Sistemas Elétricos de Potência
February 1, 2023 | Author: Anonymous | Category: N/A
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Sistemas Elétricos de Potência
Amauri Luengo Figueira Figueira
© 2016 by Universidade de Uberaba Todos os direitos reservados. Nenhuma parte desta publicação poderá ser reproduzida ou transmitida de qualquer modo ou por qualquer outro meio, eletrônico ou mecânico, incluindo fotocópia, gravação ou qualquer outro tipo de sistema de armazenamento e transmissão de informação, sem prévia autorização, por escrito, da Universidade de Uberaba. Universidade de Uberaba Reitor Marcelo Palmério Pró-Reitor de Educação a Distância Fernando César Marra e Silva Editoração Produção de Materiais Didáticos Capa Toninho Cartoon Edição Universidade de Uberaba Av.. Nenê Sabino, 1801 – Bairro Universitário Av
Catalogação elaborada pelo Setor de Referência da Biblioteca Central UNIUBE
Figueira, Amauri Luengo. F469s Sistemas elétricos de potência / Amauri Luengo Figueira. – Uberaba: Universidade de Uberaba, 2016. 138 p. : il. Programa de Educação a Distância – Universidade de Uberaba. ISBN: 978-85-7777-574-3 1. Eletricidade. 2. Circuitos elétricos. 3. Reles de proteção. I. Universidade de Uberaba. Programa de Educação a Distância. II. Título. CDD 621.3
Sobre os autores Amauri Luengo Figueira Possui graduação em engenharia elétrica - modalidade eletrotécnica pela Escola de Engenharia de Lins (1980). Especialista em Engenharia com ênfase em Sistemas. Atualmente, é engenheiro Sênior da Companhia Paranaense de Energia (COPEL), exercendo a função de Gerente de Divisão Projetos e Obras de Maringá - PR. Tem experiência na área de Engenharia Elétrica, com ênfase em Instalações Elétricas Industriais. Lecionou Sistemas de Potência em universidades na ecidade de Maringá.
Sumário Capítulo 1 Introdução à proteção de sistemas elétricos de potência: tipos, requisitos e princípio de funcionamento de relés de proteção .....11 1.1 Principais tipos de relés de proteção elétrica ............................... .................................................. ................... 12 1.2 Principais requisitos de relés de proteção elétrica ................................. .......................................... ......... 14 1.3 Princípios de funcionamento dos principais relés de proteção ....................... 16
Capítulo 2 Princípios operacionais de relés de sobrecorrente e direcionais .........................................................21 2.1 Principais tipos de relés de proteção elétrica ............................... .................................................. ................... 22 2.2 Relés de proteção direcionais ............................................. ......................................................................... ............................ 30
Capítulo 3 Princípios operacionais de relés direcional de sobrecorrente, direcional de potência, diferencial e a distância ......35 3.1 Relés de proteção direcionais de sobrecorrente sobrecorrente - função ansi 67 ................. 37 3.2 Relés de proteção direcionais de potência - função ansi 32 .......................... .......................... 39 3.3 Relés de proteção diferencial – função ansi 87 ....................................... .............................................. ....... 41 3.4 Relés de proteção a distância – função ansi 21................................ 21 .............................................. .............. 48
Capítulo 4 Princípios operacionais de relés de impedância, a distância tipo mho e à reatância ....................................................51 4.1 Relés de impedância ......................................... ............................................................................ .............................................. ........... 53 4.2 Relés de distância tipo MHO .............................................. ........................................................................... ............................. 63 4.3 Relés de distância à reatância................................ reatância................................................................... ......................................... ...... 64
Capítulo 8 Proteção de geradores, transformadores e barramentos ...69 5.1 Geradores de energia ene rgia elétrica ................................... ...................................................................... ...................................... ... 71 5.1.1 Geradores síncronos de energia em sep ................................... .............................................. ........... 71 5.2. Transformadores de energia ene rgia elétrica ................................... .............................................................. ........................... 81 5.2.1 Proteção em função de condições normais de funcionamento ............ 90 5.2.2 Proteção em função de faltas externas ................................. ................................................. ................ 90 5.2.3 Proteção em função de faltas internas ao transformador ..................... ..................... 101 5.3 Barramentos Barram entos elétricos ................................ ................................................................... ...................................................... ................... 102
Capítulo 6 Proteção digital ...............................................................107 6.1 Proteção de sistemas elétricos e létricos ................................... ...................................................................... ..................................... .. 109 6.1.1 Relés Digitais ................................... ..................................................................... ..................................................... ................... 114 6.1.2 Arquitetura dos relés digitais ................................................................. ................................................................. 115 6.1.3 Relés com mídia de comunicação ........................................................ ........................................................ 117 6.1.4 Comunicação dentro da subestação .............................. .................................................... ...................... 121 6.1.5 Comunicação entre subestação e rede externa .............................. .................................... ...... 121 6.1.6 Protocolo de Comunicação .............................. ................................................................. ...................................... ... 123 6.1.7 Medição sincronizada de fasores ............................... .......................................................... ........................... 135 6.1.8 Sistema de Automação da Subestação ................................. ................................................. ................ 137 6.1.9 Descrição do sistema de comunicação ................................. ................................................. ................ 137 6.1.10 Ferramentas de engenharia engenha ria de sistema ................................... .............................................. ........... 139
Capítulo 7 Aspectos de proteção em fenômenos de sistemas de potência ...................................................................141 7.1 Ocorrência de fenômenos em sistemas elétricos ................................ ........................................... ........... 143 7.2 Instabilidade em SEP S EP.................................. .................................................................... ..................................................... ................... 149 7.2.1 instabilidade angular ................................. .................................................................... ............................................ ......... 150 7.2.2 Instabilidade Instabilidade de frequência .................................. ................................................................... ................................. 151 7.2.3 Instabilidade Instabilidade de tensão ................................... ...................................................................... ...................................... ... 154 7.2.4 Desligamentos em cascata .......................................................... ................................................................... ......... 155 7.3 Curto-circuito em sep ................................. .................................................................... ...................................................... ................... 156 7.3.1 Cálculo das Correntes de Curto: Curto Trifásico: .................................. 165 7.3.2 Cálculo das Correntes de Curto: Fase-Fase: ................................... ........................................ ..... 166 7.3.3 Cálculo das Correntes C orrentes de Curto: C urto: Fase-Fase à Terra:............................ 167 7.3.4 Cálculo das Correntes de Curto: Fase à Terra: Terra: ............................... ..................................... ...... 171
7.4 Estabilidade angular em máquinas ........................................... .................. 176 .............................................................
Capítulo 8 Monitoramento de sistemas de potência, localização em sistemas elétricos ....................................................199 8.1 Localização de faltas em sistemas elétricos ................................ ................................................... ................... 200 8.1.1 Faltas de baixa e alta impedância ................................ ......................................................... ......................... 202 8.1.2 Faltas de alta impedância passiva e ativa ............................... ............................................. .............. 203 8.2 Técnicas de detecção de falta em linhas de transmissão tran smissão............................... 204 8.2.1. Detecção de faltas de alta impedância em alimentadores de sistema de distribuição utilizando redes neurais articiais ................................................ ................................................ 204 8.2.2 Técnicas de identicação de faltas de alta impedância utilizando redes neurais articiais e transformada de Fourier ................................ .................................................. .................. 205 8.3 Abordagem Neural utilizando utilizando características características estatísticas estatísticas de corrente de falta . 205 8.4 Método para diagnóstico de faltas em subestações de distribuição utilizando sitemas fuzzy e redes de causa e efeito .................................. ............................................................... ............................. 207 8.5 Classicação e medição dos níveis de pertubação em sistemas de potência por meio de Wavelet (função capaz de descrever, decompor ou representar outra função ou uma série de dados, originalmente descrita no domínio do tempo) ............... 209
CONCLUSÃO CONCLU SÃO................................ ................................................................... ...................................................................... ....................................... 212
Apresentação Sistemas mas de Potênci Potência a para a Engenh Engenharia aria Elétr Elétrica ica é de A área de Siste extrema importância para cursos que desejam ênfase em Eletrotécnica, sendo essa área uma das que mais demandam engenheiros eletricistas atualmente, pois as empresas necessitam de sistemas elétricos alimentados por redes de alta tensão para produzir com segurança e sem interrupções, contudo, normalmente, as indústrias de médio porte são alimentadas por sistemas elétricos de redes de média tensão, as quais também possuem sistemas de proteção, porém com conabilidade reduzida. Contratos de fornecimento de energia são elaborados com cláusulas de multas para interrupções no fornecimento, de modo que a construção, a operação e a manutenção desses sistemas se tornam algo de extrema importância principalmente para as concessionárias de serviços de eletricidade. Um tópico de extrema importância que será abordado neste material refere-se à proteção dos sistemas elétricos de potência, a qual é uma área de grande importância para a manutenção do fornecimento da energia elétrica aos consumidores e para a segurança dos equipamentos de alto valor que constituem o sistema elétrico. Com o advento da informática, os sistemas que operavam com relés analógicos, impulsionados por contatos magnéticos acionados por indução e que mais se pareciam com as engrenagens daqueles relógios a corda, foram substituídos por relés digitais. Esse setor desenvolveu-se e vem evoluindo muito nesta década, devido ao surgimento de novas tecnologias que possibilitaram a introdução da proteção com relés microprocessados. Devido ao surgimento dessas novas tecnologias, algumas instituições de ensino superior
(IES) têm optado por se aprofundar nos conteúdos relativos à proteção digital e suas características. Este material contribui para a o esclarecimento dos principais tipos de relés digitais utilizados para de Sistemas Elétricos de Potência, tema necessário paraProteção a formação do engenheiro eletricista formado pelas instituições de ensino superior (IES) e às necessidades prossionais dos engenheiros que atuam nessa impor tante área da Engenharia Elétrica. O tema é de tal importância que hoje em dia temos cursos de pós-graduação especícos na área de Proteção de Sistemas de Potência.
Capítulo 1
Introdução à proteção de sistemas elétricos de potência: tipos, requisitos e princípio de funcionamento de relés de proteção F igueira a Amauri Luengo L uengo Figueir
Introdução A proteção de sistemas elétricos de potência se dá principalmente através dos relés de proteção, os quais são dispositivos que, por meio de ações elétricas, realizam operações em sua estrutura, apresentando variações físicas em seu estado quando ocorrem variações nas condições do equipamento ou do sistema ao que está conectado para proteção. Pode-se ainda denir relé de proteção como um dispositivo que é capaz de detectar falhas ou faltas elétricas nos circuitos circ uitos elétricos de alimentação ou de equipamentos, através de condições indesejáveis ao funcionamento desses iniciando temporização ou atuando em tempo denido através de manobras, quando as grandezas elétricas ultrapassam valores preestabelecidos. Os relés são equipamentos normalizados e devem apresentar funcionamento dentro de padrões estabelecidos em normas brasileiras ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas – nas suas últimas revisões, com referência às Normas IEC – International Eletrotechical Comission e ANSI – American National Standards Institute.
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Objetivos • Aprese Apresentar ntar principa principais is tipos tipos de relés de de proteção proteção digital. digital. • Apresentar Apresentar princip principais ais requisi requisitos tos a serem atendi atendidos dos por relés de proteção. • Apresentar Apresentar princípios de funcio funcionament namentos os dos princi principais pais relés de proteção.
Esquema • • •
Principais tipos de relés de proteção elétrica Principais requisitos de relés de proteção elétrica Princípios de funcionamento dos principais relés de proteção
1.1 Principais tipos de relés de proteção elétrica Os relés de proteção digital apresentam necessidade de atuação em função das grandezas elétricas, assim a criação de tecnologia de equipamentos está associada às grandezas a serem avaliadas. Dessa forma, temos relés de tensão, de frequência, de corrente, entre outros, que, em função dos seus valores e associação, podem ser classicados como relés de sobrecorrente direcionais ou não, diferenciais e de avaliação da distância de ocorrência de uma falta elétrica através da avaliação da impedância associada. A avaliação da grandeza elétrica e da função de proteção a ser avaliada foi classicada em “funções de proteção” e atualmente apresenta uma classicação através da TABELA ANSI, na qual, para cada tipo de ação de equipamento ou de uma função, foi dado
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um número, como a função ANSI 52, que caracteriza equipamento tipo disjuntor capaz de seccionar potência elétrica de curto circuito; ou então funções que caracterizam atuações em função de grandezas elétricas, tais como as funções 51 e 50, que apresentam comportamento de corrente elétrica com temporização ou não para atuação do equipamento de proteção; a função 67, que dá direcionalidade de atuação; a função 86, que dá proteção por diferenciação, e a função 21, que avalia proteção a distância em linhas de transmissão. Assim, nos relés para par a avaliação de correntes, corren tes, normalmente denominados relés de sobrecorrente, temos atuação em tempo inverso ao crescimento da grandeza corrente elétrica, atuação de ação instantânea para as fases, e neutro do sistema elétrico ou de corrente à terra. Podem ser direcionais ou não, da mesma forma, podemos ter relés de tensão (sub e sobretensão), sobretensão ), de frequência (sub e sobrefrequência), de uxo de potência, normalmente direcionais. Podem avaliar a impedância associada às redes elétricas avaliando assim a distância de ocorrência de faltas. É importante salientar que relés de proteção de sistemas elétricos de potência podem se diferenciar de outros equipamentos também denominados relés, estes podem ser ou não de proteção, como os relés térmicos (associados a contatores em acionamento de motores elétricos), ou ainda os relés de nível, de pressão, de temperatura, entre outros, que têm funções especícas de atuação, porém não são avaliados como relés de proteção de sistemas elétricos de potência e estão mais voltados a acionamentos, automação e operação de sistemas elétricos.
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Figura 01 - Principais - Principais funcionalidades do relé de proteção de motores Fonte: Rocha e Bernardes (2010) Fonte: Rocha
1.2 Principais requisitos de relés de proteção elétrica Relés foram introduzidos em sistemas de proteção visando principalmente à conabilidade de proteção, seletividade entre equiequipamentos de proteção, sensibilidade e velocidade de atuação de funções especícas, suportabilidade às solicitações térmicas e suportabilidade às solicitações dinâmicas, sempre avaliando baixo custo de implantação, operação e manutenção e, inicialmente, eram equipamentos tipicamente eletromecânicos. Atualmente, com a evolução da eletrônica e a introdução de equipamentos digitais, além dos requisitos básicos, é desejável que possuam ainda: - Breaker failure: após ser denido o tempo, em parametrização, de uma determinada função, envia-se um sinal a uma saída para que ele possa ser enviado a outro equipamento de proteção associado
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em rede, este, por sua vez, visa identicar a falha de atuação no equipamento e permitir que outro faça a função de proteção. - Autocheck: é uma vericação própria que examina se todas as funções do reléconabilidade, estão operando de vez forma correta, o que estar dá aosemrelédigital extrema uma que eles devem sem pre em condições de operar. - Watchdog: dispositivo do relé com função de disparar um reset ao sistema em condição de erro no programa de rotina principal. - Seletividade lógica: permite em relés digitais que os equipamenequipamen tos de proteção situados mais próximos do local de ocorrência da falta eliminado-a em tempo muito pequeno, variando entrepossam 50 ms aatuar, 100 ms. - Oscilografa: possibilidade de se colher eventos na memória de massa dos relés para transformação de dados do sistema elétrico em informações grácas, possibilitando melhor visualização e anáaná lise de ocorrências. - Quantidade de entradas e saídas digitais (E/S digitais): quantidade de entradas analógicas de corrente e/ou tensão. - Possibilidade de se conectar em rede – com protocolo de fabricante ou protocolos abertos como padrões IEC existentes e de automação, comando, controle, medição, supervisão etc.
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Figura 02 - Evolução - Evolução dos relés ao longo dos anos Fonte: Souza Fonte: Souza (2013, p. 18)
1.3 Princípios de funcionamento dos principais relés de proteção Para entender o princípio de funcionamento dos relés, principalmente a sobrecorrente, vamos voltar no tempo e avaliar ava liar o princípio de funcionamento dos antigos relés eletromecânicos. Estes dispositivos os medidores de energia elétrica,apresentavam que possuemsemelhança um disco decom indução rotativo, discos estes acionados por forças mecânicas provocadas por circuitos magnéticos com bobinas alimentadas por corrente de carga e por uma tensão de referência, ou seja, mede-se energia (energia no tempo é potência com composição V x I). No caso de relé a sobrecorrente, não importa a tensão de referência, mas a corrente real que circula na bobina e que qu e traz a corrente que circula no circuito deem alimentação a ser que o disco somente entrará movimento casoprotegido; as forçassendo induzidas
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nele pelo circuito magnético principal vença as forças das molas de restrição e do imã de restrição. Entrando em movimento, o disco provocará o fechamento do contato móvel preso ao disco a um contato xo, após decorrido um determinado tempo (este (e ste a ser avaavaliado), emitirá um “TRIP”, ou seja, o fechamento de um contato NA para ser usado em um circuito de comando, para que este possa abrir um disjuntor ou um equipamento de proteção.
Figura 03 - Relé - Relé de disco de indução i ndução para análise do princípio de funcionamento Fonte: Mardegan Fonte: Mardegan (2010, p. 30)
Assim, um u m relé de proteção à sobrecorrente não abre a grandeza de falta “corrente”, cabendo essa função para equipamento espeespe cíco, normalmente disjuntores de média e alta tensão que, pela sua robustez e câmara de abertura, extinção e arco, são capazes de interromper grandes potências de curto circuito, mas falta a eles inteligência, necessitando assim de um relé auxiliar, que são classicados de relé secundários.
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Figura 4a - Lei - Lei de Faraday-Lenz – regra da mão direita.
Figura 4b - Mecanismo de formação das forças motoras do disco de indução Fonte: Mardegan Fonte: Mardegan (2010, pp. 30-31)
Para circuitos magnéticos, temos
Assim:
Também,
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A resultante das forças será dada por:
Com base nesse princípio de funcionamento, os antigos e obsoletos relés eletromecânicos apresentavam uma unidade independente para cada grandeza (um relé por fase, um para neutro, um para corrente à terra. Com a evolução evoluç ão e o desenvolvimento da eletrônica, os relés também evoluíram, surgiram então relés re lés estáticos, relés numéricos digitais e hoje temos relés digitais microprocessados, que podem ser associados em redes de comunicação de proteção, podendo ser equipamentos IED que atuam independentes ou em redes com protocolos adequados, que através de algoritmos e portas lógicas permitem parametrizações, adequação via IHM local ou softwares de parametrização e programação complexa.
Considerações nais Considerando que os relés fazem parte de um sistema de proteção que abrange diversos equipamentos e diversas localizações em um sistema elétrico simples ou complexo, eles estão inclusos em associações com diversos equipamentos de proteção tais como fusíveis e disjuntores e, para tanto, devem apresentar parametrização variável em cada utilização e devem apresentar coordenação coord enação e seletividade com os demais equipamentos de pleno funcionamento e de proteção.
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Cada relé possui uma aplicação especíca e opera segundo eses pecicações para as quais foram projetados. Veremos nos própróximos capítulos as especicidades e aplicações para os principrincipais tipos de relé, são eles: SOBRECORRENTE; DIRECIONAIS; DIFERENCIAIS; PROTEÇÃO A DISTÂNCIA.
Capítulo 2
Princípios operacionais de relés de sobrecorrente e direcionais F igueira a Amauri Luengo L uengo Figueir
Introdução Neste capítulo, serão abordados aspectos referentes aos relés de proteção de sistemas elétricos de potência, equipamentos imprescindíveis para garantir integridade de instalações elétricas e proteção de vidas humanas e de animais. Quando os relés eram de disco de indução, isto há muito tempo, a escolha da característica do relé era realizada junto com o pedido de compra, sendo essa estática e inalterável. Hoje em dia, os relés digitais possuem características diversas, sendo que a parametrização (inserção de grandezas aferidas, por exemplo) é que denirá a propriedade deles. Alterando-se parâmetros no relé, podemos mudar sua função. A característica c aracterística dos relés de sobrecorrente é representada pelas suas curvas tempo versus corrente. Essas curvas variam em função do tipo do relé (disco de indução, estático, digital), as quais vamos analisar com detalhes a seguir.
