Apostila Protecao Graduacao Versao5

Proteção de Sistemas Elétricos, DEET-FURB

Prof.Thair Ibrahim Mustafa

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1. INTRODUÇÃO A PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS: 1.1. Filosofia de Proteção de Sistemas: Há dois princípios gerais a serem obedecidos, em seqüência: 1. Em nenhum caso a proteção deve dar ordens se não existe defeito na sua zona de controle. 2. Se existe defeito nessa zona, as ordens devem corresponder exatamente àquilo que se espera, considerando a forma, intensidade e localização do defeito.

Disso resulta que a proteção por meio de relés, ou releamento, tem duas funções:

- Função Principal; - Função Secundária.

1.2. Características Gerais dos Equipamentos de Proteção: a)Função principal: Uma rápida retirada de serviço de um elemento do sistema quando esse sofre um curto-circuito, ou quando o funcionamento anormal deste possa causar danos ou influir na perfeita operação do sistema. Nessa função um relé (elemento detector-comparador e analisador) é auxiliado pelo disjuntor (interruptor), ou então um fusível engloba as duas funções. b)Função secundária: Indicação da localização e do tipo de defeito, visando a mais rápida reparação. Dentro dessa idéia geral, os chamados princípios fundamentais do releamento compreendem:

- Releamento ou Proteção Primária; - Releamento ou Proteção Retaguarda; - Releamento Auxiliar.

a) Releamento Primário: É aquele em que uma zona de proteção separada é estabelecida ao redor de cada elemento do sistema, com vistas a seletividade, pelo que disjuntores são colocados na conexão de cada dois elementos; Há uma superposição das zonas, visando ao socorro em caso de falha da proteção principal; Se isso de fato ocorre, obviamente, prejudica-se a seletividade, mas esse é o mal menor. b) Releamento de Retaguarda: Atua na manutenção do releamento primário ou falha deste, só é utilizado por motivos econômicos para determinados elementos do circuito e somente contra curtos-circuitos. É desejável que o releamento de retaguarda seja arranjado independentemente das possíveis razões de falhas da proteção primária. c)Releamento auxiliar: Utilizado para sinalização ou temporização.



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1.3. Características Funcionais do Releamento: Sensibilidade, Seletividade, Velocidade e Confiabilidade são os aspectos funcionais do releamento (proteção). a) Sensibilidade: Capacidade de a proteção responder às anormalidades nas condições de operação, e aos curtos-circuitos para os quais foi projetada. O equipamento de proteção deve operar com segurança mesmo no caso de defeitos pequenos que provocam correntes reduzidas de desequilíbrio ou de defeito. b) Seletividade: Reconhecer e selecionar entre aquelas condições para as quais uma a imediata operação é requerida, isto é, a proteção deve desligar somente os disjuntores necessários para isolar completamente o elemento defeituoso. c) Velocidade de Atuação: Minimiza a extensão do defeito ocorrido e diminui os riscos de instabilidade (auxilia na estabilidade de máquinas operando em paralelo, re-sincronização de motores, diminuição do tempo total de paralisação). d) Confiabilidade: A configuração do sistema, a qualidade do equipamento utilizado e sua manutenção nos devem dar uma certeza que a proteção funciona adequadamente em caso de defeito. Zonas de proteção sobrepostas e proteção de retaguarda são requisitos indispensáveis num esquema de proteção confiável. 2. TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS:

De acordo com a norma ABNT NBR 6546, Transformador para Instrumentos é o “transformador que alimenta instrumentos de medição, dispositivos de controle ou dispositivos de proteção”.

Os Transformadores para Instrumentos devem assim, reduzir o valor da tensão (Transformadores de Potencial) ou da corrente (Transformadores de Corrente) primárias para valores secundários normalizados e suficientemente baixos sem, entretanto, introduzirem erros acentuados de relação e ângulo de fase. Os Transformadores para Instrumentos, além de adequar os valores de corrente e tensão, também permitem uma isolação galvânica entre os instrumentos de medição, controle e proteção e as altas tensões do sistema de elétrico de potência que se quer medir, controlar ou proteger.

2.1 SINAIS PARA REPRESENTAÇÃO DE CORRENTES / TENSÕES NOMINAIS E RELAÇÕES NOMINAIS:

: § Representar relações nominais - § Separar correntes/tensões nominais e relações nominais de enrolamentos

diferentes x § Separar correntes/tensões nominais e relações nominais obtidas por religação

série ou paralelas / § Separar correntes/tensões e relações nominais obtidas por derivações



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2.2 ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS:

Para que um Transformador para Instrumentos opere corretamente e sem se danificar, tanto em condições normais quanto no caso de faltas, é necessário que:

- Seja dimensionado para suportar todo tipo de solicitação (térmica, dinâmica ou dielétrica) que o sistema possa lhe impor; - Tenha características nominais adequadas para o uso desejado; - Seja projetado, construído e testado de tal modo a assegurar por muitos anos, as características especificadas.

A alta confiabilidade só é possível com transformadores de boa qualidade e utilizados

corretamente. Para tal, deve-se analisar cuidadosamente todos os parâmetros necessários para se especificar um Transformador para Instrumentos.

A observância de Normas Técnicas, nacionais ou internacionais, será um dos melhores meios para se atingir esse objetivo.

Abaixo, estão indicadas as principais Normas Técnicas que se aplicam a Transformadores para Instrumentos.

2.3 NORMAS TÉCNICAS:

Para os transformadores para instrumentos, temos tanto normas brasileiras (ABNT) como internacionais (ANSI, IEC, VDE, etc.).

2.3.1 ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) NBR 6546: Transformadores para Instrumentos.

Esta Norma define termos relacionados com transformadores, (de corrente e de potencial), utilizados com instrumentos de medição, dispositivos de proteção ou dispositivos de controle.

NBR 6820: Transformador de Potencial Indutivo.

Esta Norma prescreve os métodos para execução dos ensaios em transformadores de potencial indutivos especificados na NBR 6855. NBR 6821: Transformador de Corrente.

Esta Norma prescreve os métodos para execução dos ensaios em transformadores de corrente (TC´s) especificados na NBR 6856.

NBR 6855: Transformador de Potencial Indutivo.

Esta Norma fixa as características de desempenho de transformadores de potencial indutivos (TPI) destinados a serviços de medição, controle e proteção.

NBR 6856: Transformador de Corrente.

Esta Norma fixa as características de desempenho de transformadores de corrente (TC´s) destinados a serviço de medição e proteção.

2.3.2 IEC ( International Electro technical Commission): IEC 60044-1 Instrument Transformers - Part 1: Current Transformers. IEC 60044-2 Instrument Transformers - Part 2: Inductive Voltage Transformers.



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2.3.3 ANSI (American National Standards Institute): ANSI C57.13 - Instrument Transformers 2.3.4 VDE (Verband Deutscher Elektrotechniker): VDE 0414 - Instrument Transformers 3. TRANSFORMADORES DE CORRENTE: 3.1 INTRODUÇÃO:

De acordo com a norma ABNT NBR 6546, Transformador de Corrente (TC) é o “transformador para instrumentos cujo enrolamento primário é ligado em série em um circuito elétrico e reproduz, no seu circuito secundário, uma corrente proporcional à do seu circuito primário, com sua posição fasorial substancialmente mantida”. O Transformador de Corrente (TC) tem a finalidade de:

- Fornecer no seu secundário, uma corrente proporcional à do primário e de dimensões adequadas para serem usadas pelos sistemas de controle, medição e proteção; - Isolar os equipamentos de controle, medição e proteção do circuito de Alta Tensão (AT). No Brasil, a corrente secundária do TC está normalizada em 5 A, podendo, no entanto, ser

encontrada aplicação com TC´s cuja corrente secundária é de 1 A.

3.2 REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DE UM TC:

A figura 3.1 a seguir representa esquematicamente, um TC:

Fig. 3. 1. Representação Esquemática de um TC

Onde:

n1 e n2 : número de espiras dos enrolamentos primários e secundários, respectivamente; I1 e I2 : corrente eficaz primária e secundária, respectivamente; Zc : impedância de carga; Zs : impedância de carga do secundário do TC (impedância de todos os dispositivos ligados em série). O TC tem n1 < n2 e, portanto a corrente no secundário I2 < I1. Os TC´s geralmente têm poucas espiras no primário e, dependendo do valor da corrente

primária, pode ter apenas uma espira, constituída por uma barra colocada em série no circuito. Importante observar que a corrente I1 é fixada pelo circuito externo, isto é, pela carga Zc e

portanto, não depende da carga Zs do(s) instrumento(s) ligado(s) no secundário do TC.



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3.3 REPRESENTAÇÃO GRÁFICA E POLARIDADE DE UM TC:

Convencionalmente, é adotada a representação mostrada na figura 3.2 a seguir e a maneira como as bobinas primárias e secundárias são enroladas no núcleo magnético são simbolicamente indicadas pelas marcas de polaridade (pontos):

Fig. 3.2. Representação de TC e Polaridades

Como regra, temos que a corrente primária I 1 entra pela polaridade e a corrente secundária I 2 sai pela polaridade e assim, temos I 1 e I 2 em fase.

3.4 RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO DO TC:

Considerando-se um TC como um transformador operando dentro das características ideais, temos que:

F1 - F2 = ℜℜℜℜ.∅∅∅∅

onde: F1 = força magnetomotriz da bobina primária do TC F2 = força magnetomotriz da bobina secundária do TC ℜℜℜℜ = relutância do circuito magnético do núcleo do TC Ф = fluxo magnético no núcleo do TC

ou:

nnnn1 1 1 1 . . . . I1 ---- n n n n2 2 2 2 . . . . I2 = = = = ℜℜℜℜ.∅∅∅∅

Considerando o transformador ideal (R = 0) temos:

n1 . I1 - n2 . I2 = 0 n1 . I1 = n2 . I2

Definindo-se a relação de transformação do TC como:

RTC= n2/ n1 I2 = I1 /RTC



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3.5 CIRCUITO EQUIVALENTE DO TC:

Do ponto de vista eletromagnético, o TC é um transformador comum. Desta forma, o seu circuito equivalente pode ser representado conforme mostrado na figura 3.3 a seguir.

