Atualização do Sistema de Proteção de Ilhamento Elétrico em uma

Atualização do Sistema de Proteção de Ilhamento Elétrico em umaRefinaria de Petróleo

Felipe Teodoro de Oliveira

Projeto de Graduação apresentado ao Cursode Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,Universidade Federal do Rio de Janeiro, comoparte dos requisitos necessários à obtençãodo título de Engenheiro.

Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oli-veira

Rio de Janeiro/RJ

Agosto/2014

Oliveira, Felipe TeodoroAtualização do Sistema de Proteção de Ilhamento Elétrico em uma

Refinaria de Petróleo/ Felipe Teodoro de Oliveira. – Rio de Janeiro/RJ:UFRJ/Escola Politécnica, Agosto/2014-

XV, 78 p. : il. ; 29,7 cm.Orientador: Sebastião Ércules Melo de OliveiraProjeto de Graduação – Universidade Federal do Rio de JaneiroDepartamento de Engenharia Elétrica, Agosto/2014.

Referências Bibliográficas: 711. Proteção de subestações. 2. Blackout. 3. Relé Digital. 4. Estabili-

dade. 5. Sistema Elétrico de Potência. 6. Refinaria. 7. Termoelétrica I.Oliveira, Sebastião Ércules Melo de. II. Universidade Federal do Rio deJaneiro. III. Escola Politécnica. IV. Departamento de Engenharia Elétrica.

iii

Agradecimentos

Agradeço em primeiro lugar à minha família, à minha mãe Margarida, à minha avóTereza e a meu irmão Fernando, pela compreensão em tantos momentos de ausência nessesúltimos anos e pelo imenso apoio, sem o qual certamente essa conquista não seria possível.

Meus agradecimentos também vão para os meus colegas de trabalho, pelo apoio epela imensa compreensão na concessão de diversas permutas para que fosse possível meucomparecimento às aulas e provas.

Agradeço ao Engenheiro Eudifran, o idealizador deste trabalho, e aos outrosengenheiros envolvidos, pelo suporte e boa vontade. Assim como também agradeço aocompanheiro de trabalho Márcio Medeiros, que, gentilmente, cedeu sua monografia paraconsulta.

Agradeço ao meu orientador Prof. Sebastião pelo apoio imprescindível.

Agradeço a meus queridos amigos de trabalho Gabriel, Rômulo, Marcos Paulo,Robson Inácio e Thiago, com os quais compartilhei momentos inesquecíveis na Petrobrase sempre ofereceram apoio incondicional em qualquer necessidade.

Agradeço à inestimável amizade de Bruno Luiz Riehl, sempre fonte de apoio edo precioso aprendizado desde o inesquecível período no CEFET. Assim como tambémagradeço à amizade de Alessandro Areal, pelas conversas e momentos de descontração, jáque nós três sabemos das dificuldades ocorridas neste últimos anos.

Agradeço também a todas as novas amizades que fiz no Fundão e, por fim, a todosnão citados aqui e que, de certa forma, tenham contribuído para este momento.

iv

Para encontrar a si mesmo, pense por si mesmo.Sócrates

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dosrequisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

Atualização do Sistema de Proteção de Ilhamento Elétrico em uma Refinaria de Petróleo


Agosto/2014

Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira

Curso: Engenharia Elétrica

Este trabalho descreve as mudanças feitas na lógica de proteção da subestação deentrada da Refinaria Duque de Caxias, caracterizada por geração interna própria.

Foi verificado que a proteção antiga não atendia adequadamente as ocorrências decolapso de tensão no sistema externo, sendo incapaz de identificá-las com velocidade apro-priada. Para a implementação da atualização desse sistema de proteção, foram utilizadosconceitos apresentados em um artigo técnico que expõe as características diferenciadasobservadas no perfil de tensão de um sistema elétrico quando submetido a um blackout.Como consequência de déficit na potência reativa necessária ao atendimento dos motoreselétricos, a tensão cai gradualmente mas para amplitudes maiores do que as observadasdurante os curto-circuitos.

Para a elaboração do projeto foi necessário um trabalho amplo de coleta de dados,aplicação rigorosa de conceitos básicos de proteção e visualização global do sistema.

Palavras-chave: proteção de subestações, blackout, relé digital, estabilidade, sistema elétricode potência, refinaria, termoelétrica.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment ofthe requirements for the degree of Engineer.

Upgrade of Island Protection System of an Oil Refinery


August/2014

Advisor: Sebastião Ércules Melo de Oliveira

Department: Electrical Engineering

This report describes the changes in the circuit breakers’ protection logic of Duquede Caxias Oil Refinery substation, which is characterized by its own internal generation.

It was noticed that the old protection system did not guarantee adequate behaviorin response to external system voltage collapse, being unable to identify them in anappropriate speed. In order to carry out the protection system upgrade, some concepts wereextracted from a technical paper that shows specific characteristics of voltage waveformsobserved during an external system blackout. Due the lack of reactive power for the supplyof the electric motors, the voltage drops gradually, but to larger amplitudes than thoseobserved during the short circuits.

In order to elaborate the project, a broad work of data collection, rigorous applica-tion of basic protection concepts and global view of the system were necessary.

Keywords: Substation Protection, Digital Relay, Blackout, Stability, Power Eletrical System,Oil Refinery, Thermal Power Station.

vii

Lista de ilustrações

Figura 1 – Vista aérea da entrada da Reduc. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3Figura 2 – Foto da unidade de hidrotratamento de nafta craqueada. . . . . . . . . 3Figura 3 – Exemplos de zonas de proteção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6Figura 4 – Foto de um TC de 138 kV [10]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11Figura 5 – Representação da ligação de um TC num circuito. . . . . . . . . . . . . 11Figura 6 – Foto de um TP com detalhe para os terminais do lado secundário. . . . 12Figura 7 – Subsistemas principais de um relé digital. Baseado na figura 2.20 de [12]. . 15Figura 8 – Foto de um disjuntor de alta tensão isolado a SF6 [15]. . . . . . . . . . 17Figura 9 – Diferentes inclinações das curvas tempo x múltiplo de tape. Extraído de [17]. 19Figura 10 – Curvas características de tempo x corrente. Extraído de [17]. . . . . . . . 20Figura 11 – Atuação de um relé direcional. Baseado na figura 2.7 de [7]. . . . . . . . . . 21Figura 12 – Área de atuação de um relé de impedância num diagrama X x R. Baseado

na figura 3.104 de [4]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22Figura 13 – Área de atuação de um relé de admitância num diagrama X x R. Baseado

na figura 3.106 de [4]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22Figura 14 – Área de atuação de um relé de reatância num diagrama X x R. Baseado

na figura 3.105 de [4]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23Figura 15 – Sistema com correntes circulantes balanceadas sob falta externa. Baseado

na figura 13.2 de [17]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Figura 16 – Sistema com correntes circulantes não balanceadas sob falta interna.

Baseado na figura 13.3 de [17]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Figura 17 – Sequência geral de eventos que levam a um blackout . Baseado na figura 2

de [24]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28Figura 18 – Linha de transmissão ligando duas barras genéricas. . . . . . . . . . . . 29Figura 19 – Configuração de um sistema de potência com três LTs ligando a geração

à carga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30Figura 20 – Curvas características para o sistema íntegro, com Z12 = Xeq (curva I)

e para o sistema com uma das LTs aberta, com Z12 = X ′eq (curva II). . 31Figura 21 – Aplicação do critério das áreas iguais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32Figura 22 – Curvas características para Tensão vs Potência. . . . . . . . . . . . . . 33Figura 23 – Lógica monofásica de separação por subtensão, como proposto por Mozina. 37Figura 24 – Lógica de separação utilizando a componente de sequência positiva das

tensões, como proposto por Mozina. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38Figura 25 – Reprodução do Relé REF542 plus instalado. . . . . . . . . . . . . . . . 43Figura 26 – Reprodução do IHM (interface homem-máquina) do Relé REF542 plus. 43Figura 27 – Foto do painel de ilhamento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Figura 28 – Diagrama unifilar resumido do sistema elétrico da Reduccom carganormal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Figura 29 – Diagrama unifilar resumido da ligação entre a Reduc, a UTE-GLB e asubestação de São José. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

Figura 30 – Reprodução da parte traseira do relé SEL-451 . . . . . . . . . . . . . . 47Figura 31 – Captura de tela do acSELerator R© QuickSetTM SEL-5030 [32] . . . . 48Figura 32 – Gráfico de afundamento de tensão registrado pelo TF-221001A. . . . . 50Figura 33 – Diagrama lógico da proteção concebida com relé 67 e subtensão [35]. . 53Figura 34 – Diagrama lógico da proteção concebida com relé 67 [35]. . . . . . . . . 53Figura 35 – Diagrama lógico da proteção contra subtensão e inversão de potência

do disjuntor 1A [38]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55Figura 36 – Diagrama lógico da proteção contra subtensão e inversão de potência

do disjuntor 1B [38]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Figura 37 – Perfis de tensão fase-neutro no primário e secundário do transformador

TF-221001A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Figura 38 – Defeito ocorrido na subestação de Grajaú em janeiro de 2011. [37] . . . 59Figura 39 – Diagrama lógico da proteção de backup do disjuntor 1A [38]. . . . . . . 60Figura 40 – Diagrama lógico da proteção de backup do disjuntor 1B [38]. . . . . . . 61Figura 41 – Diagrama lógico da proteção contra reversão de potência ativa no relé

SEL-451 do disjuntor 1A [38]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61Figura 42 – Diagrama lógico da proteção contra reversão de potência ativa do

disjuntor 1B [38]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62Figura 43 – Diagrama lógico da proteção contra subfrequência e sobrefrequência do

disjuntor 1A [38]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63Figura 44 – Diagrama lógico da proteção contra subfrequência e sobrefrequência no

relé SEL-451 do disjuntor 1B [38]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63Figura 45 – Diagrama lógico da proteção contra sobretensão do disjuntor 1A [38]. . 64Figura 46 – Diagrama lógico da proteção contra sobretensão do disjuntor 1B [38]. . 64Figura 47 – Diagrama unifilar com o sistema elétrico da Reducilhado. . . . . . . . 65Figura 48 – Diagrama Elétrico de parte do SEP do Grande Rio [47]. . . . . . . . . 77Figura 49 – Legenda do diagrama da figura 48 [47]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

ix

Lista de tabelas

Tabela 1 – Resumo das características térmicas nominais de utilidades na Reduc. 41Tabela 2 – Resumo das características nominais elétricas de utilidades na Reduc. 41Tabela 3 – Operadores das equações de controle SELogic R© . . . . . . . . . . . . 48Tabela 4 – Condição operacional da geração térmica da Reduc antes do blackout. 49Tabela 5 – Condição operacional da geração elétrica da Reduc antes do blackout. 49Tabela 6 – Condição operacional da geração térmica da Reduc antes do blackout. 66Tabela 7 – Condição operacional da geração elétrica da Reduc antes do blackout. 67Tabela 8 – Números padrões de funções e dispositivos de proteção [9]. . . . . . . . 72Tabela 9 – Principais sufixos usados nos códigos de funções de proteção. [9] . . . . 75

x

Lista de abreviaturas e siglas

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

ANSI American National Standards Institute

CA Corrente alternada

CC Corrente contínua

CIC Centro Integrado de Controle

DJ Disjuntor

ECE Esquema de Corte de Emergência

ETAP R© Electrical Transient Analyzer Program

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

LT Linha de Transmissão

NBR Norma Brasileira Regulamentadora

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

RTC Relação de transformação do TC

RTP Relação de transformação do TP

SEP Sistema Elétrico de Potência

SG Steam Generator

SIN Sistema Interligado Nacional

TC Transformador de corrente

TF Transformer

TG Turbogenerator

TP Transformador de potencial

UHE Usina hidrelétrica

UVLS Undervoltage Load Shedding

UTE Usina termoelétrica

xi

Lista de símbolos

V1 Tensão fasorial na barra 1

V2 Tensão fasorial na barra 2

P12 Potência ativa no sentido da barra 1 para a barra 2

P21 Potência ativa no sentido da barra 2 para a barra 1

Q12 Potência reativa no sentido da barra 1 para a barra 2

Q21 Potência reativa no sentido da barra 2 para a barra 1

R Resistência elétrica

X Reatância elétrica

Xeq Reatância equivalente pré-falta

Xeq Reatância equivalente pós-falta

I Corrente elétrica fasorial

Z Impedância elétrica

S12 Potência Aparente complexa fluindo da barra 1 para a barra 2

S21 Potência Aparente complexa fasorial fluindo da barra 2 para a barra 1

δ Ângulo de carga

Re Parte real

Im Parte imaginária

Es Tensão terminal de estador do gerador síncrono

PL Potência ativa da carga

Z12 Impedância entre as barras 1 e 2

M Momento angular

Pe Potência elétrica

Pm Potência mecânica ou de eixo

xii

δ0 Ângulo inicial de conjugado da máquina síncrona

δf Ângulo de carga na extinção da falta

δcrit Ângulo de carga crítico

δmax Ângulo máximo de carga

Fp Força magnetomotriz do enrolamento primário do TC

Fs Força magnetomotriz do enrolamento secundário do TC

< Relutância do circuito magnético do núcleo do TC

Φ Fluxo magnético do nucleo do TC

Np Número de espiras do enrolamento primário do TC ou TP

Ns Número de espiras do enrolamento secundário do TC ou TP

Ip Valor eficaz da corrente primária do TC

Is Valor eficaz da corrente secundária do TP

Temp Temporizador

U Tensão de sequência positiva

U2 Tensão de sequência negativa

Ua, Ub, Uc Tensões fase-neutro das fases a, b e c, respectivamente

bbl/dia Barris americanos de petróleo por dia

F Frequência elétrica

xiii

Sumário

1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1 A Reduc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2 Proteção de Sistemas Elétricos de Potência . . . . . . . . . . . . . . 42.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2 Motivação para a Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.3 Características Fundamentais de um Sistema de Proteção . . . . . . . . 52.3.1 Seletividade e Zonas de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.3.1.1 Seletividade amperimétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.3.1.2 Seletividade cronométrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.3.1.3 Seletividade lógica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.3.2 Velocidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.3.3 Sensibilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.3.4 Confiabilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92.4 Equipamentos de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.4.1 Transformador de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.4.1.1 Relação de Transformação dos TCs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.4.2 Transformadores de Potencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.4.2.1 Relação de Transformação dos TPs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.4.3 Relés Eletromecânicos de Indução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.4.4 Relés de Estado Sólido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.4.5 Relés digitais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.4.6 Disjuntores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.4.7 Baterias e Fontes CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.5 Funções Básicas de Relés de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.5.1 Sobrecorrente (50/51) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.5.1.1 Relé de sobrecorrente temporizado (51) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.5.1.2 Relé de sobrecorente instantâneo (50) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.5.2 Relé de Religamento (79) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.5.3 Relé de Sobrecorrente Direcional (67) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.5.4 Relé Direcional de Potência (32) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.5.5 Relé de Distância (21) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.5.5.1 Relé de Impedância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.5.5.2 Relé de Admitância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.5.5.3 Relé de Reatância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.5.6 Relé de Sobretensão (59) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.5.7 Relé de Subtensão (27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.5.7.1 Relé de subtensão eletromecânico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.5.7.2 Relé de subtensão digital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.5.8 Relé Diferencial (87) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3 Blackout e Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.2 Blackout . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.3 Tipos de Perturbações no SEP durante um Blackout . . . . . . . . . . . 293.3.1 Instabilidade de Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.3.2 Instabilidade Angular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.3.2.1 Instabilidade angular de regime permanente . . . . . . . . . . . . . . . . 303.3.2.2 Instabilidade angular em regime transitório . . . . . . . . . . . . . . . . 313.3.3 Instabilidade de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323.3.3.1 Colapso de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.4 Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.5 Desenvolvimento de um Sistema de Descarte por Subtensão . . . . . . . 36

