Baixe apostila protecao graduação versao5 e outras Notas de aula em PDF para Engenharia Elétrica, somente na Docsity! Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 1 1. INTRODUÇÃO A PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS: 1.1. Filosofia de Proteção de Sistemas: Há dois princípios gerais a serem obedecidos, em seqüência: 1. Em nenhum caso a proteção deve dar ordens se não existe defeito na sua zona de controle. 2. Se existe defeito nessa zona, as ordens devem corresponder exatamente àquilo que se espera, considerando a forma, intensidade e localização do defeito. Disso resulta que a proteção por meio de relés, ou releamento, tem duas funções: - Função Principal; - Função Secundária. 1.2. Características Gerais dos Equipamentos de Proteção: a)Função principal: Uma rápida retirada de serviço de um elemento do sistema quando esse sofre um curto- circuito, ou quando o funcionamento anormal deste possa causar danos ou influir na perfeita operação do sistema. Nessa função um relé (elemento detector-comparador e analisador) é auxiliado pelo disjuntor (interruptor), ou então um fusível engloba as duas funções. b)Função secundária: Indicação da localização e do tipo de defeito, visando a mais rápida reparação. Dentro dessa idéia geral, os chamados princípios fundamentais do releamento compreendem: - Releamento ou Proteção Primária; - Releamento ou Proteção Retaguarda; - Releamento Auxiliar. a) Releamento Primário: É aquele em que uma zona de proteção separada é estabelecida ao redor de cada elemento do sistema, com vistas a seletividade, pelo que disjuntores são colocados na conexão de cada dois elementos; Há uma superposição das zonas, visando ao socorro em caso de falha da proteção principal; Se isso de fato ocorre, obviamente, prejudica-se a seletividade, mas esse é o mal menor. b) Releamento de Retaguarda: Atua na manutenção do releamento primário ou falha deste, só é utilizado por motivos econômicos para determinados elementos do circuito e somente contra curtos-circuitos. É desejável que o releamento de retaguarda seja arranjado independentemente das possíveis razões de falhas da proteção primária. c)Releamento auxiliar: Utilizado para sinalização ou temporização. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 2 1.3. Características Funcionais do Releamento: Sensibilidade, Seletividade, Velocidade e Confiabilidade são os aspectos funcionais do releamento (proteção). a) Sensibilidade: Capacidade de a proteção responder às anormalidades nas condições de operação, e aos curtos- circuitos para os quais foi projetada. O equipamento de proteção deve operar com segurança mesmo no caso de defeitos pequenos que provocam correntes reduzidas de desequilíbrio ou de defeito. b) Seletividade: Reconhecer e selecionar entre aquelas condições para as quais uma a imediata operação é requerida, isto é, a proteção deve desligar somente os disjuntores necessários para isolar completamente o elemento defeituoso. c) Velocidade de Atuação: Minimiza a extensão do defeito ocorrido e diminui os riscos de instabilidade (auxilia na estabilidade de máquinas operando em paralelo, re-sincronização de motores, diminuição do tempo total de paralisação). d) Confiabilidade: A configuração do sistema, a qualidade do equipamento utilizado e sua manutenção nos devem dar uma certeza que a proteção funciona adequadamente em caso de defeito. Zonas de proteção sobrepostas e proteção de retaguarda são requisitos indispensáveis num esquema de proteção confiável. 2. TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS: De acordo com a norma ABNT NBR 6546, Transformador para Instrumentos é o “transformador que alimenta instrumentos de medição, dispositivos de controle ou dispositivos de proteção”. Os Transformadores para Instrumentos devem assim, reduzir o valor da tensão (Transformadores de Potencial) ou da corrente (Transformadores de Corrente) primárias para valores secundários normalizados e suficientemente baixos sem, entretanto, introduzirem erros acentuados de relação e ângulo de fase. Os Transformadores para Instrumentos, além de adequar os valores de corrente e tensão, também permitem uma isolação galvânica entre os instrumentos de medição, controle e proteção e as altas tensões do sistema de elétrico de potência que se quer medir, controlar ou proteger. 2.1 SINAIS PARA REPRESENTAÇÃO DE CORRENTES / TENSÕES NOMINAIS E RELAÇÕES NOMINAIS: : § Representar relações nominais - § Separar correntes/tensões nominais e relações nominais de enrolamentos diferentes x § Separar correntes/tensões nominais e relações nominais obtidas por religação série ou paralelas / § Separar correntes/tensões e relações nominais obtidas por derivações Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 5 3.3 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA E POLARIDADE DE UM TC: Convencionalmente, é adotada a representação mostrada na figura 3.2 a seguir e a maneira como as bobinas primárias e secundárias são enroladas no núcleo magnético são simbolicamente indicadas pelas marcas de polaridade (pontos): Fig. 3.2. Representação de TC e Polaridades Como regra, temos que a corrente primária I1 entra pela polaridade e a corrente secundária I2 sai pela polaridade e assim, temos I1 e I2 em fase. 3.4 RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO DO TC: Considerando-se um TC como um transformador operando dentro das características ideais, temos que: F1 - F2 = ℜ.