Objetivos • Dimensionar e especicar relés de sobrecorrente e diferencial. • Determinar as parametrizações de funcionamento desses relés. • Avaliar a eciência e a ecácia da proposição de parametrização desses relés. • Avaliar principais grandezas elétricas envolvidas. • Modular apresentação de estudos de proteção.
Esquema •
Princípios de Funcionamento
• • •
Relés de Sobrecorrente Relés Direcionais Especicações e Parametrização
2.1 Principais tipos de relés de proteção elétrica As normas vigentes da ABNT e as referências utilizadas utilizadas IEC IEC e ANSI especicam que os relés devem apresentar funcionamento de temtemporização que precisam obedecer a curvas de funções especícas e padronizadas, ou seja, a velocidade de movimento do disco de indução de um relé eletromecânico, até o encontro dos contatos móvel e xo para a efetivação do trip de atuação, atuação , ou trip no contato digital de saída de um relé microprocessado, deve apresentar uma temporização parametrizável que possa ser avaliada dentro de padrões preestabelecidos e reconhecidos pela comunidade técnica internacional. Para chegarmos nos padrões, temos as chamadas curvas padrões.
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Assim, são estabelecidas algumas curvas padrões, nesse sentido, todos os fabricantes devem produzir essa tecnologia que garanta acesso e funcionamento conforme essas curvas, tendo sido estabelecidas algumas curvas normalizadas de tempo inverso ao aumento da corrente: curva normal inversa, curva muito inversa e curva extremamente inversa (entre outras), além da possibilidade de se denir um tempo xo para atuação do relé a partir de uma determinada corrente (tempo denido).
Figura 05 - Curvas - Curvas de atuação de relé sobrecorrente – padrão Fonte: Mardegan Fonte: Mardegan (2010, p. 34)
Além do tempo de atuação em função da curva adotada, que dependerá agora apenas da corrente vista pelo relé, e considerando que a função do relé é permitir pleno funcionamento de uma instalação e alguma sobrecarga, bem como prever o crescimento natural da carga (o bom funcionamento de uma instalação não deve
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ser interrompido, pois sua nalidade é produzir algum trabalho ou algum conforto), o início da temporização, que se denomina corrente de pickup de pickup (partida (partida ou início da curva de temporização), também deve ser determinado e informado na parametrização do relé. Dessa forma, qualquer corrente abaixo abaix o desse valor, ou seja, abaixo do valor da corrente vista pelo relé, não deve permitir o início da temporização ou ação por tempo denido, permitindo assim que as instalações cumpram sua função, que é atender cargas elétricas com bom funcionamento. Como um relé deve atender uma enorme gama de possibilidade de parametrização para que essas curvas possam expressar a condição especíca de uma determinada instalação elétrica com características individuais, ou seja, as grandezas elétricas a serem avaliadas são especícas ao dimensionamento da instalação para determinado uso de cargas e determinado ponto de conexão ao sistema elétrico, esse relé deverá apresentar uma grande gama de curvas que possam ser parametrizadas. Assim, os relés atuais, microprocessados, que possuem famílias de curvas e são dependentes de especicação de parâmetros esespecícos, são chamados de “famílias de curvas” e apresentam didi ferenciação para as normas IEC e ANSI, sendo: - Normas IEC: Para cada uma das curvas padronizadas, existe uma equação que relaciona t x I, em que: - t = é o tempo e atuação de trip do relé de sobrecorrente; - I = corrente real de atuação que circula no relé.
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Para que se tenha uma família de curva, para cada tipo de curva (inversa, muito inversa ou extremamente inversa), deve-se especicar um valor de DT = Dial de tempo. Assim, para uma determinada característica de circuito elétrico a ser protegido, podemos escolher apenas uma curva c urva de atuação do relé, adotando-se um tipo de curva e um dial de tempo, denindo apenas uma curva da família disponível.
Figura 06: Famílias de curvas de atuação de relé sobrecorrente – padrão IEC Fonte: Mardegan Fonte: Mardegan (2010, p. 34)
- Normas ANSI:
Da mesma forma, para cada uma das curvas, existe uma equação que relaciona t x I, porém com características especícas, de modo que, quando da parametrização, devem-se informar ao relé qual dos padrões será adotado, IEC ou ANSI, além do tipo de curva e o valor utilizado. Pela norma ANSI, o tempo de atuação do relé também dependerá do tipo de curva, que será dado pela relação:
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Tabela 01: Temporização de curvas de atuação de relé sobrecorrente – padrão ANSI
Constantes das Curvas ANSI A
B
C
D
E
Extremamente In Inversa
0.0399
0.2294
0.5000
3.0094
0.7222
Muito Inversa Normalmente Inversa
0.0615 0.0274
0.7989 2.2614
0.3400 0.3000
-0.2840 -4.1899
4.0505 9.1272
Moderadamente Inversa
0.1735
0.6791
0.8000
-0.0800
0.1271
Fonte: adaptado de Mardegan (2010)
Assim, temos as seguintes equações curvas padronizadas pela norma ANSI:
Moderadamente Inversa
Muito Inversa
Extremamente Inversa
Um vez escolhida a curva de atuação t x I, o relé cará dependente apenas da corrente elétrica a ser avaliada. O relé não é de ação direta, pois nesse caso c aso teríamos circuitos elétricos internos ao relé, os quais teriam que suportar altas correntes (da ordem de dezenas de KA) com necessidade de dissipação térmica
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e suportabilidade dinâmica a essas correntes, inviabilizando tecnicamente e limitando a eletrônica parametrizável. Dessa forma, os relés são de ação indireta, ou seja, relés denominados secundários, em que a corrente real do circuito elétrico a ser avaliada deve ser informada ao relé indiretamente através de “transformadores de correncorrente”, aos quais vão executar a relação de transformação em questão. Esses equipamentos são transformadores eletromagnéticos de uma corrente primária dada pela corrente real que circula c ircula no circuito elétrico a ser protegido e que não deve saturar o sistema eletromagnético do equipamento, e uma corrente secundária de 1 A ou de 5 A, ou seja, a corrente primária variando até a corrente nominal do equipamento, apresentará em sua secundária correntes de 0 a 1 A ou de 0 a 5 A. A seguir, temos um exemplo de um TC e 200/5A, no qual está circulando uma corrente de 100 A, a qual, passando pelo relé, demonstrará o valor da corrente elétrica que passa pelo mesmo, indicado com a função ANSI 50/51 – relé de função de ação instantânea tipo 50 e ação temporizada t x I tipo 51.
Figura 07 - TC - TC com indicação de passagem de corrente Fonte: Mardegan (2010, p. 33) Fonte: Mardegan
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Assim, através de uma relação de transformação transformaç ão RTC = Ip / Ts Ts (Ip – corrente primária e Ts – corrente secundária), pode-se obter, com uma margem de erro, a corrente real no relé proporcional à corrente primária real do circuito elétrico. No exemplo, RTC = 200/5 = 40. Dessa forma, quando circular 100A no primário, teremos uma corrente de 100/40 = 2,5 A no relé (podemos ter um erro para proteção de até 10% a ser considerado). Para que se possa avaliar, proteger, coordenar e efetivar seletividade entre equipamentos de proteção e, considerando que as principais faltas em sistemas elétricos, além de sobrecorrente de sobrecargas de uso do sistema elétrico em funcionamento, ou variações das grandezas elétricas associadas, variações estas vinculadas à qualidade do fornecimento de energia (afundamentos e e elevações de tensões, variações na corrente da carga em função da variação da tensão e sobrecargas de usos etc.) deve-se avaliar as correntes são provadas por curto circuitos que possam ocorrer, onde em sistemas elétricos tem-se: • Faltas trifásicas (5% de incidência), mais severo, maior corrente de curto. • Faltas fase-terra (75% dos casos). • Faltas fase-fase (10% dos casos), ionização do ar entre fases. • Faltas fase-fase-terra (75% dos casos), a mais comum. Como as correntes de curto circuito podem ocorrer individualmente em cada uma das fases R, S, T e no Neutro, ou em associação entre essas, o relé deve se sensibilizar com qualquer composição dessas correntes. Assim, usualmente, têm-se vários TCs implantados nas fases, utilizando-os também para avaliação de faltas no neutro, conforme o esquema de ligação a seguir:
Figura 08 - Implantação - Implantação de TCs nas fases Fonte: Eletropaulo Fonte: Eletropaulo (2004)
Figura 09: Exemplo de aplicação de instalação de relé de sobrecorrente e circuito de comando funcional Fonte: Pextron (s/d)
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Figura 10 - Exemplo - Exemplo de aplicação de instalação de relé de sobrecorrente - coordenograma com associação de diversas proteções - Curvas de fase (50/51) de todos os equipamentos de proteção da SE Morungaba Fonte: adaptado Fonte: adaptado de Gentile et al. (2013) al. (2013)
2.2 Relés de proteção direcionais Na proteção direcional, os relés são habilitados para atuarem em grandezas elétricas somente em um sentido pré-ajustado (sentido de atuação do relé) e, caso ocorra em sentido contrário, a atuação é bloqueada, cando o relé inativo. Os relés direcionais são caracterizados pela necessidade de polarização por 02 (duas) grandezas elétricas associadas para melhor efetuar as forças sobre o disco de indução, proporcionando um
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melhor entendimento de seu funcionamento, bem como do funcionamento de relés microprocessados.
Figura 11a: Esquemático
Figura 11b: Esquemático corrente de
de corrente de atuação
atuação (relé tensão-corrente)
(relé corrente-corrente) Fonte: Miguel (201 (2011) 1)
Essas grandezas de atuação e polarização podem ser corrente/ corrente, tensão/tensão e corrente/tensão (mais utilizados), e sua composição apresenta forças de acionamento que dependem das grandezas de acionamento de polarização e de defasagem, sendo dada por:
Em que: H – média da sensibilidade de relé; E1 e E2 – grandezas (duas correntes, duas tensões ou tensão e corrente); – ângulo entre as grandezas de referência;
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– ângulo de sensibilidade máxima (máximo torque); α – ângulo característico de região de direcionalidade em relação à grandeza de polarização.
Figura 12 - Visão - Visão geral direcional Fonte: Miguel Fonte: Miguel (2011)
Obtendo-se a grandeza elétrica na qual queremos ter proteção e atuação, por exemplo, Iop, polarizando-se corretamente a referência, por exemplo, Ipol, avaliando-se a conguração dessa polarizapolarizaop ção em posição adequada em relação a I (ver com guras 13, 14, 15 e 16), fornecendo-se ao relé o ângulo α (alfa), o qual o relé automaticamente adotará uma reta de separação das regiões de atuação e de não atuação, automaticamente será adotada uma região perpendicular a essa reta de sensibilidade, na qual teremos o maior torque de atuação do relé direcional eletromecânico, sendo que devemos posicionar a grandeza gr andeza elétrica a operar, por exemplo, Iop, nessa região de maior torque.
Adequação de polarização por tensão: as conexões mais usuais são 90º, 60º, 30º e 0º.
Figura 13 - Conexão - Conexão 0º Fonte: Figueira Fonte: Figueira (201 (2011) 1)
Figura 14 - Conexão - Conexão 30º Fonte: Figueira Fonte: Figueira (201 (2011) 1)
Figura 15 - Conexão - Conexão 60º Fonte: Figueira Fonte: Figueira (201 (2011) 1)
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34 UNIUBE
Figura 16 - Conexão - Conexão 90º Fonte: Figueira Fonte: Figueira (2011)
Considerações Consideraçõe s nais Vimos neste capítulo relés com características de sobrecorrente e direcionais. Existem três tipos de relés direcionais, cujo emprego depende da grandeza elétrica que se quer controlar: • relé direcional de sobrecorrente de fase e de terra; • relé direcional de sobrecorrente de terra; • relé direcional de potência. Essas características serão abordadas nos próximos capítulos, nos quais também estudaremos relés com outras características. Prossionais qualicados em Proteção de Sistemas Elétricos vêm sendo bastante requisitados no mercado de energia elétrica, sendo assim, o domínio do assunto se dá de forma setorial, nessa perspectiva, abrangem-se desde os sistemas elétricos em instalações residenciais até em sistemas industriais complexos, bem como em sistemas de distribuição, transmissão e geração de energia en ergia elétrica.
Capítulo 3
Princípios operacionais de relés direcional de sobrecorrente, direcional de potência, diferencial e a distância F igueira a Amauri Luengo L uengo Figueir
Introdução Continuaremos a estudar os relés direcionais nesta unidade, analisando aqueles com características de sobrecorrente sobrecorrente e de potência. As muitas possibilidades dos sistemas de proteção permitem que haja uma gama de características de relés, assim, abordam-se neste livro as principais formas de atuação, sendo que um estudo chamado de seletividade é que denirá, de acordo
com uma série de variáveis, quais as proteções que um sistema de potência deverá possuir. Neste capítulo, ainda analisaremos os relés de proteção: •
Diferencial.
•
A Distância. O relé de Proteção Diferencial atua principalmente sobre
transformadores de potência, sendo que a atuação do disj transformadores disjuntor untor de forma indesejada pode estar relacionada a correntes de magnetização transitória do transformador, ângulos defasados, diferenças de corrente em função dos erros oriundos dos transformadores de corrente, diferenças de correntes no circuito de conexão do relé em função dos tapes do transformador de potência. O relé de proteção a distância atua sobre linhas de transmissão e possuem esse nome nom e por utilizarem utilizarem um princí princípio pio que leva em
consideração a distância entre o local de instalação do relé até o local de defeito na linha, sendo que impedância (Z) é proporcional a essa distância. Outros relés também se baseiam nesse princípio: relé
de impedância (OHM), relé de reatância, relé de admitância (MHO).
Objetivos • Dimensionar e especicar relés de proteção direcional de sobrecorrente, direcional de potência, diferencial e a distância. • Determinar as parametrizações de funcionamento desses relés. • Avaliar a eciência e a ecácia da proposição de parametrização desses relés. • Avaliar principais grandezas elétricas envolvidas. • Modular apresentação de estudos de proteção.
Esquema •
•
Princípios de Funcionamento de relés de proteção - direcional sobrecorrente - direcional de potência - diferencial - à distância Especicações e Parametrização
3.1
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Relés de proteção direcionais de sobrecorrente - função ansi 67
São relés normalmente polarizados por tensão, nas congurações de conexão 0º, 30º. 60º ou 90º, que internamente apresentam elemento a ser habilitado na parametrização de atuação função ANSI 67 em série com elemento de atuação função ANSI 50/51, dando assim uma direcionalidade ao um relé comum de sobrecorrente. As formas de ligações dos TCs de alimentação das correntes corr entes elétricas a serem avaliadas seguem como em um relé comum, igualmente a escolha da curva de atuação em uma família de curvas pelas normas IEC ou ANSI e demais parametrizações também são as mesmas de um relé de sobrecorrente, e a direcionalidade é dada pela habilitação da função ANSI 67 e a polarização correta da tensão de referência conforme conexões de polarização dos TPs (Transformadores de Potencial ou Tensão) combinadas com base na tabela a seguir e, na parametrização, há a necessidade da indicação do ângulo Ʈ ( ou α ) – ângulo de sensibilidade máxima (máximo torque) em relação à grandeza de polarização. Tabela 02: Combinação 02: Combinação de tensão de polarização de relés direcionais
Fase
Sinal
Conexão 30º
Conexão 60º
Conexão 90º
A
Atuação
I A
I A
I A
Polarização
V AC
V AC + VBC
VBC
Atuação
IB
IB
IB
Polarização
VBA
VBA + VCA
VCA
Atuação
IC
IC
IC
Polarização
VCB
VCB + V AB
V AB
B
C
Fonte: o autor
38 UNIUBE
Como o relé normalmente faz parte de sistemas trifásicos e sujeitos a faltas de curto circuito, deve-se avaliar vetorialmente todas as faltas possíveis em relação à referência adotada. Na gura a seguir, temos a avaliação das correntes de curto trifásica de faltas entre fase e terra para a fase 01 com polarização de tensão 90º, ou seja, tensão entre as fases 02 e 03 (V23).
Figura 15 - Visão - Visão de ações de atuação de relé direcional da fase 01 com polarização 90º Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
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Figura 16 - Visão - Visão de TCs de corrente de atuação, TPs de polarização e elementos de atuação direcionais e de sobrecorrente de um relé funções ANSI 67 e 50/51 Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
3.2 Relés de proteção direcionais de potência - função ansi 32 O relé direcional de potência visa reconhecer e atuar com direcionalidade no sentido do uxo de potência elétrica do sistema num determinado momento. Normalmente são empregados em instalações elétricas com unidades geradoras, visando impedir que o uxo de potência ua em sentido não desejado. O relé é parametrizado para atuar se esse uxo de potência continuar por um período de tempo além do valor denido e acima de uma porcentagem da potência nominal de uxo
40 UNIUBE
direto (que deve uir normalmente e sem restrições), atuando em contato de Trip, para fazer operar o disjuntor de proteção principal. Visam bloquear motorização de geradores e evitar uxo de potência que faltas emfonte sistemas elétricos não estão paraalimente terem essa nova de energia, porque exemplo, em previstos sistemas de geração própria com possibilidade de transferência em rampa durante alguns segundos, como é o grande número de gerações em horário de ponta de consumo de energia elétrica.
Figura 17 - a) - a) Ligação do relé com o sistema Figura 17 - b) - b) Diagrama de ligação Esquemas básicos de relés direcionais de potência Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
A proteção de potência direcional em sentido reverso é calculada pelo relé, que após o fornecimento da potência nominal de geração em avaliação, da tensão de operação e da sequência de fases (normalmente sequência positiva), calcula a potência ativa das
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componentes simétricas positivas de tensões e correntes e determina a da potência reversa sem considerar assimetrias de corrente e de tensão.
Uma vez de informadas as características nominais, basta habilitar a função potência reversa (função ANSI 67), normalmente em 10% da potência nominal, e os tempos de atuação, por exemplo, 0,5 seg, sendo que a correta ligação dos TCs e TPs (ver indicação de polarização dos equipamentos – ponto de marcação que acompanha o equipamento) dará o sentido de uxo direto.
Figura 18 - Polarização - Polarização de TC e TPs Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
3.3 Relés de proteção diferencial – função ansi 87 Os relés de proteção diferencial visam atuar para controle de faltas internas de equipamentos, barramentos ou parte de sistemas elétricos que se quer proteger dentro de uma área delimitada por transformadores de correntes.
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Figura 19 - Esquemático - Esquemático de proteção diferencial de equipamentos Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
A diferencial é dada pela corrente no elemento R ou RC, calculada pela diferença entre as correntes que circulam nos TCs de ambos os lados do equipamento a ser protegido. A condição de atuação do relé é: deve ter as correntes corr entes i 1 – i2 que apresentam a mesma magnitude, sendo que a corrente diferencial de atuação id será dada por id = i1 – i2 quando ultrapassar determinado valor predeterminado, sendo nula em condições normais de operação. Fora da região delimitada pelo TCs, não são sensibilizadas pelo relé diferencial e devem ser protegidas por associação com outros relés.
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Figura 20 - Proteção - Proteção diferenciada no elemento de atuação R Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
O relé diferencial pode apresentar o elemento diferencial com esquema percentual, apresentando circuitos de restrição (ou retenção) e circuitos de operação (ou atuação), as bobinas de retenção ou de “restrição” serão percorridas por uma média das correntes passantes.
Figura 21 - Proteç - Proteção ão diferenciada percentual O (operação) com restrições restrições R Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
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O relé proteção diferencial percentual deve avaliar ainda possíveis erros de transformação dos TCs, erros das funções construtivas, correntes sequenciais de componentes simétricas e outras variantes que podem fazer com que o relé atue indevidamente. Para mitigar esses erros, adota-se um valor de corrente de pickup de atuação Ipu visando a não atuação a pequenas pequena s correntes e de erros de transformação. Na ocorrência de variantes, como saturação dos TCs, faltas externas, sobre-excitação etc., pode ser necessário deslocamento do patamar para evitar operação indevida. Para determinação da faixa de atuação/não atuação um fator “K “ K ” para determinar a inclinação (declividade) da curva de operação, utilizamos a seguinte fórmula.