4 Nova proposta de Ilhamento e Execução . . . . . . . . . . . . . . . 404.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404.2 Objeto de Estudo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404.2.1 SEL-451 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 464.2.1.1 Equações de Controle SELogic R© . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474.3 Motivação da proposta de atualização do Sistema de Ilhamento . . . . . 484.4 Proposta de Ilhamento e Execução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514.4.1 Implementação da proteção contra subtensão . . . . . . . . . . . . . . . 524.4.1.1 Análise da Proteção contra Subtensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.4.2 Proteção de Sobrecorrente Direcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.4.3 Proteção contra reversão de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 614.4.4 Proteção contra Desvios de Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 624.4.5 Proteção contra sobretensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 634.5 Nova Ocorrência no SIN e Desempenho do Novo Sistema de Ilhamento . 66

5 Conclusão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

ANEXO A – Tabela IEEE/ANSI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

xv

ANEXO B – Observações concernentes ao Sistema Elétrico do GrandeRio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

1

1 Introdução

A função de um Sistema Elétrico de Potência é converter energia de uma desuas formas naturais disponíveis para a forma elétrica e transportá-la para os pontosde consumo. Energia raramente é consumida na sua forma elétrica, sendo geralmenteconvertida para outras formas tais como calor, luz e energia mecânica. A grande vantagemda disponibilidade de energia em sua forma elétrica é que a mesma pode ser transportadae controlada com relativa facilidade e com alto grau de eficiência e confiabilidade [1].

Um sistema elétrico de potência apresenta três componentes principais: estações degeração, linhas de transmissão e sistemas de distribuição. O sistema de transmissão consistenas linhas de transmissão de conexão entre todas as estações geradoras e os sistemasde distribuição. Um sistema de distribuição conecta todas as cargas individuais numadada área às linhas de transmissão. Um sistema de potência bem desenvolvido integra umgrande número de estações geradoras de forma que a energia seja disponibilizada à regiãode carga [2].

Desde o surgimento dos primeiros Sistemas Elétricos de Potência, o constanteaumento da demanda fez com que o nível de complexidade destes sistemas fosse acentuado.A implementação de grandes sistemas interligados é um dos resultados mais notáveis destefato, de forma que os estudos de esquemas de proteção exigem hoje um grande acúmulo dedados e conhecimento avançado de estabilidade de sistemas elétricos de forma a contribuirpara a meta final de um mínimo de confiabilidade.

O objetivo deste trabalho é a exposição e análise da implementação de um sistemade proteção numa unidade industrial com geração própria. O trabalho trata das mudançasfeitas no sistema de ilhamento elétrico da Refinaria Duque de Caxias em face do ocorridodurante o blackout de novembro de 2009. Nesse evento, os relés dos disjuntores de inter-ligação com o sistema externo não foram capazes de identificar com a devida rapidez oproblema em andamento, devido à configuração baseada em detecção de subfrequênciae não colapso de tensão, fenômeno hoje sabidamente inerente aos blackouts no SistemaElétrico de Potência. Como resultado, a produção na refinaria foi interrompida por faltade energia. A motivação deste trabalho reside na importância de apresentar o estado deum projeto moderno de Proteção Elétrica.

O trabalho está estruturado em cinco capítulos. O primeiro e o quinto capítulosão a Introdução e a Conclusão, respectivamente. O segundo capítulo lidará com osaspectos teóricos básicos relacionados à Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. Oterceiro capítulo apresenta informações recentes relativas aos fenômenos de blackout eilhamento, incluído o artigo que serviu de base para o projeto do esquema de ilhamento.

Capítulo 1. Introdução 2

O capítulo quatro descreve a implementação e apresenta resultados de análise do esquemade ilhamento.

1.1 A Reduc

A unidade industrial na qual se encontra o objeto de estudo descrito neste trabalhoé a Refinaria Duque de Caxias, propriedade da Petrobras, localizada em Campos Elíseos,Duque de Caxias. Em 9 de setembro de 1961, a refinaria iniciou a produção de combustíveis,direcionada primordialmente para o Rio de Janeiro e sua região de influência. Este foi ummarco para o desenvolvimento industrial do Estado. Ao integrar-se ao parque de refino daPetrobras, que na época estava em fase de consolidação, a Refinaria Duque de Caxias foicrescendo em tamanho e importância.

Hoje a refinaria opera ligada a uma ampla rede de indústrias, procurando garantirsuprimento às crescentes demandas do mercado por combustível, lubrificantes, petroquími-cos e gás. Participa ainda, e de forma intensiva, da cadeia de gás natural, tanto na área dedistribuição quanto na de fornecimento de insumos para a petroquímica.

Com um processo contínuo de modernização, a refinaria comercializa hoje 55produtos, entre eles: óleo diesel, gasolina, querosene de aviação (QAV), asfalto, naftapetroquímica, gases petroquímicos (etano, propano e propeno), parafinas, lubrificantes,GLP, coque, enxofre, etc.. Possui capacidade instalada de 239000 bbl/dia (38000 m3/d) eestá situada numa área de aproximadamente 13 km2. Atualmente, atende os mercadosde Rio de Janeiro, São Paulo, Espírito Santo, Minas Gerais, Bahia, Ceará, Paraná e RioGrande do Sul. A figura 1 reproduz fotografia da entrada da refinaria e a figura 2 de umade suas unidades de processo.

A energia elétrica consumida pela Reduc é produzida parcialmente por geraçãoprópria e complementada pelo sistema elétrico externo interligado à Usina TermoelétricaGovernador Leonel Brizola (UTE-GLB) [3].

Capítulo 1. Introdução 3

Figura 1 – Vista aérea da entrada da Reduc.

Figura 2 – Foto da unidade de hidrotratamento de nafta craqueada.

4

2 Proteção de Sistemas Elétricos de Potência

2.1 IntroduçãoNeste capítulo serão expostos os fundamentos básicos de proteção de sistemas

elétricos de potência. Como esta monografia lida com falhas em sistemas de proteção,será dada atenção especial às características necessárias a um bom esquema de proteção.Também serão apresentados os principais equipamentos de proteção, dentre eles o relédigital, cada vez mais utilizado nas instalações, inclusive na da Reduc. As principaisfunções dos relés relevantes para este trabalho serão expostas por fim.

2.2 Motivação para a ProteçãoOs Sistemas Elétricos de Potência se encontram, com dada frequência, sujeitos a

falhas nos seus componentes que resultam em interrupções no fornecimento de energia aosconsumidores, resultando em redução da qualidade do serviço prestado.

Dentre os eventos de falha mais comuns aos quais os SEPs são submetidos,encontram-se os curto-circuitos que dão origem a correntes elevadas atravessando to-dos os elementos da instalação que estão próximos à região da falta. Como resultado ocorre,simultaneamente, redução apreciável no perfil de tensão ao longo do sistema elétrico,ocasionando, muitas vezes, danos irreparáveis às instalações das unidades consumidoras ea seus equipamentos.

A sobrecarga é outro fator de anormalidade nos SEPs, que pode originar perdasmateriais significativas.

Outros efeitos de igual severidade podem ocorrer nos sistemas elétricos, tais comoas sub e sobretensões com origens distintas, desde descargas atmosféricas a manobras,entre outras. Em outras ocasiões estão ligadas à ocorrência de curto-circuitos.

Portanto, a considerar que os curto-circuitos, as sobrecargas e as sub e sobretensõessão inerentes ao funcionamento dos SEPs, apesar das precauções e cuidados tomadosdurante a elaboração do projeto e a execução das instalações e ainda considerando-se oatendimento às normas mais severas e as recomendações existentes. As consequências detais anormalidades poderão ser irrelevantes ou desastrosas, dependendo do sistema deproteção implementado para aquela instalação em particular [4].

Segundo (Mamede Filho e Mamede, 2011), a principal função de um sistemade proteção é assegurar a desconexão de todo sistema elétrico submetido a qualquer

Capítulo 2. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência 5

anormalidade que o faça operar fora dos limites previstos ou a desconexão de partedele. Em segundo lugar, o sistema de proteção tem a função de fornecer as informaçõesnecessárias aos responsáveis por sua operação, de modo a facilitar a identificação dosdefeitos e a sua consequente recuperação rápida.

A proteção de um sistema de potência é geralmente projetada tomando-se comobase os fusíveis e os relés incorporados necessariamente a um disjuntor. Este, por suavez, aciona as partes mecânicas do dispositivo responsável pela desconexão do circuito eisolamento em relação à fonte supridora.

O fusível representa o conjunto de inúmeros dispositivos capazes de interromperum circuito ao qual estão ligados, sempre através da fusão de sua unidade metálica deproteção. São normalmente usados nos sistemas de distribuição de média tensão e muitoraramente nos sistemas de alta tensão, devido à sua baixa confiabilidade e à dificuldadede se obter sistemas efetivamente seletivos em todas as subestações.

Os relés representam outra gama de dispositivos, com variadas formas de construçãoe funções incorporadas para aplicações diversas, dependendo da importância, do porte eda segurança da instalação em que serão instalados. Os relés sempre devem atuar sobreo equipamento responsável pela desconexão do circuito elétrico afetado, normalmente odisjuntor ou religador.

O defeito em um sistema elétrico é detectado, de forma geral, a partir da aplicaçãode um dos seguintes critérios [4]:

• Elevação da corrente;

• Elevação ou redução da tensão;

• Inversão do sentido da corrente;

• Alteração da impedância do sistema;

• Comparação de módulo e ângulo de fase entre as tensões e correntes na entrada e nasaída do sistema.

2.3 Características Fundamentais de um Sistema de Proteção

2.3.1 Seletividade e Zonas de Proteção

Os relés possuem uma área conhecida como zona primária de proteção, mas elespodem operar apropriadamente em condições fora da zona. Nesses casos, ele provêemproteção de retaguarda ou backup para a área fora de sua zona primária.


A seletividade, normalmente exercida a partir da coordenação dentre os relés deproteção, é o processo de aplicar e configurar os relés de proteção que supervisionam outrosrelés de proteção no menor tempo possível dentro da zona primária, mas devem possuirum retardo de operação nas suas zonas de backup. Isto é necessário para permitir queos relés primários relacionados a este backup, ou à área supervisionada, tenham tempopara operar. De outra forma, ambos conjuntos de relés poderiam operar para faltas naárea supervisionada: os relés primários para a área e os relés de backup. A operação daproteção de backup é incorreta e indesejável neste caso, a menos que a proteção primáriada área falhe para extinguir a falta. Consequentemente, a seletividade ou coordenação derelés é importante para assegurar o serviço máximo de continuidade com o mínimo dedesconexões [5].

As zonas de proteção são compostas por um ou mais elementos do sistema depotência, assim como por um ou mais disjuntores. Como o isolamento numa falta érealizado por disjuntores, eles ajudam a definir os contornos das zonas de proteção. Emmuitos casos, os disjuntores mais próximos às áreas de contorno passam a fazer parte deduas zonas de proteção, resultando numa área chamada sobreposição de zonas de proteção,a qual é uma zona de proteção em si. Esta, por sua vez, permite que não haja pontos cegosentre as zonas de proteção, aumentando a confiabilidade dos sistemas de proteção [6]. Afigura 3 mostra exemplos de zonas de proteção e de sobreposição das mesmas. As zonas 5e 6 são zonas de proteção de linhas de transmissão; as zonas 2 e 4 são zonas de proteção debarras; a zona 3 é a zona de proteção do transformador enquanto a zona 1 é a de proteçãoo gerador. Notar as zonas de proteção sobrepostas nos disjuntores das barras A e C [7].

C

A B

1

2

3

4

5

6

Figura 3 – Exemplos de zonas de proteção.


Conforme [4], a seletividade de um sistema de proteção pode ser efetuada por meiode três diferentes formas: por corrente, por tempo e por lógica.

2.3.1.1 Seletividade amperimétrica

A seletividade amperimétrica, também conhecida como seletividade por corrente,fundamenta-se no princípio de que as correntes de curto aumentam conforme o ponto defalha se aproxima das fontes de energia. É mais empregada nos sistemas de baixa tensão,onde a impedância dos circuitos elétricos é significativa em comparação aos sistemas demédia e alta tensão.

Tal princípio pode ser aplicado em sistemas de distribuição a partir da utilizaçãode elos fusíveis. Nos sistemas de transmissão de curta distância, as correntes de falta nãoapresentam grandes variações nos diferentes pontos de falta, o que dificulta a aplicaçãodesses procedimentos.

2.3.1.2 Seletividade cronométrica

A seletividade cronométrica se baseia em retardar uma proteção instalada a mon-tante para que a proteção instalada a jusante tenha tempo suficiente para atuar eliminandoe isolando a falta. Ela se fundamenta no princípio de que a temporização intencional dodispositivo de proteção próximo ao ponto de defeito deve ser menor do que a temporizaçãointencional do dispositivo de proteção a montante.

A diferença entre dois tempos de disparo de duas proteções consecutivas devecorresponder ao tempo de abertura do disjuntor, somado a um tempo de incerteza deatuação das referidas proteções. A diferença denomina-se intervalo de coordenação, e éassumida com valores típicos entre 200 e 400 ms. Portanto, temos que:

tco ≥ tp + tab + tarc + tseg (2.1)

onde: tco é o tempo de coordenação; tp o tempo de atuação da proteção (relé); tab é o tempode abertura do disjuntor; tarc o tempo de extinção do arco e tseg é um tempo adicional desegurança [8].