Fig. 3.3. Circuito Equivalente do TC

onde:

I1 = corrente no primário I2 = corrente no secundário do TC Z1 = impedância do primário referida ao secundário Z2 = impedância do secundário Zc = carga ligada no secundário do TC (“burden”) Ie = corrente de excitação do TC Ie = Im + Ip Im = corrente de magnetização do núcleo do TC Ip= corrente de perdas (perdas por corrente de Foucault, histerese e pequeno efeito Joule) Rp = resistência equivalente às perdas no ferro do núcleo do TC (corrente Ip) Xm = reatância equivalente à magnetização do núcleo do TC (corrente Im) 3.6 CARACTERIZAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR DE CORRENTE:

Segundo a ABNT, os valores nominais principais que caracterizam os transformadores de corrente são os seguintes:

• Corrente nominal e relação nominal; • Nível de isolamento; • Frequência nominal; • Carga nominal; • Classe de exatidão; • Fator de sobrecorrente nominal (somente para TC de proteção);



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• Fator térmico nominal; • Corrente térmica nominal; • Corrente dinâmica nominal.

3.6.1 Carga Nominal:

O conhecimento da carga nominal dos TC´s é importante porque todas as considerações sobre classe de exatidão dos mesmos estarão condicionadas a essa carga.

Segundo a ABNT, as cargas nominais são designadas pela letra “C”, seguida pelo número de volt-amperes em 60 Hz, com corrente nominal de 5 A e fator de potência normalizado.

Para a seleção da carga nominal de um TC, somam-se as potências dos dispositivos que serão conectados no seu secundário. Se relevante, considera-se também as potências consumidas pelas conexões e cablagens. Feito isso, adota-se a carga padronizada de valor imediatamente superior ao valor calculado.

De acordo com a ANSI, as cargas nominais são designadas pela letra “B” (Burden), seguida pelo valor da impedância em 60 Hz, com corrente nominal de 5 A e fator de potência normalizado.

3.6.2 Classe de Exatidão Nominal:

Esse item é de fundamental importância para a correta especificação do TC. Os transformadores de corrente estão classificados em dois tipos distintos, de acordo com

a sua aplicação: • TC´s para serviço de medição; • TC´s para serviço de proteção.

O assunto classe de exatidão nominal será tratado separadamente para cada tipo de TC, conforme classificação acima. Para se avaliar a diferença entre TC de medição e de proteção, considera-se que os TC´s de medição devem manter os seus erros de sua classe de exatidão para correntes de carga. A figura 3.4 mostra um TC com 3 enrolamentos, que contempla as características de medição e proteção.

Fig.3.4. TC para Medição e Proteção.

3.6.3 Fator de Sobrecorrente do TC:



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É o fator empregado em TC´s para serviço de proteção. É expresso pela relação entre a máxima corrente com a qual o transformador mantém a sua classe de precisão e a sua corrente nominal.

Os valores máximos de corrente (corrente de curto-circuito) que podem passar pelo primário do TC para que o seu erro seja mantido é padronizado de acordo com as normas utilizadas.

Segundo a ABNT, temos fator de sobrecorrente de 5, 10, 15 e 20 e segundo a ANSI, fator de sobrecorrente de 20.

Assim, um TC de fator de sobrecorrente 20, erro de 10% e com relação de transformação 1000 / 5 só poderá ser utilizado num sistema elétrico se a máxima corrente de curto-circuito no local da sua instalação não ultrapassar o valor de:

I máx curto-circuito = 20 x 1000 = 20.000 A = 20 kA

Isso significa que para uma corrente de curto circuito inferior a 20 kA, o erro que o TC na

sua corrente secundária é menor ou igual a 10%. O fator de sobrecorrente também impõe uma limitação construtiva do TC devido ao erro

produzido pela não linearidade da curva de magnetização do núcleo. Assim, ao se limitar:

I curto-circuito ≤ Fator de Sobrecorrente x I nominal do TC

o TC não ultrapassa o seu erro de sua classe de precisão. 3.6.4 Fator Térmico Nominal:

É o fator pelo qual a corrente nominal primária do TC deve ser multiplicada para se obter a corrente primária máxima que o transformador deve suportar, em regime permanente, operando em condições normais, sem exceder os limites de temperatura especificados para sua classe de isolamento.

Segundo a ABNT, são normalizados os seguintes valores:

1,0 - 1,2 - 1,3 - 1,5 - 2,0

3.6.5 Corrente Térmica Nominal:

É definido como sendo o valor eficaz da corrente primária simétrica que o transformador pode suportar por um determinado tempo (normalmente 1,0 segundo) com o enrolamento secundário em curto-circuito ou com determinada carga normalizada, sem exceder os limites de elevação de temperatura especificados para sua classe de isolamento.

Isto quer dizer que um TC deve ser construído de maneira a suportar termicamente uma determinada sobrecorrente durante 1 segundo, sem se danificar. Para instalação protegida por disjuntor, o TC é selecionado de forma que o seu:

Limite Térmico ≥Máxima corrente de interrupção do disjuntor

[



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3.6.6 Corrente Dinâmica Nominal:

É definida como sendo o maior valor eficaz da corrente primária que o transformador deve suportar durante determinado tempo (normalmente 0,1 segundo), com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem se danificar mecanicamente devido às forças eletromagnéticas existentes.

Normalmente essa corrente dinâmica (ou corrente de curta duração para efeito dinâmico) é definida como devendo ser de 2,5 vezes o valor da corrente térmica nominal (ou corrente de curta duração para efeito térmico).

3.7 TRANSFORMADORES DE CORRENTE PARA SERVIÇO DE MEDIÇÃO:

Os TC´s para serviço de medição devem retratar fielmente a corrente a ser medida. É imprescindível que apresentem erros de fase e de relação mínimos dentro de suas respectivas classes de exatidão. Segundo as normas ABNT e ANSI, os transformadores de corrente devem manter sua exatidão na faixa de 10 a 100% da corrente nominal, ou seja:

0,1 I nominal ≤ I carga ≤ I nominal do TC

Os TC´s de medição devem manter sua precisão para correntes de carga normal, enquanto os TC´s de proteção devem ser precisos até o seu erro aceitável para corrente de curto-circuito de 20 x In.

Para medição, em caso de curto circuito, não há necessidade que a corrente seja transformada com exatidão. É até melhor que em condições de curto-circuito, o TC sature, proporcionando assim, uma autoproteção aos equipamentos de medição conectados no seu secundário.

Os núcleos magnéticos dos TC´s de medição são de seção menor que os de proteção para propositadamente saturarem durante o curto-circuito quando a corrente atinge valores altos (fig. 3.4)

Essa saturação limita o valor da sobretensão aplicada nos equipamentos de medição.

Classes de Exatidão: Os TC´s para serviço de medição devem ser enquadrados em uma das seguintes classes de

exatidão: 0,3 - 0,6 - 1,2 %

É também prevista uma classe de exatidão 3, porém por não ter limitação de ângulo de fase, esta classe não deve ser utilizada para serviço de medição de potência ou energia. Indicação da Classe de Exatidão:

Para serviço de medição, indica-se a classe de exatidão seguida do símbolo da maior carga nominal com a qual se verifica essa classe de exatidão. Cada enrolamento secundário deverá ser indicado com todas as suas classes de exatidão, com as cargas nominais correspondentes.

Exemplo:

0,3-C12,5 (segundo ABNT) ou 0,3 B-0,5 (segundo ANSI)

Se o TC tiver diferentes classes de exatidão para diferentes cargas, estas classes deverão ser indicadas conforme mostrado a seguir:

0,6-C2,5 : 1,2-C12,5



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Aplicações Típicas:

Classe 0,3 - medidas em laboratórios, medidas de potência ou energia para fins de faturamento (nível de isolamento 0,6 kV ou mais).

Classe 0,6 - medida de potência ou energia para fins de faturamento (nível de isolamento 0,6 e 1,2 kV)

Classe 1,2 - alimentação de instrumentos indicadores e registradores (amperímetros, voltímetros, wattímetros, etc.)

Classe 3,0 - instrumentos indicadores

3.8 TRANSFORMADOR DE CORRENTE PARA SERVIÇO DE PROTEÇÃO:

Os TC´s para serviço de proteção devem retratar fielmente as correntes de curto-circuito e é importante que os mesmos não sofram os efeitos da saturação.

Segundo a ABNT, os TC´s para serviço de proteção, quanto à impedância, se subdividem nas classes:

• Classe A • Classe B

3.8.1 Classe A:

O TC que possui alta impedância interna, isto é, aquele cuja reatância de dispersão do enrolamento secundário possui valor apreciável em relação à impedância total do circuito secundário, quando este alimenta sua carga nominal.

Para melhorar a sensibilidade e qualidade do TC através do aumento da sua força magneto motriz, a bobina primária é enrolada.

O TC de alta reatância de dispersão é conhecido como: • Tipo A, pela ABNT (A de Alta reatância de dispersão) • Tipo H, pela ANSI (H de High)

São transformadores de corrente que tem a bobina primária enrolada sobre o seu núcleo magnético, conforme mostrado na figura 3.5:

Fig 3.5 - TC de Alta Reatância de Dispersão



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3.8.2 Classe B:

O TC que possui baixa impedância interna, isto é, aquele cuja reatância de dispersão do enrolamento secundário possui valor desprezível em relação à impedância total do circuito secundário, quando este alimenta sua carga nominal. Constituem exemplos, os TC´s de núcleo toroidal, com enrolamento secundário uniformemente distribuído. Esse TC é também conhecido como do tipo Bucha.