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Figura 22 - Visão - Visão de ações de atuação e bloqueio de relés diferenciais Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
A denição da declividade determina qual o ajuste percentual do relé, ou seja, o nível de corrente no qual o relé irá atuar através de porcentagem da corrente na bobina de operação para vencer o conjugado resistente das restrições (mecânicas e magnéticas).
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Essas inclinações são dadas em porcentagens, com valores que variam de 15% a 50%, sendo adotado normalmente 10%, 20% e 40% de modo que, quanto menor essa porcentagem, mais sensível será o relé, pois será maior área de atuação (trip).
Figura 23 - Operação - Operação diferencial e ajustes percentuais de declividade Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
Os relés direcionais permitem mais de um ajuste de declividade, normalmente são utilizados dois numa mesma parametrização, em que se adota a porcentagem de menores correntes, com maior sensibilidade, sendo a porcentagem maior usada para altas correncor rentes, adotando assim menor sensibilidade. Outra condição típica a ser evitada em acionamento indevido é a ocoroc orrência de corrente e magnetização, devendo o relé distinguir de corrente de falta, sendo que os relés microprocessados permitem habilitar
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funções especícas de bloqueio, isso ocorre por reconhecimento da forma das correntes de magnetização, que são ricas correntes de harmônicas de 2ª ordem, que podem normalmente ultrapassar 16% da corrente fundamental de 60 Hz, podendo atingir até 70% A bobina de restrição normalmente nor malmente apresenta porcentagem à corrente harmônica, sendo da ordem de 25% para 2ª harmônica, visando bloquear atuação de energização; de 23% para 3ª harmônica; de 22% para 5ª harmônica, visando bloquear atuações de sobre-excitação do transformador a cargas capacitivas; de 21% para 7ª harmônica. Tabela 03: Conteúdo 03: Conteúdo harmônico das correntes de energização
Fonte: INEPAR Fonte: INEPAR (PIOVESAN, 1997) Tabela 04: Conteúdo 04: Conteúdo das harmônicas da corrente de excitação durante a sobre-excitação do banco de transformadores
Fonte: Guzmán Fonte: Guzmán et al. (2001) al. (2001)
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Em função do defasamento angular entre os enrolamentos primário pr imário e secundário dos transformadores e da relação de transformado (dada pelos números de espiras), deve-se avaliar não só a relação de transformação dos TCs (a RTC), mas também a forma de ligação dos mesmos, considerando que, para o elemento diferencial percentual, as correntes devem ter valor va lor de mesma ordem de grandeza em funcionamento normal. Os TCs devem apresentar ligação em delta quando os enrolamentos dos transformadores estiverem em estrela e em estrela quando os transformadores apresentarem ligação em delta.
Figura 24 - Ligações - Ligações de TCs em função de ligação dos enrolamentos de transformadores Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
3.4 Relés de proteção a distância – função ansi 21 O relé de proteção a distância, bastante utilizado em proteção de linhas de transmissão, relaciona a corrente elétrica que qu e circula pelo relé com a tensão no ponto de instalação, resultando em uma impedância. Como a impedância linhas de transmissão associada ao seu comprimento, ou de seja, a distância, resulta está a convenção
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dada a esse tipo de proteção, visando determinar a corrente que circula no relé pelo ponto de falta “F” distante “d” do relé.
Figura 25 - Proteção - Proteção função 21 – a distância Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
Normalmente,são classicados em três tipos: • Impedâncias • MHO ou admitância • Reatância Para que haja a composição de tensão e corrente, o relé deve apresentar sinal de corrente proporcional à potência transmitida sem atuar, e atuar em correntes de falta e ser polarizado (por tensão).
Figura 26 - Proteção - Proteção a distância: corrente de atuação e polarização Fonte: Natal Fonte: Natal (2000)
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Considerações Finais Percebe-se que os relés devem apresentar uma gama de parametrização possível para se adaptarem às características especícas das condições de implantação local do equipamento. Essa gama de variações e avaliação especíca com necessidade de eciência e ecácia de atuação de equipamentos de proteção é que carece de prossionais qualicados e capazes de propor solusolu ções adequadas e que atendam a demanda do mercado de energia elétrica. Como citado por Cláudio Mardegan, na Revista O Setor Elétrico: O objetivo maior de um estudo de seletividade é determinar os ajustes dos dispositivos de proteção, de forma que, na ocorrência de um curto-circuito, opere apenas o dispositivo mais próximo da falta, isolando a menor porção do sistema elétrico, no menor tempo possível e ainda protegendo os equipamentos e o sistema (MARDEGAN, s.d., p. 30). Perceba o quão importante é para um prossional da área de sissis temas de potência compreender e entender todos dispositivos dos sistemas de proteção. Esteadequadamente estudo, no âmbito da graduação, pretende oferecer ao graduando informações relevantes, as quais poderão ser aprimoradas com cursos especícos em empresas ou através dos diversos cursos de pós-graduação em sistemas de proteção existentes no Brasil e no mundo.
Capítulo 4
Princípios operacionais de relés de impedância, a distância tipo mho e à reatância Amauri Luengo L uengo Figueir F igueira a
Introdução Como estudamos anteriormente, os relés de proteção com as características de atuação por impedância (OHM), de reatância e de admitância (MHO) baseiam-se no princípio da distância do ponto de defeito na Linha de Transmissão, e esses serão alvo de nossa análise neste capítulo. É de fundamental importância enfatizarmos as características físicas de todos esses tipos de relés, tornando compreensíveis o conhecimento delas no que diz respeito às faixas de ajustes e ao conhecimento de curvas e grandezas nominais envolvidas. O relé de impedância é um tipo de relé de sobrecorrente, com restrição à tensão. Já o relé de admitância é um relé direcional, com restrição de tensão. Finalizamos o estudo e studo dos relés com o relé de reatância, tipo de relé de sobrecorrente com restrição direcional. De acordo com a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), denimos relé como sendo um dispositivo por meio do qual um equipamento elétrico é operado quando se produzem variações nas condições deste ou do circuito ao qual ele está ligado, ou em outro equipamento ou circuito a ele associado.
A aplicabilidade de todos os relés acima mencionados é a detecção, nas linhas de transmissão ou aparelhos faltosos, de condições indesejáveis do sistema e consequente conseq uente início de manobras convenientes de chaveamento ou, quando dessa impossibilidade, envio dos respectivos avisos adequados.
Objetivos • Dimensionar e especicar relés de proteção de impedância (OHM), de reatância e de admitância (MHO). • Determinar as parametrizações de funcionamento desses relés. • Avaliar a eciência e a ecácia da proposição de parametrização desses relés. • Avaliar as principais grandezas elétricas envolvidas. • Modular a apresentação de estudos de proteção.
Esquema •
Princípios de funcionamento de relés de proteção - impedância (OHM) - reatância - admitância (MHO)
•
Especicações e parametrização
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4.1 Relés de impedância Características dos relés de impedância.
Figura 27 - Características - Características de atuação Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
Como as linhas de transmissão têm comprimento nito, os relés devem apresentar valores de impedância limitados ao comprimento das mesmas. Dessa forma, a atuação do relé deve estar limitada a uma área de atuação e de não atuação, sendo a atuação dada por um círculo de impedância complexa (R +jX) com origem no início da linha.
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(FRONTEIRA): Região de não operação. (DENTRO DO CÍRCULO): Região de operação. (FORA DO CÍRCULO): Região de não operação. Figura 28 - Área - Área de atuação e restrição Fonte: Sena (2011) Fonte: Sena
As características do relé de impedância são representadas em um plano R-X, haja vista que medem impedâncias, permitindo assim ajustes em função da distância “d” de seu alcance ou do que é dede nido como zonas de atuação. Localização de X, no plano R-X, de acordo com o uxo de potência que circula na linha:
Figura 29 – Visualização de quadrantes de uxo de potência operacional Fonte: Sena (201 (2011) 1)
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Os relés permitem ainda parametrização em mais de uma zona de atuação:
Figura 30 – Zonas de atuação parametrizáveis Fonte: Sena (2011)
Observando-se as zonas de atuação, conclui-se que, nessa condição, relé é de tipicamente não direcional, pode atuar quer osentido uxo de potência (ou de pois corrente), assim,em umqualrelé instalado no início de uma linha pode enxergar impedâncias associadas antes das linhas. Para operação seletiva, há a necessidade de se incorporar elemento direcional ao elemento de atuação por impedância.
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Figura 31 - Direcionalidade - Direcionalidade aplicada a relés a distância por impedância Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
Como o sistema elétrico de potência apresenta subestações alimentadas por linhas de transmissão, e o sistema quanto mais interligado mais robusto e redundante ca, e considerando ainda que sistemas de proteção apresentam zonas de proteção principal e de retaguarda, podendo um mesmo equipamento de proteção atuar de forma integrada, coordenada e seletiva, em proteção a distância, usam-se as áreas de atuação com essa função.
Figura 32 - Zonas - Zonas de atuação com visão em relação ao comprimento das linhas de transmissão Fonte: Sena (2011) Fonte: Sena
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Cada área de atuação apresenta uma temporização para permitir que outros equipamentos de proteção (que também podem ser relés a distância) atuem como proteção principal, cando a temporitemporização para permitir proteção de retaguarda. Tabela 05: T 05: Temporização emporização aplicada a relés a distância
Zona
Tempo (s)
1ª
Inst.
2ª
0,15 a 0,5
3ª
0,40 a 1,0
Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
Para permitir essa seletividade e coordenação, a abrangência das áreas de proteção são proporcionais aos comprimentos das linhas nos trechos, por exemplo, AB, BC e CD. Tabela 06: Porcentagem 06: Porcentagem de comprimentos de linhas de transmissão aplicadas às zonas de atuação
Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
Zona
Alcance
1ª
80% a 90% de AB
2ª
AB + (20% a 75% de BC)
3ª
AB + BC + CD
58 UNIUBE
Na localização da falta, conhecendo as impedâncias dadas pelos comprimentos de cada linha, considerando que linhas são conectadas a duas subestações, deve-se considerar a possibilidade de ambas subestações alimentarem a falta no ponto F pelas correntes I e I’. A impedância de localização de falta no ponto F é dada por:
Figura 33 - Determinação - Determinação da impedância de localização de falta no ponto F Fonte: Sena (2011) Fonte: Sena
Avaliando a equação, na caracterização da falta no ponto F, podemos ter as condições limites de Rf – resistência de conexão do ponto de falta F à terra – iguais a zero (curto-circuito sólido sem impedância de contato), ou temos a corrente I’ = 0 ou, I’ assume qualquer valor, em que temos:
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Figura 34 - Inuência - Inuência na impedância em função do ponto de falta F Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
E em operação normal, ou seja, quando uir a potência nominal de transporte da linha, na qual a proteção não deve atuar, temos: • tensão de operação = tensão entre fases • Potência = de 0 até S nominal máxima • Fator de potência: variando de indutivo a capacitivo
Figura 35 – Impedância de não operação em função de funcionamento normal da linha de transmissão Fonte: Sena (2011)
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Dessa forma, deve-se informar ao relé a impedância de não operaope ração e em função dos tipos falta comum em SEP – Sistemas Elétrico de Potência; falta trifásica, bifásicas, bifásicas com contato de terra e monofásica à terra, avaliando o valor dessas correntes de falta, normalmente com o uso da teoria de componentes simétricas, obtêm-se os valores de impedâncias associadas.
- Faltas Fase à terra: são necessárias parametrização de três unidades de faltas para cada fase para possibilidades de faltas entre as fases AT, BT e CT.
Figura 36 - Composição - Composição dos diagramas sequenciais para avaliação de corrente de falta fase à terra Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
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- Faltas Fase a Fase: são necessárias parametrização de três unidades de faltas para cada fase para possibilidade de faltas entre as fases AB, BC e CA.
Figura 37 - Composição - Composição dos diagramas sequenciais para avaliação de corrente de falta fase a fase Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
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- Faltas Fase-Fase à terra:
Figura 38 - Composição - Composição dos diagramas sequenciais para avaliação de corrente de falta fase-fase à terra Fonte: Sena (2011) Fonte: Sena
Uma falta dupla fase à terra é vista pela unidade u nidade de proteção como uma falta de fase, sendo assim, é de se esperar que as unidades de falta de terra também enxerguem essa falta. Dessa forma, não é necessário mais nenhum tipo adicional de unidade de falta para as faltas do tipo fase-fase-terra.
- Faltas Trifásicas: considerando a independência dos diagramas sequenciais, nas quais somente temos sequência positiva:
Figura 39 - Composição - Composição dos diagramas sequenciais para avaliação de corrente de falta trifásica Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
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As unidades de proteção fase a fase e de fase à terra enxergam faltas trifásicas (com ou sem terra). Dessa forma, as seis unidades antes descritas, três de fase e três de terra, são sucientes para enxergar todos os onze tipos de faltas possíveis.
4.2 Relés de distância tipo MHO A representação da característica de atuação desse relé, re lé, também em plano R-X, considerando-se admitância e não impedância, é dada por:
Figura 40 - Visualização - Visualização de proteção a distância por relé MHO Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
A característica é direcional, pois parte do início da linha e, da mesma forma que o relé de impedância, apresenta zonas de atuação:
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Figura 41 - Zonas - Zonas de proteção a distância por relé MHO Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
A sensibilidade desses relés é dada pelo ângulo característico, sendo que se representa sobre essa es sa linha de máxima sensibilidade (reta) a impedância da linha avaliada da mesma forma, conforme processo avaliado em relé por impedância.
4.3 Relés de distância à reatância Neste relé, a representação da característica de atuação no plano R-X, é uma reta traçada paralelamente ao eixo de resistência
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Figura 42 - Visualização - Visualização de proteção a distância por relé a reatância Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
Assim como o relé de impedância necessita de uma unidade direcional a ser habilitada, também apresenta zonas de atuação e apresenta reta de máxima sensibilidade, sobre as quais deve-se estudar as impedâncias da linha.
Figura 43 - Sensibilidade - Sensibilidade de proteção a distância por relé à reatância Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
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Com o advento dos relés microprocessados, os relés apresentam composições de atuação, apresentando regiões de operação e não atuação dada por áreas formadas por losango, retângulo, trapézio etc.
Figura 44 - Regiões - Regiões de atuação parametrizáveis em relés microprocessados Fonte: Sena Fonte: Sena (2011)
Assim, nos relés a distância microprocessados, utilizam-se as composições de direcionalidade impedância, reatância e admitância, otimizando-se o máximo a parametrização, visando à melhor performance da proteção.
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Considerações nais Pela análise dos assuntos neste capítulo elencados, vericamos o alto grau de complexidade quando tratamos de assuntos referentes aos relés de proteção com as características dância (OHM), reatância e admitância (MHO).de atuação por impeO conhecimento de todos os seus princípios de funcionamento, de critérios de funcionamento de grandezas elétricas, curvas de atuação e consequentes parametrizações nos remete a prossioprossio nais extremamente qualicados para o seu dimensionamento, bem como seu manuseio.
Esses disponibilizados nas linhas de transmissão e interagem relés comosão dispositivos de segurança. segurança . Portanto, o perfeito conhecimento de seus parâmetros de funcionamento é essencial para que o sistema elétrico de potência funcione adequadamente, ad equadamente, tendo características de segurança e parâmetros de controle ativados e monitorados por tais relés.
Capítulo 5
Proteção de geradores, transformadores e barramentos F igueira a Amauri Luengo L uengo Figueir
Introdução Nesta unidade, serão abordados aspectos referentes referentes à proteção especíca de equipamentos em instalações, denominados
geradores e transformadores de energia e de barramentos de sistemas em sistemas elétricos de potência. O sistema elétrico de potência (SEP) é um sistema extremamente complexo e, devido a sua diversidade enorme, o conhecimento do
funcionamento de geradores, transformadores e barramentos se faz extremamente necessário.
Equipamentos tidos como essenciais para o funcionamento do
SEP necessitam de estudos constantes e acompanhamentos periódicos de suas grandezas elétricas, com o objetivo de detecção prévia de falhas existentes no sistema elétrico. O conhecimento e o acompanhamento das grandezas elétricas envolvidas em tais equipamentos geram grácos, relatórios e uxogramas que auxiliam muito em manutenções programadas
em tais equipamentos, para que não ocorram interrupções no sistema de transmissão de energia elétrica. Mas para que isso tudo funcione, necessitamos de prossionais altamente qualicados, inseridos no sistema com conhecimentos
prévios para sua aplicação e desenvolvimento de melhorias e novas tecnologias.
Objetivos • Vericar as grandezas envolvidas no estudo dos geradores. • Vericar as grandezas envolvidas no estudo dos transformadores. • Vericar as grandezas envolvidas no estudo dos barramentos e suas proteções.
Esquema • Principais grandezas equipamentos •
Geradores
•
Transformadores
•
Barramentos
•
•
de
funcionamento
Princípios de Proteção Especíca •
Relés a sobrecorrente: de fase, neutro e à terra
•
Relés direcionais
•
Relés diferenciais
•
Relés diversos Especicações e Parametrização
de
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5.1 Geradores de energia elétrica 5.1.1 Geradores síncronos de energia em sep Geradores de energia são peças fundamentais em sistemas elétricos de potência, uma vez que sua retirada de funcionamento pela ação de proteção por falhas mecânicas, de aquecimentos ou elétrica, em caso de unidades individuais, acarreta total paralisação do fornecimento de energia às cargas, ou seja, cessam-se a produção de trabalho útil e a transformação em conforto e, em sistemas de multigeração, pode apresentar variações consideráveis no funcionamento normal das grandezas elétricas, podendo levar instabilidade do sistema e até paralisação setorial ou total. A potência elétrica ativa e reativa são dependentes do uxo de potência no sistema elétrico alimentado pelo gerador individual ao qual esse está conectado. Em dado momento, quando se tem carga compatível com a capacidade de geração, há um equilíbrio entre o campo girante produzido pelo enrolamento de estator da máquina e o campo de força contraeletromotriz dado pela corrente de carga. Qualquer perturbação dessa condição fará com que esse equilíbrio seja alterado, com aceleração ou desaceleração da máquina, que poderá manter a estabilidade junto ao sistema ou acarretar a sua perda. Essas perturbações são provocadas pela variação da carga elétrica conectada aos terminais da máquina, que pode ser resumida como perturbação do ângulo elétrico dado pela corrente da carga e o ângulo mecânico, dados pelo momento de inércia e características mecânicas e energia cinética da máquina. Assim, temos duas condições básicas a serem avaliadas: a
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suportabilidade da máquina em condições nominais de funcionamento, que traz o limite de potência e da corrente máxima a ser permitida no estator da máquina e no enrolamento da excitatriz de formação do campo de formação dos pólos da máquina, e a variação das impedâncias internas da máquina dada pela variação da velocidade síncrona de geradores síncronos, alterando as condições de funcionamento do gerador, normalmente avaliadas nas condições de regime, e subsíncrona.
5.1.1.1 Funcionamento em condições normais No fornecimento de potência à carga em condições normais de funcionamento, sabemos que a carga apresenta potência ativa em uxo da máquina para o sistema (o inverso provocaria a motorizamotorização); porém pode apresentar uxo de potência reativa em ambos os sentidos, direção dada pelo uxo de potência real no sistema elétrico ao qual a máquina está conectada, denominada sobre ou subexcitação, condição dada pelos ajustes da corrente de campo da excitatriz. Em funcionamento normal, a máquina pode ser representada pela armadura ou estator que fornece potência ao sistema, através da geração ideal Eg, corrente de carga Ia, provocando uma queda de tensão na impedância interna da máquina Zs = Rs + jXs, resultando assim uma tensão elétrica Vt nos terminais da máquina. Nessa condição, a corrente Ia apresentará um valor máximo, que dará o limite em KW que a máquina pode fornecer (eixo vertical ou KW da curva de capabilidade da máquina). A formação dos pólos que produzirão a indução da corrente I no a estator pela rotação provocada por força mecânica mecân ica no eixo do rotor
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da máquina é dada por fonte de tensão contínua (ou gerador de excitatriz) em corrente contínua If , que sofrerá ajustes constantes para sobre-excitar ou subexcitar a máquina, fornecendo ou absorvendo potência reativa do sistema, sendo que apresentará limitações dadas pelo eixo horizontal da curva de capabilidade, limitações dadas por limites térmicos do enrolamento de campo limitando a Ifmáx. Como a máquina real não atende todas as possibilidades físicas e geométricas, a curva de capabilidade é expressa na região amarela e verde da gura de curva de capabildade acima e os limites popodem ser resumidamente expressos conforme a gura gura a seguir, que considera ainda as limitações de excitação mínima para funcionamento das máquinas e limites de estabilidade da máquina real.