É importante ressaltar que esse tipo de seletividade pode levar a tempos de atuaçãoda proteção muito elevados, à medida que se aproxima da fonte de suprimento, o que trazalgumas desvantagens de projeto. Em função do tipo de dispositivo de proteção utilizado,as seguintes combinações de proteção podem ser encontradas nos sistemas elétricos: fusívelem série com fusível; fusível em série com relés temporizados; relés temporizados em sérieentre si e relés temporizados e relés instantâneos atuando de forma integrada.


2.3.1.3 Seletividade lógica

Esse conceito de seletividade é mais moderno e surgiu em função da disseminaçãodos relés digitais.

A seletividade lógica é um sistema lógico que combina um esquema de proteção desobrecorrente com um esquema de comunicação usando fio piloto ou outro meio equivalente,de forma a se obter uma proteção de tempo extremamente reduzido, porém seletiva.

A seletividade lógica pode ser mais facilmente aplicada em sistemas radiais, tendoaplicações em sistemas em anel quando são utilizados relés direcionais.

Tal seletividade elimina os inconvenientes inerentes à utilização de esquemas deseletividade amperimétrica e cronométrica.

Seu sucesso pode ser comprovado nas novas instalações da Reduc, na qual todosos novos relés são implantados na versão digital. Para aquelas instalações em operaçãonas quais já existem disjuntores de baixa tensão, por exemplo, a seletividade lógica éimpraticável.

2.3.2 Velocidade

É desejável que a proteção isole uma zona problemática tão rápido quanto possível.Em algumas aplicações isso não é dificil, mas em outras, particularmente onde a seletividadeestá envolvida, operações mais velozes podem ser obtidas através de uma proteção maiscomplexa e geralmente mais cara. Proteção instantânea ou de tempo curto, emboradesejável, pode resultar em um aumento no número de operações indevidas. Logo, comovia de regra, quanto mais rápida é a operação do dispositivo de proteção, maior é aprobabilidade de ocorrência de operações incorretas. O tempo, geralmente uma grandezaque assume valores relativamente pequenos, permanece um dos melhores meios de sedistinguir entre transitórios toleráveis e intoleráveis.

O relé de alta velocidade é aquele que opera em menos de 50 ms (três ciclos nabase 60 hertz) (IEEE 100). O termo instantâneo é definido para indicar que não há tempo(delay) implementado propositalmente no dispositivo. Na prática, instantâneos e de altavelocidade são usados como sinônimos para descrever relés que operam em 50 ms ou menos.

Disjuntores modernos de alta velocidade operam numa faixa de 17 a 50 ms (uma três ciclos a 60 Hz), outros operam a menos de 83 ms (cinco ciclos de 60 Hz). Logo,o tempo total de atuação do sistema de proteção (relés mais disjuntor) tipicamente ficaentre 35 e 130 ms (dois a oito ciclos de 60 Hz).

Em sistemas de tensão mais baixa, nos quais o tempo de coordenação é requeridoentre relés de proteção, os tempos de operação dos relés serão menores, tipicamente naordem de 0,2-1,5 s para a zona primária. Relés de primeira zona com tempos maiores do


que 1,5-2,0 s não são usuais, mas eles existem. Então, velocidade é importante, mas nãoé sempre absolutamente requerida, nem é sempre prático conseguir alta velocidade semcusto adicional e complexidade, o que pode não ser justificado.

Relés microprocessados são um pouco mais lentos do que alguns antigos reléseletromecânicos e relés de estado-sólido. Isto indica que outras vantagens superam anecessidade por velocidade [5].

2.3.3 Sensibilidade

Sensibilidade é a capacidade de o elemento de proteção reconhecer com precisão afaixa e os valores indicados para a sua operação e não operação. [4]

2.3.4 Confiabilidade

Blackburn, em [5], menciona que a confiabilidade tem dois aspectos: dependabilidadee segurança. A dependabilidade é definida como “o grau de certeza de que o relé ousistema de relés vai operar corretamente” [9]. Segurança “tem relação com o grau decerteza que o relé ou sistema de relés não vai operar incorretamente” [9]. Em outraspalavras, a dependabilidade indica a habilidade do sistema de proteção de apresentarum desempenho correto quando exigido, enquanto segurança é sua habilidade de evitaroperações desnecessárias durante manobras normais do dia-a-dia, faltas e problemas quepossam ocorrer fora de sua zona de proteção. Existe frequentemente uma linha muitotênue de distinção entre transitórios toleráveis em que o sistema de potência pode operarsem problemas, e aqueles, tais como faltas leves, que podem desencadear e resultar emum problema maior se o sistema não for rapidamente isolado. Então, a proteção deve sersegura (não operar em transitórios toleráveis), e ainda assim ter dependabilidade (operarsob transitórios intoleráveis e faltas permanentes).

Dependabilidade é fácil de obter a partir da realização de testes no sistema deproteção para se assegurar que o mesmo vai operar como pretendido quando os limites deoperação do SEP são excedidos. Segurança é mais difícil de se obter. Pode existir quaseuma infinidade de transitórios com capacidade de sensibilizar o sistema de proteção e,pré-determinar todas essas possibilidades é uma tarefa difícil, às vezes impraticável.

Fabricantes frequentemente fazem simulações elaboradas do sistema de potência,cálculos, e às vezes testes de falta simulados em sistemas de potência energizados paraverificar ambas as características de dependabilidade e de segurança. A prática e melhorresposta para ambos reside na experiência dos projetistas, confirmada pela experiência decampo. Finalmente, instalações reais operacionais constituem o melhor e último laboratório.Isto deveria servir para confirmar somente a confiabilidade, e não ser usado como baseúnica para o desenvolvimento.


Geralmente aprimorar a segurança tende a reduzir a dependabilidade e vice-versa.A utilização do contato de um único relé representa alta dependabilidade, todavia tem opotencial de acidentalmente ser fechado em transitórios não-previstos ou erro humano, e,portanto, resultar em uma operação indevida. Para minimizar este problema em potencial,um segundo relé, tal como um detector de falta, pode ser usado com seu contato deoperação em série com o circuito CC de trip. Agora, ambos devem fechar para o trip dodisjuntor, o qual deve ocorrer para condições de operação intoleráveis ou faltas. Temosentão a segurança aprimorada, já que é menos provável que transitórios ou problemasextraordinários causem, ambos, a operação dos relés. Entretanto, a dependabilidade ficareduzida, já que agora existem dois relés que devem operar corretamente. Este arranjoé usado porque a dependabilidade é ainda bastante alta, junto com uma segurançaaprimorada.

Segurança é muito importante (assim como a dependabilidade), considerando queos relés são conectados para continuar operando durante todo o tempo de vida do sistemade potência, submetidos a condições intoleráveis e experimentando todos os transitórios efaltas externas às suas zonas de proteção. Espera-se que não ocorram faltas ou condiçõesintoleráveis, logo que não existam ocasiões para os relés operarem. O lado positivo é queacontecem relativamente poucas faltas num sistema de potência. É estimado que o tempode operação acumulado (aquele onde o relé é sensibilizado e opera numa falta interna)durante o tempo médio de vida de um relé digital é da ordem dos segundos a poucosminutos, dependendo da velocidade do relé. Este fato contrasta dramaticamente com avida de mais de trinta anos de um relé eletromecânico, por exemplo.

Em geral, experiências em sistemas elétricos (de maior ou menor porte), de potênciaou industriais, indicam que os sistemas de relés de proteção possuem uma confiabilidademaior do que 99 % [5].

2.4 Equipamentos de Proteção

2.4.1 Transformador de Corrente

Este tipo de transformador tem a função de reproduzir proporcionalmente em seucircuito secundário a corrente de seu circuito primário com a sua posição fasorial mantida,conhecida e adequada para uso em instrumentos de medição, controle e proteção. Emsuma, o TC deve reproduzir no seu secundário uma corrente elétrica que é uma réplica dacorrente primária do sistema elétrico. Trata-se basicamente de uma amostra.

Suas finalidades se resumem a:

• Isolar os equipamentos de medição, controle e relés do circuito de alta tensão;


• Fornecer no seu secundário uma corrente proporcional à do primário;

• Fornecer no seu secundário uma corrente de dimensões adequadas para uso emmedidores e relés.

No Brasil, os TCs têm sua corrente secundária padronizada em 5 A, enquanto naEuropa a mesma é normalizada em 1 A.

A figura 4 é uma foto de um TC de 138 kV, enquanto a figura 5 é uma ilustraçãode sua ligação típica e representação simbólica.

Figura 4 – Foto de um TC de 138 kV [10].

Ip = XX/5

Is = 5 ARelé

Figura 5 – Representação da ligação de um TC num circuito.

2.4.1.1 Relação de Transformação dos TCs

Como todos os transformadores, os TCs nada mais são do que circutos magnéticos.Assim, de forma similar à aplicação da Lei de Ohm, podemos dizer que:

Fp − Fs = < · Φ (2.2)


Se considerarmos o TC ideal, tem-se que < → 0, o que leva a:

NpIp −NsIs = 0

NpIp = NsIs

Ip = Ns

Np

Is

RTC = Ns

Np

(2.3)

Is = IpRTC

(2.4)

Segundo a ABNT NBR 6856, as correntes primárias dos TCs são 5, 10, 15, 20, 25,30, 40, 50, 60, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1500, 2000, 2500,3000, 4000, 5000, 6000 e 8000 A [11].

2.4.2 Transformadores de Potencial

Um transformador de potencial é um equipamento destinado especificamente afornecer sinal de tensão a instrumentos de medição, controle e proteção.

O TP deve reproduzir com fidelidade em seu secundário uma tensão com o menorerro possível, sendo esta última, portanto, uma réplica da tensão do sistema elétrico.

São essencialmente unidades monofásicas e podem ser agrupados para gerar asmais diversas configurações.

Os terminais secundários dos TPs devem gerar 115 V por norma (NBR 6855) [11].

A figura 6 exibe a foto de um TP do Laboratório de Máquinas do Departamentode Engenharia Elétrica da instituição de ensino do autor deste trabalho.

Figura 6 – Foto de um TP com detalhe para os terminais do lado secundário.


2.4.2.1 Relação de Transformação dos TPs

A relação de transformação dos TPs é definida de forma similar àquela dos trafosde potência, a saber [11]:

RTP = Np

Ns

=Vpnominal de fase-neutroVsnominal de fase-neutro

(2.5)

2.4.3 Relés Eletromecânicos de Indução

Projetos antigos de relés utilizam forças atuantes que são produzidas pela interaçãoentre correntes e fluxos, como num motor elétrico. Alguns relés também são baseados nasforças criadas pela expansão dos metais causada pela elevação de temperatura provocadapelo fluxo de corrente. Nos relés eletromecânicos, as forças atuantes são criadas pelacombinação dos sinais de entrada, energia armazenada em molas e êmbolos. Os relésde pistão são geralmente acionados por uma gradeza única, enquanto os relés do tipoindução podem ser ativados por uma ou mais grandezas. A maioria dos relés existentes emoperação ainda são eletromecânicos com disco de indução, êmbolos ou alavancas, emborarelés de estado sólido e relés digitais estejam apresentando uma rápida disseminação,particularmente em sistemas de alta tensão [12].

2.4.4 Relés de Estado Sólido

O progressivo desenvolvimento dos sistemas elétricos, seja no crescimento dastensões e potências de suprimento, ou seja na evolução da complexidade das interligaçõese no aumento dos níveis de curto-circuitos, originou a necessidade de se aplicar esquemasde proteção cada vez mais rápidos, seletivos e estáveis.

Os relés de estado sólido ou estáticos, que sucederam os relés eletromecânicos,operam com base no funcionamento de circuitos lógicos eletrônicos de estado sólido.

O desenvolvimento desses relés acelerou-se com o advento dos modernos compo-nentes eletrônicos utilizando semicondutores e com a evolução da técnica de circuitosimpressos.

Funcionalmente, os relés estáticos possuem aplicação idêntica aos relés eletrome-cânicos, embora apresentando-se como equipamento de carga consideravelmente menorpara os TCs e TPs e com maior operacionalidade, permitindo não só melhor atuaçãodos esquemas de proteção tradicionais mas também o desenvolvimento de esquemas deproteção mais avançados [13].

Os relés de estado sólido possuem limitações quanto a tolerância a altas temperatu-ras e humidade. Também podem apresentar problemas quando submetidos a sobretensõese sobrecorrentes [12].


2.4.5 Relés digitais

Os relés digitais, também chamados microprocessados ou numéricos, são aquelesque utilizam a amostra de um sinal analógico e que, utilizando um algoritmo apropriado,produzem uma representação digital de grandezas como correntes e tensões. Com o adventode microprocessadores robustos de alto desempenho, tornou-se prática a produção dessestipos de relés.

Os sinais de corrente e tensão de um SEP são processados por condicionadores desinal constituídos por circuitos analógicos, tais como transdutores, circuitos supressores desurto e filtros anti-aliasing, antes de os sinais processados serem amostrados e convertidospara a forma digital por um conversor analógico-digital. O clock de amostragem provêpulsos na frequência de amostragem. Frequências típicas de amostragem em uso nos relésdigitais modernos variam de 8 a 32 vezes a frequência fundamental do sistema de potência.Os sinais analógicos de entrada são geralmente tratados por um circuito sample-and-hold("amostre e guarde"), para que se consiga obter amostras simultâneas de todos os sinaisindependentemente da velocidade de conversão dos dados dos conversores analógico-digital.O algoritmo do relé processa os dados amostrados para produzir uma saída digital. Oalgoritmo é, naturalmente, o coração do relé digital, e uma grande quantidade de algoritmostem sido desenvolvida e publicada na literatura [12].

A figura 7 exibe os subsistemas básicos desse tipo de relé. Ele possui diversos canaisde entradas que alimentam, ao final do tratamento dos sinais, o conversor analógico-digital.Como o conversor apresenta custo relativamente elevado, somente uma unidade é utilizada,com capacidade de converter um canal de cada vez. Assim, cada canal de entrada coletauma amostra do sinal e o armazena analogicamente, usando, por exemplo, um capacitor,até que o conversor A/D possa obter uma representação numérica do mesmo. O circuito deconversão utiliza multiplexadores para ordenar e selecionar o sinal que deve ser processadono conversor.

Os microprocessadores são os elementos que recebem sinais digitais do conversor eexecutam as funções de medição, proteção, controle etc. A resultante dessas operaçõesé exibida no display de cristal líquido do relé e/ou enviada para os canais de saída. Osmicroprocessadores também realizam a função de autossupervisão e comunicação serial.

Com relação à memória, os relés podem ser dotados de um ou mais dos tiposabaixo:

• Memória RAM: É a que armazena dados de variáveis de natureza temporária,como alarmes, correntes de atuação e outros. Quando há ausência da tensão auxiliarde alimentação do relé, os dados armazenados são eliminados da memória ram semcomprometimento do desempenho da unidade.