A bitola do cabo primário é grande para suportar alta corrente primária e construtivamente, é impraticável se fazer espiras no núcleo magnético do TC. Assim, o primário é praticamente uma barra que transpassa o núcleo do TC, conforme mostrado na figura 3.6:

Fig.3.6. TC de Baixa Reatância de Dispersão

O secundário é enrolado com muitas espiras para produzir o máximo acoplamento possível, diminuindo consideravelmente a reatância de dispersão.

O TC da baixa reatância é conhecido como: • Tipo B, pela ABNT (B de baixa reatância) • Tipo L , pela ANSI (L de Low)

3.8.3 Classe de Exatidão segundo ANSI:

Pela ANSI, define-se o erro do TC pela limitação da máxima tensão que pode aparecer no seu secundário devido à máxima corrente de curto-circuito, considerando-se o seu fator de sobrecorrente.

Portanto é a máxima tensão que pode aparecer no secundário do TC para uma corrente no primário de 20 vezes a sua corrente nominal primária (fator de sobrecorrente é sempre considerado igual a 20) sem que o erro ultrapasse 2,5% ou 10%.



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Na figura 3.7 são mostradas as combinações possíveis das classes de exatidão dos TC´s, segundo a ANSI:

Fig.3.7. Classe de Exatidão segundo ANSI.

Um TC 10H400 significa:

10 - erro admissível da sua classe de precisão de 10% H - TC de alta reatância (H=high) 400 - tensão máxima no secundário do TC para que o erro devido à saturação do núcleo do TC não ultrapasse 10% para uma corrente de curto-circuito máxima limitado pelo fator de sobrecorrente.

Carga no Secundário do TC:

É a máxima carga que se pode ligar no secundário do TC de forma a não ultrapassar a tensão máxima dada pela sua classe de exatidão, conforme mostra a figura 3.8.

Fig. 3.8. Carga no Secundário do TC.

Temos que Vmáx = Zcarga . I2 Para a condição de máxima corrente de curto-circuito com fator de sobrecorrente 20,

I2 = 20 x 5 = 100 A

Portanto, Zcarga = Vmáx / 100

Considerando o TC do exemplo anterior (10H400), temos:

Vmáx = 400 V I2 = 100 A

Zcarga = 400 / 100 = 4Ω



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Portanto, para um TC classe 10H400, a máxima carga que se pode conectar em seu secundário para garantir a sua classe de exatidão é de 4 Ω.

Nesse valor de 4 Ω estão incluídas as impedâncias dos réles de proteção, da cablagem, enfim, toda a impedância que será conectada em série com o secundário do TC.

Denominação ANSI Atual:

Atualmente, a ANSI não normaliza mais a classe 2,5 (apenas a classe 10) e substituiu as letras L (Low) por C (Calculated) e a letra H (High) por T (Tested).

Assim, na moderna denominação ANSI, teríamos a seguinte situação:

2,5 L 400 --> Não há mais esta denominação. Atualmente --> 10 C 400 10 H 200 --> Atualmente --> 10T200

3.8.4 Classe de Exatidão segundo ABNT: ABNT - EB - 251 (Antiga)

A ABNT (EB - 251) define a classe de exatidão de um TC como sendo a máxima potência aparente (VA) consumida pela carga conectada no seu secundário, para uma corrente nominal secundária de 5 A.

É a máxima potência aparente (VA) que se pode conectar em regime permanente no secundário do TC para que com a máxima corrente de curto-circuito, limitado pelo seu fator de sobrecorrente, o seu erro não ultrapasse o definido na sua classe de precisão. Na figura 3.8 abaixo são apresentadas as combinações possíveis das classes de exatidão segundo a ABNT:

Fig. 3.8. Classe de Exatidão segundo ABNT.

Um TC A10F20C100 significa:

A - TC de alta reatância 10 - erro admissível da sua classe de precisão de 10% F - fator de sobrecorrente 20 - 20 vezes a corrente nominal (no secundário, 20 x 5 A = 100 A) C - carga no secundário do TC em VA para corrente nominal de 5 A do TC 100 - 100 VA, carga no TC para uma corrente nominal secundária do TC de 5 A



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Carga no Secundário do TC Consideremos a figura 3.9 abaixo:

Fig.3.9. Classe de Exatidão segundo ABNT.

Temos que: Scarga = Vcarga . I2 = Zcarga . I2 . I2 Scarga = Zcarga . 5 .5 = 25 . Zcarga Zcarga = Scarga / 25

ABNT - NBR 6856 (Atual):

A NBR 6856 alterou a indicação das classes de exatidão para serviço de proteção, onde a carga é indicada pela tensão que aparece nos terminais do TC com 20 vezes a corrente secundária e carga nominal, ou seja, o mesmo critério adotado pela ANSI C57.13. Desse modo, em um TC, o núcleo de serviço para proteção, classe de exatidão 10 de alta impedância, com corrente secundária 5 A e com carga nominal C25, é designado por 10A100. Na norma brasileira anterior, a EB-251, essa mesma classe de exatidão era designada por A10F20C25, sendo que na nova norma, o fator de sobrecorrente é considerado sempre igual a 20.

Na versão mais recente da ABNT, os TC´s para serviço de proteção devem ser enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão:

• 5 (erro percentual até 5%) ou • 10 (erro percentual até 10%)

Os TC´s para serviço de proteção das classes A e B devem estar dentro de sua classe de exatidão para as tensões secundárias nominais e as cargas respectivas especificadas. O erro de corrente deve ser limitado ao valor especificado, para qualquer valor de corrente secundária desde uma a 20 vezes a corrente nominal e com qualquer carga igual ou inferior à nominal.

Por exemplo, a designação 10B200 significa que o TC é de baixa reatância e que o erro de corrente não excede 10%, para qualquer corrente variando de uma a 20 vezes a corrente nominal, desde que a carga não exceda 2 Ω . (2 Ω x 5A x 20 vezes = 200 V)

3.8.5 Classe de Exatidão Equivalente em ANSI e ABNT:

Dos itens anteriores, temos: Zcarga = Vmáx / 100 (Pela ANSI) Zcarga = Scarga / 25 (Pela ABNT)

Portanto: Vmáx / 100 = Scarga / 25 Vmáx = 4. Scarga



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Exemplo: Considerando o TC especificado sob ABNT - A10F20C100, encontrar o seu equivalente

ANSI. Scarga = 100 VA Vmáx = 4. Scarga = 4. 100 = 400 V 10H400

Portanto, A10F20C100 (EB-251) 10H400 ou 10A400 (NBR 6856) 10T400

3.9. TIPOS DE TC´s: TC Tipo Bucha – Possui o enrolamento secundário isolado e montado no núcleo, sendo o enrolamento primário um condutor isolado, Fig.3.10. Mais precisos que os outros TC´s para valores elevados de corrente, por possuírem um núcleo maior. TC Tipo Janela – Construído de maneira análoga ao tipo bucha, exceto que o ar é utilizado para se separar os enrolamentos primário e secundário (Classes de tensão de 13.8 kV), Fig.3.11. TC Tipo Barra – Possui os enrolamentos primário e secundário isolados e montados no núcleo, Fig.3.12. O primário consiste de uma barra (condutor) que é colocada no interior da janela do núcleo. TC Tipo Pedestal – Possui o primário e o secundário enrolados num núcleo toroidal, Fig.3.13, sendo largamente empregado nas classes de tensão de 25 e 138 kV.

Fig.3.10. TC Tipo Bucha. Fig.3.11. TC Tipo Janela.

Fig.3.12 .TC Tipo Barra Fig.3.13. TC Tipo Pedestal.



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4. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL: 4.1 INTRODUÇÃO:

De acordo com a norma ABNT NBR 6546, Transformador de Potencial (TP) é o “transformador para instrumentos cujo enrolamento primário é ligado em derivação em um circuito elétrico e reproduz, no seu circuito secundário, uma tensão proporcional à do seu circuito primário, com sua posição fasorial substancialmente mantida”.

Portanto são equipamentos que têm por finalidade reduzir o valor da tensão de um determinado circuito para níveis compatíveis com instrumentos de medição, controle e proteção. Os TP´s devem reproduzir no seu secundário uma tensão com o menor erro possível , sendo a tensão primária nominal estabelecida de acordo com a ordem de grandeza da tensão do circuito em que o TP está ligado. Assim como os TC´s, estes equipamentos também apresentam erros de relação que estão vinculados com as características construtivas e com o tipo de cargas conectadas ao secundário. Como unidades monofásicas, seus agrupamentos produzem diferentes configurações, um exemplo é apresentado na Fig.4.1. Assim, sua relação de transformação fica definida como:

RTP= Ns/Np= Vp (f-n) /Vs (f-n)

Fig. 4.1. TP´s ligados em Y-Y.

4.2 CARACTERIZAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR DE POTENCIAL :

Os valores nominais que caracterizam um transformador de potencial são:

• Tensão primária nominal e relação nominal; • Nível de isolamento; • Frequência nominal; • Carga nominal; • Classe de exatidão; • Potência térmica nominal.



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4.2.1 Carga Nominal:

A carga nominal de um TP é definida como sendo a máxima potência aparente em VA, indicada na sua placa, que se pode conectar no seu secundário, para que o mesmo não ultrapasse o erro de relação de sua classe de exatidão.

Segundo a ABNT, as cargas nominais são designadas por um símbolo, formado pela letra “P”, seguida do número de volt-amperes correspondente à tensão de 120 V ou 69,3 V.

A soma das potências aparentes em VA solicitadas pelos diversos dispositivos conectados em paralelo no secundário do TP não deve ultrapassar a carga nominal de placa do TP, sob pena de exceder o erro admissível de sua classe de exatidão.