Figura 45 - Curva - Curva de capabilidade do gerador Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Em pleno fornecimento fornecimento de energia, o funcionamento pode ser dado por:
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Figura 46 - Curva - Curva de funcionamento de um gerador, com pleno fornecimento de energia elétrica Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
A máquina síncrona normalmente apresenta, num determinado patamar de carga, um controle de potência ativa que age sobre a entrada da força mecânica e ajusta-se para manter os KW necessários, além de um regulador de tensão que mantém valor predeterminado pelos estudos de uxo de potência em sistemas elétri elétri-cos, e o ajuste no da potência reativa é efetivado pelo controle da corrente de campo da excitariz DC. Assim, conhecendo-se os limites de capacidade operacional de armadura e campo, estabelece-se proteção para permitir esse pleno funcionamento e limitar seus valores protegendo a máquina.
5.1.1.2.- Funcionamento em sobrecorrentes de partida de motores Estando a máquina fornecendo potência ao sistema e limitada às
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condições máximas em regime normal, permitindo correntes de partidas de motores ou sobrecorentes de excitação de equipamenequipamen tos, transformadores que apresentam transitórios de curta duração limitados há alguns segundos, torna-se importante avaliar o comportamento da máquina e não atuação da proteção por ser também um funcionamento normal em sistemas elétricos de potência. A corrente na partida de um motor de indução deve ser limitada a valores de até 2.5 x Inominal do gerador. Correntes acima desse aumentarão a queda de tensão residual interna e, como o tempo de permanência (limite térmico) é pequeno, como mostrado no gráco grác o a seguir, pode ser inferior ao tempo de partida do motor. No caso especíco de 2.0 x In o tempo de sobrecarga, como pode ser visto no gráco, é 20-30 seg.
Figura 47 - Curva - Curva de sobrecarga momentânea em função da corrente (para máquinas, valores orientativos) Fonte: WEG Fonte: WEG (s./d., p. 570)
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O fator de potência durante a partida de motores trifásicos pode pod e ser adotado entre 0,4 até 0,6, dependendo da carga: • FP = 0,6 para: corrente partida motor / corrente nominal do gerador ≤ 1,33 • FP = 0,4 para: corrente partida motor / corrente nominal do gerador ≤ 2,00
Para grupos geradores a diesel, recomenda-se que a corrente de partida de motores elétricos trifásicos não deverá ser superior a 1,2 vezes a corrente nominal do alternador.
5.1.1.3.- Funcionamento em correntes de falta nos terminais da máquina As faltas mais avaliadas são correntes provocadas por curtos-circuitos que possam ocorrer, onde, em sistemas elétricos, tem-se: • Faltas Trifásicas (5% de incidência), mais severas, maior corc orrente de curto. • Faltas fase-fase (10 %, ionização do ar entre fases). • Faltas fase-fase-terra (10% dos casos). • Faltas fase-terra (75% ), a mais comum.
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As faltas podem ser externas ou internas aos geradores, sendo que faltas externas devem ser protegidas por relés de sobrecorrentes a tempo inverso ou tempo denido, direcional ou não.
As corre ntes de correntes falta externa aos terminais máquinaque levam em consideração o comportamento dinâmico dada máquina, nessas condições apresentam variação da impedância interna pela variação do ângulo mecânico e variação das distâncias que forma as indutâncias internas, fazendo com que a corrente de falta apresenaprese nte comportamento variável no tempo após a falta, com períodos subtransitórios (máxima corrente dinâmica assimétrica), períodos transitórios e período de regime de falta que, se não interrompido pela proteção, provocará transferência de energia térmica dada pela integral de joule i² x t (corrente de efeito joule no tempo). Em cada período, temos impedâncias diferenciadas que dependem do projeto da máquina (que são ensaiadas ens aiadas em circuito aberto e em curto-circuito para obtenção das impedâncias a serem fornecidas nos dados técnicos da máquina), para modelagem de sistemas elétricos e obtenção dos valores das correntes de falta, temos: • impedância subtransitória = X”d • impedância transitória = X’d • impedância síncrona = Xd (valor da impedância nominal de eixo direto = Xs)
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As perturbações no sistema elétrico são decorrentes da: • Redução ou retirada súbita de carga. • Aumentos de cargas (ativa e reativa). • Perda súbita de geração. • Curtos-circuitos. • Sobrecargas. • Abertura de fase. • Cargas fortemente desequilibradas. • Descargas atmosféricas diretas e indiretas. As correntes de faltas externas, que circulam pelo gerador, normalmente avaliadas através da teoria de componentes simétricos, provocam aquecimento, e devem ser avaliados os limites suportáveis da máquina, devendo-se avaliar o que denomina Ponto ANSI ou Curva ANSI de suportabilidade à integral de joule (i² x t). As recomendações da Norma ANSI C50.13 são apresentadas na gura a seguir segu ir..
Figura 48 - Recomendações - Recomendações da norma ANSI C50.13 Fonte: Norma ANSI C50.13 Fonte: Norma
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Dessa forma, através de proteção externa ao gerador, podem ser implantados relés de sobrecorrente funções ANSI 50/51 e 50N/51N, permitindo circulação de correntes de partidas ou energização de equipamentos e bloqueando correntes de falta que provoquem a aproximação do ponto ou da d a curva ANSI de suportabilidade térmica. Altas correntes estatóricas provocam aquecimentos excessivo além de poderem provocar estresse mecânico, agravando defeitos já existentes. Sobreaquecimentos devido a essas correntes, por outro lado, devem ser limitados 50% após 10 seg., e correntes de falta calculadas com base na impedância X’d da ordem de 3 x Inomimal por 10 seg.
Figura 49 - Visão - Visão de proteção de faltas externas ao gerador, com região de ajuste e bloqueio Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
5.1.1.4.- Faltas Internas As faltas internas à máquina por falhas, envelhecimento ou provocadas pela ação de correntes de faltas externas e faltas que envolvam retorno pela terra ee incorporam elementos da máquina serão tratadas neste trabalho de forma resumida:
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a. Na armadura • Falha na isolação entre espiras.
• Falha na isolação entre bobinas e carcaça. • Movimentação das espiras devido às forças elétricas e magnéticas. • Provocadas pelas correntes de curto-circuito. • Aquecimento nas bobinas e materiais do estator. • Não equalização de campos elétricos e magnéticos no material do núcleo magnético da armadura. • Abertura de espiras.
b. No rotor • Falha na isolação entre espiras. • Falha na isolação entre as bobinas e a carcaça. • Movimentação das espiras, devido às forças elétricas e magnéticas provocadas pelas correntes dos curtos-circuitos. • Movimentação das espiras, devido à força centrífuga por sobrevelocidade. • Aquecimento nas bobinas e material do rotor.
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• Não equalização de campos elétricos e magnéticos no material do núcleo do rotor. • Abertura de espiras • Perdas de campo (excitação). • Problemas mecânicos e de aquecimento aquec imento dos maçais do rotor. • Problemas na escova.
5.2. Transformadores Transformadores de energia elétrica Transformadores de energia elétrica são essencialmente máquinas de transporte de energia (potência elétrica) através do próprio própr io equipamento, através de circuitos elétricos primários e secundários secund ários que apresentam tensões elétricas em níveis diferentes em enrolamentos independentes usando um único circuito magnético. Dessa forma, através da formação de uxo magnético criado pela corrente elétrica, dada pela relação de potência elétrica com tensão elétrica aplicada em enrolamentos primários, com uma quantidade de espiras alimentadas em uma determinada tensão elétrica, esse uxo magnético, através de um núcleo magnético, fecha um circuito magnético, concatenando com o enrolamento secundário, que apresenta quantidade de espiras diferente do enrolamento primário, induzindo dessa forma uma tensão diferente da primeira, e apresentará também corrente diferente da corrente primária, porém dada pela mesma potência que atravessa o transformador com relação a essa nova tensão induzida no enrolamento secundário.
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A relação entre o número de espiras do enrolamento primário N1 e o número de espiras do enrolamento secundário N2 é denida como a relação de transformação e dada por N1/N2, e é essa relação que fornece a relação entre as tensões primária e secundária V1/V2, podendo o transformador ser elevador ou abaixador de tensão, mas essencialmente é uma máquina que permite p ermite a passagem de potência. De uma forma geral, um transformador pode ser modelado conforme a gura a seguir, onde R1 +jX1 representa impedância do enrolamento primário no qual temos a circulação da corrente I1 pela aplicação da tensão V1; R 2 +jX 2 representando impedância do enrolamento secundário que apresentará a circulação da corrente I2 pela indução da tensão V2; e teremos ainda a corrente Iφ, que é a corrente necessária para a magnetização do núcleo através da indutância mútua formada entre os enrolamentos primário e secundário através do circuito magnético de acoplamento, formando a impedância Xm que apresenta as parcelas de perdas internas ao transformador dadas pela representação da resistência R c. Projetos de transformadores devem minimizar a queda de tensão provocada pelas impedâncias em série ao uxo de potência, imimpedância dada pelo enrolamento primário e secundário, e devem minimizar as perdas internas otimizando o acoplamento entre os enrolamentos primários e secundários, visando à eciência da mámáquina elétrica. Ensaios de transformadores após sua fabricação devem ser efetivados para se obterem os valores reais dessa modelagem e para apresentação em relatório de acompanhamento dos transformadores. O valor da queda de tensão medido entre os enrolamentos primários e secundários, calculando-se o valor da impedância total em
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uma condição de circulação de corrente nominal (ensaio de curtocircuito com aplicação de valor de tensão que provoque a circulação de corrente nominal da potência nominal do transformador), permitirá calcular o valor da impedância em Ohms que, avaliado em relação à impedância de base do transformador (impedância calculada considerando potência nominal e tensão nominal do transformador), dará um valor de impedância percentual (z%) característico da máquina. Ainda através do ensaio de curto-circuito pela circulação de corrente de valor da corrente nominal relativo à potência nominal do transformador, podemos medir as perdas em Watts, podendo-se assim obter o valor da resistência da impedância série, que considerando 50% para cada enrolamento e proporcionalizando em relação às tensões primárias e secundária, podem-se obter as impedâncias R1 +jX1 e R1 +jX1. Com o transformador aberto em um dos enrolamentos e aplicando a tensão no outro, teremos a circulação apenas de corrente de magnetização Iφ que, associada às perdas em Watts do ensaio em aberto (com obtenção do valor de Rc), pode-se assim extrair o valor da impedância Xm. Com essa modelagem, pode-se simular o funcionamento da máquina em duas condições básicas e de interesse em nosso trabalho: condição de plena carga com transporte de potência até a condição nominal da máquina e alguma sobrecarga e condição de energização do transformador a vazio e com carga, para avaliar o transitório de energização da máquina que nos dará a corrente de magnetização (corrente Irush). A corrente de magnetização é de difícil modelagem, pois envolve transitório complexo envolvendo circuito elétrico e circuito
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magnético e dependerá de magnetização residual no núcleo magnético, momento de ligação e de passagem de corrente a zero e da defasagem da tensão e ainda da existência de harmônicas e do perl da carga conectada ao transformador.
Figura 50 - Visão - Visão de circuito magnético de comportamento de histerese Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Levando-se em conta a diculdade de cálculo c álculo e a aleatoriedade de valor da corrente de “Irush” (ela depende do exato instante da ener gização do transformador e do valor da densidade de uxo residual em cada transformador), foram desenvolvidos meios práticos para o cálculo da corrente de “Irush“ provável, em que, para estudo de funcionamento e de proteção, pode-se adotar fator de multiplicação à corrente nominal do transformador em condição de regime para obtenção do valor ecaz da corrente de energização
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Figura 51 - Fator - Fator de multiplicação, em relação à corrente nominal do transformador Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Além do valor ecaz, a avaliação do formato da onda que não apre apre-senta função senoidal pode ser decomposta em diversas ondas senoidais de amplitudes e frequências diferentes (correntes harmônicas em série de Fourier), sendo que esse perl tem-se demonsdemonstrado fortemente inuenciado pela composição de 2ª harmônica, que é dada por duas vezes a frequência de 60 HZ. Podem normalmente ultrapassar 16% da corrente fundamental de 60 Hz, podendo atingir até 70% e devem ser avaliadas como condição normal de funcionamento não se apresentando como condição de falta.
Figura 52 - Conteúdo - Conteúdo harmônico das correntes de energização Fonte: INEPAR Fonte: INEPAR (PIOVESAN, 1997)
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Considerando que todo equipamento apresenta limitações térmicas de funcionamento, o transformador por ser equipamento com perdas internas, seja a óleo, seja a seco, deverá ser avaliado com limites de pleno funcionamento. A NBR 5416 de aplicação de carga em e m transformadores de potência estabelece necessidade se avaliar pontos quentes do óleo ou meio refrigerante e ponto mais quente observado em enrolamentos, estabelece classe de aquecimentos e condições de refrigeração normal ou forçada (exemplo ONAN e ONAF as mais comuns). Essas limitações se devem à existência de um ponto limite ou de uma curva limite de suportabilidade térmica do equipamento, acima da qual teremos perda de vida útil do equipamento ou poder ter faltas por comprometimento da isolação interna. Em estudos de proteção, essas condições são avaliadas em função de normas vigentes, e a teoria atual considera esses pontos limites ou curvas limites como sendo “Ponto ou Curva ANSI”. Norma ANSI C57.12.00-2000, Norma IEEE Std C57.109-1993 e norma ANSI C37.91-2000 denem categorias para avaliação da curva/ponto ANSI em função da potência nominal dos transformadores, sendo: • Transformadores categoria I - transformadores trifásicos de 15 kVA a 500 kV kVA; A; - ou de 5 kVA a 500 kVA monofásicos. • Transformadores categoria II - transformadores trifásicos de 501 kVA a 5000 kV kVA; A; - ou de 501 kVA a 1667 kVA monofásicos.
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• Transformadores categoria III - transformadores trifásicos de 5001 kVA a 30000 kV kVA; A; - ou de 1668 kVA a 10000 kVA monofásicos. • Transformadores categoria IV - transformadores trifásicos > 30000 kVA - ou > 10000 kVA kVA monofásicos.
Essas capacidades térmicas dos transformadores podem ser avaliadas conforme as guras a seguir, cabendo aos fabricantes resrespeitar esses limites e fornecer dados reais rea is projetados e obtidos em industrialização.
Figura 53 - Curva - Curva de suportabilidade térmica – categoria I Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007) Fonte: Coury,
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Figura 54 - Curva - Curva de suportabilidade térmica – categoria II Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Figura 55 - Curva - Curva de suportabilidade térmica – categoria III e IV Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
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Assim, se conhecendo o princípio de funcionamento funcionamento de transformadores, em condição nominal, e a necessidade de permitir corrente de magnetização e limitação térmica, estudos de proteção de sobrecorrente devem apresentar: 1. Permitir a corrente de magnetização por 0,10 segundos. 2. Limitar o ponto ANSI ou a curva ANSI em termos dados por 2,0 seg.:
Figura 56 - Limite - Limite do ponto ANSI para transformadores imersos em óleo Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007) Fonte: Coury,
Figura 57 - Limite - Limite do ponto ANSI para transformadores a seco Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
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5.2.1 Proteção em função de condições normais de funcionamento A região de parametrização para curvas 50/51 de ação temporizada a tempo inverso e a de ação instantânea de relés de sobrecorrente devem avaliar as regiões de ajuste e de bloqueio com a seguinte visão:
Figura 58: Regiões de ajuste e bloqueio dos transformadores Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
5.2.2 Proteção em função de faltas externas Na ocorrência de faltas externas aos transformadores, transfor madores, o comportamento do transformador dependerá não só de suas características de pleno funcionamento, dependendo ainda da forma de ligações do enrolamento primário e secundário, forma de ligação à terra dos enrolamentos e do tipo de ocorrência de falta externa: trifásica, fase a fase, fase a fase com contato à terra e falta à terra.
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Na determinação da corrente de falta com base na teoria de componentes simétricas, é possível, através da criação de diagramas de sequência positiva, sequência negativa e sequência zero, que por meio de diagramas mnemônicos se determine o valor das correntes de faltas em regime de curto-circuito para avaliação da energia joule que circulará no transformador e permitirá avaliar o limite térmico do mesmo em função do tempo, tempo, determinando-se a máxima corrente assimétrica para avaliação dos efeitos dinâmicos internos ao transformador e em equipamentos auxiliares. A determinação das correntes de faltas externas deve levar em consideração as impedâncias do sistema do transformador e do circuito elétrico até o ponto de falta a ser considerado, avaliando as composições mnemônicas conforme diagramas a seguir, e aplicação de fórmulas para cada falta a ser analisadas, onde Zf representa a impedância entre o ponto de falta e a terra, normalmente considera 40 Ohms, a ser convertida em pu nas bases de potência e tensão em estudo Para determinar assimetria máxima em corrente de falta, aplica-se fator de assimetria FA dado pela relação a seguir, que depende dos valores R e X da impedância equivalente, de modo a se dimensionar TCs para não saturar em até 20 2 0 x Iassimétrica e avaliar solicitações dinâmicas
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• Faltas trifásicas
• Faltas fase a fase
• Falta Fase-fase e à terra
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• Falta fase à terra
Para a determinação das impedâncias de cada sequência, utilizase para a sequência positiva e sequência negativa a impedância fornecida pelo fabricante z% e, para neutro na confecção das ligações, devem-se considerar as ligações à terra dos enrolamentos do transformador:
Exemplo de impedância e ligação de sequência zero pra algumas ligações de enrolamentos:
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Determinadas as correntes de falta possíveis: trifásicas, fase-fase, fase-fase-terra e fase-terra, considerando valores e mínimos em função de considerar ou nãoesses impedân impedância cia Zf máximos , visando
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avaliar sensibilidade mínima do relé, procura-se parametrizar função 50/51 para as fases A, B e C, e função 50N/51N para neutro, escolhendo-se tipo de curva inversa, muito inversa ou extremamente inversa, de uma família de curvas possíveis em relés tipo IEC ou tipo ANSI. Na determinação da corrente “I” (ou “M”) para atuação do relé em um determinado tempo “t”, deve-se levar em consideração a RTC (relação de transformação dos TCs), que dá a relação entre a corrente primária e secundária do TC: I = M , que é a corrente de atuação, que é dada pela relação com a Ipick-up e é dada por:
Em que TAP TAP refere-se ao valor da corrente de pick-up pick- up (corrente de início de temporização) adotada em critérios de coordenação. Como proteção de transformadores está inserida em um sistema proteção maior, deve-se avaliar coordenação e seletividade com outros equipamentos de proteção, que deve respeitar critérios de proteção, ou seja, considerar curvas de atuação tempo x corrente desse equipamento, avaliar tempos entre atuação dos equipamentos de proteção e avaliar parametrização que permita pleno funcionamento em condições normais e de energização de equipamento e que limite as condições térmicas e avalie proteções primárias e de retaguarda.
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• AJUSTE DAS FASES FASES • Função ANSI 51 – temporizada: deve-se ajustar corrente pick-up para início da temporização de uma curva de família de curvasdeescolhidas, que não devem atuarusar com a máxima corrente carga com algum fator (podendo usa r 1,2), porém não deve ser superior à corrente de fase-fase determinada divindindo pelo fator adotado.
Copel adota: • A curva escolhida deve proporcionar um tempo máximo de 0,3s para o maior valor da Icc3o simétrico na baixa tensão. • 1,3 x Icmax sobre potência nominal de transformador maior que 1000 KVA em 13,8 KV e 2500 KVA em 34,5 KV, e I cmax para transformadores menores. • No caso de um único transformador, adota-se a menor curva, desde que que liberado o Iinrush. - Função ANSI 50 – instantânea, deve ser ajustada em função de faltas fase-fase e faltas trifásicas, devendo ser menor que as correntes dessas faltas. Copel adota: • I ajuste inst. fase > Iinrush total. •
I ajuste inst. fase > Maior Icc3o simétrico na BT. BT.