Filtrosde surto

Filtrosanti-

aliasing

ConversorA/D

Clock deamos-tragemConversor

A/D

Processador

SaídaDigital

FiltrosIsoladores

RAM ROM EEPROM

I V

Controle

Figura 7 – Subsistemas principais de um relé digital. Baseado na figura 2.20 de [12].

• Memória ROM: Somente pode ser acessada para leitura do conteúdo. Nela éarmazenado um conjunto de informações proprietárias do fabricante do relé.

• Memória PROM: É uma memória ROM que pode ser programada eletricamente.

• Memória EEPROM: Consiste numa memória PROM em que os dados armaze-nados podem ser eliminados eletricamente. Nesta classe de memória, são gravadasinformações de caráter variável que não podem ser eliminadas com a ausência datensão auxiliar, tais como energia acumulada, ajuste das proteções, contagem deeventos etc.

Também existem relés digitais, sendo estes mais antigos, com as seguintes caracteristicasde memória:

• Memória EPROM: Memória do tipo semelhante à ROM que pode ser programadaeletricamente diversas vezes. Antes de qualquer gravação, seu conteúdo prévio éapagado com uso de raios ultravioleta antes de qualquer regravação.

• Memória FLASH: Semelhante à memória EEPROM, com a diferença de que asinformações podem ser apagadas eletricamente, aplicando um determinado tipo detecnologia.


Nos estágios iniciais de seu desenvolvimento, os relés digitais eram projetados parasubstituir funções de proteção existentes, tais como proteções de linhas de transmissão,transformadores e barras. Alguns relés usavam microprocessadores para tomar a decisão deatuar ou não a partir dos sinais analógicos digitalizados, enquanto outros continuavam aaplicar conceitos analógicos para tomada de decisão e técnicas digitais para implementaçãoda lógica necessária e das funções auxiliares. Em todos os casos, entretanto, a vantagemmaior do relé digital era a habilidade de se auto-diagnosticar. Esta capacidade podia serextraída de alguns relés analógicos, com grande esforço, custo e complexidade. Além disso,o relé digital provê a capacidade de comunicação que permite avisar aos operadores desistema quando não estão funcionando corretamente, permite realizar diagnósticos remotose possíveis correções, e as leituras podem ser feitas de forma remota ou no campo (atravésda interface homem-máquina, ou IHM).

Outra característica foi adicionada à confiabilidade do sistema de proteção digital: ahabilidade de se adaptar, em tempo real, para condições de mudança no sistema de potência,como uma propriedade herdada da área dos softwares. Essas mudanças podem ser iniciadaspor sinais de entrada locais ou por sinais enviados de um computador central. A capacidadede auto-diagnóstico, a natureza hierárquica e as habilidades de compartilhamento de dadosdos microprocessadores, e a propriedade de se adaptar a diferentes configurações e outrascaracterísticas para as condições atuais de dado sistema em tempo real, fazem dos relésdigitais os preferidos para os sistemas de proteção modernos [12].

2.4.6 Disjuntores

Um disjuntor é um dispositivo eletromecânico que funciona como um interruptorautomático. Sua principal função é a interrupção de correntes de falta tão rapidamentequanto possível, limitando a um mínimo as possíveis avarias causadas aos equipamentospelos curto-circuitos.

Além das correntes de falta, o disjuntor deve ser capaz de interromper correntesnormais de carga, correntes de magnetização de transformadores e reatores e as correntescapacitivas de bancos de capacitores e de linhas de transmissão em vazio.

Esses dispositivos também devem ser capazes de fechar circuitos elétricos não sódurante condições normais de carga como na presença de curtos.

Os disjuntores devem ser mecanicamente capazes de abrir em tempos tão curtosquanto 2 ciclos, após terem permanecido fechados por muitos meses [14].


Figura 8 – Foto de um disjuntor de alta tensão isolado a SF6 [15].

2.4.7 Baterias e Fontes CC

Dado que a função primária de um sistema de proteção é conter a falha, a habilidadede acionar um disjuntor através de um relé não pode ser comprometida durante uma falta,quando a tensão CA em uma subestação pode não apresentar amplitude suficiente. Porexemplo, um curto simétrico pode resultar em tensão CA praticamente nula na saída deuma subestação. Energia para o sistema de trip, assim como energia para suprimento dosrelés, não pode portanto ser obtida do sistema CA e é, usualmente, provida por um bancode bateias.

As baterias são permanentemente conectadas através de um carregador ao sistemaCA, de forma que, durante condições normais, ficam em estado de suspensão. O carregadortem uma capacidade suficiente para prover todos os carregamentos necessários para asbaterias. Usualmente as baterias são especificadas para manter um nível de potênciaCC adequado por 8 a 12 horas após um blackout. Apesar das baterias possuírem altaconfiabilidade, não é incomum, em subestações de alta tensão, haver baterias duplicadas,cada conjunto de baterias conectado ao seu próprio carregador e grupo de relés. Reléseletromecânicos são conhecidos por produzirem transitórios severos nos terminais dasbaterias durante a operação, o que pode causar atuações indevidas de outros relés sensíveisna subestação ou mesmo danificá-los. Portanto, é comum separar relés eletromecânicos eequipamentos de estado-sólido através da conexão a diferentes conjuntos de baterias [12].


2.5 Funções Básicas de Relés de ProteçãoA nomenclatura de funções básicas dos relés de proteção segue o sistema adotado

como padrão para equipamentos de manobra automática pelo IEEE e incorporado à normaAmerican National Standard ANSI/IEEE C37.2. O sistema é utilizado em diagramas deconexões, livros de instrução e especificações [12]. Números de dispositivos com letras nosufixo fornecem identificação conveniente das funções básicas de equipamentos elétricos,tais como disjuntores, relés, chaves, etc. Quando algumas unidades do mesmo tipo dedispositivo são usadas num circuito ou sistema, um número precedendo o número dodispositivo é usado para diferenciá-los. Letras seguindo o número do dispositivo dãoinformação adicional sobre a aplicação, utilização ou grandezas de atuação [5]. Uma listados números de funções mais comuns pode ser vista no anexo A.

2.5.1 Sobrecorrente (50/51)

São os relés que atuam para uma corrente maior do que a de seu ajuste [11].Segundo [12], a principal aplicação dos relés de sobrecorrente ocorre nos sistemas radiaisaos quais eles fornecem proteção de fase e de neutro.

Todos os ramais dos sistemas elétricos são normalmente protegidos por relés desobrecorrente que é considerada a proteção mínima a ser garantida. Há uma extensadiversidade de relés que desempenham tal função.

As proteções com relés de sobrecorrente são utilizadas em alimentadores de médiatensão, linhas de transmissão, geradores, motores, reatores e capacitores, e, de modogeral, nos esquemas de proteção onde são necessários tempos de operação inversamenteproporcionais às correntes que circulam no sistema [4].

Os relés de sobrecorrente geralmente são compostos por duas unidades, umainstantânea e outra temporizada, de forma que, nos esquemas elétricos de proteção, osrelés recebem os números 50 e 51 como indicativo das duas funções de proteção. Se o reléestá ligado para proteção de fase, as suas unidades são conhecidas como 50/51 de fase. Nocaso de estar realizando a proteção de neutro ou terra, diz-se unidades 50/51 de neutro outerra (50/51N) [16].

2.5.1.1 Relé de sobrecorrente temporizado (51)

Originalmente tinha-se, basicamente, um medidor de watt-hora com contatos e umdisco de deslocamento restrito. Hoje o projeto é bastante diferente, exceto pelo fato deque as versões eletromecânicas ainda usam o princípio fundamental do disco de indução.

Os relés de sobrecorrente temporizados podem ser de tempo definido ou de tempoinverso. Estes últimos possuem vários tapes, cada qual representando a corrente mínima


na qual a unidade inicia a operação, conhecida como corrente de pick-up. A abscissa dascurvas características é indicada em múltiplos de tape ou corrente de pick-up. Isto é feitopela conveniência de prover uma única escala para todos os tapes. Assim, com um tapede 5, um múltiplo de 5 na curva representa 25 A, com tape 2 representa 10 A, e assimpor adiante. A figura 9 apresenta três diferentes características de temporização dos relés(normalmente inversa, muito inversa e extremamente inversa) em função dos múltiplosdo tape, enquanto a figura 10 mostra, para uma determinada característica inversa, umasérie de curvas características e suas denominações em função do multiplicador do tempode operação [5].

Figura 9 – Diferentes inclinações das curvas tempo x múltiplo de tape. Extraído de [17].


Figura 10 – Curvas características de tempo x corrente. Extraído de [17].

2.5.1.2 Relé de sobrecorente instantâneo (50)

Estes relés atuam instantaneamente para qualquer corrente maior que seu ajuste.O nome instantâneo indica que o relé é propositalmente não temporizado e não temcaracterística temporizada. Porém, os mesmos possuem um tempo correspondente ao damovimentação dos seus contatos. Este último depende do projeto e tipo de fabricação. Osrelés eletromecânicos mais velozes atingem 2,3 ciclos e os eletrônicos 0,7 ciclos [11].

2.5.2 Relé de Religamento (79)

O relé de religamento é um relé de tempo que ativa o dispositivo de fechamento dodisjuntor após um tempo previamente definido. O tempo ajustado no relé de religamento échamado de tempo morto porque durante este período o sistema ou a fase correspondentefica sem tensão.

A temporização tem como objetivo esperar a extinção do arco elétrico e a desioni-zação do ar no ponto de falta antes do religamento. [11]

2.5.3 Relé de Sobrecorrente Direcional (67)

Quando um sistema de potência não é radial, um relé de sobrecorrente pode nãoser capaz de prover a proteção adequada. Considere a zona de proteção para a linha comfontes além dos terminais da LT, como mostrado na figura 11. Neste caso, dependendodas potências das fontes elétricas em cada terminal da linha e da impedância da LT,existe a possibilidade de que uma falta em F2 (a qual está fora da zona de proteção da


linha de transmissão) provoque uma corrente, através do relé do disjuntor à esquerda dobarramento B, suficiente para a sensibilização deste relé. Nesse caso, o disjuntor à esquerdado barramento B atuará para uma falta em F1 e em F2, o que é inaceitável. A inserção derelés direcionais para o comando dos disjuntores resolve o problema, pois os mesmos nãooperam quando a falta está fora da zona de proteção, e sim quando a falta provoca umacorrente no sentido direto (isto é, na direção da zona de proteção) [7]. A direcionalidade édada pela comparação fasorial das posições relativas da corrente de operação e tensão depolarização. Esta defasagem é que produz o sentido da corrente de operação [11].

A B×F1

×F2

Figura 11 – Atuação de um relé direcional. Baseado na figura 2.7 de [7].

2.5.4 Relé Direcional de Potência (32)

O relé direcional de potência possui características construtivas idênticas ao dire-cional 67, com a diferença de ser mais robusto. É fundamental para proteger geradoressíncronos contra a motorização. Sua corrente de pick-up é normalmente fixada em 5 % a10 % da corrente nominal, porém em sentido inverso [11].

O relé 32 é polarizado por tensão e reconhece o fluxo da corrente correspondente.Sua operação se baseia na tensão fase-fase e na corrente de linha, sendo, portanto, funçãoda corrente, tensão e ângulo de fase. Sua calibração é em termos de potência ativa oureativa [4].

2.5.5 Relé de Distância (21)

Mudanças nas configurações das redes dos SEPs levam à necessidade da alteraçãodo ajuste e coordenação dos relés de sobrecorrente que atuam na proteção de um sistemaelétrico. Isto implica em um problema com relação à operação do sistema que estásendo submetido frequentemente a manobras para garantir a continuidade e qualidadedo fornecimento da energia elétrica. O relé de distância supre esta deficiência [11]. Elesrespondem à impedância, reatância ou admitância entre a localização do relé e o pontoda falta, grandezas estas obtidas pela comparação entre tensão e corrente da malha defalta [12] [5]. Portanto, esses relés são configurados em função da impedância, reatânciaou admitância associadas ao comprimento do sistema de transmissão sob proteção [5].


2.5.5.1 Relé de Impedância

Sua característica operacional está indicada na figura 12.

R

X

0

Não opera

Z linhaOpera

Relé de Impedância

Figura 12 – Área de atuação de um relé de impedância num diagrama X x R. Baseado na

figura 3.104 de [4].

2.5.5.2 Relé de Admitância

Sua caracterísitica operacional está indicada na figura 13.

R

X

0

Não opera

Z linha

Opera

Relé mho

Figura 13 – Área de atuação de um relé de admitância num diagrama X x R. Baseado na


2.5.5.3 Relé de Reatância

Sua caracterísitica operacional está exposta na figura 14.


R

X

Opera

Não opera

0

X linha

Relé de reatância

Figura 14 – Área de atuação de um relé de reatância num diagrama X x R. Baseado na


2.5.6 Relé de Sobretensão (59)

Os relés de sobretensão são dispositivos destinados à proteção de sistemas elétricossubmetidos a níveis de tensão acima dos valores máximos, de forma a garantir a integridadedos equipamentos elétricos em operação. Os níveis máximos de tensão admitidos numSEP atingem 110 % do valor nominal, devendo-se admitir como ajuste do relé valores nãoinferiores a 115 % para unidades temporizadas e 120 % para unidades instantâneas [4].

O relé de sobretensão eletromecânico é, construtivamente, idêntico ao relé desobrecorrente tanto para a unidade instantânea quanto para a temporizada [18].

2.5.7 Relé de Subtensão (27)

Os relés de subtensão são dispositivos destinados à proteção de sistemas elétricossubmetidos a níveis de tensão abaixo dos valores mínimos que garantam as necessidadesmínimas dos equipamentos elétricos em operação.

Pode ser visto em [4] que os níveis mínimos de tensão admitidos num SEP são de80 a 90 % do valor de referência, devendo-se admitir para o ajuste do relé valores nãoinferiores a 90 % para unidades temporizadas e 80 % para unidades instantâneas.

2.5.7.1 Relé de subtensão eletromecânico

Construtivamente são idênticos aos relés de sobretensão, porém sua operaçãoacontece somente quanto há uma redução da tensão elétrica da instalação. Característicase esquemas de ligação são similares aos relés de sobretensão.

2.5.7.2 Relé de subtensão digital

Como será visto nos itens 4.2 e 4.4, o sistema de ilhamento, tema do presentetrabalho, foi implantado com relés digitais. Os relés digitais de subtensão recebem o sinal


analógico de subtensão e o converte para a forma digital. Também possuem função deautoverificação (autocheck).