4.2.2 Classe de Exatidão:

Os TP´s são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3 - 0,6 - 1,2

A classe 0,3 destina-se a medições em laboratório, medições especiais e medição para faturamento, enquanto que as classes 0,6 e 1,2% destinam-se a alimentação de instrumentos de medição e relés de proteção. A carga nominal de um TP é definida como sendo a máxima potência aparente que pode ser conectada ao secundário do TP, sem que o mesmo não ultrapasse o erro de relação de sua classe de exatidão. Portanto, a soma aritmética das potências aparentes em VA solicitadas pelos equipamentos ligados em paralelo ao secundário do TP, não deve ultrapassar a carga nominal do TP.

A norma IEC define para a proteção, as classes 3P e 6P que expressam os erros de relação e de fase. A tabela 4.1 mostra uma equivalência e uma comparação de cargas segundo algumas normas.

Tab.4.1. Tabela comparativa para Cargas Nominais de TP.



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5. TIPOS DE TP´s: TP Tipo Convencional – Possui o primário ligado em paralelo com o circuito principal e o secundário ligado aos relés e/ou instrumentos de medição, cujo valor de tensão depende da tensão primária e do número de espiras do enrolamento. A Fig.5.1 mostra um TP convencional.

Fig. 5.1. TP Convencional. TP Tipo Divisor Capacitivo (DCP) – Possui as mesmas funções de um TP convencional, porém com a elevação dos níveis de tensão nos sistemas, este tipo é muito utilizado por ser confiável e ter baixo custo, Fig.5.2. O DCP é um banco de capacitores em série, que constitui um divisor de tensão.

Fig.5.2. TP Tipo DCP. 6. DIVISORES CAPACITIVOS DE POTENCIAL:

Num sistema elétrico com tensões elevadas, a utilização do TP indutivo fica construtivamente proibitivo devido à classe de isolação, que o torna muito grande e pesado e conseqüentemente, muito caro.



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Em sistemas com tensões acima de 138 kV, o divisor capacitivo de potencial está sendo cada vez mais usado, principalmente por ser confiável em serviço e ter baixo custo em relação aos TP´s convencionais além de possibilitar seu uso como um elemento de conexão em sistemas de frequência de carrier.

Fig. 6.1 Divisor Capacitivo de Potencial

Observando a figura 6.1, o divisor capacitivo de potencial (DCP) pode ser definido como

um projeto de um transformador de potencial onde um divisor de tensão capacitivo tem seus terminais extremos conectados à tensão a ser reproduzida e um transformador de potencial intermediário magnético, cuja finalidade é ter enrolamento primário conectado a “taps” do divisor capacitivo de tensão. O divisor capacitivo de potencial e o enrolamento primário do transformador intermediário têm um ponto comum conectado a terra.

6.1 Divisor de Tensão Capacitivo em Vazio:

Como mostrado na figura 6.2 abaixo, o divisor de tensão capacitivo (DTC) é constituído por dois capacitores de capacitância Ca e Cb conectados em série com suas perdas representadas pelas resistências série Ra e Rb, respectivamente. O divisor de potencial é alimentado por uma fonte de tensão alternada V.

Fig. 6.2. Divisor de Tensão Capacitivo em Vazio.

A relação entre a tensão V1 no último capacitor e a tensão primária V pode ser dada pela equação:



20

6.2 Divisor de Tensão Capacitivo com Carga:

A figura 6.3 mostra o divisor de tensão com uma carga de impedância Z pela qual circula a corrente I. A relação entre a tensão de saída V2 e a tensão primária V pode ser determinada pela equação:

Utilizando a expressão anterior do DTC em vazio, chegamos na seguinte equação para o DTC com carga:

Fig. 6.3. Divisor de Tensão Capacitivo com Carga.

A equação anterior pode ser representada pelo diagrama equivalente da figura 6.4:

Fig. 6.4. Circuito Equivalente.



21

Admitindo-se que Za e Zb têm ângulos iguais, a capacitância equivalente Ce na figura 6.5

seguinte é a soma das capacitâncias componentes Ca e Cb. A tensão V1 é a tensão sem carga, determinada somente pelas capacitâncias Ca e Cb.

Fig. 6.5. Circuito Equivalente Simplificado.

Com a definição das equações acima, podemos chegar na equação final que representa o circuito equivalente simplificado do DTC:

A figura 6.6 mostra o diagrama fasorial do circuito. Na prática, as perdas nos capacitores

são muito pequenas e podem ser desprezadas (o ângulo de fase para a impedância Za e Zb é muito próximo de 90o). Portanto, a queda de tensão Ze.I será puramente capacitiva. Se a carga tem um ângulo de fase indutivo, o que ocorre normalmente, verificamos que a tensão V2 aumenta com a corrente de carga I e está adiantada da tensão primária V de um ângulo γ .

Figura 6.6. Diagrama Fasorial do Circuito Equivalente.



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6.3 Princípio do Divisor Capacitivo de Potencial:

Com a ajuda de um transformador de potencial conectado, como mostrado na figura 6.1, a carga secundária é tirada do divisor de tensão capacitivo em uma tensão mais alta, reduzindo assim a corrente I .

Dessa maneira, a tensão V1 torna-se uma tensão intermediária, a qual, com a ajuda do transformador, é reduzida a uma tensão secundária final.

Conhecendo-se o valor das capacitâncias do divisor de tensão, podemos determinar a tensão intermediária V1 e a relação de transformação.

A indutância necessária para a compensação do divisor de tensão capacitivo é normalmente incluída no transformador intermediário, consistindo das indutâncias normais de dispersão dos enrolamentos do transformador e de uma indutância adicional em série.

O circuito completo para um divisor capacitivo de potencial é mostrado na figura 6.7, onde o transformador intermediário é representado de maneira convencional, sendo R1 a resistência primária, L1 a indutância série, R2 e L2 a resistência e a indutância secundárias referidas ao lado primário e Zm a impedância de magnetização resultante da resistência Rm em paralelo com a indutância Lm . A indutância série total L1 + L2 inclui as indutâncias normais de dispersão mais a indutância adicional necessária para obter a compensação desejada da capacitância equivalente Ce = Ca + Cb do divisor de tensão capacitivo. A impedância Z representa a carga nos terminais secundários.

Fig. 6.7. Divisor Capacitivo de Potencial - Circuito Completo.

Foi visto que o divisor capacitivo de tensão é um equipamento transformador de tensão, que usa um divisor capacitivo de tensão ligado entre fase e terra. Com tensões de serviço acima de 69 kV torna-se mais econômico o uso de divisores capacitivos de tensão, em vez de TP´s convencionais. A Fig. 6.8 mostra um circuito simplificado de um DCP em cada fase da linha de transmissão junto ao barramento da subestação, onde observamos que o TP é energizado com uma tensão E2, bem menor que a tensão da linha. Como já citamos, o DCP é um banco de capacitores em série e que este pode ser usado como um divisor de tensão, para se utilizar um TP convencional com uma tensão primária mais baixa que a tensão da linha de transmissão, bem como aproveitar os capacitores para o acoplamento do Carrier, na transmissão e recebimento de dados do sistema elétrico.



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Fig.6.8. Circuito Simplificado de um DCP.

Para um melhor entendimento do seu funcionamento e o acoplamento do TP com o DCP, utilizamos um circuito equivalente como mostra a Fig.6.9. Este circuito é obtido através do Teorema de Thévenin nos terminais A e B da Fig.6.8. Para isso substituímos o sistema até esses pontos, por uma fonte de tensão e por uma impedância. Assim, a tensão E2 entre os terminais A e B com o circuito aberto será a tensão Thévenin VTh .

Fig.6.9. Circuito Equivalente do DCP.

Utilizando o divisor de tensão temos:

21

2.LTE2EThVCXCX

CX

+== ou

21

1.LTE2EThV

CC

C

+==

Para obtermos a impedância ZTh , basta definirmos a impedância vista pelos terminais A e B com a fonte de tensão nula (curto-circuitada), ficando o conjunto de capacitores C1 e C2 em paralelo:

21

2 .1 ThZCXCX

CXCX

+= ∴∴∴∴

C2).(C1j

1 ThZ

+=

ω



24

6.4. Diferença entre Transformadores de Força e TP´s: O princípio de funcionamento dos TP´s é exatamente o mesmo de um transformador de distribuição ou de potência. Pode-se mesmo comparar um TP a um transformador de distribuição usado com capacidade reduzida para obter uma boa regulação de tensão. Entretanto, os TP´s são construídos para trabalhar com seus núcleos a uma baixa densidade de fluxo de maneira a obter uma baixa corrente de excitação, como também para ter o mínimo possível de fluxo disperso para diminuir ao máximo a reatância interna. Quanto à transferência de potência, o que limita a máxima transferência de potência é o seu erro de transformação dado pela sua classe de exatidão. Num transformador de força, a limitação é imposta pelo aquecimento, fixado pela classe de isolação do material utilizado na fabricação. 7. FILTROS DE SEQUÊNCIA OU DE COMPONENTES: São dispositivos utilizados para a separação das correspondentes componentes simétricas de tensão ou corrente de um circuito trifásico. Possuem terminais de entrada aos quais são aplicadas as correntes ou tensões, e terminais de saída onde são obtidas correntes e tensões proporcionais às correspondentes componentes simétricas das grandezas aplicadas na entrada, e que irão alimentar os relés ou controlar outros equipamentos. Os filtros de seqüência são particularmente úteis, por exemplo, quando um sistema elétrico alcança os limites de estabilidade estática e dinâmica, onde os relés de seqüência negativa devem impedir a operação incorreta dos dispositivos de proteção, face à oscilações normais, também são necessários na seleção da fase defeituosa durante os religamentos automáticos de linhas de transmissão. São mais usuais os filtros de seqüência zero e negativa. Segundo o Teorema de Fortescue (1918), um sistema trifásico desequilibrado, tendo uma

seqüência de fases a,b e c, e este caracterizado por três fasores de tensão aV , bV e cV , girando a frequência angular da rede conforme a figura 7.1, pode ser resolvido em outros três sistemas simétricos: um sistema equilibrado de seqüência direta ou positiva, com fasores de igual grandeza e defasados de 120 graus, na mesma seqüência de fases do sistema desequilibrado original 1aV , 1bV e 1cV ; um outro sistema também equilibrado, mas na seqüência inversa da seqüência de fases do sistema desequilibrado, denominado de seqüência inversa ou negativa e por fim um sistema simétrico de fasores paralelos, denominado de seqüência zero, representados por três fasores de mesma grandeza e fazendo o mesmo ângulo com a referência, 0aV , 0bV e 0cV . Estes três sistemas equilibrados são ilustrados na figura7.2, com o diagrama fasorial das componentes simétricas de tensões trifásicas.