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• AJUSTE DO NEUTRO - Função ANSI 51N – temporizada: dever-se ajustar a corrente de pick-up para início da temporização de uma curva de família de curvas escolhidas, de 10% a 20% DA MÁXIMA carga máxima em funcionamento normal e menorCORRENTE que 50% da de menor corrente de falta à terra (considerando o valor de Zf para que se tenha sensibilidade do relé às menores correntes de falta possível).
Copel adota: • Recomendamos adotar 20% do ajuste da unidade temporizada de fase, desde que esteja abaixo do valor de ajuste de neutro do religador. • Preferencialmente não efetuar ajuste inferior a 10% da corrente nominal do TC, garantindo a precisão do TC. • Adotar a menor curva disponível no relé, pois não há necessidade de coordenar com outra proteção no secundário.
- Função ANSI 50N – instantânea, deve ser ajustada em função de faltas fase-fase e faltas trifásicas, evitando os mesmos.
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Copel adota: • Preferencialmente adotar 20% do ajuste da unidade instantânea de fase, sendo I ajuste inst. < Icc1o mínima simétrica no primário. Além de ajustes de pick-up de fase e neutro, das curvas temporizadas função ANSI 51, e ação instantânea função ANSI 50, para que se tenha coordenação e seletividade entre outros equipamentos de proteção, recomenda-se: • Seletividade entre Fusível – Fusível: quando o tempo de atuação do elo fusível não exceder a 75% do elo fusível protegido.
• Seletividade entre Relé – Fusível: quando o tempo máximo de atuação do elo fusível a 0,2 seg. do ponto mais crítico de atuação do relé, ou quando as curvas de tempo dos relés de fase e neutro estiverem no ponto mais crítico, no mínimo 0,2s, acima da curva de tempo total de interrupção do elo, para as correntes de curtos-circuitos de fase e terra.
• Seletividade entre Relé – Relé: as curvas de tempo dos relés principais (fase e neutro) deverão estar acima das curvas dos relés de retaguarda (fase e neutro), respectivamente, no mínimo 0,4 s, no ponto mais crítico, em todo o trecho
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protegido pelos relés principais, para as correntes de curtoscircuitos de fase e terra.
• Seletividade entre Religador – Fusível do Ramal: como religadores são equipamentos como disjuntores de média tensão, com controlador eletrônico acoplado com a nalidade de relireli gar de forma temporizada lenta e rápida por até normalmente 03 vezes, em estudos de proteção de transformadores de distribuição, estes estão conectados em alimentadores urbanos, torna-se possível avaliar a coordenação entre religadores e fusível do ramal de entrada de instalações industriais, sendo que normalmente se permitem dois religamentos rápidos para evitar queima de fusíveis para permitir que faltas à terra que não sejam permanentes e que se extinguindo o sistema volte a operar, e na terceira operação normalmente é em curva lenta para permitir que o elo fusível queime e isole o defeito local e o religador volte a religar parte do alimentador sem defeito.
d.1) Curva rápida: nas primeiras atuações, como o religador deve atuar antes que o fusível, o tempo mínimo de fusão do relé deve ser maior que a curva rápida do religado, sendo que se adota um fator de 1,5 vezes o valor da curva rápida, tanto para par a faltas mínimas como para máximas
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d.2) Curva lenta: na terceira atuação do religador, religador, o que deve atuar é o elo fusível, assim, a curva do relé de máximo tempo de fusão deve ser inferior à curva de atuação lenta do religador.
5.2.3 Proteção em função de faltas internas ao transformador Além das faltas externas a transformadores, podem ocorrer faltas internas provocadas pelos efeitos térmicos de sobrecargas e das faltas internas, envelhecimento de isolação e outras causas, que, dependendo do valor monetário do equipamento, a perda do mesmo ou o tempo de reposição pode tornar inviável o tempo de restabelecimento da energia e os prejuízos de enormes valores nanceiros. Esse é o caso de grandes transformadores de força e de transformadores de subestações de distribuição de energia elétrica, que podem causar faltas e danos a uma cidade ou região inteira. Os relés de proteção diferencial visam atuar para controle de faltas internas de equipamentos, barramentos ou parte de sistemas elétricos que se quer proteger, dentro de uma área delimitada por transformadores de correntes.
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5.3 Barramentos elétricos Por serem ponto de convergência de circuitos ou de conexões de equipamentos elétricos tais como geradores, transformadores, linhas de transmissão, motores etc., tornam-se um elemento crítico em sistemas elétricos de potência.
Figura 59 - Barras - Barras e zonas de proteção em sistemas elétricos de potência Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Falhas em barramentos não ultrapassam 10% das faltas em sistemas elétricos de potência, onde se têm observado os seguintes defeitos: • Rompimento da isolação devido a danos elétricos. • Cabos de aterramento após serviço de manutenção.
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• Objetos estranhos na SE e ferramentas sobre as barras. • Corrosão por maresia, poeira atmosférica, resíduos industriais etc. • Falha ou inexistência de SPDA – Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas. • Presença de animais no barramento. Todos os equipamentos de um sistema elétrico devem estar dentro de pelo uma zona de proteção e, como existe possibilidade de falhas em equipamentos de proteção, avalia-se instalação de equipamentos de proteção de retaguarda além da proteção principal. A losoa adotada em proteção de sistemas elétricos é a de que equipamentos de proteção devem estar inclusos em pelo menos duas zonas de proteção, ou seja, devem ser protegidos por dois sistemas de proteção visando garantir conabilidade e que nenhum equipamento que desprotegido. Por ser um ponto de conexão, barramentos devem impactar em pouca monta e suas proteções devem ser especícas, seletivas e evitar disparos desnecessários e que retirem outros equipamentos de funcionamento. O sistema de proteção deve abrir zona especíca para eliminar faltas, avaliar e isolar o mínimo do sistema possível, isolando trechos defeituosos e avaliando a necessidade de seccionar seccionar ou não todo o barramento. Defeito em barramento não é comum em sistemas elétricos de potência e, dada a gravidade de seu seccionamento, secc ionamento, deve apresentar manutenção preventiva periódica.
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Com essa visão de proteção, os relés para proteção de barramento devem apresentar curto tempo de atuação, devem operar isolando apenas defeitos nos barramentos, com operação apenas de zona especíca que avalie apenas a zona afetada, e devem ser éis e seguros. Por serem nós dos sistemas elétricos de potência, sua avaliação deve ser em conformidade com as Leis de Kirchhoff, quanto aos balanços de corrente que entram e saem do barramento, barra mento, indicando assim defeito no próprio barramento.
1.1- Corrente Nominal Barramento tem por nalidade alimentar demanda de cargas a seserem atendidas, com ou sem opção de manobras com mais de uma fonte e, na existência de mais de um barramento pela composição de chaveamento/proteção, pode permitir recursos de manobras e transferência visando à otimização operacional e ao aumentado a umentado da conabilidade do sistema.
No dimensionamento a condição térmica, com avaliaçãodedabarramento, corrente dadeve-se integral avaliar de joule i² x t, de modo a se obter a limitação térmica do barramento através de curva a ser plotada no coordenograma de proteção, para par a avaliação de proteções de sobrecorrente que deverão permitir o funcionamento normal com sobrecargas permissíveis e correntes de magnetização, porém deverão apresentar bloqueios ao se aproximarem da curva de limite térmico, recomendando-se coordenação com tempos de 300 a 600 mseg entre essa curva limite e a curva de atuação da proteção, na condição de falta.
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O barramento pode ser protegido por relés a distância, de proteção de linhas que alimentam a subestação, porém nessas proteções normalmente é utilizada a 4ª zona de proteção do relé a distância (as três primeiras são normalmente aplicadas para linhas de transmissão), sendo que se deve considerar que, nessa condição, con dição, apresentará temporização e apresentará proteção lenta, dependendo assim de outras proteções. Relés de sobrecorrente de tempo inverso normalmente visam proteger faltas externas aos barramentos e aplicada como proteção de retaguarda de proteção principal de equipamento a montante do barramento, que enxergam falta nos barramentos após estes (a jusante), com ou sem direcionalidade e podem apresentar proteção pela associação de vários relés de sobrecorrente associados associado s e coordenados. O uso de relés diferenciais em barramentos apresenta grau de diculdade maior, em que se devem considerar as correntes de falta pelas fontes de tensão maiores, com possibilidade de saturação dos TCs de proteção diferencial por estarem em fontes diferentes, sendo esta a maior causa de falhas de proteção diferencial de barramento.
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Considerações Consideraçõe s nais Os geradores de energia elétrica, transformadores de energia elétrica e a proteção aplicada nos barramentos elétricos constituemse em fatores essenciais para o perfeito funcionamento do sistema elétrico de potência. O pré-requisito para o seu perfeito per feito funcionamento e adoção de medidas de manutenções que se zerem necessárias é a utilização de prossionais altamente qualicados, inseridos no sistema com capacitação plena e suciente para a adoção de medidas. Por serem os geradores e os transformadores peças fundamentais na transmissão de energia elétrica e posterior distribuição, podem car parados, sendo que a intervenção para a solução não de uma anomalia deve ser extremamente rápida para que os consumidores de energia elétrica não sejam prejudicados. Todos esses equipamentos e quipamentos trabalham em conjunto con junto com relés parametrizáveis, aos quais devem se adaptar às características especícas das condições de implantação do local do equipamento.
Capítulo 6
Proteção digital
F igueira a Amauri Luengo L uengo Figueir
Introdução Nesta unidade, serão abordados aspectos referentes à tecnologia digital de equipamentos de proteção e protocolos de comunicação atualmente utilizados em proteções de sistemas elétricos de potência. Prossionais qualicados em proteções de sistemas elétricos vêm sendo bastante requisitados no mercado de energia elétrica, e o domínio do assunto se dá de forma setorial dada a abrangência em sistemas elétricos desde simples instalações residenciais a sistemas industriais complexos, bem como sistemas de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica. Para a efetivação da proteção especíca, conhecendo-se as grandezas elétricas de funcionamento e a serem protegidas, além da parametrização de relés de proteção para não atuação ou atuação condicional de ação direta, direcional ou diferencial, passa a ser de extrema importância importânc ia criar uma rede de comunicação entre os equipamentos, criando uma lógica de proteção e permitindo acompanhamento e operação do sistema online. Utilizamos equipamentos normalizados que devem apresentar funcionamento dentro de padrões estabelecidos em normas
brasileiras ABNT - Associação Brasileira de d e Normas Técnicas - nas suas últimas revisões, que se s e referenciam às normas IEC - International Eletrotechical Comission - e ANSI – American National Standards Institute. Os relés devem apresentar uma gama de parametrização possível e devem se adaptar às características especícas das condições de implantação local do equipamento. Essa gama de variações e avaliação especíca com necessidade de eciência e ecácia de atuação de equipamentos de proteção é que carece de prossionais qualicados e capazes de propor soluções adequadas e que atendam a demanda do mercado de energia elétrica.
Objetivos • Apresentar as principais características de sistemas digitais de proteção. • Avaliar as principais grandezas elétricas envolvidas. • Demonstrar a visão das parametrizações funcionamento de redes digitais de proteção.
de
• Avaliar eciência e ecácia da proposição de parametrização. • Modular apresentação de estudos de proteção.
Esquema • •
•
Principais Funções de Proteção Digital Princípios de Redes de Proteção • IEDs – Intelligent Eletronic Devices • Nós Lógicos • Conguração de redes de proteção •
Protocolos de Proteção Especicações e Parametrização
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6.1 Proteção de sistemas elétricos A condição de pleno funcionamento de sistemas elétricos em condições nominais de atendimento a cargas elétricas, permitindo per mitindo partida de motores, correntes de energização de equipamentos sem atuação da proteção e, em casos de anormalidades, de sobrecargas ou de falhas dos equipamentos de proteção, deve ser parametrizada visando evitar falhas, como o reconhecimento indevido dessas anormalidades, que, caso sejam conrmadas, as proteções devem atuar de forma ecaz. Essa avaliação de grandezas com multiplicidade de variantes visa reconhecer o que realmente é falta. Emitir “trip” adequado, sinalisinali zar, manter histórico de atuações, vericar possíveis falhas para atuação de equipamentos de proteção de retaguarda, permitir visualização online, reduzir área isolada do sistema elétrico e permitir redução do tempo de restabelecimento são desaos de sistema de proteção, sendo que, com a tecnologia de sistemas digitais, está sendo possível tecnologias que cada vez mais atendem essas necessidades.
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Figura 60 - Barras - Barras e Zonas de proteção em sistemas elétricos de potência Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Os sistemas de proteção devem ter como foco: res Sensibilidade: denida como a capacidade da proteção em responder às anormalidades em relação às condições nominais de funcionamento, nas quais não devem entrar em operação, desligando apenas partes do sistema que se encontram sob falta, deixando o resto do sistema operando normalmente.
Seletividade: denida como a capacidade do sistema de proteproteção isolar completamente o elemento defeituoso, porém mantendo em pleno funcionamento o máximo possível do sistema, operando adequadamente equipamentos de proteção. Velocidade de atuação: considerando os efeitos dos danos das faltas, principalmente correntes térmicas e dinâmicas, os tempos
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de abertura real do circuito que alimentam as faltas devem ser minimizados.
Conabilidade: está relacionada com a probabilidade de um componente, um equipamento ou umem sistema atuarem de acordo com a função prevista, mantendo-se pleno funcionamento sob condições normais e fazendo a função de proteção adequadamente.
Figura 61 - Zonas - Zonas de Proteção Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Todos os equipamentos de um sistema elétrico devem estar dentro de pelo menos uma zona de proteção e, como existe a possibilidade de falhas em equipamentos de proteção, avalia-se a instalação de equipamentos de proteção de retaguarda além de proteção principal.
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Figura 62 - Circuito - Circuito primário duplicado, proteção local e proteção de retaguarda Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Sistemas elétricos modernos necessitam de proteção adequada com controles e acompanhamento online, com a associação de um grande número de subsistemas, com características especíespecí cas que, associadas, devem garantir a função de proteção de todo o sistema. O grande número de equipamentos e funções de proteção com as novas tecnologias de fabricação de equipamentos com tecnologia digital parametrizável em portas lógicas de blocos de funções e de rede de comunicação com protocolos que permitem comunicação
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entre IEDs – Intelligent Eletronic Devices – e sistemas de programação e acompanhamentos com sistemas Scada, permite novas funções de proteção e melhoria global do sistema de proteção.
Figura 63 - Equipamentos - Equipamentos de proteção como IED de rede de proteção Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007) Fonte: Coury,
A seguir, temos a visualização da tela de interface do operador (SCADA) com a arquitetura de uma Subestação, construída pelo Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia (SAGE).
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Figura 64 - T - Tela ela de conguração SAGE da subestação de SCHARLAU Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
6.1.1 Relés Digitais Com o advento da tecnologia digital, a partir da década de 70, e também com o avanço na área computacional, tivemos um aumento da velocidade de processamento, o que permitiu a implantação de relés digitais na proteção de sistemas de potência. Os relés digitais são gerenciados por microprocessador e apresentam software de controle e acompanhamento, utilizam de cabeamento de rede para comunicação entre equipamento e envio de mensagem para atuadores através de protocolos e sistema de comunicação em sinais digitais. O sistema digital mantém convivência entre sinais digitais, com alto processamento de funções e velocidade de comunicação com sistemas analógicos necessários para coleta de grandezas elétricas junto ao sistema de potência através de TCs, TPs, sensores de
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temperatura, pressão, vazão etc. que necessitam de avaliação e mensuração para serem processados, a partir da conversão em transdutores desses sinais analógicos em sinais digitas em alta performance, pela associação de parametrização de portas lógicas lógica s em equipamentos de características digitais programáveis.
Figura 65 - Relés - Relés digitais Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007) Fonte: Coury,
6.1.2 Arquitetura dos relés digitais Os relés digitais apresentam subsistemas com funções distintas e bem denidas: • Sinais analógicos de grandezas elétricas de TCs e TPs são transformados em entradas (módulo de interface), com saídas de sinais a níveis adequados de tensão (±10V), com a isolação galvânica. • Ruídos são ltrados em ltros analógicos passivos passa baibaixa no processamento digital dos sinais, que disponibilizam os sinais ao multiplexador, permitindo várias entradas analógicas.
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• Módulos de entradas digitais informam ao processador (CPU) o estado atual do sistema, tanto estado de atuação de chaves, disjuntores, etc., quanto de grandezas elétricas a serem avaliadas. • A CPU processa, com base na parametrização efetivada e nos sinais de entrada, lógica e cálculos em software na memória ROM, com armazenamento de operações intermediárias em memória RAM, e com base nos ajustes armazenados no E2PROM que possui memória de leitura programável, enviam sinais às saídas digitais ou analógicas para tratamento e atuação de disjuntores, alarmes, etc. • Os sinais de saída da CPU são enviados a módulos de saída e informados em display.
Figura 66 - Arquitetura - Arquitetura de relé digital Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
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6.1.3 Relés com mídia de comunicação Relés digitais atuais usados em proteções apresentam sistema de teleproteção, enviando comunicação entre relés (por exemplo, relés a distância localizadospor nos lados de portadora linhas de transmissão) trans missão) através de comunicação odois p iloto, piloto, onda (Carrier), mimicro-ondas e bras óticas, com aumento de conabilidade e velocivelocidade da proteção.
Figura 67 - Canal - Canal de comunicação o-piloto Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
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Figura 68 - Canal - Canal de comunicação Carrier Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Figura 69 - Canal - Canal de comunicação Fibra Óptica Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Figura 70 - Canal - Canal de comunicação Cabo OPGW Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007) Fonte: Coury,
Figura 71 - Canal - Canal de comunicação Cabo Metálico (LPCD) Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007) Fonte: Coury,
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Figura 72: Canal de comunicação Cabo Micro-ondas Micro- ondas Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Figura 73 - Interface - Interface Digital - Sinalizações Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
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6.1.4 Comunicação dentro da subestação Dentro das subestações ou em instalações locais, a comunicação de proteção local é realizada através de redes locais, utilizando switchs chaveando dispositivos de proteção,convende medição e interligando de controle,e podendo-se substituir cabeamento cional por cabos de comunicação de cabos trançados, coaxiais, especiais de redes de comunicação ou óticos, ou ainda por comunicação sem o (wireless).
Figura 74 - Arquitetura - Arquitetura de comunicação dentro de uma subestação Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
6.1.5 Comunicação entre subestação e rede externa A interligação da rede local autônoma é capaz de realizar funções de proteção das subestações que envolvam zonas de proteção especícas, com comunicação com equipamentos localizados em zonas de proteção externas, além de envio de dados a sistema
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de georreferenciamento e acompanhamento, tais como centros de operação e de controle, podendo apresentar links link s de 1 a 5 km através de LANs (Local (Local Área Network ) com controladores, roteadores e switchs e uma faixa de IP restrita a ela, com uma máscara de rede comum ou se comunicarem em redes públicas através de WANs (Wide Área Network ). ). Normalmente, referem-se à internet ou à extranet em geral, apesar desta ser uma designação genérica. As redes WAN se tornaram necessárias, pois grandes empresas com milhares de computadores precisavam trafegar grande quantidade de informações entre liais em diferentes localidades geográcas. Essa nova demanda não podia ser satisfeita dentro das capacidades de uma rede LAN, e novos protocolos para atender as exigências de velocidade e qualidade das redes WAN foram criados. Redes intranet e extranet são sistemas de rede que apresentam conguração física de comunicação no modelo da internet, usando os mesmos recursos recurs os como Protocolos TCP/IP, TCP/IP, para fazer a conexão entre os computadores, HTTP, para mostrar conteúdos e serviços de rede, SMTP, para serviços de e-mail, e FTP, para transferência de arquivos. O que diferencia essas redes é a forma de acesso.
6.1.5.1 Redes Intranet LANs são denidas como redes locais, em que se conectam dois ou mais computadores ou equipamentos para formar uma rede. Dene-se intranet como rede interna, fechada e exclusiva, com acesso limitado e controlado, normalmente liberado somente para os funcionários de empresas detentoras da rede e normalmente para uso corporativo com uso de senhas de acesso. Podem apresentar interligação via internet e permitir acesso remoto quando
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construída sobre a internet, permitindo comunicação entre funcionários e equipamentos em diversas localizações físicas (internas e externas às LANs locais).