Em geral, na parte frontal dos relés digitais de subtensão existe um display contendoquatro dígitos para indicação automática de tensão secundária ou primária. Tais reléspermitem um ajuste da relação de transformação, caracterizada por uma constante demultiplicação. Em geral, podem ser fornecidos nas versões monofásicas e trifásicas e serconectados a um canal de comunicação serial, permitindo monitoração e telecomando,através da conexão em redes de transmissão de dados supervisionados. [4]

Unidade de subtensão instantânea: Quando o valor da tensão presente nosistema se torna inferior à tensão ajustada, os contatos de saída se fecham instantaneamente(na prática, o mais rápido possível), permanecendo fechados até atingir o valor de dropout(tensão de rearme), superior à tensão de partida da unidade instantânea.

Unidade de subtensão temporizada: Nessa unidade, os contatos de saídafecham temporizadamente até a tensão se reduzir ao valor de dropout.

2.5.8 Relé Diferencial (87)

O relé diferencial pode apresentar formas variadas, dependendo do equipamentoque está protegendo. Este tipo de relé pode ser definido como: "um relé que opera quandoa diferença fasorial entre duas ou mais grandezas elétricas excede um valor determinado"[19]. Portanto, pode ser usado para a comparação de corrente ou tensão.

A proteção diferencial é largamente empregada na proteção de transformadoresde potência, cabos subterrâneos, máquinas síncronas, barramentos, cubículos metálicos elinhas de transmissão curtas [18].

O princípio de operação é exemplificado nas figuras 15 e 16. Teoricamente não hácorrente circulando através do relé e, portanto, o mesmo não será sensibilizado para faltasfora da zona de proteção (figura 15). Da mesma forma, sob condições normais, as correntesentrando e saindo da zona protegida são iguais, fazendo com que o relé permaneça inativopelo balanço de correntes. Por outro lado, sob faltas internas (dentro da zona protegida),o relé opera (figura 16). Isto ocorre basicamente devido à reversão do sentido da correnteque atravessa um dos transformadores de corrente (TCB) [17].


TCA TCB

87

×F1

Figura 15 – Sistema com correntes circulantes balanceadas sob falta externa. Baseado na


TCA TCB

87

×F2

Figura 16 – Sistema com correntes circulantes não balanceadas sob falta interna. Baseadona figura 13.3 de [17].

A considerar que, na prática, os TCs não são idênticos, já que estão sujeitos adiferenças de fabricação, diferenças no carregamento pré-falta e diferenças de saturação, daía necessidade do limiar de corrente do relé não ser zero. Naturalmente a sensibilidade dorelé é afetada, o que pode ser resolvido com a utilização de relés com bobinas de operaçãoe restrição. Estes últimos são chamados relés diferenciais percentuais [20].

26

3 Blackout e Ilhamento

3.1 IntroduçãoNeste capítulo, inicialmente são indicadas as principais características de um

blackout e as perturbações a partir das quais esse fenômeno pode ser originado ou mesmoque ele pode provocar. Foco maior é dado ao Colapso de Tensão, fenômeno inerentea apagões em sistemas grandes interligados e com gerações distantes da carga. Muitainformação e conceitos foram extraídos de dois artigos de Charles J. Mozina ([21] e [22]),sendo a lógica de ilhamento implantada na Reduc, no que concerne ao colapso de tensão,baseada em [21]. A alteração do sistema de ilhamento na refinaria foi fundamentada nasobservações realizadas em meados da década passada por engenheiros da área de proteçãode que a tensão, e não a frequência, era a grandeza ideal a ser monitorada a fim de seimplementar soluções de proteção mais eficientes contra colapsos de tensão em instalaçõesindustriais com geração própria. Portanto, um dos objetivos deste capítulo é demonstrartal conclusão.

Finalmente, nos dois últimos subitens, o conceito de ilhamento é definido e afilosofia de sistemas de descarte por subtensão é detalhada.

3.2 BlackoutBlackout é a ausência de potência transmitida para um conjunto de cargas. Em [23],

esse tipo de fenômeno é considerado desastroso em sistemas de potência, todavia ocorrendoem toda parte do mundo. Blackouts em larga escala raramente ocorrem, porém quandoacontecem podem causar danos sociais e perdas econômicas elevadas. Como exemplo, ogrande colapso de 14 de agosto de 2003, resultando na falta de energia no nordeste dosEstados Unidos e parte do Canadá, provocou perdas econômicas estimadas entre $ 7 e $10 bilhões, deixando 50 milhões de consumidores sem energia.

A gravidade de tal ocorrência, assim como outras no mesmo período, levou o IEEEa preparar uma força tarefa, a IEEE Task Force on Blackout Experience, Mitigation, andRole of New Technologies que foi a motivação do artigo [24] que, por sua vez, apresenta a“anatomia” de um blackout. Segundo o artigo, a maioria das faltas de energia são iniciadaspor um único evento (ou múltiplos eventos relacionados entre si tais como faltas e operaçõesindevidas de relés de proteção) que gradualmente levam a quedas de energia em cascata eeventualmente ao colapso do sistema inteiro ou de uma grande área. É possível, ainda,em muitos casos, identificar meios de mitigação do evento inicial ou minimização de seus

Capítulo 3. Blackout e Ilhamento 27

impactos para reduzir os riscos de trips em cascata subsequentes de linhas e geração.Porém, dada a complexidade e grandeza dos SEPs modernos, não é possível eliminartotalmente o risco baseado nas lições aprendidas das causas raízes e natureza dos eventos.

Para a visualização das correlações entre eventos no sistema quando um blackoutse encontra em desenvolvimento, a figura 17 exibe um fluxograma da sequência geral deeventos. Tipicamente, a causa básica do blackout pode ser rastreada até a desenergizaçãode um elemento único da transmissão ou geração. A maioria desses eventos tendem a serresultado de falhas de equipamentos (equipamentos antigos, operação indevida de umelemento de proteção, etc.) ou fatores ambientais (por exemplo, contato com galhos deárvores e descargas atmosféricas). Erro humano também pode ser um fator de contribuição.Se planos apropriados de contingência são seguidos, a maioria dos SEPs modernos sãoprojetados para serem capazes de operar de forma segura e estável para uma únicacontingência. Entretanto, dependendo da severidade do evento, o sistema pode entrarnum estado de emergência subsequente ao distúrbio, particularmente nos horários de picode demanda. Então, se ações de controle automático ou intervenções de operação nãosão tomadas decisivamente, o sistema pode ficar suscetível a outras falhas e problemasem cascata. Também, porém raro, é possível que um segundo evento ocorra enquanto osistema se encontra no estado de alerta.

No caso em que ações operacionais ou de controle automático não são tomadas, asconsequências podem ser numerosas. Linhas de transmissão podem ficar sobrecarregadasdevido à redistribuição de potência depois da falha inicial, com atuação consequente daproteção, e, então, um processo de abertura de linhas em cascata pode se iniciar. Emalgum ponto do sistema, então, problemas de desempenho dinâmico do sistema elétrico depotência podem acontecer, normalmente quando se tem maiores distâncias elétricas entrecarga e geração.

A partir da análise de oito grandes blackouts ocorridos nas últimas décadas, Lu etal. em [23] dividiram as fases do fenômeno entre progressão contínua e cascata em altavelocidade. No período de progressão contínua, a evolução dos eventos em cascata é lenta,e o sistema pode manter o balanço entre geração e consumo. Durante este período, oincidente majoritário é a sobrecarga em cascata. Por causa da velocidade lenta de piora dasituação no período de progressão contínua, esta fase pode ser uma boa oportunidade parao operador do sistema tomar ações expeditas que impeçam ou retardem a disseminaçãoda sobrecarga em cascata, o que pode impedir a ocorrência de blackout ou reduzir seusefeitos. Quando os eventos chegam ao ponto de iniciar o efeito cascata em alta velocidade,o balanço entre geração e consumo pode ser quebrado, diversos equipamentos do sistemapodem ser desenergizados rapidamente pelos dispositivos de proteção e o sistema correrisco de colapsar em um intervalo de tempo bastante curto. No período de trip em cascataem alta velocidade é geralmente muito tarde para que o operador do sistema possa tomar


Sistema de Potênciaem operação normal

Evento Inicial:– Falha de equipamento

– Abertura de LTsdevido à operaçãoindevida de relés

– Abertura de LTs devidoà sobrecarga/raio/falta

Operação de correçãomanual/automática

apropriada (se-gundos a minutos)

Desenergizações em cascata:– Falha adicional de equipa-mento ou operação indevida

– Abertura em cascatade LTs sobrecarregadas

– Sistema de divide devidoa problemas de estabilidade

Não

Estágios Finais do Colapso:– Sistema se divide en-tre ilhas sem controle

– Grande disparidade entrecarga/geração em ilhas levaa colapso de frequência

– Grande disparidade entrereservas reativas e cargaleva a colapso de tensão

Blackout

Reconfiguração dosistema por ação dooperador (dezenasde minutos a horas)

Sistema estávelmas em Estadode Emergência

Ocorrência de segundoevento independenteantes do reajustedo sistema devidoao primeiro evento

Con

troles

automáticos

apro-

priado

s(U

VLS

,UFL

S,etc.) Sim

Figura 17 – Sequência geral de eventos que levam a um blackout . Baseado na figura 2 de[24].


ações que impeçam o rápido espalhamento do blackout .

Conforme [21], blackouts podem levar a perturbações de diferentes característicasnos sistema elétricos de potência, conforme descrito a seguir.

3.3 Tipos de Perturbações no SEP durante um Blackout

3.3.1 Instabilidade de Frequência

Em um sistema elétrico de potência, a frequência pode ser considerada como umadas medidas do balanço entre geração e consumo de potência ativa. Quando este balançoé atendido, a frequência fica no seu ponto nominal (60 Hz, no caso brasileiro). Quandoa carga excede a geração, a frequência cai. A taxa de declínio depende da inércia dosgeradores dentro do sistema. Sob condições normais, ocorrem mudanças leves no nível defrequência quando a carga repentinamente aumenta ou um gerador sofre trip, resultandonum leve (geralmente na ordem de centihertz) decréscimo de frequência até os geradoresremanescentes assumirem a nova condição de carga. Contudo, caso haja um desbalançogrande entre potência ativa gerada e consumida, a frequência experimentará variaçãosignificativa. Esquemas de subfrequência no sistema das empresas responsáveis pela geraçãoe pela transmissão são projetados para restaurar o balanço de potência através de descartede carga [21]. Tais efeitos podem ser analisados de forma detalhada em [25].

3.3.2 Instabilidade Angular

Considere o circuito da figura 18.

R + jX

I

V1 V2P12 Q12 P21Q21

Figura 18 – Linha de transmissão ligando duas barras genéricas.

Temos que:

I = V1 − V2

R + jX(3.1)

Assim:

S12 = P12 + jQ12 = V1I∗ = V1V ∗1 − V ∗2R− jX

= |V1|2 − |V1||V2|ej(6 V1−6 V2)

R− jX(3.2a)

S21 = P21 + jQ21 = V2(−I∗) = |V2|2 − |V1||V2|ej(6 V2−6 V1)

R− jX(3.2b)


Assumindo δ = 6 V1 − 6 V2, e considerando-se que P = Re(S) e Q = Im(S), temos:

P12 = 1R2 +X2

(R|V1|2 −R|V1||V2| cos δ +X|V1||V2| sen δ

)(3.3a)

Q12 = 1R2 +X2

(X|V1|2 −X|V1||V2| cos δ −R|V1||V2| sen δ

)(3.3b)

P21 = 1R2 +X2

(R|V2|2 −R|V1||V2| cos δ +X|V1||V2| sen δ

)(3.3c)

Q21 = 1R2 +X2

(X|V2|2 −X|V1||V2| cos δ −R|V1||V2| sen δ

)(3.3d)

3.3.2.1 Instabilidade angular de regime permanente

Em sistemas de transmissão de alta potência e alta tensão, a relação X/R é bastantealta, de modo que é possível, sem alterações significativas no resultado final, considerarR = 0 em situaçõs práticas. Assim, das equações 3.3a e 3.3c, resulta:

P12 = −P21 = |V1||V2|Xeq

sen δ (3.4)

A figura 19 mostra um arranjo simples de um SEP. Desprezando-se a resistência, temosque o valor da reatância equivalente longitudinal entre a fonte e a carga é Xeq. A curva Ida figura 20 corresponde a esta situação. Conforme o ângulo de carga δ varia, é possívelver que o valor de P12 será máximo quando δ = 90◦. Logo,

Pmax = |V1||V2|Xeq

(3.5)

Es

Z×F1

Figura 19 – Configuração de um sistema de potência com três LTs ligando a geração àcarga.

Todavia, caso ocorra uma contingência em que uma das linhas seja isolada, a novareatância equivalente do sistema será X ′eq, e X ′eq > Xeq. Dessa forma, a potência máximapossível de ser transmitida para a carga decairá de Pmax para P ′max, onde P ′max < Pmax.Se P ′max for maior do que PL, o sistema permanecerá estável. Porém, se P ′max for menordo que PL, o SEP entrará em colapso, com as máquinas da fonte geradora tendendo àaceleração. A figura 20 ilustra esta última condição, com a curva II abaixo da reta PL.


δ

Pe

Pmax

P ′max

PL

I

II

0 90◦ 180◦

Figura 20 – Curvas características para o sistema íntegro, com Z12 = Xeq (curva I) e parao sistema com uma das LTs aberta, com Z12 = X ′eq (curva II).

3.3.2.2 Instabilidade angular em regime transitório

Após a extinção de uma falta, mesmo que a configuração do sistema vá para umaoutra condição estável de regime permanente ou mesmo volte ao estado inicial, os geradoressíncronos em uma dada usina podem perder sua estabilidade, dependendo do tempo emque ela ficou alimentando a corrente de curto. Daí a necessidade da análise da instabilidadeangular de regime transitório, ou seja, da análise do comportamento da usina geradoradurante a falta e nos instantes posteriores. Como pode ser visto em [2], para analisarmosa estabilidde transitória de um gerador síncrono, é necessário definir sua equação swing, asaber:

Md2δ

dt2= Pm − Pe (3.6)

Dessa equação, é possível fazer o seguinte desenvolvimento:

Md2δ

dt2dδ

dt= (Pm − Pe)

dδ

dt12M

d(dδ/dt)2

dt= (Pm − Pe)

dδ

dt

dδ

dt=√∫ δ

δ0

2(Pm − Pe)M

dδ (3.7)

onde δ0 é o ângulo de carga quando o gerador está operando em sincronismo antes daperturbação, de forma que dδ/dt = 0. O ângulo δ não sofrerá mais variações, de formaque o gerador ou máquina equivalente vai operar mais uma vez na velocidade síncronadepois do distúrbio, quando dδ/dt = 0 ou quando:∫ δ

δ0

2(Pm − Pe)M

dδ = 0 (3.8)


O ângulo de carga de máxima excursão angular δmax resultante da aceleraçãoangular do gerador durante o curto-circuito pode ser determinado a partir da interpretaçãográfica da equação 3.8 e da área sombreada A1 da figura 21. A curva I corresponde aosistema pré-falta, enquanto a curva II se relaciona ao sistema pós-falta. A área sombreadaA1 da figura 21 é:

A1 =∫ δf

δ0(Pm − Pe)dδ (3.9)

enquanto a área A2 é dada por:

A2 =∫ δmax

δf

(Pe − Pm)dδ (3.10)

Logo,A1 − A2 =

∫ δmax

δ0(Pm − Pe)dδ (3.11)

É possível notar que a equação 3.8 é satisfeita quando A1 = A2. Essa condição se refere aδf = δcrit. Para um carregamento inicial dado, se a falta for extinta após o ângulo δ passarpor δcrit, tem-se que A1 > A2 e o gerador não voltará à condição estável inicial. Porém,caso o curto-circuito seja extinto para um ângulo δf < δcrit, será possível obter A1 = A2

e a máquina conseguirá voltar ao estado pré-falta. Este é chamado de critério das áreasiguais [2][26].