∅ onde: F1 = força magnetomotriz da bobina primária do TC F2 = força magnetomotriz da bobina secundária do TC ℜ = relutância do circuito magnético do núcleo do TC Ф = fluxo magnético no núcleo do TC ou: n1 . I1 - n2 . I2 = ℜ.∅ Considerando o transformador ideal (R = 0) temos: n1 . I1 - n2 . I2 = 0 n1 . I1 = n2 . I2 Definindo-se a relação de transformação do TC como: RTC= n2/ n1 I2 = I1 /RTC Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 6 3.5 CIRCUITO EQUIVALENTE DO TC: Do ponto de vista eletromagnético, o TC é um transformador comum. Desta forma, o seu circuito equivalente pode ser representado conforme mostrado na figura 3.3 a seguir. Fig. 3.3. Circuito Equivalente do TC onde: I1 = corrente no primário I2 = corrente no secundário do TC Z1 = impedância do primário referida ao secundário Z2 = impedância do secundário Zc = carga ligada no secundário do TC (“burden”) Ie = corrente de excitação do TC Ie = Im + Ip Im = corrente de magnetização do núcleo do TC Ip= corrente de perdas (perdas por corrente de Foucault, histerese e pequeno efeito Joule) Rp = resistência equivalente às perdas no ferro do núcleo do TC (corrente Ip) Xm = reatância equivalente à magnetização do núcleo do TC (corrente Im) 3.6 CARACTERIZAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR DE CORRENTE: Segundo a ABNT, os valores nominais principais que caracterizam os transformadores de corrente são os seguintes: • Corrente nominal e relação nominal; • Nível de isolamento; • Frequência nominal; • Carga nominal; • Classe de exatidão; • Fator de sobrecorrente nominal (somente para TC de proteção); Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 7 • Fator térmico nominal; • Corrente térmica nominal; • Corrente dinâmica nominal. 3.6.1 Carga Nominal: O conhecimento da carga nominal dos TC´s é importante porque todas as considerações sobre classe de exatidão dos mesmos estarão condicionadas a essa carga. Segundo a ABNT, as cargas nominais são designadas pela letra “C”, seguida pelo número de volt-amperes em 60 Hz, com corrente nominal de 5 A e fator de potência normalizado. Para a seleção da carga nominal de um TC, somam-se as potências dos dispositivos que serão conectados no seu secundário. Se relevante, considera-se também as potências consumidas pelas conexões e cablagens. Feito isso, adota-se a carga padronizada de valor imediatamente superior ao valor calculado. De acordo com a ANSI, as cargas nominais são designadas pela letra “B” (Burden), seguida pelo valor da impedância em 60 Hz, com corrente nominal de 5 A e fator de potência normalizado. 3.6.2 Classe de Exatidão Nominal: Esse item é de fundamental importância para a correta especificação do TC. Os transformadores de corrente estão classificados em dois tipos distintos, de acordo com a sua aplicação: • TC´s para serviço de medição; • TC´s para serviço de proteção. O assunto classe de exatidão nominal será tratado separadamente para cada tipo de TC, conforme classificação acima. Para se avaliar a diferença entre TC de medição e de proteção, considera-se que os TC´s de medição devem manter os seus erros de sua classe de exatidão para correntes de carga. A figura 3.4 mostra um TC com 3 enrolamentos, que contempla as características de medição e proteção. Fig.3.4. TC para Medição e Proteção. 3.6.3 Fator de Sobrecorrente do TC: Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 10 Aplicações Típicas: Classe 0,3 - medidas em laboratórios, medidas de potência ou energia para fins de faturamento (nível de isolamento 0,6 kV ou mais). Classe 0,6 - medida de potência ou energia para fins de faturamento (nível de isolamento 0,6 e 1,2 kV) Classe 1,2 - alimentação de instrumentos indicadores e registradores (amperímetros, voltímetros, wattímetros, etc.) Classe 3,0 - instrumentos indicadores 3.8 TRANSFORMADOR DE CORRENTE PARA SERVIÇO DE PROTEÇÃO: Os TC´s para serviço de proteção devem retratar fielmente as correntes de curto-circuito e é importante que os mesmos não sofram os efeitos da saturação. Segundo a ABNT, os TC´s para serviço de proteção, quanto à impedância, se subdividem nas classes: • Classe A • Classe B 3.8.1 Classe A: O TC que possui alta impedância interna, isto é, aquele cuja reatância de dispersão do enrolamento secundário possui valor apreciável em relação à impedância total do circuito secundário, quando este alimenta sua carga nominal. Para melhorar a sensibilidade e qualidade do TC através do aumento da sua força magneto motriz, a bobina primária é enrolada. O TC de alta reatância de dispersão é conhecido como: • Tipo A, pela ABNT (A de Alta reatância de dispersão) • Tipo H, pela ANSI (H de High) São transformadores de corrente que tem a bobina primária enrolada sobre o seu núcleo magnético, conforme mostrado na figura 3.5: Fig 3.5 - TC de Alta Reatância de Dispersão Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 11 3.8.2 Classe B: O TC que possui baixa impedância interna, isto é, aquele cuja reatância de dispersão do enrolamento secundário possui valor desprezível em relação à impedância total do circuito secundário, quando este alimenta sua carga nominal. Constituem exemplos, os TC´s de núcleo toroidal, com enrolamento secundário uniformemente distribuído. Esse TC é também conhecido como do tipo Bucha. A bitola do cabo primário é grande para suportar alta corrente primária e construtivamente, é impraticável se fazer espiras no núcleo magnético do TC. Assim, o primário é praticamente uma barra que transpassa o núcleo do TC, conforme mostrado na figura 3.6: Fig.3.6. TC de Baixa Reatância de Dispersão O secundário é enrolado com muitas espiras para produzir o máximo acoplamento possível, diminuindo consideravelmente a reatância de dispersão. O TC da baixa reatância é conhecido como: • Tipo B, pela ABNT (B de baixa reatância) • Tipo L, pela ANSI (L de Low) 3.8.3 Classe de Exatidão segundo ANSI: Pela ANSI, define-se o erro do TC pela limitação da máxima tensão que pode aparecer no seu secundário devido à máxima corrente de curto-circuito, considerando-se o seu fator de sobrecorrente. Portanto é a máxima tensão que pode aparecer no secundário do TC para uma corrente no primário de 20 vezes a sua corrente nominal primária (fator de sobrecorrente é sempre considerado igual a 20) sem que o erro ultrapasse 2,5% ou 10%. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 12 Na figura 3.7 são mostradas as combinações possíveis das classes de exatidão dos TC´s, segundo a ANSI: Fig.3.7. Classe de Exatidão segundo ANSI. Um TC 10H400 significa: 10 - erro admissível da sua classe de precisão de 10% H - TC de alta reatância (H=high) 400 - tensão máxima no secundário do TC para que o erro devido à saturação do núcleo do TC não ultrapasse 10% para uma corrente de curto-circuito máxima limitado pelo fator de sobrecorrente. Carga no Secundário do TC: É a máxima carga que se pode ligar no secundário do TC de forma a não ultrapassar a tensão máxima dada pela sua classe de exatidão, conforme mostra a figura 3.8. Fig. 3.8. Carga no Secundário do TC. Temos que Vmáx = Zcarga . I2 Para a condição de máxima corrente de curto-circuito com fator de sobrecorrente 20, I2 = 20 x 5 = 100 A Portanto, Zcarga = Vmáx / 100 Considerando o TC do exemplo anterior (10H400), temos: Vmáx = 400 V I2 = 100 A Zcarga = 400 / 100 = 4Ω Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 15 Exemplo: Considerando o TC especificado sob ABNT - A10F20C100, encontrar o seu equivalente ANSI. Scarga = 100 VA Vmáx = 4. Scarga = 4. 100 = 400 V ► 10H400 Portanto, A10F20C100 (EB-251)◄ ► 10H400 ou 10A400 (NBR 6856) ◄ ► 10T400 3.9. TIPOS DE TC´s: TC Tipo Bucha – Possui o enrolamento secundário isolado e montado no núcleo, sendo o enrolamento primário um condutor isolado, Fig.3.10. Mais precisos que os outros TC´s para valores elevados de corrente, por possuírem um núcleo maior. TC Tipo Janela – Construído de maneira análoga ao tipo bucha, exceto que o ar é utilizado para se separar os enrolamentos primário e secundário (Classes de tensão de 13.8 kV), Fig.3.11. TC Tipo Barra – Possui os enrolamentos primário e secundário isolados e montados no núcleo, Fig.3.12. O primário consiste de uma barra (condutor) que é colocada no interior da janela do núcleo. TC Tipo Pedestal – Possui o primário e o secundário enrolados num núcleo toroidal, Fig.3.13, sendo largamente empregado nas classes de tensão de 25 e 138 kV. Fig.3.10. TC Tipo Bucha. Fig.3.11. TC Tipo Janela. Fig.3.12 .TC Tipo Barra Fig.3.13. TC Tipo Pedestal. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 16 4. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL: 4.1 INTRODUÇÃO: De acordo com a norma ABNT NBR 6546, Transformador de Potencial (TP) é o “transformador para instrumentos cujo enrolamento primário é ligado em derivação em um circuito elétrico e reproduz, no seu circuito secundário, uma tensão proporcional à do seu circuito primário, com sua posição fasorial substancialmente mantida”. Portanto são equipamentos que têm por finalidade reduzir o valor da tensão de um determinado circuito para níveis compatíveis com instrumentos de medição, controle e proteção. Os TP´s devem reproduzir no seu secundário uma tensão com o menor erro possível , sendo a tensão primária nominal estabelecida de acordo com a ordem de grandeza da tensão do circuito em que o TP está ligado. Assim como os TC´s, estes equipamentos também apresentam erros de relação que estão vinculados com as características construtivas e com o tipo de cargas conectadas ao secundário. Como unidades monofásicas, seus agrupamentos produzem diferentes configurações, um exemplo é apresentado na Fig.4.1. Assim, sua relação de transformação fica definida como: RTP= Ns/Np= Vp (f-n) /Vs (f-n) Fig. 4.1. TP´s ligados em Y-Y. 4.2 CARACTERIZAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR DE POTENCIAL: Os valores nominais que caracterizam um transformador de potencial são: • Tensão primária nominal e relação nominal; • Nível de isolamento; • Frequência nominal; • Carga nominal; • Classe de exatidão; • Potência térmica nominal. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 17 4.2.1 Carga Nominal: A carga nominal de um TP é definida como sendo a máxima potência aparente em VA, indicada na sua placa, que se pode conectar no seu secundário, para que o mesmo não ultrapasse o erro de relação de sua classe de exatidão. Segundo a ABNT, as cargas nominais são designadas por um símbolo, formado pela letra “P”, seguida do número de volt-amperes correspondente à tensão de 120 V ou 69,3 V. A soma das potências aparentes em VA solicitadas pelos diversos dispositivos conectados em paralelo no 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. 