Permitem acesso e comunicação e empúblicas. tempo real, apresentado grande versatilidade com usoonline de redes Embora se utilizem de rede pública, geralmente são redes privadas que utilizam os padrões da internet. Em contrapartida à versatilidade, apresentam problemas de conacona bilidade e segurança, além da exposição ao tráfego de dados na internet.
6.1.5.2 Redes Extranet Redes intranet, quando abertas a acesso externo à empresa, passam a ser denominadas extranet, o acesso se dá via internet, sendo que, em sistemas de proteção, apresentam limitação, considerando que o gerenciamento de extranet não está mais apenas restrito à empresa
6.1.6 Protocolo de Comunicação Os protocolos de comunicação são regras criadas para impor formas controladas de comunicação de dados entre dois ou mais equipamentos, de modo que essa comunicação seja se ja entendida por todos os equipamentos conectados em uma rede.
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Figura 75 - ECD - ECD – Equipamento de Comunicação de Dados – Modelo Genérico de Comunicação Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz e Giovanini (2007)
Inicialmente, fabricantes criaram protocolos proprietários, em que somente equipamentos de sua fabricação apresentavam reconhecimento dessas regras e permitiam programação em rede de proteção. Posteriormente, passaram a incorporar em seus sistemas protocolos padrões com Modbus, Fieldbus etc., mas ainda com características particulares e com problemas de comunicação real entre equipamentos de diversos fabricantes e sistemas. Organizações internacionais independentes vêm adotando sistemas abertos com protocolos abertos especicados por essas orgaorganizações, sendo a tendência atual de conectividade de proteção. Entre os protocolos de proteção mais utilizados em subestações de distribuição de energia, destacam-se o Modbus, DNP3, IEC 608705-103 e o IEC 61850.
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6.1.6.1 Modelo OSI (Open Systems Interconnection) A arquitetura OSI denida na ISO (International Standards Organization) apresenta camada para execução de diferentes funções do protocolo deque comunicação, denido 07 camadas, sendo hoje mais didática do prática. Quando um dispositivo está transmitindo dados, o uxo da informainformação é no sentido do programa utilizado para a rede de comunicação, se comunicando com a camada 7, que por sua su a vez se comunica com a camada 6 e assim por diante. Quando se está recebendo dados, o uxo da informação é no sentido s entido da rede de comunicação para o programa, portanto a rede se comunica com a camada 1, que por sua vez se comunica com a camada 2 e assim por diante. Camada 7 – Aplicação: contato apenas para envio e recepção de dados, denindo o protocolo utilizado. Camada 6 – Apresentação: de conversão de dados recebidos, traduzindo para o padrão ASCII, podendo ainda comprimir dados aumentando desempenho da rede e/ou criptografar dados.
Camada Sessão: permite comunicação decaso dadosdedefalhas programas diferentes5 – em computadores diferentes, em reiniciam comunicação a partir da última marcação recebida. Camada 4 – Transporte: divide dados recebidos em pacotes pela rede com controle de uxo, avaliando recebimento, correção de er ros e informando se o pacote foi recebido, sendo responsável pela maneira como os dados são transmitidos.
Camada – Rede:em de endereços endereçamento dose pacotes, endereços3 lógicos físicos, determinaconvertendo a rota que
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os pacotes devem seguir para atingir o destino, considerando as condições de tráfego da rede e prioridades. Camada 2 – Enlace: transforma pacote de dados, adicionando informações de origem, endereço, dados de controle, em sinais elétricos a serem enviados através de cabosconvertendo de rede nos transmissores e, nos receptores, estando os dados corretos envia informação de conrmação de recebimento. Caso o envio não rere ceba conrmação de recebimento, reenvia o pacote de dados. Camada 1 – Física: recebe pacotes enviados transformando-os em sinais compatíveis com o meio por onde os dados devem ser transmitidos. Se o meio for elétrico, essa camada converte os 0’s e 1’s em sinais elétricos para serem transmitidos pelo cabo de rede, se o meio for óptico, a camada converte os 0’s e 1’s dos quadros em sinais luminosos e, se uma rede sem o for usada, então os 0’s e 1’s são convertidos em sinais eletromagnéticos.
6.1.6.3 Protocolo TCP/IP O protocolo TCP/IP é o protocolo de rede mais usado atualmente com o modelo de referência OSI. O protocolo TCP/IP tem apenas quatro camadas, sendo que programas se comunicam com a camada de Aplicação, onde se encontram protocolos de aplicação, tais como SMTP (Simple Mail Transfer Protocol - usado para enviar e-mails), FTP (File Transfer Protocol - usado para transferir arquivos) e HTTP (HyperText Transfer Protocol - usado para transferir vários tipos de arquivo, como texto, imagem, vídeo e som). Após processar a requisição do programa, o protocolo na camada de Aplicação se comunica
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com outro protocolo na camada de Transporte, normalmente o TCP (Transmission Control Protocol). Recebendo os dados da camada superior, dividindo-os em pacotes e os enviando à camada de rede. Na camada de rede, onde se encontra o protocolo IP (Internet Protocol), recebe os dados, adiciona o endereço do equipamento que está enviando os dados e o endereço do equipamento que deve receber os dados, enviando-os para o meio de transmissão.
6.1.6.4 Protocolo ModBus É protocolo do tipo mestre/escravo, de transferência de dados entre um sistema de controle (Mestre) e os sensores/atuadores (Escravos). A comunicação no protocolo pr otocolo Modbus é sempre se mpre iniciada pelo mestre, sendo que os escravos não podem se comunicar entre si e nunca transmitem dados sem serem solicitados pelo mestre. As transações iniciadas pelo mestre podem ser do tipo “unicast”, em que o mestre envia mensagem a um escravo especíco, que deve responder, ou do tipo “broadcast”, em que o mestre envia mensagem a todos escravos, que não devem responder resp onder (por exemplo, para sincronismo, acerto de horas etc.) Existem dois modos de codicação no protocolo Modbus Modb us em redes seriais, em que nós podem ser misturados e apresentam mensagens diferentes: - RTU (Remote Terminal Terminal Unit) - cada c ada byte contém dois dígitos hexadecimais, a denição do início e m das mensagens ocorre oc orre através de intervalos de silêncio e o método de detecção de d e erros é o CRC (Cyclic Redundancy Check). Devem ter seus dados enviados em sequência contínua.
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- ASCII (American Standard Code for Information Intercharge). cada byte contém um caractere ASCII, a denição do início e m das mensagens é feita através de caracteres inseridos na própria mensagem, e o método de detecção de erros é o LRC (Longitudinal (L ongitudinal Redundancy Check). Permitem envio de dados com pequeno intervalo de tempo entre caracteres. As mensagens nos modos ASCII e RTU são transmitidas em redes seriais que seguem o protocolo físico RS-232 e RS-485, sendo o RS-485 o mais comum. Havendo ainda modo de transmissão Modbus TCP/IP, transmitido em redes Ethernet encapsulado no protocolo TCP/IP.
6.1.6.5 Protocolo DNP3 e IEC 60870-5-103 O protocolo DNP (Distributed Network Protocol) foi desenvolvido para uso em sistemas de supervisão e controle das concessionárias de energia elétrica, para comunicação entre estações mestre e os dispositivos de campo. Inicialmente proprietário e aberto na versão DNP3. É um protocolo mestre/escravo, em que existem situações previstas em que os dispositivos escravos podem enviar dados sem que o mestre tenha feito a solicitação, o que é denido como transmistransmissão espontânea. Baseado no protocolo IEC 60870-5-103, permite que mais de 6500 equipamentos sejam conectados à rede), opera praticamente sobre todos os meios físicos (bras ópticas, rádio, telefone etc.), supor ta sequência de comandos do tipo check before operate (seleciona / verica / opera), permite classicar os dados segundo quatro
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prioridades (alta, média, periódica e nenhuma) e transporta blocos de dados de tamanho variável. Tanto o DNP3 como o IEC 60870-5-103 são protocolos estruturados em camadas, mas não seguem se o modelo OSI de 7 camadas, e sim um modelo simplicado deguem apenas 3 camadas. O IEC 60870-5-103 possui características muito semelhantes ao protocolo DNP3, porém, ambos não são compatíveis. Sua utilização é bastante comum na Europa, enquanto o protocolo DNP3 é mais utilizado na América, incluindo o Brasil.
6.1.6.6 Protocolo IEC 61850 A evolução dos microprocessadores possibilitou a criação de dispositivos digitais, chamados de IEDs (Intelligent Electronic Device), unidades multifuncionais para proteção, controle, medição e monitoramento. Essa norma é dividida em 10 partes principais, sendo que cada uma das partes representa um documento que regulamenta o uso do protocolo. Os IEDs podem trocar informações através de redes de comunicação, sendo usado para isso um protocolo de comunicação. Os dispositivos podem estar dispostos em três níveis: • subestação: computadores com bancos de dados, programa de interface homem máquina e canal de comunicação da subestação com o nível remoto (gateway).
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• bay: relés de proteção, medidores, oscilógrafos oscilógrafos etc. etc. • processo: sensores (TCs e TPs) e atuadores (disjuntores e chaves seccionadoras). A interoperabilidade, a permissão de uso e a troca de dados sem necessidade de interfaces de protocolos é uma das características do protocolo IEC61850, em que cada IEDs pode operar oper ar de maneira centralizada (cada dispositivo pode desenvolver diversas funções) ou descentralizada (os dispositivos podem trocar informações entre si para desenvolver suas funções). Sendo assim, a interoperabilidade associada à intercambiabilidade, habilidade de substituir um IED de um fabricante por outro sem prejuízo ao sistema, são pontos fortes da IEC 61850. A IEC61850 utiliza alguns conceitos básicos: como nós lógicos, modelo de dados estruturados e linguagem SCL.
- NÓS LÓGICOS Todas as funções de proteção, medição e controle são decompostas em nós lógicos, chamados de LNs (Logical Nodes), alocadas em diferentes dispositivos físicos, geogracamente distribuídistribuídos e conectados em rede. Os dados são trocados entre todos os IEDs que compõem o sistema, através das funções alocadas nos dispositivos. Um dispositivo físico (ou IED) apresenta um endereço de rede, que disponibiliza a localização de vários tipos de “Logical Devices”, Devices ”, que podem ser proteções, retornos digitais, através das congurações do própriocomandos, IED.
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Assim os IEDs a serem endereçados ende reçados nas na s redes apresentam “tags analógicos” (MET), sendo que em seu interior estão os “Nós Lógicos”. Lógic os”. Assim, um IED pode apresentar mais de uma função (por exemplo, corrente e frequência na gura a seguir, que, para especicar o local de objeto de dados de frequência, especica-se o MET, MET, o nó lógico MMX, a função MX e o objeto HZ - METMMXU2$MX$HZ, em que o simbolo $ é usado como separador). Na IEC61850, foram denidos 92 nós lógicos identicados identica dos por uma sigla de quatro letras, em que a primeira dene a qual grupo esse nó lógico pertence. Exemplo: P = grupo proteção (PDIF: proteção diferencial), em X = grupo chaveamento (XCBR: disjuntor), em T = grupo transformadores de instrumentos (TCTR: transformador de corrente) etc.
Tabela 7: Grupos de Logical Nodes denidos na norma IEC61850 – 07/2003 Fonte: IEC 61850 – Parte 5
Protocolo MMS São mensagens do tipo unicast, enviadas a um consumidor apenas, que em geral pode ser um supervisório. As mensagens MMS
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(Manufacturing Message Specication) são utilizadas para troca de informações como sinais analógicos ou digitais, porém, com o único intuito de indicar o status de um determinado equipamento.
Protocolo GOOSE Ao contrário das mensagens MMS, as mensagens GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) são mensagens do tipo multicast que carregam informações entre os IEDs. São responsáveis apenas pelo tráfego de mensagens que informam sobre a atuação de qualquer proteção ou sinal digital. Tais mensagens conseguem ser mais rápidas do que a própria atuação física de de um relé para outro. Tudo isso por empregarem emuma suaproteção concepção o padrão UDP, ou seja, não se faz a vericação para saber se houve erro na transmissão da mensagem. Dessa maneira, mesmo que um pacote de dado seja perdido, outro pacote idêntico ao que foi perdido já foi enviado novamente até que uma conrmação de recebimento seja recebida, garantindo assim o recebimento da mensagem. Para evitar colisões, a cada novo pacote enviado dobra-se dobra-s e o tempo de espera pela conrmação até que o tempo máximo de espera (Time Allowed to Live) seja atingido. Caso essa conrmação não chegue após o tempo programado, o IED entende que a conexão foi encerrada e o outro dispositivo encontra-se off-line.
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Protocolo SVO Protocolo SV (Sampled Variables) é responsável pelo tráfego das leituras analógicas da subestação. Através desse protocolo, TPs e TCs conseguem suas medições reléspor através de leituras digitais pelaenviar própria rede ethernet.para Os os relés, sua vez, com um conversor AD incorporado, tratam esse dado e o utilizam em suas proteções.
SCL (Substation Conguration Language)
Esse aspecto da norma estabeleceu um padrão o formato dos arquivos de conguração de subestações. Dopara inglês Substation Conguration Language, foi baseado na estrutura XML (eXtensi(eXtensi ble Markup Language) e criou uma padronização que permitiu o compartilhamento de informações entre equipamentos e ferramentas de software de engenharia. Com isso, cada fabricante possui um arquivo SCL que deve ser fornecido junto com o equipamento, assim como acontece em outras redes industriais (Probus e Devicenet). Há 4 diferentes tipos de arquivos aceitos pela norma: • SSD (System Specication Description) – descreve as funfunções de energização do sistema, contendo o diagrama unilar com as funções de cada relé. • SCD (Substation Conguration Description) – determina onde os dados se encontram e para onde devem ir, ou seja, a conguração da subestação.
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• ICD (IED Capability Description) – determina quais os dados disponíveis em cada IED. • CID (Congured IED IED Description) – determina as informações que o IED irá disponibilizar na rede.
GATEWAY IEC-61850 Para realização do link entre os sistemas supervisórios e os relés de proteção, é necessário que sejam utilizados softwares que convertem o protocolo IEC-61850 lido do relé através da rede red e ethernet em OPC (Ole for Process Control). OPC é um protocolo de comunicação de redes industriais que emula um driver, permitindo que o sistema supervisório consiga se comunicar com qualquer equipamento, sem possuir um driver de comunicação especíco. O software deve permitir a visualização de toda a estrutura IEC montada dentro do relé. Dessa maneira, basta ao programador selecionar os tags que serão utilizados na comunicação com o sistema supervisório. • Atuação das proteções do relé. Aqui, para correta interpretainterpre tação de qualquer proteção, é importante consultar o manual do fabricante do relé. Nele, deve conter a descrição completa de cada uma das proteções disponíveis para serem lidas no sistema supervisório.
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A Norma IEC 61850 utiliza para comunicação entre equipamentos mensagens denominadas GOOSE (generic object oriented substation event) ou Objeto Genérico Orientado pelo Evento de Subestação. Tais mensagens são baseadas no envio assíncrono de variáveis binárias, orientadas a eventos e direcionadas à aplicações de proteção em subestações. Os sinais trafegam ponto a ponto em alta velocidade. Esse serviço usa um esquema de retransmissão especial para alcançar um alto nível de conabilidade que consiste em repetir a mensagem diversas vezes até que seja recebida uma conrmação de conrmação.
6.1.7 Medição sincronizada de fasores Fasor é um número complexo associado a uma grandeza senoidal em regime permanente, sendo uma ferramenta utilizada em análise de circuitos em corrente alternada (CA) e pode ser utilizado em estudos de sistemas em situações de mudanças rápidas em condições de faltas. Unidades digitais de medição fasorial ou Phasor Measurement Units (PMU) são capazes de medir diferenças angulares das tensões e correntes em tempo real e só se tornam possíveis com o uso de GPS (Global Positioning System). O GPS é um sistema de posicionamento, navegação e coordenação de tempo baseado em satélites, em que os sinais de tempo precisos são tão importantes quanto os sinais de posicionamento. Esses sinais de tempo são utilizados como fonte de sincronismo para comunicações globais, redes de distribuição e transmissão e inúmeras outras aplicações.
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No caso dos PMUs, o GPS emite um pulso de tempo preciso que é usado para amostrar os sinais de corrente e tensão. Algumas aplicações dos PMU serão apresentadas a seguir.: • Estima de estados: através de cálculos, estima o estado da rede que utiliza variáveis como injeções de uxos de potênpotên cia, injeções de corrente nos ramos e módulos de tensão nos barramentos. Essa aplicação é utilizada nos centros de controle das companhias de energia para monitorar o estado do sistema. Com a utilização dos PMUs, é possível a medição do módulo e ângulo das tensões nos barramentos sem a necessidade de cálculos, além da sincronização dessas grandezas. Com poucas barras monitoradas por medições fasoriais, é possível reduzir o tempo de cálculo e aumentar sua precisão. • Análise da instabilidade: o método tradicional de análise de estabilidade é baseado na integração do sistema de equações dinâmicas do sistema. Mesmo com a utilização de várias simplicações, o processamento é tão extensivo que cou restrito a estudos off-line. Com a ajuda dos PMUs, é possível monitorar a progressão de um transitório em tempo real. Baseado na leitura desses medidores, o sistema de potência fornece a trajetória do sistema até o tempo presente. Assim, através dos registros das oscilações de potência, será possível tomar decisões de proteção e controle. • Melhora no controle de sistemas elétricos de potência: controles tradicionais poderão ser realizados com mais precisão. Os dados dos PMUs permitem a detecção antecipada de situações de risco para o sistema, melhorando a determinação das ações de controle preventivo, aumentando a margem de segurança do sistema, evitando grandes perdas de carga ou grandes contingências, como faltas de longos períodos ou blecautes.
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6.1.8 Sistema de Automação da Subestação A norma IEC 61850 dene vários tipos de cheiros, identicados pela sua extensão, cada um com uma função especíca. • ICD Capability Description): descreve capacidades do IED (IED descrito pelo fabricante em termos de as funções de comunicação e de modelo de dados. • SSD (System Specication Description): descreve o esquema unilar da subestação juntamente com as funções executaexecuta das no equipamento primário, em termos de nós lógicos. • SCD (Substation Conguration Description): descreve a con con-guração da comunicação e das funções do sistema de auautomação da subestação e a sua relação com a subestação. Contém todos os IEDs, uma secção de descrição da d a subestação e uma seção da conguração da subestação. • CID (Congured IED IED Description): descreve uma instância de IED totalmente congurado.
6.1.9 Descrição do sistema de comunicação Na seção de comunicação, descrevem-se as possibilidades de comunicação entre nós lógicos utilizando-se os pontos de acesso dos IEDs e a Sub-rede. A Sub-rede é vista como um nó de conexão c onexão entre pontos de acesso, e não como uma estrutura física. Um dispositivo lógico de um IED encontra-se ligado à Sub-rede por um ponto de acesso, que pode representar um endereço lógico de um IED. Os vários endereços podem ser alterados na secção de comunicação de cada IED de forma a implementá-los em unidades terminais de proteção (TPU).
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Secção de comunicação Ao consultar o código XML do cheiro CID do IED D2Q1CB2, é possível vericar o ponto de acesso do IED e os vários endereços acessíveis, no entanto, destaca-se o fato Visual SCL utilizar uma SubNetwork como nó de conexão emde vezo de buses.
Endereços 192.1.2.1 255.0.0.0 192.1.1.1 00000001 0001 0001
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6.1.10 Ferramentas de engenharia de sistema A criação de cheiros SCL denidos segundo a norma IEC 61850 pode ser realizada através de várias ferramentas presentes no mercado. Neste trabalho experimentaram-se as seguintes: • Visual SCL da ASE • SCL Manager da Kalkitech • Helinks STS da Helinks Qualquer dessas ferramentas proporciona a criação do esquema unilar de subestações (SingleLine Diagram), especicação das funções do sistema de automação da subestação e criação dos cheiros SCL. No entanto, esses programas são ainda bastante recentes e estão sujeitos a constantes atualizações por parte dos fabricantes. O Visual SCL demonstra alguns problemas ainda numa fase inicial em que se pretende simplesmente desenhar o esquema unilar da subestação, não sendo possível efetuar algumas ligações entre equipamentos. O programa também reage mal a simples mudanças de nomes, por exemplo, em níveis de tensão, disjuntores ou barramentos. O SCL Manager possui uma melhor interface gráca, mas também apresenta os erros do programa anterior quando se pretende desenhar o esquema unilar da subestação. O Helinks STS supera os outros, visto que não apresenta quaisquer problemas no desenho do esquema unilar da subestação.