δ

Pe

PL

A1

δ0 δf δcrit

I

II

A2

δmax0 180◦

Figura 21 – Aplicação do critério das áreas iguais.

3.3.3 Instabilidade de Tensão

Estabilidade de tensão é a habilidade de um sistema de potência de manter seusníveis de tensão aceitáveis em todas as barras do sistema sob condições de operaçãonormais e após uma perturbação. Um sistema entra num estado de instabilidade de tensão


P120 %

V2

Locus dos pontos críticos

100 %

Figura 22 – Curvas características para Tensão vs Potência.

quando um distúrbio, incremento de demanda e mudança na condição de operação dosistema causam um progressivo e incontrolável afundamento de tensão. O principal fatorque causa instabilidade, como será mais detalhado adiante, é a inabilidade do sistema depotência de atender a demanda por potência reativa.

Voltando para a figura 18, considerando a barra 1 uma barra ligada a um geradore a barra 2 ligada à uma carga, a figura 22 mostra as curvas de V2 vs P12 para diferentesvalores de fator de potência desta carga. As curvas azuis correspondem a fatores de potênciade carga atrasados; a curva preta se relaciona a fator de potência de carga unitário; ascurvas vermelhas referem-se a fator de potência de carga adiantado. O lugar geométricodos pontos de operação críticos é mostrado tracejado. Normalmente, somente pontos deoperação sobre os pontos críticos representam condições operacionais satisfatórias. Umasúbita redução no fator de potência (incremento em Q12) pode levar o sistema para umacondição instável, operando abaixo do lugar geométrico dos pontos críticos [1].

3.3.3.1 Colapso de tensão

Esse é um dos pontos cruciais deste trabalho. Como já dito na Introdução, asmudanças realizadas no sistema de proteção da interconexão da refinaria com o sistemaexterno foi advinda justamente da constatação do nítido colapso de tensão resultante doblackout .

O colapso de tensão é o processo em que uma sequência de eventos acompanhandouma instabilidade de tensão numa parte significativa do sistema leva a perfis de baixosníveis de tensão considerados inaceitáveis. O colapso de tensão pode se manifestar sobvárias formas.


Interconexões com sistemas vizinhos de geração levam a uma maior segurança eeconomia na operação de um Sistema Elétrico de Potência. O primeiro é consequência daassistência mútua que sistemas interligados proporcionam entre suas unidades geradoras.Já a economia vem da menor necessidade de reserva de geração em cada bloco do SEP.Além disso, ocorrem transferências de energia mais eficientes. O reconhecimento de taisbenefícios vem desde o início da implementação dos sistemas interligados, resultando numamaior interconexão entre SEPs ao longo do desenvolvimento dos mesmos. Como exemplo,grande parte dos sistemas de transmissão e distribuição das concessionárias nos EstadosUnidos e no Canadá, assim como no Brasil, constitue parte fundamental de um sistema depotência interligado. O resultado é um sistema grande e complexo, cujo planejamento ecuja segurança operacional constituem problemas complexos de grande relevância [1].

Segundo [21], um sistema interligado é altamente dependente do seu sistema detransmissão para fornecer as potências às cargas. Dada a predominância de reatânciaindutiva nas LTs, tais sistemas possuem altas perdas reativas na transmissão.

Considere novamente a figura 18. Assuma que a barra 1 está conectada a um geradore que a barra 2 está conectada a uma carga. Também considere estas três condições: omódulo de V1 é mantido constante pelo controle de excitação do enrolamento de campodo gerador ligado à barra 1; V1 é a tensão de referência, ou seja, 6 V1 = 0◦ e a linha detransmissão é puramente indutiva. Das equações 3.3a e 3.3b, temos que:

V2 = V1 −X

V1Q12 − j

X

V1P12 (3.12)

Alterações na potência ativa P12 não geram mudanças significativas na magnitude de V2.Porém, alterações na potência reativa Q12 afetam diretamente o seu módulo, pois se tratade uma parcela em fase com V2, o que por sua vez exibe a dependência da magnitude datensão sobre a carga com relação ao fluxo de potência reativa na LT [27]. Logo, numacontingência em que ocorra o desligamento de uma das LTs, as linhas remanescentes serãosubmetidas a um maior fluxo de potência ativa cada, causando perdas reativas maiores nasmesmas. A fim de atender a carga reativa demandada, maior em razão das perdas reativasmaiores, haverá um aumento no fluxo de potência reativa, resultando em decréscimo nomódulo da tensão na carga e no perfil de tensões ao longo do sistema.

Como a potência reativa não pode ser transmitida a longas distâncias, a perdasúbita de linhas de transmissão resulta numa necessidade instantânea por potência reativalocal para compensar as perdas crescentes advindas do transporte de potência em númeromenor de LTs. Caso o suporte reativo não esteja disponível por alguma razão, fatalmenteas tensões nas barras do SEP em questão irão decair. A frequência do sistema, por outrolado, permanecerá estável dado que a potência ativa dos geradores remotos continua afluir nas LTs remanescentes [21].

Dadas estas razões, segundo [21], a tensão, e não a frequência, deve ser tomada


como principal indicador de que o SEP está sob solicitação de maior severidade. Ademais,pode ser visto em outro artigo, [28], que esta constatação tem levado ao desenvolvimento denovas medidas adotadas pelos operadores dos sistemas de transmissão e das concessionáriasao redor do mundo para que se evite eventos em cascata que contribuam para falhascatastróficas. Descarte de carga por subtensão tem sido cada vez mais adotado porsetores das concessionárias e em indústrias com geração interna em complemento a seusesquemas existentes de descarte por subfrequência. Scutariu e MacDonald em [28] prossegueafirmando que, em adição e esses esquemas, algumas outras técnicas foram desenvolvidaspara evitar eventos em cascata. Entre elas estão a reconfiguração preventiva sob situaçõesoperacionais críticas e a implementação de estratégias de autocorreção através do uso desistemas “inteligentes” que, por sua vez, conseguem determinar por si mesmos as ações quedevem ser tomadas para se recuperar de condições operacionais vulneráveis. Estas últimassão específicas para sistemas de transmissão e sistemas das concessionárias, todavia comaplicação limitada aos sistemas industriais, tal como o desse trabalho.

Sistemas de potência industriais com geração interna, tais como o da Reduc, sãotipicamente protegidos por relés de subfrequência que podem iniciar esquemas de descartede cargas dentro do sistema e desconexão dos circuitos de interconexão com o sistema detransmissão. Porém, no contexto dos blackouts que são causados por eventos em cascatalevando à subfrequência e à subtensão, proteção baseada somente em relés de subfrequêncianão atendem as expectativas de uma separação eficaz do sistema. Como será visto nocapítulo 4, não só isso foi comprovado na Reduccom o apagão de 2009, como a própriasugestão de proteção de [21] foi amplamente explorada.

3.4 IlhamentoQuando grupos de máquinas num sistema de potência perdem o sincronismo, eles se

separam do sistema de potência, e ilhas são formadas. Cada ilha resultante deve apresentarum balanço entre geração e carga, de forma a continuar operando sob frequência nominale, posteriormente, ser possível a reconexão com a rede integrada. Na prática tal balançoentre carga e geração dentro das ilhas pode não ser possível. Nesses casos, ações adicionaiscorretivas (tais como descarte de cargas ou geração) devem ser empregadas para se alcançaralgo próximo da normalidade dentro das ilhas.

A formação de ilhas e a posterior restauração é conseguida por sistemas de des-carte automático de cargas e esquemas de restauração. Adicionalmente, procedimentosoperacionais podem ser definidos através de simulações offline de planejamento pararessincronização das cargas. O sistema de potência está frequentemente num estado nãoprevisto durante os estudos de planejamento e, consequentemente, alguns desses esquemaspodem não operar como esperado na prática (vide item 4.3) [12].


Quando a exigência de carga excede significativamente a capacidade de geração, afrequência decresce. O sistema de potência somente poderá se manter em operação normalse parte da carga for descartada até haver balanço entre potência gerada e consumida.Práticas atuais envolvem a aplicação de relés de subfrequência em vários pontos do sistemade alimentação às cargas, com configuração para, progressivamente, removerem blocos decarga até o decaimento da frequência cessar e retornar aos níveis normais. Geralmente asubfrequência é utilizada (função 81), mas a taxa de variação de frequência também temsido utilizada em algumas aplicações.

Relés de frequência também podem ser usados para executar ou supervisionar arestauração da carga até o sistema estabilizar e compatibilizar a geração disponível à cargaremanescente. Se a restauração de cargas é feita automaticamente, as cargas devem seradicionadas em pequenas parcelas, com intervalos de tempo suficientes para o ajuste dosistema, para evitar o decaimento excessivo da frequência [5].

3.5 Desenvolvimento de um Sistema de Descarte por SubtensãoComo foi comentado no item 3.3.3.1, a prática comum de separação de um sistema

elétrico de potência com geração própria utilizando a frequência como medida de segurançanão é a mais adequada, de forma que centros geradores estão começando a reconhecer essefato. A organização norte-americana Western Electricity Coordinating Council, WECC,sem fins lucrativos, tem desenvolvido guias de descarte de carga baseado em subtensãopara os seus membros [21].

O projeto de esquemas seguros de separação por subtensão para eventos comoextinção lenta de falta requerem alguma lógica, assim como um relé que possa medircom exatidão a tensão dentro dos limites aceitáveis. Uma incerteza de medição de ±0, 5V, numa base de 120 V é requerida para o relé de subtensão. Também é necessário quehaja uma alta razão pickup/dropout. Esta razão necessita ser próxima de 100 % para que,quando a tensão se recuperar da falta, o relé possa rapidamente resetar-se para a condiçãode stand-by. A fim de se atender tais requisitos, relés digitais são quase que exclusivamenteutilizados para serem usados em UVLSs (descarte por subtensão).

Em outro artigo publicado pelo IEEE em 2007, referenciado em [22], Mozina explicaque a filosofia dos UVLSs é que, quando existe uma perturbação no sistema e a tensãoafunda para um nível abaixo de um valor pré-selecionado por um tempo acima de umvalor pré-determinado, as cargas selecionadas são descartadas. A intenção é que quandoa carga for descartada por causa de uma falta, a tensão se recupere a níveis aceitáveis,evitando a disseminação do colapso de tensão ao longo do sistema (disseminação estadescrita em 3.2). O desenvolvimento de programas de descarte de cargas por subtensãorequer coordenação entre os engenheiros de proteção e os planejadores do sistema para


determinação da quantidade de carga e do tempo de atraso requerido pelo programa dedescarte. Quanto ao fenômeno de colapso de tensão, a probabilidade de que aconteça sobcondições de carga pesada é muito maior. No caso dos sistemas industriais, o conjuntoreferido de cargas é composto por uma fração significativa de motores elétricos.

Dois tipos de esquemas UVLS estão sendo aplicados: na forma descentralizada (oudistribuída) e na forma centralizada. O primeiro tem relés instalados nas proximidades dascargas a serem descartadas. Quando a tensão começa a colapsar, toda a carga designadapara um determinado relé é descartada. Esta filosofia é similar à adotada pelos esquemasUFLS. Já os esquemas centralizados tem relés de subtensão instalados em barras críticasdo sistema, de forma que dentro da área de interesse, informação de trip é transmitidapara descartar cargas em várias localidades. Uma lógica adicional é por vezes aplicada paraadicionar segurança para o sistema. Tais esquemas requerem alta velocidade e comunicaçãoconfiável para operação apropriada. Este esquema utiliza a filosofia que foi aplicada aosrelés dos disjuntores de interconexão do sistema da refinaria ao sistema externo, com umadiferença importante de que a refinaria tem geração própria.

Em [21] propõe a lógica exibida na figura 23 para aprimorar a segurança em umesquema de separação por subtensão para evitar a atuação indevida da proteção em faltasde extinção lenta.

Figura 23 – Lógica monofásica de separação por subtensão, como proposto por Mozina.

Na maioria dos casos, um colapso de tensão afeta todas as fases do sistema. Porém,as condições de falta, excetuando-se aquelas provocadas por faltas simétricas, resultam emtensões de fase desbalanceadas. Tal desbalanço fornece uma forma interessante e efetiva


que permite adicionar segurança ao esquema de separação. Pelo esquema da figura 23, paraque o trip seja acionado, é necessário que as tensões nas três fases decresçam para um valormenor do que Setpoint #1. A fim de evitar atuações indevidas, é adicionado um bloqueiopor subtensão (27B) que anulará a atuação do sistema de trip por subtensão quando ovalor de tensão em qualquer uma das fases situar-se abaixo de Setpoint #2. Tal filosofia sebaseia em valor típico de amplitude das tensões, quando o sistema entra em processo decolapso, na faixa de 89 % a 94 %. Dessa forma, quedas bruscas de tensão são indicativos decurtos, e não blackouts. Como última medida para evitar atuações desnecessárias, Mozinasugere a inserção de um bloqueio por sobretensão de sequência negativa. Ora, em curtosdesbalanceados, fatalmente tensões de sequência negativa surgirão em maior amplitude.Como colapsos de tensão são eventos de natureza balanceada, as tensões de sequêncianegativa presentes apresentarão amplitudes relativamente reduzidas. Assim, as tensões desequência negativa são utilizadas para bloquear o sistema de trip por baixa tensão quandoU2 > Setpoint #3, onde:

U2 = 1/3 (Ua + a2Ub + aUc) (3.13)

onde Ua, Ub e Uc são tensões fase-neutro e a = 16 120◦.

Outra lógica proposta por Mozina é ilustrada na figura 24.

Figura 24 – Lógica de separação utilizando a componente de sequência positiva das tensões,como proposto por Mozina.