Fig.7.1. Sistema Trifásico Desequilibrado. Fig.7.2. Diagrama Fasorial Componentes Simétricas.



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Com base neste teorema, podemos então fazer a determinação analítica das componentes simétricas, fazendo o uso do operador a=1∠∠∠∠1200 e assim as componentes simétricas do sistema desequilibrado original podem ser facilmente obtidas, como mostra a figura 7.3.

Fig. 7.3. Decomposição Gráfica de Fasores em Componentes Simétricas.

Analiticamente obtemos as seguintes equações a seguir:

210

(1) 210

210

VcVcVcVc

VbVbVbVb

VaVaVaVa

++=

++=

++=

Assim, através da substituição dos valores dos fasores em função das componentes simétricas no conjunto de equações (1), obtemos uma representação matricial que relaciona os valores de fase do sistema trifásico desequilibrado com os valores de componentes simétricas, representada da seguinte forma:

(2)

2

1

0

.

a a 1

a a 1

1 1 1

2

2

=

V

V

V

Vc

Vb

Va

7.1. Tipos de Filtros de Seqüência:

Como as grandezas de fase podem ser medidas diretamente em um circuito físico, o mesmo não pode ser feito para as grandezas de seqüência, pois sua medição depende de transformações, conhecidas como filtros de seqüências e que podem ser implementadas por circuitos tem como entrada tensões e correntes de fase e como saída, tensões e correntes de seqüência. Para realização destes filtros, utilizam-se resistores e capacitores para montagem de impedâncias, bem como amplificadores operacionais, que ajustados convenientemente com os valores de resistores e capacitores, proporcionam as transformações desejadas.



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A seguir, pode-se observar a estrutura típica de filtros de seqüência zero, seqüência positiva e seqüência negativa. A figura 7.4 ilustra a estrutura de filtro de seqüência zero e mostra a dualidade do filtro tensão e do filtro de corrente para a seqüência zero.

Fig.7.4. (a) Filtro de Tensão (b) Filtro de Corrente.

Na figura 7.5 é apresentada a estrutura de um filtro de seqüência positiva e de um filtro de seqüência negativa, onde apenas são invertidas as alimentações de corrente. Fazendo com que a corrente que passe pelo relé seja proporcional à componente de seqüência positiva e seqüência negativa respectivamente. Na figura 7.6 é apresentado o circuito elétrico de um filtro de seqüência, utilizando amplificadores operacionais.

Fig.7.5. (a) Filtro de Seqüência Positiva (b) Filtro de Seqüência Negativa.

Fig.7.6. Circuito Elétrico de um Filtro de Seqüência.



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8. PRINCÍPIOS DOS RELÉS DE PROTEÇÃO: Considerados os elementos mais importantes de um sistema de proteção, os relés são dispositivos responsáveis por detectar anormalidades num sistema elétrico, atuando diretamente sobre um equipamento, de modo a tentar isolar o defeito, através da abertura de disjuntores com vistas a preservar a operação do restante do sistema, como também acionar circuitos de alarmes e sinalizações como o mesmo fim. As funções dos relés de proteção passam pela medição das grandezas atuantes, a comparação dos valores medidos com os valores dos ajustes aplicados, para daí operar ou não em função dessa comparação, e assim acionar ou não a operação de disjuntores ou relés auxiliares. Existem vários tipos de relés de proteção, usando configurações e funcionamentos distintos, como relés eletromecânicos, relés eletrônicos e relés digitais. A estrutura física destes dispositivos consiste basicamente de um elemento de operação (bobina) e um jogo de contatos. Esse elemento de operação recebe a informação de corrente e/ou tensão através dos transformadores de instrumentos, analisa a grandeza medida e transforma o resultado dessa análise numa ação de contatos. No caso de um equipamento em situação de anormalidade, os contatos dos relés serão fechados, energizando os circuitos de alarme e de abertura do disjuntor, isolando o equipamento do sistema. 8.1. Relés de Sobrecorrente: A função sobrecorrente serve para detectar condições de curto-circuito onde, quase sempre, uma corrente de fase é sensivelmente maior do que a corrente de carga.

Há dois tipos de corrente a detectar:

Correntes de fase superiores a correntes de carga, decorrentes de curtos-circuitos. Correntes de terra decorrentes de curtos-circuitos a terra.

Para correntes de fase, utiliza-se Função de Sobrecorrente de Fase (50/51F). Para correntes de terra, utiliza-se Função de Sobrecorrente de Terra (50/51N).

Portanto os relés de sobrecorrente são todos os relés que atuam para uma corrente superior a do seu ajuste. Assim, quando a corrente de curto-circuito ultrapassa a corrente pré-ajustada do sensor do relé, o mesmo atuará instantaneamente ou temporizado, de acordo com as necessidades previstas. A figura 8.1 mostra um esquema funcional de um sistema de proteção, com a utilização de relés de sobrecorrente e um disjuntor.

Fig. 8.1 Esquema Funcional de uma Proteção.



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Os relés de sobrecorrente são classificados, segundo aspectos construtivos em relés eletromecânicos, relés estáticos e relés digitais.

Os relés eletromecânicos foram os pioneiros na proteção, projetados e construídos com predominância dos movimentos mecânicos provenientes dos acoplamentos elétricos e magnéticos, atuando fundamentalmente através da atração eletromagnética e a indução eletromagnética.

A figura 8.2 ilustra os relés eletromecânicos baseados na atração e na indução eletromagnética.

Fig. 8.2. Relés de Sobrecorrente Eletromecânicos. Os relés estáticos, como o próprio nome diz é caracterizado pela ausência de movimentos

mecânicos, surgiram com o crescente desenvolvimento de sistemas elétricos, suas interligações e aumento dos níveis de tensões, potências de suprimento e também dos níveis de curto-circuito. Estes relés eram construídos com dispositivos eletrônicos, onde qualquer regulagem era feita pela mudança física dos parâmetros dos componentes envolvidos no circuito eletrônico. Acabaram caindo em desuso com o avanço rápido dos relés digitais microprocessados. A figura 8.3 mostra a vista frontal de um relé estático, cuja aplicação funcional é idêntica a um relé eletromecânico.

Fig.8.3. Relé Estático.

Os relés digitais como citado, surgiram como os sucessores dos relés estáticos, e nada mais são do que relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores, não há a necessidade de variação física de parâmetros e sim de um software, onde os registros e a calibração são digitados. Desta forma, além das funções de proteção, os relés digitais podem ser programados para desempenhar



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outras funções num sistema elétrico, como a medição de tensões e correntes de circuitos, bem como oscilografia de eventos. A figura 8.4 ilustra alguns modelos de relés digitais empregados atualmente.

Fig.8.4 Relés Digitais. 8.1.1. Característica de Tempo x Corrente de Relés de Sobrecorrente:

Quanto às características tempo x corrente, estes relés podem ser classificados em relés Instantâneos (Função 50) e relés Temporizados (Função 51). Os relés temporizados podem ser classificados conforme sua característica tempo x corrente:

• Relés de Tempo Definido ou Independente; • Relés de Tempo Inverso ou Dependente.

O relé instantâneo é assim denominado porque não introduz temporização intencional

quando se atinge o limite de corrente ajustado. A sua atuação é efetuada com temporização inerente, que depende da tecnologia e da construção do relé.

Nos relés de tempo definido, como mostra a figura 8.5 a temporização ou o retardo na atuação não depende da intensidade da corrente.

Fig.8.5 Características de Tempo para Relés de Sobrecorrente.



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O relé opera quando a corrente ultrapassar o múltiplo da corrente nominal ajustado e desliga no tempo previamente ajustado, não importando quantas vezes foi ultrapassado o valor da de partida do relé.

Já nos relés de tempo inverso na mesma figura 8.5, a temporização ou o retardo de atuação varia inversamente com a corrente, isto é, quanto maior a corrente de atuação menor o tempo de retardo. Observamos também as três características mais comuns para relés de tempo inverso.

Estas diferentes características são aplicáveis à proteção de linhas de transmissão ou de alimentadores sob várias condições de seletividade com equipamentos de proteção adjacentes. A característica extremamente inversa, por exemplo, é mais adequada para coordenar com fusíveis ou religadores da rede de distribuição, também se adapta melhor à proteção de alimentadores de distribuição, onde a corrente de curto-circuito não sofre influência da maior ou menor geração do sistema, dependendo apenas da impedância de linhas e transformadores até as fontes. Os relés com características extremamente inversa são também menos sujeitos a desligamentos indevidos quando se reenergiza um circuito alimentador de distribuição após uma interrupção prolongada. Quando um circuito distribuidor fica desligado por tempos prolongados, ao ser religado teremos um “golpe” de corrente várias vezes superior a corrente nominal do circuito, devido ao acúmulo de cargas, além é claro dos transitórios de magnetização de transformadores de distribuição.