4.2.2 Classe de Exatidão: Os TP´s são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3 - 0,6 - 1,2 A classe 0,3 destina-se a medições em laboratório, medições especiais e medição para faturamento, enquanto que as classes 0,6 e 1,2% destinam-se a alimentação de instrumentos de medição e relés de proteção. A carga nominal de um TP é definida como sendo a máxima potência aparente que pode ser conectada ao secundário do TP, sem que o mesmo não ultrapasse o erro de relação de sua classe de exatidão. Portanto, a soma aritmética das potências aparentes em VA solicitadas pelos equipamentos ligados em paralelo ao secundário do TP, não deve ultrapassar a carga nominal do TP. A norma IEC define para a proteção, as classes 3P e 6P que expressam os erros de relação e de fase. A tabela 4.1 mostra uma equivalência e uma comparação de cargas segundo algumas normas. Tab.4.1. Tabela comparativa para Cargas Nominais de TP. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 20 6.2 Divisor de Tensão Capacitivo com Carga: A figura 6.3 mostra o divisor de tensão com uma carga de impedância Z pela qual circula a corrente I. A relação entre a tensão de saída V2 e a tensão primária V pode ser determinada pela equação: Utilizando a expressão anterior do DTC em vazio, chegamos na seguinte equação para o DTC com carga: Fig. 6.3. Divisor de Tensão Capacitivo com Carga. A equação anterior pode ser representada pelo diagrama equivalente da figura 6.4: Fig. 6.4. Circuito Equivalente. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 21 Admitindo-se que Za e Zb têm ângulos iguais, a capacitância equivalente Ce na figura 6.5 seguinte é a soma das capacitâncias componentes Ca e Cb. A tensão V1 é a tensão sem carga, determinada somente pelas capacitâncias Ca e Cb. Fig. 6.5. Circuito Equivalente Simplificado. Com a definição das equações acima, podemos chegar na equação final que representa o circuito equivalente simplificado do DTC: A figura 6.6 mostra o diagrama fasorial do circuito. Na prática, as perdas nos capacitores são muito pequenas e podem ser desprezadas (o ângulo de fase para a impedância Za e Zb é muito próximo de 90o). Portanto, a queda de tensão Ze.I será puramente capacitiva. Se a carga tem um ângulo de fase indutivo, o que ocorre normalmente, verificamos que a tensão V2 aumenta com a corrente de carga I e está adiantada da tensão primária V de um ângulo γ . Figura 6.6. Diagrama Fasorial do Circuito Equivalente. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 22 6.3 Princípio do Divisor Capacitivo de Potencial: Com a ajuda de um transformador de potencial conectado, como mostrado na figura 6.1, a carga secundária é tirada do divisor de tensão capacitivo em uma tensão mais alta, reduzindo assim a corrente I. Dessa maneira, a tensão V1 torna-se uma tensão intermediária, a qual, com a ajuda do transformador, é reduzida a uma tensão secundária final. Conhecendo-se o valor das capacitâncias do divisor de tensão, podemos determinar a tensão intermediária V1 e a relação de transformação. A indutância necessária para a compensação do divisor de tensão capacitivo é normalmente incluída no transformador intermediário, consistindo das indutâncias normais de dispersão dos enrolamentos do transformador e de uma indutância adicional em série. O circuito completo para um divisor capacitivo de potencial é mostrado na figura 6.7, onde o transformador intermediário é representado de maneira convencional, sendo R1 a resistência primária, L1 a indutância série, R2 e L2 a resistência e a indutância secundárias referidas ao lado primário e Zm a impedância de magnetização resultante da resistência Rm em paralelo com a indutância Lm. A indutância série total L1 + L2 inclui as indutâncias normais de dispersão mais a indutância adicional necessária para obter a compensação desejada da capacitância equivalente Ce = Ca + Cb do divisor de tensão capacitivo. A impedância Z representa a carga nos terminais secundários. Fig. 6.7. Divisor Capacitivo de Potencial - Circuito Completo. Foi visto que o divisor capacitivo de tensão é um equipamento transformador de tensão, que usa um divisor capacitivo de tensão ligado entre fase e terra. Com tensões de serviço acima de 69 kV torna-se mais econômico o uso de divisores capacitivos de tensão, em vez de TP´s convencionais. A Fig. 6.8 mostra um circuito simplificado de um DCP em cada fase da linha de transmissão junto ao barramento da subestação, onde observamos que o TP é energizado com uma tensão E2, bem menor que a tensão da linha. Como já citamos, o DCP é um banco de capacitores em série e que este pode ser usado como um divisor de tensão, para se utilizar um TP convencional com uma tensão primária mais baixa que a tensão da linha de transmissão, bem como aproveitar os capacitores para o acoplamento do Carrier, na transmissão e recebimento de dados do sistema elétrico. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 25 Com base neste teorema, podemos então fazer a determinação analítica das componentes simétricas, fazendo o uso do operador a=1∠1200 e assim as componentes simétricas do sistema desequilibrado original podem ser facilmente obtidas, como mostra a figura 7.3. Fig. 7.3. Decomposição Gráfica de Fasores em Componentes Simétricas. Analiticamente obtemos as seguintes equações a seguir: 210 (1) 210 210 VcVcVcVc VbVbVbVb VaVaVaVa ++= ++= ++= Assim, através da substituição dos valores dos fasores em função das componentes simétricas no conjunto de equações (1), obtemos uma representação matricial que relaciona os valores de fase do sistema trifásico desequilibrado com os valores de componentes simétricas, representada da seguinte forma: (2) 2 1 0 . a a 1 a a 1 1 1 1 2 2                       =             V V V Vc Vb Va 7.1. Tipos de Filtros de Seqüência: Como as grandezas de fase podem ser medidas diretamente em um circuito físico, o mesmo não pode ser feito para as grandezas de seqüência, pois sua medição depende de transformações, conhecidas como filtros de seqüências e que podem ser implementadas por circuitos tem como entrada tensões e correntes de fase e como saída, tensões e correntes de seqüência. Para realização destes filtros, utilizam-se resistores e capacitores para montagem de impedâncias, bem como amplificadores operacionais, que ajustados convenientemente com os valores de resistores e capacitores, proporcionam as transformações desejadas. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 26 A seguir, pode-se observar a estrutura típica de filtros de seqüência zero, seqüência positiva e seqüência negativa. A figura 7.4 ilustra a estrutura de filtro de seqüência zero e mostra a dualidade do filtro tensão e do filtro de corrente para a seqüência zero. Fig.7.4. (a) Filtro de Tensão (b) Filtro de Corrente. Na figura 7.5 é apresentada a estrutura de um filtro de seqüência positiva e de um filtro de seqüência negativa, onde apenas são invertidas as alimentações de corrente. Fazendo com que a corrente que passe pelo relé seja proporcional à componente de seqüência positiva e seqüência negativa respectivamente. Na figura 7.6 é apresentado o circuito elétrico de um filtro de seqüência, utilizando amplificadores operacionais. Fig.7.5. (a) Filtro de Seqüência Positiva (b) Filtro de Seqüência Negativa. Fig.7.6. Circuito Elétrico de um Filtro de Seqüência. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 27 8. PRINCÍPIOS DOS RELÉS DE PROTEÇÃO: Considerados os elementos mais importantes de um sistema de proteção, os relés são dispositivos responsáveis por detectar anormalidades num sistema elétrico, atuando diretamente sobre um equipamento, de modo a tentar isolar o defeito, através da abertura de disjuntores com vistas a preservar a operação do restante do sistema, como também acionar circuitos de alarmes e sinalizações como o mesmo fim. As funções dos relés de proteção passam pela medição das grandezas atuantes, a comparação dos valores medidos com os valores dos ajustes aplicados, para daí operar ou não em função dessa comparação, e assim acionar ou não a operação de disjuntores ou relés auxiliares. Existem vários tipos de relés de proteção, usando configurações e funcionamentos distintos, como relés eletromecânicos, relés eletrônicos e relés digitais. A estrutura física destes dispositivos consiste basicamente de um elemento de operação (bobina) e um jogo de contatos. Esse elemento de operação recebe a informação de corrente e/ou tensão através dos transformadores de instrumentos, analisa a grandeza medida e transforma o resultado dessa análise numa ação de contatos. No caso de um equipamento em situação de anormalidade, os contatos dos relés serão fechados, energizando os circuitos de alarme e de abertura do disjuntor, isolando o equipamento do sistema. 8.1. Relés de Sobrecorrente: A função sobrecorrente serve para detectar condições de curto-circuito onde, quase sempre, uma corrente de fase é sensivelmente maior do que a corrente de carga. Há dois tipos de corrente a detectar: Correntes de fase superiores a correntes de carga, decorrentes de curtos-circuitos. Correntes de terra decorrentes de curtos-circuitos a terra. Para correntes de fase, utiliza-se Função de Sobrecorrente de Fase (50/51F). Para correntes de terra, utiliza-se Função de Sobrecorrente de Terra (50/51N). Portanto os relés de sobrecorrente são todos os relés que atuam para uma corrente superior a do seu ajuste. Assim, quando a corrente de curto-circuito ultrapassa a corrente pré-ajustada do sensor do relé, o mesmo atuará instantaneamente ou temporizado, de acordo com as necessidades previstas. A figura 8.1 mostra um esquema funcional de um sistema de proteção, com a utilização de relés de sobrecorrente e um disjuntor. Fig. 8.1 Esquema Funcional de uma Proteção. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 30 O relé opera quando a corrente ultrapassar o múltiplo da corrente nominal ajustado e desliga no tempo previamente ajustado, não importando quantas vezes foi ultrapassado o valor da de partida do relé. Já nos relés de tempo inverso na mesma figura 8.5, a temporização ou o retardo de atuação varia inversamente com a corrente, isto é, quanto maior a corrente de atuação menor o tempo de retardo. Observamos também as três características mais comuns para relés de tempo inverso. Estas diferentes características são aplicáveis à proteção de linhas de transmissão ou de alimentadores sob várias condições de seletividade com equipamentos de proteção adjacentes. A característica extremamente inversa, por exemplo, é mais adequada para coordenar com fusíveis ou religadores da rede de distribuição, também se adapta melhor à proteção de alimentadores de distribuição, onde a corrente de curto-circuito não sofre influência da maior ou menor geração do sistema, dependendo apenas da impedância de linhas e transformadores até as fontes. Os relés com características extremamente inversa são também menos sujeitos a desligamentos indevidos quando se reenergiza um circuito alimentador de distribuição após uma interrupção prolongada. Quando um circuito distribuidor fica desligado por tempos prolongados, ao ser religado teremos um “golpe” de corrente várias vezes superior a corrente nominal do circuito, devido ao acúmulo de cargas, além é claro dos transitórios de magnetização de transformadores de distribuição. No caso de proteção de linhas de transmissão, as