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Considerações Consideraçõe s nais A tecnologia digital de equipamentos de proteção e protocolos de comunicação atualmente utilizada em proteções de sistemas elétricos potência vem sendo cada vez mais aprimorada e desenvolvida,desendo o seu uso extremamente necessário, constituindo-se numa implementação de segurança ao sistema. É notório que, para o desenvolvimento de sistemas digitais, os prossionais envolvidos devem ter total domínio das grandezas enenvolvidas nos sistemas elétricos. A complexidade desses sistemas faz com que prossionais qualicados atuem na respectiva área e aprimorem cada vez mais tais sistemas. Os sistemas industriais atualmente requerem uma complexidade enorme quanto a sua automação e, consequentemente, sua energia elétrica deve ser distribuída com qualidade. O perfeito conhecimento e aplicação das normas em uso aos relés e consequentes parametrizações fazem com que sejam criados e desenvolvidos sistemas digitais que estabeleçam uma “comunica“comunica ção” entre todos os equipamentos. Tais equipamentos devem atender as prescrições prescriç ões contidas nas norn ormas brasileiras ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas -nas suas últimas revisões, que se referenciam às normas IEC -International Eletrotechical Comission - e ANSI – American National Standards Institute. Esse progresso nos equipamentos leva também ao aperfeiçoamento cada vez maior dos prossionais envolvidos na área em questão.
Capítulo 7
Aspectos de proteção em fenômenos de sistemas de potência F igueira a Amauri Luengo L uengo Figueir
Introdução Nesta unidade, serão abordados aspectos referentes à proteção de sistemas elétricos com foco em ocorrência de fenômenos em sistemas de potência. Prossionais qualicados em Proteção de Sistemas Elétricos vêm sendo bastante requisitados no mercado de energia elétrica, e o domínio do assunto se dá de forma setorial dada a abrangência em sistemas elétricos, que abarcam desde simples instalações residenciais até sistemas industriais complexos, bem como sistemas de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica. Para a efetivação da proteção especíca, conhecendo-se as grandezas elétricas de funcionamento a serem protegidas, além da parametrização de relés de proteção para não atuação ou atuação condicional de ação direta, direcional ou diferencial, passa a ser de extrema importância a criação de uma rede de comunicação entre os equipamentos, criando uma lógica de proteção que permita também o acompanhamento e a operação do sistema online. Utilizam-se equipamentos normalizados que devem apresentar funcionamento dentro de padrões estabelecidos em normas brasileiras ABNT - Associação Brasileira
de Normas Técnicas - nas suas últimas revisões, que se referenciam às normas IEC - International Eletrotechical Comission - e ANSI - American National Standards Institute. Os relés devem apresentar a maior gama de parametrização possível e devem se adaptar às características especícas das condições de implantação local do equipamento. Essa gama de variações e avaliação especíca com necessidade de eciência e ecácia de atuação de equipamentos de proteção é que carece de prossionais qualicados e capazes de propor soluções adequadas e que atendam a demanda do mercado de energia elétrica.
Objetivos • Apresentar os principais problemas de sistemas elétricos de potência. • Avaliar as principais grandezas elétricas envolvidas. • Estabelecer a visão de proteção em SEP SEP.. • Avaliar eciência e ecácia da proposição de parametrização. • Modular apresentação de estudos de proteção.
Esquema
• Principais fenômenos em SEP • Avaliação matricial de faltas em SEP • Contingência em SEP • Avaliação de proteção em equilíbrio elétrico x mecânico • Especicações e parametrização
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7.1 Ocorrência de fenômenos em sistemas elétricos Sistemas elétricos de potência são formados por subestações interligadas por linhas de transmissão aéreas, formando o SIN Sistema Interligado Nacional, que compreende os subsistemas Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte, com tensão igual e acima de 230 KV, são compreendidos ainda pelos sistemas de distribuição, que envolve tensões de até 138 KV, KV, apresentando características peculiares e importantes a serem avaliadas.
Figura 76 - Sistema - Sistema Interligado Nacional/Mapa Geoelétrico do Paraná Fonte: ONS Fonte: ONS (s/d)
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Estudos de SEP - Sistemas Elétricos de Potência - são divididos em etapas características para um melhor entendimento de seu funcionamento, planejamento e avaliação de proteção:
• Estudos visamdeterminando-se avaliar atendimento de de Carga: carga em de um Fluxo determinado momento, as tensões complexas em todas as barras (em módulo e ângulo), de modo a atender a necessidade de cargas P +jQ nas barras (subestações), avaliando-se a necessidade de injeção de potência P +jQ no sistema que mantenha o sistema funcionando em níveis adequados de tensão, avaliando-se ainda o uxo de potência em todos os ramos dos sistemas elétricos de potência. Estudos permitem avaliar o carregamento dos equipamentos e linhas de transmissão, a necessidade de novas gerações, linhas e equipamentos de controle de potência reativa no sistema, bem como avaliar grandezas para ajustes de proteção. Através de modelagem matricial do sistema, como uso da matriz Ybarra (matriz admitância do sistema de potência), é possível, pela aplicação de processos interativos como o de Newton Raphson e outros métodos, a partir da denição da Matriz Jacobiana (que nos dá a variação instantânea – derivada da Potência Ativa e da Potência Reativa em relação à variação do ângulo e do módulo de tensão nas barras), avaliar a sensibilidade do sistema.
UNIUBE 145
Matriz Jacobiana genérica
Dene-se estabilidade de sistemas de potência como a capacidacapacida de em manter sincronismo e manter nível de grandezas elétricas quando submetido a distúrbios. Nesse contexto, avaliam-se sistemas elétricos em estudos estáticos com crescimento continuado de carga para que sejam avaliados carregamentos leve, médio e pesado, visando avaliar o limite de estabilidade de tensão, que, por meio de soluções matemáticas de estudos de uxo de potência, permite avaliar o estado atual do sistema, evitando a proximidade do ponto máximo de estabilidade através de valores de curvas PxV extraídos dos estudos de uxo de potência continuado.
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Figura 77 - Grácos - Grácos de potência ativa na carga Fonte: Coury, Oleskovicz, Giovanini (2007) Fonte: Coury,
Avalia-se também a injeção de potência reativa no sistema, através de curvas QxV, analisando-se aumentos de potência reativa no sistema (ajustes de excitatriz de máquinas síncronas, banco de capacitores, uso de FACTs, etc.). Tem-se aumento de tensão, trabalhando-se assim em regiões estáveis de estabilidade.
Figura 78 - Injeção - Injeção de reativos em SEP: ESTABILIDADE A-A’, ESTABILIDADE B-B’ Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz, Giovanini (2007)
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Figura 79 - Margem - Margem de estabilidade de tensão segundo o WECC Fonte: Condega Fonte: Condega (2013)
Figura 80 - Níveis - Níveis de performance de estabilidade de tensão segundo o WECC Fonte: Condega Fonte: Condega (2013)
Com base nos estabelecimentos de margens de segurança em relação ao ponto crítico, avaliam-se ações a serem efetivadas, para conjuntamente realizar ações de proteção proteç ão do SEP. SEP.
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- Perturbações Dinâmicas e Transitórias: os sistemas de proteção são implantados em zonas de proteção, visando permitir plena operação em condições nominais, com sobrecargas previstas e correntes de energização de equipamentos, partida de motores etc.
Figura 81: Zonas de proteção segundo o WECC Fonte: Condega Fonte: Condega (2013)
O sistema de potência deverá permanecer em plena operação até que perturbações e/ou contingências temporizem ou emitam um “trip” instantâneo, visando atender a nalidade de proteção quanto à velocidade, coordenação e seletividade, isolando equipamentos ou trechos em condição de defeito, procurando preservar o sistema ao máximo possível, sendo que, nessa condição, o novo ponto de operação deverá apresentar equilíbrio, efetivando comprometimento de grandezas elétricas e oscilações indesejáveis, ou seja, tornando-se instável.
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O sistema atual, dada sua robustez, normalmente apresenta apre senta “peque“pequenas perturbações” como variação de cargas em barras de subestasubesta ções, sendo considerada uma perturbação de estabilidade dinâmica. Tal perturbação pode ser estudada por meio de linearizações através de análise de sistemas lineares em torno do ponto de operação. Grandes perturbações, denominadas transitórias, normalmente são dadas por curto-circuito, desligamento de linhas de transmissão, perda de geração, ou combinação de eventos. Dada a grande perturbação, em que temos tempos de reação de controladores de tensão e de potência mecânica de entrada superiores aos tempos transitórios elétricos, haverá uma variação no campo eletromagnético girante da força contraeletromotriz das máquinas geradoras, criando uma defasagem entre ângulos elétricos do sistema e ângulo mecânico no eixo das máquinas, o que acarretará na aceleração ou frenagem da máquina, podendo esta atingir um novo estado de operação em regime permanente, sendo send o o sistema estável, ou perder o sincronismo, tornando-se instável, devendo as proteções atuar para preservar o sistema e evitar danos às máquinas e equipamentos, em que se deve, além das grandes elétricas envolvidas, avaliar o tempo máximo “tc”, denominado tempo de abertura da proteção, que está vinculado ao máximo ângulo de defasagem que a máquina poderá permitir para manter a estabilidade ou perdê-la.
7.2 Instabilidade em SEP Os sistemas de proteção devem atuar sempre que houver perda de integridade do sistema elétrico, sendo avaliados os seguintes fenômenos:
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• Instabilidade angular. • Instabilidade de frequência.
• Instabilidade de tensão. • Desligamentos em cascata. Considerando que as linhas de transmissão são elos importantes de interligação entre subestações, a modelagem pode apresentar sistemas poucos malhados e densamente malhados, estes apresentam grau de estabilidade a perturbações, assim como estarão sujeitos a variações de frequência e a sobrecargas térmicas.
Figura 82 - Classicação - Classicação dos problemas encontrados nos sistemas de transmissão Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz, Giovanini (2007)
7.2.1 instabilidade angular 7.2.1.1 Transitória A estabilidade transitória por p or defasagem ocorre entre ângulos elétricos do sistema e ângulo mecânico no eixo das máquinas, o que acarretará na aceleração ou frenagem da máquina, podendo a máquina atingir um novo estado de operação em regime permanente,
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sendo o sistema estável, ou perder o sincronismo, afetando máquinas isoladas ou sistema multimáquinas, podendo afetar uma região re gião só, o sistema ou até várias regiões, sendo que quanto menos malhado o sistema, maior o risco de perda de sincronismo. Consequências de instabilidade transitória: • Afundamento de tensão. • Desvios de frequência. • Perda (de carga etc.). • Rejeição/corte de geração. • Corte automático de carga (ERAC).
7.2.1.2 Pequenas perturbações Mesmo em pequenas perturbações, teremos defasagem angular, com variações na rotação da máquina apresentando oscilações ocasionadas pela interação de componentes, na faixa de frequência de 0,1 a 2,0 HZ. O amortecimento dessas oscilações pode ser um fator crítico em alguns sistemas.
7.2.2 Instabilidade de frequência A estabilidade e stabilidade de frequência é caracterizada pela capacidade de um sistema de potência de manter a frequência dentro de uma
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faixa aceitável durante condições de operações normais ou após perturbações severas, como desligamentos em cascata, perdas de grandes blocos de geração ou carga.
Em que: ΔP = desequilíbrio de potência K=1/D T=M/D t = instante de tempo contado a partir da perturbação D = constante de amortecimento da carga M = momento de inércia equivalente da máquina
Os sistemas hidrotérmicos podem operar sem restrições dentro de uma faixa de ±0,5 Hz em torno da frequência nominal (em (e m sistemas de 50 ou 60 Hz) e fora dessa faixa durante um tempo limitado, variando de acordo com as restrições dos fabricantes de turbinas a vapor.
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A variação da frequência frequência superior a 2,5 Hz poderá resultar na redução da vida útil ou, pior, em dano das lâminas/palhetas das turbinas de usinas termoelétricas. Dessa forma, existem proteções que irão retirar essa unidade de operação caso a subfrequência seja muito severa ou se prolongue por um período de tempo superior ao suportável pela turbina. A sobrefrequência é menos problemática que a subfrequência, porque o desligamento da unidade, neste caso, irá contribuir para a redução da frequência. Vale ressaltar que, no caso de haver desligamento excessivo de unidades geradoras para controle da frequência, poderá haver uma condição indesejável de subfrequência. Cortes de Cargas (ERAC) são frequentemente utilizados no controle de subfrequência, e outras medidas são: Medidas efetivas para a eliminação do desvio de frequência, positivo ou negativo, no controle de frequência: • Desligamento automático de linhas de interligação através de relés de subfrequência e sobretensão.
• Desligamento de aunidades hidrelétricas para aumento de de unifrequência superior 1,5 Hz para evitar o desligamento dades térmicas. • Restabelecimento automático de carga em pequenos blocos com comando temporizado, em casos de excesso de corte de carga por subfrequência após a estabilização do sistema para acelerar o processo de recomposição.
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7.2.3 Instabilidade de tensão A instabilidade de tensão tens ão está vinculada v inculada à queda progressiva dos níveis de tensão ao longo do sistema de transmissão e à incapacidade geradoras.de controle da tensão terminal por parte das unidades Essa queda progressiva de tensão pode levar ao colapso de tensão e perda subsequente de sincronismo das unidades geradoras e desligamento de motores de indução. Grandes perturbações transitórias podem levar o sistema ao ponto de colapso de tensão, constituindo-se na maior parte dos incidentes por tensão em SEP. Principais fatores que inuenciam a instabilidade de tensão em SEP: • Capacidade de transmissão de potência do sistema. • Falta de reserva de potência reativa. • Otimização energética com altas transferências de potência. • Elevadas condições de carregamento em linhas de transmissão. • Carga com baixo fator de potência. • Características da carga (motores, cargas restabelecidas por LTCs). • Atrasos em obras de expansão dos sistemas.
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Ações a serem realizadas contra instabilidade de tensão em SEP: • Chaveamento automático de banco de capacitores e reatores. rea tores. • Bloqueio de LTCs. • Desligamento de interligações caso seja aceitável para região importadora. • Modulação de potência de sistemas de transmissão em Corrente Contínua. • Partida rápida de unidades geradoras. • Aumento rápido das tensões de geradores caso haja reserva. • Corte de carga como último recurso.
7.2.4 Desligamentos em cascata Os desligamentos em cascata estão associados aos efeitos anteriores de instabilidade de tensão, de frequência e angular, que podem provocar abertura descontrolada de equipamentos de proteção, além de problemas de sobrecarga e sobretemperatura, estes são provocados por elevados uxos de potência em equipamentos e linhas de transmissão. Margens de coordenação entre equipamentos de proteção, avaliando as zonas de proteção principal e de retaguarda e implantação de proteção de alta velocidade (uso de teleproteção e redes/ protocolos de proteção), trazem maior conabilidade e seletividade entre relés.
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7.3 Curto-circuito em sep Sistemas elétricos de potência são representados como sistemas equilibrados, com modelagem de uma das fases com relação ao neutro, em diagrama unilar com representação e p.u. (sistema por unidade) para avaliação de circuitos elétricos, estudos de uxo de potência com determinação de tensões em módulo e ângulo em todas as barras que, dentro de limites e das limitações de potência reativa do sistema, permite atender as solicitações de potência das cargas (o que justica a existência de sistemas elétricos), de forma estável e dentro de limites suportáveis de grandezas elétricas, e ainda permite manobras e contingências sem perder a estabilidade. Para um sistema a 03 barras, conforme a seguir:
Figura 83 - Sistema - Sistema a três barras Fonte: Coury, Oleskovicz, Giovanini (2007) Fonte: Coury,
Em que se pode adequar a representação pelas impedâncias de cada ramo ou equipamentos em p.u.
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Figura 84 - Representação - Representação pelas impedâncias de cada ramo ou equipamentos em p.u.
Fonte: Coury, Oleskovicz, Giovanini (2007)
Com a transformação das fontes de tensão associadas em impedâncias em fontes de corrente associadas em admitâncias equivalentes (Norton/Thevenin), ou seja:
Figura 85 - Transformação - Transformação das fontes de tensão associadas em impedâncias em fontes de correntes associadas em admitâncias equivalentes (Norton/Thevenin) Fonte: Coury, Fonte: Coury, Oleskovicz, Giovanini (2007)
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Tem-se:
Tem-se:
Ou, associando:
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A relação de correntes (dada pela 1ª lei de Kirchhoff), nas barras, pelas admitâncias vistas pelas mesmas quando submetidas às tensões complexas de cada barra é dada, de forma matricial, por:
De forma simplicada, a relação de corrente e tensão é dada pela matriz Ybarra:
De forma genérica, qualquer sistema elétrico de N barras pode ser representado matricialmente por:
Em que:
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• Vetor I – de injeções de d e corrente em cada um dos nós da rede. • Vetor V – de tensões nodais da rede.
• Matriz Ybus (Ybarra) - matriz admitância nodal da rede.
Os elementos da matriz Ybarra são dados pelas admitâncias capazes de uir correntes nas barras e pelas impedâncias entre barras, permitindo a circulação de corrente entre barras, assim, temos: Elemento da Diagonal Principal: somatório de todas as admitâncias conectadas à barra:
Elemento Fora da Diagonal: negativo da admitância entre barras:
Importante salientar que a modelagem para estudos de uxo de popotência, com obtenção de V, θ, P, P, Q em todas as barras, é efetivada considerando impedância interna das máquinas usando impedâncias síncronas Xd e, em caso de estudos de faltas, considerando o efeito de superposição em sistemas elétricos, no qual se adota tensão de pré-falta (obtida nos estudos de uxo uxo de potência), devese avaliar com impedância sub-síncrona X’d .
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Determina a potência na barra e, considerando a tensão pré-falta, obtemos a corrente da máquina:
Sendo necessário obter a tensão interna da máquina, considerando a impedância sub-síncrona:
As cargas avaliadas em uxo uxo de potência como P +jQ devem ser expressas em admitância. A representação da carga é em impedância constante:
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Obtém-se assim Montagem da matriz YBARRA aumentada, que inclui as impedâncias subtransitórias.
Pode-se ainda aplicar a relação:
Assim, temos:
Essa forma de obtenção da Matriz Z barra pela inversão da Matriz Ybarra é mais prática do que a obtenção direta. A obtenção da Matriz Zbarra permite análise de corrente saindo do sistema, para avaliações especícas de cargas, banco de capacicapacitores e para estudos de curto-circuito. Na condição de curto-circuito, em sistemas de potência onde temos várias fontes de tensão, para estudos de curto-circuito, podese considerar que se apresenta uma única carga ligada na barra a ser avaliado curto-circuito, desprezando as demais por considerar
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desprezível a corrente em relação à corrente de falta, sem comprometer a precisão do estudo. Com essas considerações, passamos a ter injeção de corrente em fontes geradoras, que,em quando consideradas valor pela 1.00circup.u., apresentarão tensões cada uma das barrasdedadas lação dessa corrente em impedâncias do sistema, denidas nessa condição como impedâncias de transferência, sendo esse o signisignicado da matriz Zbarra para estudos de curto-circuito. Na condição de falta, com base nesses princípios, pode ser considerado como um sistema composto pela matriz Zbarra alimentado por uma única corrente nodal, assim temos:
O valor da corrente total de defeito para qualquer barra k sob condição de curto-circuito é determinado pelo valor de Ik, em que o valor da tensão de pré-falta é considerado como Ek =1,00 p.u. Esse valor é obtido tomando-se o recíproco do elemento diagonal correspondente da matriz Zbarra.