O esquema da figura 24 é bastante parecido com o da figura 23. Quando U formenor do que Setpoint #1, o trip ocorrerá, caso os bloqueios estejam desabilitados. U é a


tensão de sequência positiva:

U = 1/3 (Ua + aUb + a2Uc) (3.14)

Quando as tensões nas três fases decaem, V1 também diminui, já que em sistemas balance-ados: U = Ua = Ub = Uc. É interessante ressaltar que, neste esquema, uma única grandeza(U) é suficiente para detectar a subtensão. O sistema de bloqueio é semelhante àquele dafigura 23.

Em sistemas críticos recomenda-se a utilização de esquemas de votação lógica,usando múltiplos relés. Um sistema de votação utilizando dois relés, resultará num tripdependente da atuação de ambos os relés. Já no caso de se utilizar três relés, pode serfeito o esquema “2 x 3”, onde a atuação de pelo menos dois relés é condição necessáriapara o desligamento do sistema.

40

4 Nova proposta de Ilhamento e Execução

4.1 IntroduçãoEm vista do que foi exposto no capítulo anterior, aqui serão mostrados resultados

da análise do esquema de ilhamento implantado. Inicialmente, será apresentado o sistematermoelétrico da Reduc. Em seguida serão fornecidas informações sobre o blackout de2009, sendo esta ocorrência a motivação para atualização do sistema de proteção de entrada.As primeiras propostas e o esquema final serão descritos nos itens seguintes. Também estãoincluídos neste capítulo resultados de análise do desempenho da lógica implementada nocaso especifico de uma ocorrência idêntica ao “apagão” de 2009. Por fim, no último item,resultados da análise do comportamento da lógica em blackout ocorrido em 2012 no SIN.

4.2 Objeto de EstudoA energia elétrica consumida pela Reduc é originada de sua geração própria e do

sistema elétrico externo através de interligação com a Usina Termoelétrica GovernadorLeonel Brizola (UTE-GLB). Esta usina produz energia de forma independente da refinaria,apesar de também ser propriedade da Petrobras. Ela está conectada à subestação São Josépor duas linhas de transmissão de 138 kV. A Reduc, por sua vez, se conecta ao sistemaelétrico através da UTE-GLB por duas LTs exclusivas, de aproximadamente 1 km. Afigura 29 apresenta o diagrama unifilar resumido da ligação do sistema da indústria com ageração da UTE-GLB. Os geradores da figura pertencem à UTE-GLB, sendo nove no total,embora nem sempre todos operem simultaneamente. Dentre eles, há aqueles movidos ou aturbinas a gás ou a turbinas a vapor. #X representa a quantidade de geradores associadaao símbolo. Os disjuntores, com exceção do tie, são representados normalmente fechados.

A geração própria da Reduc é formada por duas usinas, com unidades opera-cionais termoelétricas a vapor identificadas como U-1320 e U-2200. A primeira possuitrês turbogeradores de condensação de 15 estágios cada (TG-1201, TG-1202, TG-1203),alimentados por três caldeiras aquatubulares (SG-1201, SG-1202 e SG-1205). Já a usinaU-2200 tem dois turbogeradores de contra-pressão, cujo vapor de admissão é advindo deduas caldeiras aquatubulares, as SG-2001 e SG-2002. Adicionalmente, há mais um geradorde vapor, situado próximo à U-1320, a SG-5001, que se situa na unidade operacionalU-1251. Porém, esta última tem o seu vapor gerado levado diretamente a coletores devapor e não aos turbogeradores.

As tabelas 1 e 2 listam as características nominais de geração dos principais

Capítulo 4. Nova proposta de Ilhamento e Execução 41

equipamentos geradores da área de utilidades da refinaria.

Tabela 1 – Resumo das características térmicas nominais de utilidades na Reduc.

Geração de Vapor (toneladas/hora)U-2200 U-1320

UTE-GLB TOTALSG-2001 SG-2002 SG-1201 SG-1202 SG-1205 CO-5001

365 365 102,3 102,3 100 150 400 1584,6

Tabela 2 – Resumo das características nominais elétricas de utilidades na Reduc.

Geração de Energia Elétrica (MW)U-2200 U-1320

UTE-GLB TOTALTG-2001 TG-2002 TG-1201 TG-1202 TG-1203

20,4 20,4 7,5 7,5 7,5 48 111,3

A ligação da refinaria com a concessionária é feita através de dois ramais de138 kV e de três subestações de entrada (sub-210, sub-2210 e sub-220), compreendendoseis transformadores e totalizando 192 MVA. Os transformadores reduzem a tensão deentrada para 13,8 kV, com o objetivo de conectar o sistema externo ao sistema interno darefinaria. Em média, a demanda da refinaria fica por volta de 60 MW, com importação de,aproximadamente, 33 MW.

A usina U-1320 é a termoelétrica mais antiga, com suas caldeiras gerando vaporsuperaquecido a 42 kgf/cm2 e 397 ◦C. Elas recebem três correntes distintas de água:condensada tratada (água, outrora vapor, proveniente da perda de energia do mesmoem processos industriais e posteriormente tratado para remoção de resíduos oleosos);condensada limpa (também proveniente da perda de energia do vapor utilizado em unidadesde processo, porém isento de óleo) e água de make-up (água de reposição, submetida aprocessos químicos fundamentais para a utilização em caldeiras de alta pressão). A geraçãode vapor é advinda da queima de gás combustível (metano com traços de etano, provenientedos processos industriais da refinaria), posteriormente cedendo energia aos estágios dasturbinas dos turbo-geradores e em válvulas redutoras de pressão. Nos geradores dessaunidade, é possível extrair vapor a 10,5 kgf/cm2 e 227 ◦C no quinto estágio, sendo orestante condensado nos exaustores das turbinas a uma vazão de 30 t/h e recuperadocomo condensado limpo a ser reaproveitado nas caldeiras. O vapor gerado visa suprir asunidades de processo em aquecimento de tanques, acionamento de turbinas, etc. O sistemaelétrico da U-1320 é interligado ao da unidade U-2200 por dois cabos subterrâneos com


capacidade nominal de 16 MW no total. Estes, por sua vez, são interligados ao sistemaelétrico da concessionária via subestações de entrada. A energia é distribuída para unidadesde processo, através de cabos subterrâneos e subestações abaixadoras de tensão.

Com a expansão da refinaria, foi construída uma segunda central termoelétrica, aU-2200. Nela, as caldeiras geram vapor a 104 kgf/cm2, recebendo água de make-up (porém,com um tratamento adicional àquele utilizado nas caldeiras da U-1320) e condensadolimpo (gerado na própria casa de força). A queima é realizada com gás combustível. Atermoelétrica referida se interliga com a U-1320 e com a UTE-GLB através das subestaçõesde entrada. De forma similar à U-1320, a tensão da U-2200 é distribuída através de cabossubterrâneos para as subestações abaixadoras nas unidades de processo.

As subestações da Reduc possuem sistemas de corrente contínua (125 V e 24V) utilizados em controle, proteção e intertravamento de disjuntores e seccionadoras ecircuitos de proteção de intertravamento de caldeiras para as Unidades Terminais Remotas(UTRs) do Sistema de Controle e Monitoramento Distribuído (SCMD), para controle,proteção e intertravamento dos turbogeradores e Reguladores Automáticos de Tensão(AVRs) e para a iluminação de emergência, alarmes, sinalização e comunicação. [29]

A distribuição de energia dentro da Reduc é separada em três áreas chamadas de“ilhas”. A Ilha 1 compreende a geração da U-1320 e alimentadores ligados à sub-A; a Ilha 2pelos alimentadores sub-200A e a Ilha 3 pelos alimentadores da sub-220. A figura 28 mostrao esquema unifilar geral da refinaria. Nela é possível ver a GIS (sub-210), subestaçãode entrada que recebe o fornecimento da UTE-GLB através dos disjuntores 1A e 1B. Odisjuntor 1C é o de paralelismo das barras de 138 kV. O diagrama representa o sistema nacondição normal de carga e de estado de abertura/fechamento dos disjuntores. Há de seressaltar que tal esquema é provisório, pois ocorreu um incêndio numa das subestações emfevereiro de 2010 que provocou mudanças na composição das ilhas.

Os disjuntores 1A, 1B e 1C têm seu comando e interface feitos pelo relé digitalREF542 plus da ABB. Este relé pode ser visto na figura 25 e seu IHM na figura 26. Trata-se de uma unidade de controle e proteção chaveada, apresentando funções de proteção,medida, controle e monitoração. Suas funções disponíveis são 50, 50-BF, 50N, 51, 51N, 67,67N, 27, 25, 59N e 68. O relé é baseado num sistema de microprocessamento em temporeal. As funções de medição e proteção são executadas pelo Processador de Sinal Digital eo Microcontrolador é responsável pelas funções de controle. Devido a esta separação detarefas, não existe impacto entre a inicialização e o comportamento do trip do esquema deproteção implementado se o mesmo for modificado.


Figura 25 – Reprodução do Relé REF542 plus instalado.

Figura 26 – Reprodução do IHM (interface homem-máquina) do Relé REF542 plus.

Posteriormente, foi implantado na sub-210 o painel de ilhamento, que consiste nosrelés digitais SEL-451 da Schweitzer para o disjuntor 1A e o disjuntor 1B, e equipamentospara eventual necessidade de sincronismo quando no fechamento do disjuntor 1C: voltímetro,frequencímetro e sincrocheck.Os relés SEL-451 são importantes, pois as lógicas de ilhamentoforam implantadas neles. Possuem proteção, automação, e sistema de controle integradopara disjuntores e chaves seccionadoras. Suas funções principais são: sincronismo, 67, 50BF, 25, 50, 51, 27/59, 81 e 79. No item 4.2.1, este relé será analisado em detalhe.


Figura 27 – Foto do painel de ilhamento.

O controle e supervisão do sistema elétrico da refinaria é feito pelo SCMD, que éum conjunto de hardware e software conectados aos equipamentos da área elétrica e que secomunicam entre si e entre as estações de operação através de uma via de comunicação dedados. Com tal sistema, é possível a execução remota do comando e supervisão de diversosdispositivos como geradores, motores, disjuntores, transformadores, chaves seccionadoras eproteções elétricas. Funções complexas como rejeição e reaceleração de cargas, com registrosequencial de eventos, controle de demanda e fator de potência, também são realizadaspor esse sistema de controle. O SCMD em si é parte integrante do SDCD (Sistema Digitalde Controle Distribuído), um sistema que engloba detalhes das unidades de processo emtelas gráficas, simulando equipamentos que reportam seus estados lógicos e operacionais eas indicações de suas variáveis de controle [30] [31] [29].


1C

1D

TF-22

1001

A

TG-2001

1E

TF-22

1001

B

TG-2002

1A

UTE-GLB 1

1B

UTE-GLB 2

1F

TF-22

1002

A

1G

TF-22

1002

B

23,2 MW 23,9 MW

4,7 MW

TG-1201

3,3 MW

TG-1202

4,0 MW

TG-1203

1H

TF-22

2001

A

1I

TF-22

2001

B

4,0 MW 4,3 MW

SUB-210 (GIS)

U-2200

Ilha 2

Ilha 1U-1320

Ilha 3

Figura 28 – Diagrama unifilar resumido do sistema elétrico da Reduccom carga normal.


Barra 1

1

São José #3 #3

UTE-GLB

3

Reduc

Barra 2

2

São José #2 #1

UTE-GLB

4

Reduc

Figura 29 – Diagrama unifilar resumido da ligação entre a Reduc, a UTE-GLB e asubestação de São José.

4.2.1 SEL-451

O relé SEL-451 tem a proposta de combinar a proteção de sobrecorrente direcionalcom funções abrangentes de controle para um bay com dois disjuntores.

Possui elementos direcionais que podem ser usados virtualmente em qualqueraplicação, independentemente dos valores de tensão de sequência negativa disponíveisno ponto de localização do relé. Esses elementos são três, a saber: elemento direcionalpolarizado por tensão de sequência negativa, tensão de sequência zero e corrente desequência zero. O primeiro é fundamental para a implementação final da lógica de ilhamento,pois é necessária a sensibilização de tensões de sequência negativa.

Pode oferecer proteção de retaguarda (backup) independente sem a necessidade do


aumento do número de relés, o que será feito no esquema final do ilhamento.

O relé SEL-451 pode ser conectado às redes locais usando um cartão Ethernet.Tal cartão também permite a conexão de um Processador de Comunicações SEL a umaLAN simples ou dual. Possui quatro portas seriais que podem ser usadas para a conexãocom um processador de comunicação, terminal ASCII, transceptor de fibra óptica oucomputador. Seus protocolos de comunicação são abertos, não requerendo software especialde comunicação.

A figura 27 mostra o painel frontal deste relé. A figura 30 exibe um desenho daparte traseira do relé, onde podem ser vistas as suas conexões e as portas seriais e ethernet.

Figura 30 – Reprodução da parte traseira do relé SEL-451

Para a atualização da proteção de ilhamento da refinaria, a importância desse reléreside no fato das suas saídas serem passíveis de programação através das Equações deControle SELogic R© [31].

4.2.1.1 Equações de Controle SELogic R©

As equações de controle SELogic R© são expressões matemáticas resultantes e ori-ginadoras de diagramas lógicos implementados no software acSELerator R© QuickSetTM

SEL-5030 . Exemplos dessas equações são:

OUT101 = 51NT + 51GT + 67Q1T

OUT102 = IN101*IN104*(50N1 + 50G2)

A ferramenta permite que os esquemas lógicos sejam inseridos no próprio diagramafuncional e assim facilitar trabalhos de intervenção em campo pela equipe de manutenção.A figura 31 exibe uma janela do programa. Programar as equações SELogic R© consiste nacombinação de elementos, entradas e saídas do relé através dos operadores de equações decontrole exibidos na tabela 3. O relé SEL-451 vem de fábrica para ser usado sem lógicasadicionais para a maioria das situações. Porém a flexibilidade propiciada pelas funçõesSELogic R© é necessária para a aplicação da lógica de ilhamento [31].


Figura 31 – Captura de tela do acSELerator R© QuickSetTM SEL-5030 [32].

Tabela 3 – Operadores das equações de controle SELogic R© .

Tipo de Operador OperadoresBooleana AND, OR, NOTDetecção de mudança de estado F_TRIG, R_TRIGComparação >, >=, =, <=, <, <>Aritmética +, -, *, /Numérico ABS, SIN, COS, LN, EXP, SQRTControle de precedência ( )Comentário #

4.3 Motivação da proposta de atualização do Sistema de IlhamentoEm 10 de novembro de 2009, às 22 h e 12 min, ocorreu uma perturbação no SIN

envolvendo a LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã, a qual provocou a rejeição de 5564 MW degeração da UHE Itaipu, bem como a abertura dos circuitos remanescentes da InterligaçãoSul-Sudeste, em 525 kV, 500 kV, 230 kV e 138 kV, rejeitando adicionalmente um fluxo de2950 MW, Sul exportador para o Sudeste e o desligamento dos dois Bipolos do SistemaHVDC, que no momento estava com 5329 MW. Ocorreram diversos outros desligamentos


no sistema na sequência, provocando interrupção total de 24436 MW, 40 % das cargas doSIN, causando perda de 22468 MW na região Sudeste (seguindo, portanto, uma sequênciade eventos bastante parecida com o apresentado no item 3.2) [33].