inclinações da curvas utilizadas são importantes, pois no caso de linhas curtas até 40 km, onde o nível de curto-circuito é quase o mesmo nas barras, devemos também utilizar relés com características extremamente inversas como nos sistemas de distribuição, a fim de se obter uma boa margem de coordenação com os relés. Da mesma forma, aplicamos relés com características muito inversas para linhas de transmissão de comprimento médio (até 90 km) e relés com características inversas para linhas longas. Tanto os relés de características de tempo x corrente inversa como os de tempo definido podem ser equipados com elementos instantâneos. Estes elementos instantâneos são naturalmente ajustados para funcionar com correntes superiores as do elemento temporizado. Eles têm por finalidade promover a rápida limpeza de defeitos, diminuindo os danos e permitindo o uso de religamento automático com possibilidade de sucesso. A figura 8.6 mostra o ajuste para o elemento instantâneo. Fig. 8.6 Ajuste do Elemento Instantâneo. 8.1.2. Ajuste e Coordenação de Relés de Sobrecorrente: Nos relés de sobrecorrente de tempo inverso, não há a escolha do tempo de atuação, mas sim a curva de atuação. Escolhe-se a curva levando-se em consideração as características e as condições de coordenação dos relés utilizados na proteção, na qual os mesmos estão inter- Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 31 relacionados. Assim, a coordenação vai depender de uma cadeia de tempos diferentes para a mesma corrente de curto-circuito. Isto irá garantir uma seqüência de seletividade na abertura dos disjuntores, eliminando o defeito, sem deixar de atender os demais consumidores de um sistema. As curvas de atuação dos relés, como relatado anteriormente, podem ter diferentes inclinações e as mesmas são demarcadas pelos fabricantes em percentagem ou na base de 10, como mostra a figura. 8.7. Portanto temos: 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% Fig.8.7. Curvas de um Relé de Tempo Inverso. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 32 Observa-se que todas as curvas são referenciadas para 100%, portanto, as demais tem seu o tempo referido a esta curva. As curvas inversas dos relés são dadas a partir do múltiplo 1,5, correspondente a um torque do relé 50% superior ao torque para o limiar de operação. O múltiplo M indica quantas vezes a corrente de curto-circuito no secundário do TC é maior que o tape escolhido no relé. Assim, escolhendo-se o tape do relé sobre a bobina magnetizante do relé (Fig. 8.2), podemos ajustar a corrente de atuação do relé de sobrecorrente. Já nos modernos relés digitais com a utilização de microprocessadores, existe uma flexibilidade bem maior. Sendo possível a escolha de um tipo de curva (“inclinação”) dentre muitos normalizados (norma IEC ou IEEE / ANSI) e aplicando fórmula para determinação tempo de atuação mostrada a seguir, onde alguns coeficientes são obtidos das normas, dependendo do tipo de curva. 1 1 +               −      = α Is I K T . t T = Múltiplo de tempo (equivalente ao da proteção eletromecânica). K = Coeficiente (tabelado). I = Corrente no relé. Is = Corrente de atuação ajustada para a função. α = Coeficiente (tabelado). L = Coeficiente (tabelado). Tipo de Curva Norma K α L Inversa Normal 0,14 0,02 0 Muito Inversa IEC 13,5 1 0 Extremamente Inversa 80 2 0 Moderadamente Inversa 0,0515 2 0,18 Muito Inversa IEEE/ANSI 19,61 2 0,491 Extremamente Inversa 28,2 2 0,1215 Tabela 8.1. Coeficientes para a Função de Sobrecorrente em Relés Digitais. 8.1.3. A Conexão dos TC’s para Proteção Convencional: A conexão da proteção aos transformadores de corrente para relés individuais é mostrada na figura 8.8 a seguir: Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 35 a) Coordenação de Relés de Sobrecorrente de Tempo Definido: Ajustar o relé mais próximo da falta no menor tempo possível. O relé a montante deve ter um tempo de operação cuja diferença com o tempo do relé a jusante deva ser maior ou igual ao tempo de coordenação (∆t). A figura 8.10a seguir ilustra essa coordenação. Esse tipo de coordenação se observa em circuitos radiais, mas essa aplicação tem a desvantagem de que a atuação dos relés é contrária a filosofia de proteção, pois o tempo de atuação é constante, permitindo que os defeitos perdurem por tempos demasiadamente grandes. Fig. 8.10 Coordenação de Relés de Sobrecorrente com Tempo Definido. b) Coordenação de Relés de Sobrecorrente de Tempo Inverso: A coordenação com relés de sobrecorrente de tempo inverso segue a regra de escolha da curva mais baixa possível para o relé mais próximo a falta. Define-se, portanto o tempo de atuação em função da corrente de curto trifásico e seu múltiplo. Para o relé a montante considera-se o tempo de coordenação (∆t) somado ao tempo de atuação anterior. Com essa informação e do múltiplo da corrente de curto-circuito, define-se a escolha da curva de atuação do relé a montante. A figura 8.11 ilustra essa coordenação que deve ser realizada sempre com dois elementos de sobrecorrente. Fig. 8.11 Coordenação de Relés de Sobrecorrente com Tempo Inverso. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 36 8.2. Relé de Função de Seqüência Negativa: Um desbalanço em um sistema trifásico, com ou sem terra, fará com que apareçam as componentes simétricas de seqüência negativa. A componente de seqüência negativa pode ser obtida através da expressão que envolve a matriz de Fortescue, como visto anteriormente. A expressão abaixo, apresenta como a corrente de seqüência negativa pode ser obtida, o mesmo processo se dá no caso da tensão, onde os valores de seqüência são obtidos através dos valores de fase. Em condições normais de operação, com o sistema trifásico equilibrado, essa corrente é zero. Com o surgimento da componente de seqüência negativa I2, significa que há um desbalanço de corrente através do circuito e este pode ser causado por: • Uma fase aberta; • Duas fases abertas; • Carga desequilibrada (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 I2 (seqüência negativa) com relação à corrente I1 (seqüência positiva). O desbalanço de corrente é um fator grave para máquinas rotativas, uma vez que induz correntes de frequência dupla no rotor, causando aquecimento. Portanto a função de seqüência negativa é utilizada principalmente para proteção de motores e geradores e seu código na ANSI é 46. Fig. 8.12 Função de Seqüência Negativa. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 37 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 utilizada para detectar curto-circuito. A exigência é que a carga, em condições normais, deve ser equilibrada o suficiente para não atingir limite de atuação da proteção. 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. 8.3 Relé Direcional de Sobrecorrente: A diferença entre uma função de sobrecorrente e uma função direcional de sobrecorrente é que esta última tem uma característica extra, associada à direção da corrente medida, e não apenas ao módulo da corrente medida. Para que isto seja possível, deverá haver, para cada relé, uma referência de tensão. Isto é, os mesmos devem ser polarizados. O código ANSI para a função direcional de sobrecorrente é (67). Pode ter, também, elemento instantâneo, porém não há código específico para esse elemento instantâneo. A figura 8.13 a seguir mostra uma conexão trifásica para 02 relés direcionais de sobrecorrente de fase e um relé direcional de sobrecorrente de terra. Fig. 8.13 Conexão para relés direcionais de sobrecorrente. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 40 memória era feita através de circuitos ressonantes, já para as proteções digitais, são utilizados dados de um buffer com as informações do passado. Outra forma de concepção da proteção direcional é com base no uso de componentes simétricas, onde se pode usar a tensão de seqüência zero (UA + UB + UC) / 3 para servir de referência para corrente de seqüência zero (IA + IB + IC) / 3 na execução da função direcional de sobrecorrente de terra. A figura 8.16 mostra os diagramas de seqüência zero no local de aplicação da proteção para a falta à frente do relé e reversa, e as grandezas que alimentam o relé de neutro. Fig. 8.16 – Diagrama e Fasores de Seqüência Zero na Proteção. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 41 8.3.1. Coordenação com Relés Direcionais: A figura 8.17 ilustra como fazer a coordenação com relés direcionais de sobrecorrente com tempo definido, já a figura 8.18 ilustra a coordenação utilizando relés direcionais de tempo inverso. Todo o processo de coordenação segue as etapas de coordenação apresentadas anteriormente, para os relés de sobrecorrente não direcionais, onde primeiramente é feita a coordenação numa direção e depois é feita a outra coordenação na direção oposta. Fig. 8.17 – Coordenação de Relés Direcionais de Tempo Definido. Fig. 8.18 – Coordenação de Relés Direcionais de Tempo Inverso. 8.4. Relé Direcional de Potência (32): Diferentemente do relé de sobrecorrente direcional 67, o relé direcional de potência 32 calcula a potência ativa em Watts, e monitora o outro relé que é o responsável pela proteção do sistema. Esse relé basicamente detecta a direção da potência ativa que flui no ponto de aplicação da função direcional e o seu valor. As aplicações mais usuais são em casos de motorização de geradores síncronos, em casos de pontos de interligação com auto-produtores, onde não se deseja a inversão do sentido do fluxo de potência ativa e para transformadores específicos, onde se deseja a direção da potência ativa apenas num sentido. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 42 8.5 Relés de Tensão: Como o próprio nome menciona, estes relés possuem a função para detectar condições de tensão superiores ou inferiores aos valores normalmente aceitos para a operação do sistema ou do equipamento. 8.5.1 Proteção de Sobretensão (59): Para detectar condição de tensão superior a um valor aceitável. Pode ser de dois tipos, com a função de sobretensão instantânea ou a função de sobretensão temporizada. Na função instantânea o seu tempo de atuação depende apenas de suas características construtivas e inerentes ou do seu algoritmo. Por outro lado, a função temporizada é construída para introduzir uma temporização intencional e ajustável. Os relés de sobretensão temporizados são, geralmente, com uma característica de tempo definida. A figura 8.19 mostra a característica do relé 59 de tempo de definido para as tensões de linha. Dependendo do nível de sobretensão esperado, utiliza-se a função instantânea ou a função temporizada. Fig. 8.19 – Característica do Relé de Sobretensão 59. Uma característica muito importante num relé de sobretensão é a chamada relação pick-up / drop-out. Num relé de sobretensão, dependendo da sua construção e da tecnologia utilizada, tem-se a sua atuação quando se atinge o nível de tensão ajustado e tem-se a sua desatuação quando a tensão retorna às condições normais. Utilizam-se relés de sobretensão na proteção de transformadores, reatores e máquinas rotativas, isto é, na proteção de equipamentos que podem ter sua isolação deteriorada no caso de exposição a condições de sobretensão. São utilizados também em linhas de transmissão de EAT, para desligar trechos do sistema afetados por sobretensão (excesso de reativos). 