No caso de proteção de linhas de transmissão, as inclinações da curvas utilizadas são importantes, pois no caso de linhas curtas até 40 km, onde o nível de curto-circuito é quase o mesmo nas barras, devemos também utilizar relés com características extremamente inversas como nos sistemas de distribuição, a fim de se obter uma boa margem de coordenação com os relés. Da mesma forma, aplicamos relés com características muito inversas para linhas de transmissão de comprimento médio (até 90 km) e relés com características inversas para linhas longas.

Tanto os relés de características de tempo x corrente inversa como os de tempo definido podem ser equipados com elementos instantâneos. Estes elementos instantâneos são naturalmente ajustados para funcionar com correntes superiores as do elemento temporizado. Eles têm por finalidade promover a rápida limpeza de defeitos, diminuindo os danos e permitindo o uso de religamento automático com possibilidade de sucesso. A figura 8.6 mostra o ajuste para o elemento instantâneo.

Fig. 8.6 Ajuste do Elemento Instantâneo.

8.1.2. Ajuste e Coordenação de Relés de Sobrecorrente:

Nos relés de sobrecorrente de tempo inverso, não há a escolha do tempo de atuação, mas sim a curva de atuação. Escolhe-se a curva levando-se em consideração as características e as condições de coordenação dos relés utilizados na proteção, na qual os mesmos estão inter-



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relacionados. Assim, a coordenação vai depender de uma cadeia de tempos diferentes para a mesma corrente de curto-circuito. Isto irá garantir uma seqüência de seletividade na abertura dos disjuntores, eliminando o defeito, sem deixar de atender os demais consumidores de um sistema.

As curvas de atuação dos relés, como relatado anteriormente, podem ter diferentes inclinações e as mesmas são demarcadas pelos fabricantes em percentagem ou na base de 10, como mostra a figura. 8.7. Portanto temos:

Curva 0,5 – 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 6 – 7 – 8 – 9 – 10

ou Curva 5%-10%-20%-30%-40%-50%-60%-70%-80%-90%-100%

Fig.8.7. Curvas de um Relé de Tempo Inverso.



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Observa-se que todas as curvas são referenciadas para 100%, portanto, as demais tem seu o tempo referido a esta curva. As curvas inversas dos relés são dadas a partir do múltiplo 1,5, correspondente a um torque do relé 50% superior ao torque para o limiar de operação. O múltiplo M indica quantas vezes a corrente de curto-circuito no secundário do TC é maior que o tape escolhido no relé. Assim, escolhendo-se o tape do relé sobre a bobina magnetizante do relé (Fig. 8.2), podemos ajustar a corrente de atuação do relé de sobrecorrente.

Já nos modernos relés digitais com a utilização de microprocessadores, existe uma flexibilidade bem maior. Sendo possível a escolha de um tipo de curva (“inclinação”) dentre muitos normalizados (norma IEC ou IEEE / ANSI) e aplicando fórmula para determinação tempo de atuação mostrada a seguir, onde alguns coeficientes são obtidos das normas, dependendo do tipo de curva.

1

1

+

−

=

α

Is

I

KT . t

T = Múltiplo de tempo (equivalente ao da proteção eletromecânica). K = Coeficiente (tabelado). I = Corrente no relé. Is = Corrente de atuação ajustada para a função. α = Coeficiente (tabelado). L = Coeficiente (tabelado).

Tipo de Curva Norma K α L

Inversa Normal 0,14 0,02 0 Muito Inversa IEC 13,5 1 0

Extremamente Inversa 80 2 0 Moderadamente Inversa 0,0515 2 0,18

Muito Inversa IEEE/ANSI 19,61 2 0,491 Extremamente Inversa 28,2 2 0,1215

Tabela 8.1. Coeficientes para a Função de Sobrecorrente em Relés Digitais.

8.1.3. A Conexão dos TC’s para Proteção Convencional:

A conexão da proteção aos transformadores de corrente para relés individuais é mostrada na figura 8.8 a seguir:



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Fig. 8.8 Proteção Convencional com Relés de Sobrecorrente.

IA, IB e IC – Correntes primárias. iA,iB e iC – Correntes secundárias. 50/51 A, B e C - Elemento Instantâneo (50) / Elemento Temporizado (51) das Funções de Sobrecorrente das fases A, B e C respectivamente. 50/51N – Elemento Instantâneo (50) / Elemento Temporizado (51) da Função de Sobrecorrente de Terra. TC - Transformador de Corrente.

A relação entre a corrente primária (I) e a corrente secundária (i) em cada fase corresponde à relação de transformação do TC. Por exemplo, para um TC de 300-5 A, a relação é de 60 para 1. Os relés são ajustados para a corrente secundária (i), levando-se em conta a corrente do lado primário (I). A simbologia 50 ou 51 corresponde à antiga norma ASA (Estadunidense), atual IEEE / ANSI.

Para funções de fase, a sensibilidade da proteção é limitada pela carga no circuito protegido. Para função de terra, a limitação é a relação de transformação dos TC’s utilizados, isto é, quanto maior a relação de transformação, menor será a sensibilidade da função.

8.1.4 As Condições de Atuação para a Função de Sobrecorrente: a) Na Condição Normal de Operação.

Em condição normal, as correntes das três fases são equilibradas entre si. Nessas condições, não há corrente no circuito residual ou no neutro de equipamento. E também, as correntes secundárias (i) devem estar aquém da sensibilidade mínima da proteção de sobrecorrente (pick-up mínimo ajustável) e os relés permanecem sem atuação.

b) Na Condição de Curto-Circuito Trifásico.

Nesta condição, as correntes IA, IB e IC, apesar de estarem equilibradas entre si, elas são elevadas. Geralmente muito maiores que na condição de carga normal. E as correntes secundárias



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(i) atuam os relés instalados nas fases ou as funções de fase. Não há corrente no circuito residual, portanto não há atuação do relé ou da função 50/51N.

c) Na Condição de Curto-Circuito Fase-Terra.

Nesta condição, haverá aparecimento de corrente elevada de curto-circuito apenas em uma fase. Por exemplo, (IA). Proporcionalmente, a sua corrente secundária (ia) será elevada. Devido ao desequilíbrio à terra, o retorno da corrente (ia) se dará pelo circuito residual (in). Nestas condições, há condição de atuação das funções 50/51A e 50/51N, dependendo dos seus ajustes.

Uma atuação da função 50/51N indica que houve desequilíbrio envolvendo terra (curto à terra). A figura 8.9 a seguir ilustra esta condição.

Fig. 8.9 Curto-Circuito da fase A -terra.

Devemos sempre observar que a função de sobrecorrente de fase não pode ser ajustada para correntes próximas à corrente de carga máxima prevista para o equipamento ou circuito protegido. Desta forma, a sua sensibilidade é limitada pela carga, mas por outro lado, como em condições normais de operação em um sistema trifásico equilibrado não há corrente pelo circuito residual dos TC´s, a função de sobrecorrente de terra pode ser ajustada bem sensível. Isto é, quando há corrente no circuito residual, isto significa que há curto-circuito à terra. Normalmente ajustam-se esses relés de terra na máxima sensibilidade. A seletividade se obtém ajustando adequadamente seu tempo de atuação.

8.2. Coordenação de Relés de Sobrecorrente:

Coordenar significa fazer com que o relé mais próximo ao defeito atue primeiro, caso esse venha a falhar, o relé mais próximo deverá atuar.



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a) Coordenação de Relés de Sobrecorrente de Tempo Definido:

Ajustar o relé mais próximo da falta no menor tempo possível. O relé a montante deve ter um tempo de operação cuja diferença com o tempo do relé a jusante deva ser maior ou igual ao tempo de coordenação (∆t). A figura 8.10a seguir ilustra essa coordenação.

Esse tipo de coordenação se observa em circuitos radiais, mas essa aplicação tem a desvantagem de que a atuação dos relés é contrária a filosofia de proteção, pois o tempo de atuação é constante, permitindo que os defeitos perdurem por tempos demasiadamente grandes.

Fig. 8.10 Coordenação de Relés de Sobrecorrente com Tempo Definido.

b) Coordenação de Relés de Sobrecorrente de Tempo Inverso:

A coordenação com relés de sobrecorrente de tempo inverso segue a regra de escolha da curva mais baixa possível para o relé mais próximo a falta. Define-se, portanto o tempo de atuação em função da corrente de curto trifásico e seu múltiplo. Para o relé a montante considera-se o tempo de coordenação (∆t) somado ao tempo de atuação anterior. Com essa informação e do múltiplo da corrente de curto-circuito, define-se a escolha da curva de atuação do relé a montante. A figura 8.11 ilustra essa coordenação que deve ser realizada sempre com dois elementos de sobrecorrente.

Fig. 8.11 Coordenação de Relés de Sobrecorrente com Tempo Inverso.



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8.2. Relé de Função de Seqüência Negativa:

Um desbalanço em um sistema trifásico, com ou sem terra, fará com que apareçam as componentes simétricas de seqüência negativa. A componente de seqüência negativa pode ser obtida através da expressão que envolve a matriz de Fortescue, como visto anteriormente. A expressão abaixo, apresenta como a corrente de seqüência negativa pode ser obtida, o mesmo processo se dá no caso da tensão, onde os valores de seqüência são obtidos através dos valores de fase.

Em condições normais de operação, com o sistema trifásico equilibrado, essa corrente é

zero. Com o surgimento da componente de seqüência negativa I2, significa que há um desbalanço

de corrente através do circuito e este pode ser causado por:

• Uma fase aberta; • Duas fases abertas; • Carga desequilibrada (Circuitos primários de distribuição); • Curto-circuito fase-terra; • Curto-circuito bifásico; • Curto-circuito bifásico-terra.

Um critério de desbalanço poderia ser o valor percentual da corrente I2 (seqüência negativa) com relação à corrente I1 (seqüência positiva). O desbalanço de corrente é um fator grave para máquinas rotativas, uma vez que induz correntes de frequência dupla no rotor, causando aquecimento.

