração entre 0,4 e 0,5 s são comuns para proteções mais elaboradas.
Uso de Componentes Simétricas
Dependendo do fabricante da proteção, pode haver concepção com base nas componentes simétricas (seqüências positiva, negativa e zero). A referência [3] dá uma boa idéia sobre este aspecto. Por exemplo, pode-se usar a tensão de seqüência zero (U (^) A + UB + UC) / 3 para servir de referência para corrente de seqüência zero (I (^) A + I (^) B + I (^) C) / 3 na execução da função direcional de sobrecorrente de terra.
A figura a seguir mostra a componente de seqüência zero no local de aplicação da proteção:
Falta na Frente do Relé
ZF0 Z^ K
I 0
U 0 = - Z (^) F0 .I 0
U (^) A
Relé (^0) 0
(^0) Z F I
U (^) =−
If 0
Falta na Direção Reversa
Z (^) F
I 0
U 0 = + ( ZK0 + Z (^) M0 ).I (^0)
Relé (^) I 00 (^ ZK^^0 Z^ M^0 )
U (^) =+ +
If 0
Z (^) M
Z (^) K0 ZM
Figura 2.9 – Fasores de Seqüência Zero na Proteção