8.5.2. Proteção de Subtensão ( 27) O relé 27 atua quando a tensão cair abaixo de um valor ajustado. Esta função do relé pode ser utilizada como proteção para equipamentos que não podem operar com tensão abaixo de um certo limite (geralmente máquinas rotativas), ou pode ser utilizada apenas como relé de subtensão para desligamento automático de circuito quando de falta de tensão (relé de manobra). Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 45 8.6.1 Requisitos Desejados para uma Função de Distância: Na condição de curto-circuito na LT, a impedância série de uma linha de transmissão ZLinha tem um ângulo característico entre 65 e quase 88 graus, isto é, bastante indutivo. Daí o fato de se ter os relés de distância concebidos com característica mais sensível nesta faixa de ângulo. Se o relé de impedância estiver ajustado com um valor ZLinha maior do que o Zcc, o valor medido cairia dentro de sua característica e o relé atuaria. Na condição de carga na LT, não se deseja que a proteção de distância atue para condição de carga e também que permita as sobrecargas esperadas em condições de emergência. Verifica-se então que a proteção deve ser sensível para ângulos indutivos acentuados (condição de curto- circuito na direção para frente) e não seja sensível para ângulos indutivos pequenos (carga indutiva saindo da barra). Na condição de curto-circuito com resistência de falta RF, a proteção de distância deve detectar a impedância de curto-circuito considerando a resistência de falta. Conclui-se que a proteção deve ser sensível não apenas através do ângulo da linha, mas também para ângulos menores que consideram a resistência, tomando-se o cuidado de não alcançar a impedância de carga. Considera-se resistências de falta, a resistência de arco (arco através da cadeia de isoladores ou entre fases), a resistência de pé de torre (do sistema de aterramento das torres e seus cabos guarda) e a resistência de contato (árvore, água, rocha, etc.). 8.6.2 Tipos de Relé de Distância e suas Características: Baseado nos requisitos abordados acima definem-se as características mais comuns utilizadas para relés de distância, e tais características, são as pré-estabelecidas de impedância da função de distância, como resultado da concepção da proteção e seus ajustes e parâmetros. Dentre os tipos de relés de distância temos os Relés de Impedância, indicados para proteção de fase, em linhas de comprimento médio (138 kV). São um pouco sensíveis às oscilações do sistema e exigem adicional unidade direcional. Sua característica é apresentada na figura 8.23. Fig. 8.23 – Relé de Impedância. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 46 Os Relés de Admitância são indicados na proteção de fase em linhas longas e de mais altas- tensões, sujeitas a sérias oscilações. São bastante afetados pela resistência de arco, mas devido serem inerentemente direcionais e praticamente insensíveis a oscilações do sistema, são muito usados na prática de proteção de linhas. A figura 8.24 mostra a característica desse relé num diagrama de impedância. Fig. 8.24 – Relé de Admitância. Os Relés de Reatância são indicados particularmente para proteção de fase, em linhas de comprimento curto, onde a resistência tem valor apreciável em relação à indutância e os arcos voltaicos não podem ser desconsiderados. São bastante afetados pelas oscilações do sistema e também exigem adicional unidade direcional. A figura 8.25 mostra o relé de reatância e o mesmo utilizado conjuntamente com o relé de admitância, aproveitando a direcionalidade intrínseca do mesmo. Fig. 8.25 – Relé de Reatância. 8.6.3. Ajuste e Coordenação de Relés de Distância: Como visto anteriormente, uma proteção de distância não possui apenas uma zona de alcance. Ela possui várias zonas, sendo que cada zona pode ser ajustada com seus respectivos valores de alcance e tempo. Portanto, temporizando adequadamente cada zona de proteção, pode-se obter seletividade e garantir uma proteção de retaguarda para faltas em outros componentes ou linhas adjacentes. Uma maneira simplificada de representar as zonas de alcance de uma proteção de distância está mostrada na figura 8.26. Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB Prof.Thair Ibrahim Mustafa 47 Fig. 8.26 – Zonas de alcance da proteção com Relés de Distância. Ajustar um relé de impedância para cobrir uma determinada distância de uma linha de transmissão não apresenta dificuldade pelo fato de se ter impedância da linha pré-calculada, com muita precisão. Assim, é comum ter-se elementos de distância ajustados em 80 %, 85 %, 120 %, 150 % , etc. da impedância total da linha protegida, sendo estas porcentagens dependentes da finalidade de cada um desses elementos. No caso de ajustes com relés de admitância, devemos tomar cuidado quando o ângulo de máximo torque (τ) ou ângulo de inclinação do diâmetro não coincidir com o ângulo natural da impedância da linha de transmissão. Neste caso o ajuste é feito com o Zajuste posicionado na linha do seu ângulo máximo de torque, tanto para o ajuste da primeira zona, como das demais, conforme mostra as figuras 8.27 e 8.28. Fig. 8.27 – Valor real de ajuste no Relé de Admitância.