Portanto a função de seqüência negativa é utilizada principalmente para proteção de motores e geradores e seu código na ANSI é 46.

Fig. 8.12 Função de Seqüência Negativa.



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Para linhas de transmissão, esta função é utilizada em casos especiais onde há dificuldades de detecção de curtos-circuitos, como por exemplo, uma linha longa em alta ou média tensão, onde as faltas se confundem com as cargas e as funções de sobrecorrente e de distância têm dificuldades. Lembrando que a seqüência negativa de corrente aparece sempre que há desbalanço, com ou sem terra, ela pode ser utilizada para detectar curto-circuito.

A exigência é que a carga, em condições normais, deve ser equilibrada o suficiente para não atingir limite de atuação da proteção.

Uma boa diretriz é ajustar o valor da seqüência negativa entre 10 e 40% da corrente nominal prevista na LT, se o objetivo é detectar fase aberta. Deve-se, entretanto, estabelecer uma temporização entre 2,0 e 5,0 segundos, dependendo da filosofia da empresa.

Principalmente para linhas de transmissão com religamento automático monopolar, deve-se tormar cuidado com a função 46, se utilizada, pois durante o tempo de extinção de arco, quando uma fase está aberta, há corrente de seqüência negativa. A ordem de grandeza é de cerca de 40% da corrente de carga que havia na LT. Assim, o tempo de atuação dessa função, para o desbalanço de uma fase aberta deve ser superior ao tempo morto de religamento automático monopolar dessa linha, com margem de segurança. O critério acima de 2,0 a 5,0 s (tempo definido) deve satisfazer esta condição.

Para o caso de linhas especiais com dificuldade de detecção de curto-circuito pelas funções convencionais, deve-se fazer estudo específico, caso a caso. 8.3 Relé Direcional de Sobrecorrente:

A diferença entre uma função de sobrecorrente e uma função direcional de sobrecorrente é que esta última tem uma característica extra, associada à direção da corrente medida, e não apenas ao módulo da corrente medida.

Para que isto seja possível, deverá haver, para cada relé, uma referência de tensão. Isto é, os mesmos devem ser polarizados.

O código ANSI para a função direcional de sobrecorrente é (67). Pode ter, também, elemento instantâneo, porém não há código específico para esse elemento instantâneo.

A figura 8.13 a seguir mostra uma conexão trifásica para 02 relés direcionais de sobrecorrente de fase e um relé direcional de sobrecorrente de terra.

Fig. 8.13 Conexão para relés direcionais de sobrecorrente.



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No caso de proteção digital, esse mesmo conceito é executado, isto é, há necessidade de

informações de tensão através de TP’s de linha ou de barra. As correntes e tensões residuais podem ser calculadas, ao invés de medidas.

A função direcional de sobrecorrente deve atuar apenas se duas condições forem satisfeitas:

a) Intensidade de corrente acima do limite mínimo de ajuste; b) Corrente em um determinado sentido.

Os relés direcionais são conectados para atuar, por exemplo, para correntes saindo da barra para a linha. Caso haja corrente no sentido inverso, mesmo que de grande intensidade, essa função direcional de sobrecorrente não irá atuar. A figura 8.14 a atuação do relé 67 para a falta a sua frente e a não atuação para falta na direção reversa.

Fig. 8.14 Atuação direcional do relé 67.

Esta característica é muito importante, uma vez que, delimitando as condições com a imposição do fator de direcionalidade, existirão maiores facilidades para obter a seletividade no menor tempo possível.

As funções direcionais de sobrecorrente de fase e de terra são utilizadas principalmente para proteção de linhas de transmissão e subtransmissão, geralmente como proteção de retaguarda. Em circuitos radiais não há necessidade de uso de função 67, a menos em casos específicos com fontes de terra no circuito (nesse caso pode haver necessidade de 67N – terra, mas depende das condições de curto-circuito do sistema).

Modernas proteções digitais de sobrecorrente de aplicação geral, já incluem funções 67 para uso opcional. Deve-se sempre lembrar que há necessidade de TP’s para informação de tensão de polarização.

A tensão de polarização deve ser tal que forneça uma firme referência de direção de corrente (determinado pelo ângulo entre fasores medidos ou calculados). Assim a corrente de curto-circuito I CC deverá ter uma tensão de referência para que a proteção determine sua direção.



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A direcionalidade é dada pela comparação fasorial das posições relativas da corrente de operação e a tensão de polarização. Assim o uso da referência cruzada, como nas Proteções Siemens. A tabela 8.2 a seguir mostra as tensões de referência para uma proteção para que as correntes de falta tenham sempre uma referência firme e no caso em quadratura (90 graus) com base nos fasores mostrados na figura 8.15. Mas dependendo do local e da característica da linha de transmissão, outras tensões podem ser mais convenientes, como no caso da polarização em 30 e 60 graus.

Tabela 8.2. Polarização em quadratura para relés direcionais.

Fig.8.15. Fasores para a polarização em quadratura.

A figura 8.15 mostra que a tensão de referência é a tensão UBC para a corrente na fase A, e que a tensão da fase em curto UCC não é apenas a tensão UA, pois há a influência da impedância da fonte ZF (sistema) no ponto de instalação da proteção.

Portanto caso haja uma falta na fase A imediatamente à frente da proteção e a tensão UCC for para zero, haverá ao menos a referência UBC.

Na concepção da função direcional, faz-se com que haja direcionalidade para todo ICC que esteja à direita da referência hachurada de direção, que tem um ângulo α com relação à tensão UBC. Para curto-circuito trifásico, bem à frente da proteção, todas as tensões podem ir a zero. Assim neste caso não haveria referência, mas as proteções mais elaboradas devem possuir memória de tensão (informações sobre a tensão antes do curto-circuito). Para as proteções eletromecânicas essa



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memória era feita através de circuitos ressonantes, já para as proteções digitais, são utilizados dados de um buffer com as informações do passado.

Outra forma de concepção da proteção direcional é com base no uso de componentes simétricas, onde se pode usar a tensão de seqüência zero (UA + UB + UC) / 3 para servir de referência para corrente de seqüência zero (IA + IB + IC) / 3 na execução da função direcional de sobrecorrente de terra.

A figura 8.16 mostra os diagramas de seqüência zero no local de aplicação da proteção para a falta à frente do relé e reversa, e as grandezas que alimentam o relé de neutro.

Fig. 8.16 – Diagrama e Fasores de Seqüência Zero na Proteção.



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8.3.1. Coordenação com Relés Direcionais: A figura 8.17 ilustra como fazer a coordenação com relés direcionais de sobrecorrente com tempo definido, já a figura 8.18 ilustra a coordenação utilizando relés direcionais de tempo inverso. Todo o processo de coordenação segue as etapas de coordenação apresentadas anteriormente, para os relés de sobrecorrente não direcionais, onde primeiramente é feita a coordenação numa direção e depois é feita a outra coordenação na direção oposta.

Fig. 8.17 – Coordenação de Relés Direcionais de Tempo Definido.

Fig. 8.18 – Coordenação de Relés Direcionais de Tempo Inverso.

8.4. Relé Direcional de Potência (32): Diferentemente do relé de sobrecorrente direcional 67, o relé direcional de potência 32 calcula a potência ativa em Watts, e monitora o outro relé que é o responsável pela proteção do sistema. Esse relé basicamente detecta a direção da potência ativa que flui no ponto de aplicação da função direcional e o seu valor. As aplicações mais usuais são em casos de motorização de geradores síncronos, em casos de pontos de interligação com auto-produtores, onde não se deseja a inversão do sentido do fluxo de potência ativa e para transformadores específicos, onde se deseja a direção da potência ativa apenas num sentido.



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8.5 Relés de Tensão: Como o próprio nome menciona, estes relés possuem a função para detectar condições de

tensão superiores ou inferiores aos valores normalmente aceitos para a operação do sistema ou do equipamento.

8.5.1 Proteção de Sobretensão (59):

Para detectar condição de tensão superior a um valor aceitável. Pode ser de dois tipos, com

a função de sobretensão instantânea ou a função de sobretensão temporizada. Na função instantânea o seu tempo de atuação depende apenas de suas características

construtivas e inerentes ou do seu algoritmo. Por outro lado, a função temporizada é construída para introduzir uma temporização intencional e ajustável. Os relés de sobretensão temporizados são, geralmente, com uma característica de tempo definida.

A figura 8.19 mostra a característica do relé 59 de tempo de definido para as tensões de linha. Dependendo do nível de sobretensão esperado, utiliza-se a função instantânea ou a função temporizada.

Fig. 8.19 – Característica do Relé de Sobretensão 59.

Uma característica muito importante num relé de sobretensão é a chamada relação pick-up / drop-out. Num relé de sobretensão, dependendo da sua construção e da tecnologia utilizada, tem-se a sua atuação quando se atinge o nível de tensão ajustado e tem-se a sua desatuação quando a tensão retorna às condições normais.

Utilizam-se relés de sobretensão na proteção de transformadores, reatores e máquinas rotativas, isto é, na proteção de equipamentos que podem ter sua isolação deteriorada no caso de exposição a condições de sobretensão. São utilizados também em linhas de transmissão de EAT, para desligar trechos do sistema afetados por sobretensão (excesso de reativos).

8.5.2. Proteção de Subtensão ( 27)

O relé 27 atua quando a tensão cair abaixo de um valor ajustado. Esta função do relé pode ser utilizada como proteção para equipamentos que não podem operar com tensão abaixo de um certo limite (geralmente máquinas rotativas), ou pode ser utilizada apenas como relé de subtensão para desligamento automático de circuito quando de falta de tensão (relé de manobra).