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As tensões que aparecem nas outras barras do sistema, quando a barra k está em condições de curto, dependem depend em das impedâncias de transferência dadas pelos elementos fora da diagonal da coluna k da matriz Zbarra. Por exemplo, a tensão com relação à referência na barra p para um curto-circuito na barra k seria dada por:
=
Zkp x Ik
O valor da corrente em qualquer linha para um curto-circuito em uma barra k é obtido pela determinação de Ipq. Esse valor representa a corrente que vai da barra p à barra q pela linha p-q, cuja impedância é Zlinha p-q e pode ser escrita como:
O cálculo completo das correntes ao longo do sistema sob curtocircuito é realizado, então, por essas operações aritméticas simples, tão logo a matriz Z barra tenha sido determinada. Considerando que faltas assimétricas podem ser decompostas em sequências positivas, negativas e zero, em conformidade com a teoria de componentes simétricas e aplicação do teorema de Fortscue, torna-se necessária a modulação de três diagramas unilares, bem como a composição de três matrizes Zbarra.
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• Zbarra +ou Z1 = Matriz de sequência positiva. • Zbarra - ou Z2 = Matriz de sequência negativa. 0
• Zbarra ou Z0 = Matriz de sequência zero (ou homopolar). Passaremos a ter, dessa forma, a corrente de falta de componentes sequenciais: • Ik +ou Ia1 = Corrente de falta de sequência positiva. • Ik - ou Ia2 = Corrente de falta de sequência negativa. • I 0 ou I = Corrente de falta de sequência zero (ou homopolar). k
a0
Considerando a teoria de componentes simétricas e diagramas mnemônicos de associação dos diagramas sequenciais para obtenção das correntes de faltas para diversos curtos-circuitos observados sem SEP, teremos:
7.3.1 Cálculo das Correntes de Curto: Curto Trifásico:
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7.3.2 Cálculo das Correntes de Curto: Fase-Fase:
- Corrente Elétrica: Ia = 0 e Ib = - Ic
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- Tensão Elétrica: tensão na fase sem falta permanece quando Z 1 = Z2, e temos 50% da tensão nas fases em falta.
7.3.3 Cálculo das Correntes de Curto: Fase-Fase à Terra:
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• Corrente Elétrica: Ia = 0 e Ib = - Ic
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• Tensão Elétrica: tensão na fase sem falta quando Z1 = Z2, é
para Z1 = Z2, temos
Como a impedância de sequências zero envolve a impedância da terra, a impedância de fuga e a impedância de sequência zero do sistema, o seu valor e a forma de aterramento impactam diretamente nos valores das correntes e tensões do sistema.
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A relação Z0/Z1 deve-se tanto em módulo com a defasagem em ângulo das impedâncias φ1- φ 0, em que os grácos a seguir apreapre sentam avaliação dessas considerações.
Figura 86: Gráco da corrente em condutor S e T em falta, em rere lação a uma falta trifásica, em função da relação Z0/Z1 Fonte: SIEMENS Fonte: SIEMENS (1975)
Para baixos valores de Z0/Z1 e para altas defasagens de φ1- φ0, temos grandes variações na relação, condição dada por impedâncias capacitivas de sequências zero e indutivas de sequência positiva, condição normalmente dada por sistemas isolados.
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Figura 87 - Gráco - Gráco da corrente de curto-circuito em relação a uma falta trifátrifá sica rede tensão no condutor sem defeitos, em função da relação Z0/Z1 Fonte: SIEMENS Fonte: SIEMENS (1975)
7.3.4 Cálculo das Correntes de Curto: Fase à Terra:
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- Corrente Elétrica: Ia = 3xI0 e Ib = Ic = 0
- Tensão Elétrica: tensão na fase em falta, U a = 0, quando Z1 = Z2, deveremos ter uma sobretensão nas demais fases Ub e Uc ,
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Também avaliando a relação Z0/Z1 e a defasagem em ângulo das impedâncias φ1- φ0,
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Figura 88 - Gráco - Gráco da corrente de curto-circuito em relação a uma falta trifátrifá sica rede tensão no condutor sem defeitos, em função da relação Z0/Z1 Fonte: SIEMENS Fonte: SIEMENS (1975)
Em sistemas isolados, podemos ter grandes variações e altos valores de corrente e tensão, sendo que podemos ter valores de corrente de falta superiores à corrente de falta trifásica. • Redes com neutro isolado: A avaliação gráca possível nem sempre é encontrada nos siste siste-mas reais de valores extremamente elevados, sendo somente em redes com neutro isolado, temos baixos valores de Z0/Z1 e para altas defasagens de φ1- φ0.
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Visando limitar a condição de preponderância de faltas trifásicas, adotam-se valores de Z0/ Z1 = 5 ou superiores (normalmente encontrados em SEP).
• Redes com aterramento indutivo: Para sistemas com indutor de aterramento ajustado, de modo que a impedância de aterramento seja de valor igual à impedância capacitiva do sistema, a impedância de sequência zero é praticamente innita, e o sistema tende para faltas fase-fase com contato à terra. Sendo superior à impedância capacitiva do sistema, temos uma subcompensação, teremos a mesma em paralelo com impedância de sequência zero, aumentado-a, temos condição rente de falta inferior à corrente de efalta comuma neutro isolado.de corSendo inferior à impedância capacitiva do sistema, temos uma sobrecompensação, em que, se inferior a 50% a esta, ainda temos uma condição de corrente de falta inferior à corrente de falta com neutro isolado; e se superior a 50% da impedância capacitiva da rede, teremos a impedância de sequência zero reduzida e poderemos ter condições de falta à terra com valores superiores. • Redes solidamente aterradas: Para sistemas solidamente aterrados, temos resistência de aterramento próxima a zero, apresentando característica de que impedância capacitiva do sistema são curto-circuitadas, e a relação Z0/ Z1 tende a 0,5 e a defasagem φ1- φ0 varia de 0º a 90º, não ocorrendo assim altos valores de corrente superior a faltas trifásicas, porém poderemos ter sobretensão na faixa de 1,1 1 ,1 x a tensão nominal.
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• Redes diversas: Para sistemas que não são considerados solidamente aterrados, avalia-se a relação Z0/ Z1 = 5,4 ou 3, e defasagem angular de 30º, visando à tensão de 80% na não defeituosa, pode-se de avaliar implantação de resistores de fase aterramento para obtenção corrente de faltas terra que não sejam muito superiores à corrente nominal do sistema.
7.4 Estabilidade angular em máquinas
O transporte de potência em sistemas elétricos, desprezando-se as perdas, pode ser avaliado por:
Assim, temos uma potência transportada em função da defasagem angular entre as tensões V e E dada por:
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A estabilidade desse sistema, considerando variações de cargas, pode ser avaliada como transitória, quando de grandes perturbações, normalmente avaliada no período até 1,0 segundo, e dinâmica, quando envolve ações dos reguladores de velocidade, estas normalmente avaliadas com auxílio de ferramentas computacionais que envolvem avaliações de vários segundos.
• CONCEITOS BÁSICOS DA MECÂNICA DE ROTAÇÃO Considerando que perturbações nos sistemas elétricos provocarão interferências no campo elétrico girante das máquinas geradoras, alterando o acoplamento do campo produzido pelos polos do rotor rotor,, com alteração da velocidade síncrona e alterando o sincronismo entre os ângulos elétrico e mecânico do eixo da máquina, acelerando-a ou frenando-a, torna-se importante avaliar as condições mecânicas e elétricas para que se possam efetivar estudos de estabilidade.
- Energia cinética (G) de um corpo em rotação:
em Joule × seg2/rad2 (ou Js2/rad2),
Em que: ωm é a velocidade em rad/s, a expressão. A energia armazenada nas massas girantes (rotor, turbina etc.) é mais bem expressa em Mega Joule (ou MJ), e os ângulos em graus elétricos.
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Figura 89 - Grandezas - Grandezas mecânicas envolvidas em estudos dinâmicos Fonte: SIEMENS Fonte: SIEMENS (1975)
Na velocidade angular mecânica constante ou aproximadamente constante (suposição normalmente usada nos estudos de transitórios eletromecânicos), tem-se que o produto J x ω m será constante e denominado MOMENTUM (M), que é a constante de inércia da máquina na velocidade síncrona:
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O momento de inércia “J” também pode relacionar massa mass a no movimovimento de translação e varia muito em função do modelo e potência do gerador gerado r.
O Momentun “M”do apresenta as caraccarac terísticas físicas conjuntogrande geradordependência e, como emcom Sistemas dePotência, nos referimos à potência nominal da máquina, dene-se assim uma grandeza quase invariável com a potência da máquina, denominada CONSTANTE DE INÉRCIA - H, denida como:
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Equação de oscilação da máquina síncrona
Na condição de regime, temos um equilíbrio entre o torque mecânico e o torque elétrico:
= 0, em regime de operação
Em que: Ta = torque acelerante Tm = torque mecânico Te = torque elétrico
Havendo distúrbios, teremos um desequilíbrio nesses torques, aparecendo um torque acelerante (positivo ou negativo).
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Em que: J é o momento de inércia do rotor em kgm2. α m
é a aceleração mecânica, ou seja, a variação do ângulo mecânico θm no tempo. Ta é o torque de aceleração em Nm.
Visando avaliar o desvio da velocidade do rotor em relação à velocidade síncrona, o referencial agora gira com a velocidade síncrona ωSmecânico
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Temos assim a variação do ângulo mecânico, ou seja, a velocidade do rotor dθmecânico/dt é a soma da velocidade síncrona do rotor com o deslocamento angular do rotor em relação à velocidade síncrona, e sua deriva no tempo, ou seja, a aceleração do rotor em relação ao referencial xo, é a mesma que a aceleração do deslocamento angular do rotor
De:
Temos:
Multiplicando-se por ωmecânico
Em que J ×ωmecânico é momento angular, e M = J ×ωSmecânico é a constante de inércia da máquina medida na velocidade síncrona, assim temos:
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Os fabricantes fornecem os dados das máquinas com a constante H.
A constante H da máquina é a razão entre a energia cinética armazenada no rotor da máquina na velocidade síncrona e sua potência elétrica trifásica aparente, sendo que o signicado de H, expres expres-so em segundos na base da máquina, pode ser encarado como a quantidade de tempo que uma unidade geradora gasta para alterar a velocidade de 0,5 p.u. sob um torque de aceleração de 1 p.u.
Teremos:
Em que δmecânico é a defasagem angular do rotor em relação ao eixo que gira na velocidade síncrona ω Sm do rotor.
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Como ω = ( p / 2)× ω , relação entre a velocidade angular mecânico elétrica e a velocidade angular mecânica, e δ = ( p / 2)×δ mecânico , relação entre o ângulo elétrico e o ângulo mecânico, temos a potência acelerante dada em função da constante da máquina e da defasagem entre os ângulos elétrico e mecânico dada por:
Em que: H é a constante da máquina - MJ/MV MJ/MVA A ou segundos. ωS = 2×π × f - em radianos elétricos por segundo. δ - está em radianos elétricos. Pa, Pmecânico, Pe - em p.u. na base da máquina. • Se Pe = Pmecânico Pmecânico,, a máquina está em regime permanente e gira na velocidade síncrona ωS . • Se Pe < Pmecân Pmecânico, ico, a máquina acelera. • Se Pe > Pmecânico Pmecânico,, a máquina freia.
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Critério de igualdade de áreas Uma avaliação aproximada e rápida da estabilidade transitória de um sistema com uma máquina conectada a um barramento innito, a qual evita a solução de equações diferenciais, pode Aser obtida através do denominado “c ritério “critério de igualdade de áreas”. dedução e análise apresentadas a seguir podem ser adaptadas para um sistema com duas máquinas. Seja a equação de oscilação (balanço) para uma máquina conectada a uma barra innita, escrita em termos de potência dada por:
Integralizando a variação do ângulo da máquina (ângulo acelerante) desde o valor inicial dado pelo ponto de equilíbrio δ0 até o ângulo a ser avaliado δ, temos:
Para que haja estabilidade, é necessário que essa velocidade relativa seja zero quando: • A aceleração for zero. • A aceleração estiver se opondo ao movimento do rotor.
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O limite de estabilidade para um rotor que está acelerando (d 2δ/dt2 > 0) pode ser determinado supondo que existe um ângulo δmax que obedece às duas condições seguintes:
• A potência acelerante em δmax é negativa ou nula, isto é, Pa(δmax) < 0. • A área sob a curva Pa - δ do δmax é nula, isto é:
Sistema Estável – A1 = A2
Sistema Instável – A1 > A2
No sistema estável, a área líquida sob a curva se anula para δ = δmax, desde que as duas áreas á reas A1 e A2 sejam iguais e opostas. Onde também para δ= δmax a potência acelerante (e a aceleração do rotor) é negativa.
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No sistema instável, a potência acelerante da máquina inverte o sinal sem conseguir que as duas áreas A1 e A 2 se igualem. Área A2 é menor que área A1, e a área A3 possui o mesmo sinal que A1 (acrescentando mais potência acelerante).
Critério das Áreas Iguais
Dessas análises podem-se estabelecer duas condições para se determinar o limite de estabilidade. Esse limite ocorre quando o ângulo δmax é tal que: • Pa(δmax) = 0 ou Pm = Pe • A1 = A2 --> Critério das áreas iguais
Ângulo de chaveamento crítico (DCC) O ângulo que estabelece o limite de estabilidade é denido como ângulo de chaveamento crítico (dcc). Exemplo: segue um sistema de potência com estudos de uxo de
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potência com 1,0 p.u., com ocorrência de falta no meio da linha de transmissão, conhecendo-se a tensão de 1,0 p.u. nos terminais do gerador na condição de pré-falta (dada em estudos de uxo de potência), conhecendo-se a impedância da máquina de 0,2 p.u. do transformador de 0,10 p.u. e das linhas de 0,4 p.u, em que LT AB está aberta. Após ocorrência da falta, o disjuntor atuou eliminando o defeito.
Efetuando a modelagem do sistema, temos:
a) Em funcionamento de regime, temos:
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b) Curto-circuito trifásico no meio da linha inferior:
Aplicando conceito de Ybarras e convertendo impedâncias em ad a dmitâncias, temos:
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Eliminando-se uma das barras pelo processo de Kron, como:
Temos assim a impedância equivalente entre a tensão interna do gerador e o ponto de falta, podemos então avaliar a potência p otência elétrica transmitida na condição de falta:
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Com a eliminação da falta, passamos a ter:
Gracamente, temos:
Avaliando-se a condição, na condição de equilíbrio, com uxo de 1,0 p.u. de potência:
Ocorrendo a falta:
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Na condição de estabilidade:
ou seja,
O tempo crítico que corresponde:
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Ocorrendo a abertura da proteção no tempo crítico, de 0,22 segundos, a máquina continuará com velocidade acima da síncrona, passando agora a ter um torque frenante pela nova condição da potência elétrica, e será estável até o ponto δmax, com A1 = A2.
Sabendo que:
Em que:
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Passamos a ter:
e,
Na condição de A1 = A2, igualando as equações:
Para a condição do exemplo:
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Considerações nais Nas proteções aplicadas em Sistemas Elétricos de Potência (SEP), devem-se levar em consideração as condições de pleno funcionamento, permitindo funcionamento sem atuações do sistema de proteção, porém sempre avaliando as variações de ocorrência de distúrbios transitórios e dinâmicos. Havendo faltas, através de zonas de proteção, com uso de relé de sobrecorrente de fase, neutro e à terra, direcional ou não de corrente e de potência, relés diferenciais, relés de proteção a distância, relés de tensão (sobre e subtensão), relés de frequência, relés de falhas de atuação etc., avaliamos a temporização ou ação instantânea com o objetivo de sensibilidade, velocidade, coordenação e seletividade, ou seja, isolar a menor parcela possível poss ível do SEP, SEP, procurando salvar com integridade o sistema restante. As contingências mais comuns são: operação de linhas de
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transmissão, de transformadores, unidades geradoras, bancos de capacitores e saídas de blocos de cargas. Diversos agentes reguladores da América do Norte têm implementado segurança nas normas de acesso à transmissão, comocritérios o WECCde(Western Electricity Coordinating Council), sugerindo atendimento com uma margem mínima de 5% para contingências simples (N-1), de 2,5% para contingências duplas e margem maior do que zero para o caso de múltiplas contingências (perda simultânea da combinação de 3 ou mais elementos do sistema). Além disso, recomenda-se que a margem de estabilidade para o sistema em condições normais de operação seja maior do que a margem para o caso N-1 (WECC, 1998). O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) recomenda atendimento em cotingência simples N-1 com margem mínima de 6%. A importância de avaliar a margem de estabilidade de tensão do sistema é tão grande que recentemente diversas pesquisas têm sido feitas para a estimação e monitoramento da margem de estabilidade de tensão do sistema em tempo real (AMJADY, 2004; BAO et al. 2003; KAMALASADAN et al., 2006 apud AFFONSO et al. 2008). Assim, não só quando ocorrer faltas, mas também em condições de colapso de tensão e demais variações, as proteções devem atuar visando manter a estabilidade, razão da necessidade de avaliar os tempos de atuação. Caso especial vem surgindo com GD – Geração Distribuição, em que a proteção “o ilhamento”, que se refereéaosuprida modo de operação emdeve queavaliar uma parcela do sistema elétrico
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exclusivamente por uma unidade ou grupo de geradores distribuídos, independente e isoladamente do restante do sistema, condição essa que pode ser criada pela atuação da proteção.
De com normas internacionais, na ocorrência ilhamentos nãoacordo intencionais, estes devem ser detectados, detectados , e a GDdedeve cessar seu fornecimento à rede em no máximo dois segundos após a formação da ilha. Essa medida é a adotada majoritariamente pelas distribuidoras. O acompanhamento online do SEP atual visa identicar as concondições: sistema seguro, sistema em alerta, sistema em estado de emergência (violação) e sistema restaurado, com uso de sistema SCADA para monitorar o estado de todos os disjuntores da rede, desde a subestação da concessionária até a GD. Dessa forma, visa operar o SEP com base na medição de variáveis do sistema elétrico, avaliando as medidas necessárias que possam ser tomadas e com uso de redes de proteção com protocolos adequados, devidamente programados para ações e atuações que q ue visem ao comportamento de todo o SEP. SEP.
Capítulo 8
Monitoramento de sistemas de potência, localização em sistemas elétricos Amauri Luengo L uengo Figueir F igueira a
Introdução Neste capítulo, estudaremos as questões referentes à localização de faltas na linha de distribuição. Inicialmente, será realizada uma análise de como é feita a localização das faltas nos sistemas de distribuição de energia elétrica. Em um Sistema Elétrico de Potência (SEP), temos dois tipos de falhas. Os dois tipos de ocorrência de falhas serão analisados e veremos quais são as formas existentes para localizar cada uma deles, sempre com enfoque no que vem sendo usado nas linhas de transmissão construídas nos dias de hoje. Em seguida, os métodos existentes mais utilizados nas faltas de alta impedância serão analisados. Eles não podem ser detectados pelos métodos tradicionais vistos nos capítulos anteriores, por isso é necessária a aplicação de técnicas computacionais para detectar o tipo de erro que está ocorrendo, classicá-lo e tratá-lo.
Objetivos • Localizar as faltas em sistemas elétricos de potência (SEP). • Reconhecer as faltas em sistemas elétricos de potência (SEP). • Aplicar as técnicas para detecção de faltas faltas em linhas de transmissão. • Classicar e medir os níveis de perturbação.
Esquema • •
Localização de faltas em sistemas elétricos Faltas de baixa e alta impedância
• •
Faltas de alta impedância passiva e ativa Técnicas de detecção de faltas em linhas de transmissão • Abordagem neural utilizando características estatísticas de corrente de falta • Método para diagnóstico de faltas em subestações de distribuição, utilizando sistemas Fuzzy e redes de causa e efeito • Classicação e medição dos níveis de perturbação em sistemas de potência por meio de Wavelet
8.1 Localização de faltas em sistemas elétricos A continuidade no fornecimento da eletricidade é essencial nos dias modernos em que vivemos. Diversos setores da sociedade dependem do fornecimento constante de energia. Infelizmente, várias anomalias podem ocorrer e causar falhas na transmissão desse insumo. Situações metereológicas adversas como fortes
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