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8.6. Relé de Distância (21):

O relé de distância mede, através da leitura das correntes e tensões do circuito protegido, a impedância entre o ponto de aplicação da proteção e o ponto onde ocorreu o curto-circuito.

A unidade da grandeza calculada é ohms: Impedância = Tensão / Corrente Como a impedância da linha de transmissão protegida é proporcional ao seu comprimento,

(ohms / km), pode-se associar a impedância medida com a distância até o ponto de curto-circuito. Daí a denominação “distância” quando a função de impedância é utilizada para proteção de linha de transmissão.

Nota: Quando a função de impedância é aplicada para proteção de linha de transmissão, ela é chamada de “distância”. Quando a função de impedância é aplicada para proteção de máquina ou transformador, a mesma é chamada “impedância”.

Considerando o princípio, torna-se evidente que uma função de distância deve ser alimentada por TC’s (correntes) e TP’s (tensões). A figura 8.20 mostra as grandezas avaliadas na função de distânica de um relé localizado na barra A.

Fig. 8.20 – Característica do Relé de Sobretensão 59. Ajustes são realizados e aplicados de modo que os critérios de coordenação adotados

garantam os itens de seletividade e velocidade da proteção. Como a impedância da linha protegida é conhecida, pode-se ajustar a proteção de modo que

para cada ponto de curto-circuito esperado se tenha um critério previamente inserido na proteção, como parâmetro de desempenho esperado.

Assim uma impedância de uma linha de transmissão pode ser representada graficamente num diagrama de impedância R-X. Na figura 8.21 observa-se que o ângulo θ do vetor impedância da linha está relacionado com a relação R-X dos parâmetros da linha. Esse ângulo pode variar de 65 a 89 graus, dependendo do tipo e nível de tensão da LT, o que mostra que uma linha de transmissão aérea tem característica predominantemente indutiva. Quanto maior o nível de tensão da linha, maior será seu ângulo com relação ao eixo dos R. Um transformador de potência é considerado puramente indutivo em alta tensão. Mas para transformadores de distribuição deve-se considerar também a resistência.



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Fig. 8.21 – Representação da LT num diagrama de impedância.

Quando ocorre um curto-circuito na linha, a queda de tensão provocada pela corrente de

através da mesma é limitada por essa impedância. As tensões e correntes no ponto de aplicação da proteção dependem, portanto, do loop de impedâncias formado através do curto-circuito, podendo incluir o retorno por terra quanto de faltas a terra., como mostra a figura 8.22.

Fig. 8.22 – Curto-circuito na linha e o loop de impedâncias.



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8.6.1 Requisitos Desejados para uma Função de Distância:

Na condição de curto-circuito na LT, a impedância série de uma linha de transmissão ZLinha tem um ângulo característico entre 65 e quase 88 graus, isto é, bastante indutivo. Daí o fato de se ter os relés de distância concebidos com característica mais sensível nesta faixa de ângulo.

Se o relé de impedância estiver ajustado com um valor ZLinha maior do que o Zcc, o valor medido cairia dentro de sua característica e o relé atuaria.

Na condição de carga na LT, não se deseja que a proteção de distância atue para condição de carga e também que permita as sobrecargas esperadas em condições de emergência. Verifica-se então que a proteção deve ser sensível para ângulos indutivos acentuados (condição de curto-circuito na direção para frente) e não seja sensível para ângulos indutivos pequenos (carga indutiva saindo da barra).

Na condição de curto-circuito com resistência de falta RF, a proteção de distância deve detectar a impedância de curto-circuito considerando a resistência de falta. Conclui-se que a proteção deve ser sensível não apenas através do ângulo da linha, mas também para ângulos menores que consideram a resistência, tomando-se o cuidado de não alcançar a impedância de carga. Considera-se resistências de falta, a resistência de arco (arco através da cadeia de isoladores ou entre fases), a resistência de pé de torre (do sistema de aterramento das torres e seus cabos guarda) e a resistência de contato (árvore, água, rocha, etc.). 8.6.2 Tipos de Relé de Distância e suas Características:

Baseado nos requisitos abordados acima definem-se as características mais comuns utilizadas para relés de distância, e tais características, são as pré-estabelecidas de impedância da função de distância, como resultado da concepção da proteção e seus ajustes e parâmetros.

Dentre os tipos de relés de distância temos os Relés de Impedância, indicados para proteção de fase, em linhas de comprimento médio (138 kV). São um pouco sensíveis às oscilações do sistema e exigem adicional unidade direcional. Sua característica é apresentada na figura 8.23.

Fig. 8.23 – Relé de Impedância.



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Os Relés de Admitância são indicados na proteção de fase em linhas longas e de mais altas-tensões, sujeitas a sérias oscilações. São bastante afetados pela resistência de arco, mas devido serem inerentemente direcionais e praticamente insensíveis a oscilações do sistema, são muito usados na prática de proteção de linhas. A figura 8.24 mostra a característica desse relé num diagrama de impedância.

Fig. 8.24 – Relé de Admitância.

Os Relés de Reatância são indicados particularmente para proteção de fase, em linhas de comprimento curto, onde a resistência tem valor apreciável em relação à indutância e os arcos voltaicos não podem ser desconsiderados. São bastante afetados pelas oscilações do sistema e também exigem adicional unidade direcional. A figura 8.25 mostra o relé de reatância e o mesmo utilizado conjuntamente com o relé de admitância, aproveitando a direcionalidade intrínseca do mesmo.

Fig. 8.25 – Relé de Reatância.

8.6.3. Ajuste e Coordenação de Relés de Distância:

Como visto anteriormente, uma proteção de distância não possui apenas uma zona de alcance. Ela possui várias zonas, sendo que cada zona pode ser ajustada com seus respectivos valores de alcance e tempo.

Portanto, temporizando adequadamente cada zona de proteção, pode-se obter seletividade e garantir uma proteção de retaguarda para faltas em outros componentes ou linhas adjacentes.

Uma maneira simplificada de representar as zonas de alcance de uma proteção de distância está mostrada na figura 8.26.



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Fig. 8.26 – Zonas de alcance da proteção com Relés de Distância.

Ajustar um relé de impedância para cobrir uma determinada distância de uma linha de

transmissão não apresenta dificuldade pelo fato de se ter impedância da linha pré-calculada, com muita precisão.

Assim, é comum ter-se elementos de distância ajustados em 80 %, 85 %, 120 %, 150 % , etc. da impedância total da linha protegida, sendo estas porcentagens dependentes da finalidade de cada um desses elementos.

No caso de ajustes com relés de admitância, devemos tomar cuidado quando o ângulo de máximo torque (τ) ou ângulo de inclinação do diâmetro não coincidir com o ângulo natural da impedância da linha de transmissão. Neste caso o ajuste é feito com o Zajuste posicionado na linha do seu ângulo máximo de torque, tanto para o ajuste da primeira zona, como das demais, conforme mostra as figuras 8.27 e 8.28.

Fig. 8.27 – Valor real de ajuste no Relé de Admitância.



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Fig.8.28. Regulagem das demais Zonas em um Relé de Admitância. Estas facilidades para um relé de distância se tornam mais evidentes quando se tenta ajustar,

por exemplo, um relé de sobrecorrente. No caso de elemento de sobrecorrente, o valor a ser ajustado dependerá do valor de corrente de curto-circuito pré-calculado.

Na prática, a corrente de curto-circuito poderá no máximo ser aproximadamente igual ao calculado. Entretanto, é comum ter-se correntes menores ou muito menores que o previsto, em vista das impedâncias envolvidas caso a caso. Assim, para o caso de função de sobrecorrente, nunca se terá garantia de precisão.

Devido a este aspecto, a função impedância (relé de distância) é a mais utilizada para proteção de linhas.

8.7. Relé Diferencial (87):

Uma proteção diferencial ou uma função diferencial tem a finalidade de detectar curto-circuito na sua área de supervisão, área essa que fica entre os TC’s que adquirem as correntes medidas pela proteção, e prover imediato desligamento do equipamento protegido quando da atuação.

Essa proteção é inerentemente seletiva, isto é, a seletividade é obtida pela própria concepção e não através de temporizações ou graduações de corrente. Assim sendo, seu tempo de atuação pode e deve ser o menor possível, sem temporização intencional. A proteção diferencial não tem a finalidade de detectar faltas internas insipientes, do tipo arcos limitados, que podem ocorrer num transformador.



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Como o próprio nome indica, seu princípio de funcionamento baseia-se na comparação entre grandezas (ou composição de grandezas) que entram no circuito protegido e grandezas de mesma natureza que saem do circuito protegido. A figura 8.29 esse princípio da função diferencial.

Fig. 8.29 – Proteção Diferencial. 8.7.1 Requisitos de uma Proteção Diferencial:

A função diferencial é utilizada na proteção de transformadores, equipamentos de compensação reativa, máquinas rotativas, sistemas de barramentos, cabos e linhas de transmissão.

Os requisitos básicos para qualquer proteção diferencial são listados abaixo:

• Considerar os efeitos de erros de precisão nos TC’s e TC’s auxiliares utilizados para conexão da proteção; • Manter a estabilidade para curto-circuito externo à área protegida, mesmo com saturação de TC; • Manter a estabilidade para correntes de magnetização transitória quanto se aplica à transformadores de potência; • Rápida atuação para curto-circuito interno, mesmo para aquelas faltas de baixa corrente.

8.7.2 Função Diferencial Percentual: Se uma proteção diferencial utilizasse um simples relé de sobrecorrente para medir a

corrente diferencial, essa proteção seria chamada de simples balanço de corrente. A corrente diferencial seria a soma de todas as correntes medidas com base numa referência única:

IDiferencial = Σ(IA + IB + IC + .... IX) Observa-se que mesmo em condições normais de carga, sem curto-circuito, haveria corrente

diferencial devido a erros nos TC’s.

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Apostila Protecao Graduacao Versao5