Em vista disso, foi realizado um estudo na Reduc, visando complementar aproteção existente devido às modificações do sistema elétrico da U-2200 (uma das duasunidades de geração térmica da refinaria), acrescentando uma solução para a proteção darefinaria contra colapso de tensão no SIN. O objetivo principal era garantir a continuidadeoperacional das unidades para que as unidades de processo fossem paradas de formasegura.

As gerações térmica e elétrica da Reduc no momento da contingência estãoindicadas nas tabelas 4 e 5.

Tabela 4 – Condição operacional da geração térmica da Reduc antes do blackout.

Geração de Vapor (t/h)U-2200 U-1320


0 220 60 70 60 140 220 770

Tabela 5 – Condição operacional da geração elétrica da Reduc antes do blackout.



8 0 0 6 6 44 64

O primeiro minuto da ocorrência já foi suficiente para a atuação do trip dosgeradores da UTE-GLB e de toda a geração elétrica da Reduc (TG-2001 e TG-1203,sendo que o TG-1202 foi parado manualmente). No minuto seguinte, cerca de 22 h e 13 min,a refinaria perdeu suas fontes térmicas (SG-2002, SG-1201, SG-1202, SG-1205 e CO-5001),com exceção da SG-2001. As consequências imediatas foram a falta de utilidades para todaa refinaria e a perda dos consoles de operação no CIC. Ambas foram de alta gravidade,pois unidades de processo de refino necessitam dos recursos provenientes das utilidades,tais como ar de instrumento, energia elétrica e energia térmica, a fim de serem paradascom segurança, sendo o não atendimento disto resultando em emergência operacional.Ademais, com o apagamento dos consoles, não era possível supervisionar a parada dasunidades, agravando a situação.


Em análise detalhada após a ocorrência, verificou-se que os TGs 2001 e 1203pararam por subtensão, graças ao afundamento de tensão resultante ao não atendimentode potência reativa necessária para os equipamentos. Como comenta [21], em unidades deprocesso industrial com elevada carga motorizada, o afundamento de tensão torna-se aindamais crítico, dada a demanda de potência reativa inerente à operação de motores elétricos.Estes por sua vez, são bastante numerosos e indispensáveis numa refinaria de petróleo,principalmente uma com as dimensões e complexidade da Reduc. A figura 32 ilustra ocolapso de tensão quando no blackout, visto pelo transformador TF-221001A (vide figura28). O gráfico do TF-221001B é semelhante, mas não idêntico, graças às impedânciasdistintas entre esses trafos. O disjuntor 1C estava aberto e, nessa época, a Ilha 2 eraalimentada pelos transformadores TF-221001A/B, fazendo com que o fluxo de potênciafosse do sentido da alta tensão para a baixa tensão do trafo [34].

Figura 32 – Gráfico de afundamento de tensão registrado pelo TF-221001A.

A tensão no secundário do TF-221001A caiu de 100 % para 80 % na contingência.As correntes elétricas que circulavam pelos transformadores TF-221001A/B tiveram seusargumentos atrasados em relação à tensão, fazendo com que a refinaria fornecesse ainda maisenergia reativa ao sistema. Em números, isso significou uma mudança de 526 − 18◦ A para1386 − 46◦ A. Porém, foi notado que a frequência do sistema só alterou significativamente(<59,5 Hz) após aproximadamente 1500 ms, sendo que o relé 32 estava ajustado para 2,0s. Este fato é importante, pois confirma a afirmação de Mozina em [21] que a frequêncianão varia significativamente num processo de blecaute.

O incremento de corrente pelos transformadores TF-221001A/B não foi suficientepara sensibilizar o relé 67, uma vez que o mesmo estava ajustado para 4000 A. O relé81 associado ao 32 estava ajustado para 1,0 Hz, o que foi inefetivo já que a frequêncialevou 1,5 s para sofrer tal alteração. Os relés de subtensão no 138 kV foram responsáveis


pela desconexão da concessionária após 2,3 s do início do evento. O tempo elevado paradesconexão do sistema levou ao colapso do sistema de geração interna da Reduc, queatuou por sobrecarga através dos relés 51V, levando à parada geral da Reduc sem energiaelétrica, vapor e ar de instrumento. Houve, portanto, uma grave falha de confiabilidade,conforme definida no item 2.3.4. Além disso, o descarte de cargas não atuou ou não tevetempo de evitar a sobrecarga dos geradores. Neste evento era aceitável que a Reduc sedesconectasse do sistema em um tempo mais curto descartando as unidades de processonecessárias, mas que mantivesse o sistema de utilidades da refinaria operando [35].

4.4 Proposta de Ilhamento e ExecuçãoO padrão interno Petrobras PG-2AT-0038-0 determina que o sistema de proteção

de unidades de refino deve garantir que a energia elétrica fornecida às unidades de processoatenda os requisitos de qualidade baseados nas normas vigentes. Os distúrbios elétricosque afetam a qualidade de energia, a serem considerados são:

• Transitórios - impulsivos e oscilatórios;

– Variações de tensão de curta duração – interrupção transitória, afundamentode tensão e salto de tensão;

– Variações de tensão de longa duração – interrupção sustentada, subtensão esobretensão;

• Sobrecorrente provocada por curtos-circuito e sobrecarga em equipamento;

• Desequilíbrio de corrente;

• Distorção das formas de onda de tensão e corrente – harmônicos, corte de tensão eruído;

• Flutuação de tensão intermitente;

• Variação de frequência.

O sistema de proteção no ponto de conexão deve respeitar a seletividade entre os dispositivosde proteção que são sensibilizados por distúrbios elétricos, tanto na concessionária comona planta. Além de seletiva, a proteção deve ser rápida, de forma a garantir a estabilidadedo sistema elétrico e a qualidade de energia fornecida às unidades de processo. Para asconexões típicas, o padrão recomenda as seguintes proteções para unidades com geraçãoprópria:

• 27, 32, 50/51, 50N/51N, 67, 67N, 59, 64 (59N), 81, “transfer trip";


• 21, quando técnicamente viável;

• 87L das linhas da concessionária, quando for viável, já que envolve instalação nasubestação da concessionária;

• 25 sempre que houver possibilidade de interligação de duas diferentes fontes deenergia.

No sistema elétrico da Reduc, as funções 87L (linha), 87 (barra), 27, 50/51,50N/51N e 59N estavam instaladas e operacionais. Logo, para a proteção no ponto deconexão estar de acordo com [36], faltava configurar as proteções 32, 81, 59 e 67 (curto-circuito no sentido da concessionária). Tais proteções já existiam nos secundários dostransformadores TF-221001A e TF-221001B, porém foram danificadas em incêndio ocorridona U-2200 no início do ano de 2010. Além disso, tal sistema mostrou-se ineficaz quandoda decorrência de mudança de arranjo das barras de 13,8 kV.

4.4.1 Implementação da proteção contra subtensão

A solução mais simples que se considerou foi a implementação da função 67 nosrelés REF542 dos disjuntores 1A e 1B, sem restrição de tensão. Antes da transformaçãoda sub-210 em uma subestação a SF6, a refinaria operava com a função 67 ajustada nosdisjuntores de entrada em 1296 A e retardo de 300 ms (secundários dos transformadores221001A e 221001B). A função do retardo era evitar atuações descoordenadas com relaçãoàs proteções da concessionária ou ao sistema de 138 kV próximo à refinaria. No evento deoutubro de 2009, esta proteção poderia ter sido eficaz, já que a corrente atingiu 1380 A.Um pouco antes, a Reducimportava 14 MW em cada transformador e estava exportando 4MVAr, com uma corrente de operação de 6006 20◦ A. O disjuntor 1C estava aberto e, nessaépoca, a Ilha 1 era alimentada pelos transformadores TF-221001A/B. O afundamento detensão gerou déficit de reativo no sistema externo forçando os geradores a tentar eliminartal carência, resultando na nova corrente 13806 − 45◦ A nos transformadores. Todavia,a importação de 14 MW era anormal, já que, com a geração normal interna, bastava 4MW de importação por transformador (lembrando que na ocorrência, apenas os TG-2001,1202 e 1203 operavam, conforme tabela 5). Assim, quando todos os geradores estivessemoperando, não haveria garantia de que a corrente nos transformadores alcançaria 1296 A,trazendo o risco de não atuação do relé 67. Considerando uma ocorrência similar, na qual osistema da Reducainda fornecesse 14 MVArpara o sistema externo no regime transitório,seria necessária uma diminuição do ajuste do relé 67 para 60 A. Este último valor eramuito baixo, tornando o sistema de proteção sujeito a enxergar curtos mais distantes dosistema de 138 kV (obtendo-se, portanto, uma seletividade amperimétrica ineficaz) ouatuação de forma errônea quando a geração interna estivesse diminuída.


Com a intenção de eliminar a possiblidade de atuação indevida em condições normaisde operação e para faltas externas, foi idealizada uma lógica da função 67 condicionada auma restrição de tensão, conforme figura 33. Todavia, a ideia logo foi abandonada, porcausa de um incêndio ocorrido em uma das subestações da refinaria que danificou os relése do consequente rearranjo de barras no 13,8 kV.

Figura 33 – Diagrama lógico da proteção concebida com relé 67 e subtensão [35].

Finalmente, foi idealizado o esquema de ilhamento baseado na proposta do artigoreferenciado em [21], conforme a referência [21]. No esquema de proteção que Mozinasugere, somente um curto-circuito simétrico pode ser confundido com um colapso detensão. Dessa forma, foi pensado utilizar o relé 67 junto à proposta do artigo. Como o reléexistente na conexão com a refinaria (ref-542) não possui a função 47, então foi propostaa implementação de uma função 67 que só atuaria diante de um afundamento de tensãonas três fases entre 50 % e 90 %, conforme a figura 34.

Figura 34 – Diagrama lógico da proteção concebida com relé 67 [35].

Porém, em estudos posteriores, identificou-se que, na hipótese de curto-circuitotrifásico nas subestações de Cascadura, Imbariê ou Triagem, o sistema elétrico da Reducpode contribuir para o evento, de forma similar ao colapso de tensão de novembro de 2009,onde a geração interna da refinaria tendeu a atender a carência de potência reativa do


sistema. Assim, foi necessário fazer uma revisão do esquema proposto utilizando o relé 67,dado que o mesmo atuaria indevidamente para faltas simétricas fora da zona de proteçãodos relés da refinaria.

A nova proposta se baseou no princípio de que há uma diferença considerável nocomportamento da tensão diante dos possíveis eventos que podem ocorrer no SEP. Nocaso de um curto-circuito, o afundamento de tensão que é visto pela barra monitoradadepende da impedância do curto e da distância entre a barra e o local do evento. Todavia,a taxa de variação da magnitude da tensão, quando o sistema está sob um curto-circuito,é sempre elevada e notada igualmente por barras próximas ou distantes. O curto pode seiniciar monofásico e evoluir para bifásico ou trifásico, mas a forma de onda se estabelecenos primeiros ciclos, mantendo alta a taxa de variação de tensão. O tempo de eliminaçãodo curto determinará a recuperação da tensão. Por outro lado, diferentemente de um curto-circuito, colapsos de tensão caracterizam-se por uma queda muito lenta da grandeza, combaixa taxa de variação de tensão. Como visto no item 3.3.3.1, a carência de potência reativana parte afetada do sistema ocasiona o colapso, sendo que os controladores no sistema nãoconseguem restabelecer a tensão em todas as barras em uma condição apropriada.

Dessa forma, foi proposto um esquema de ilhamento baseado na taxa de variação detensão (dv/dt), mantendo-se as características da proposta apresentada em [21], associandoum intertravamento de reversão de potência reativa. Para isso, foi acrescentada uma lógicaque impede o comando de abertura da conexão da refinaria com a concessionária, casohaja uma variação muito rápida da amplitude da tensão. Diversas avaliações foram feitascom registros de ocorrências de faltas simétricas em sistemas de transmissão, e não foiidentificado um caso em que tal esquema atuaria de forma indevida [37].

As figuras 35 e 36 exibem a lógica do sistema concebido e implementado nos relésSEL-451.


Figura 35 – Diagrama lógico da proteção contra subtensão e inversão de potência dodisjuntor 1A [38].


Figura 36 – Diagrama lógico da proteção contra subtensão e inversão de potência dodisjuntor 1B [38].

Assim, para que ocorra trip, todas as condições abaixo têm de ser necessariamenteatendidas:

• As tensões nas três fases estejam acima de 30 %;

• Não haja uma tensão de sequência negativa maior do que 15 %;

• As tensões nas três fases estejam abaixo de 80 %;

• A tensão não se reduza de 90 % para menos de 80 % num intervalo de tempo menordo que 80 ms (Temp-1).

O esquema monitora as três fases, a fim de não ser possível atuação indevida nos curtosmonofásicos e bifásicos. A taxa de variação de tensão é monitorada pelos blocos lógicos[37].

4.4.1.1 Análise da Proteção contra Subtensão

A análise que se segue baseou-se na lógica da figura 35, sendo análoga à lógica dafigura 36. Primeiramente, considere os disjuntores 1A, 1B e 1C fechados.


Inicialmente, considere a situação em que há U > 90 % e U2 < 15 % (situaçãonormal). Nesse caso, o bloco 1 estará recebendo sinal input de 10111, na ordem de cimapara baixo nos terminais de entrada do bloco 1, não havendo condição de atuação de trip.

No caso em que 80 % < U < 90 % e U2 < 15 %, o input permanecerá o mesmo enenhum disjuntor abrirá.

Quando a tensão U decair de 90 % para 80 % em mais de 80 ms, o bloco 1 receberá11111 permitindo que o output passe para de 0 para 1.

Se o evento supracitado ocorrer em menos de 80 ms, o bloco Temp-1 não liberarásinal a jusante, fazendo com que o bloco 1 receba 01111.

Se U < 30 %, o sistema será bloqueado para atuação de trip, pois tratar-se-á deum provável caso de curto-circuito e não de colapso de tensão. A entrada do bloco 1 será11011 no caso do intervalo de 80 ms ter sido respeitado.

Finalmente, se U2 > 15 %, o sistema também será bloqueado, já que nesta situaçãoa probabilidade maior é que o defeito seja um curto-circuito assimétrio, fazendo com queo input do bloco 1 receba 11101, ainda supondo o atendimento dos 80 ms.

Os blocos Temp-3 e Temp-4, de fundo cinza, atuam bloqueando o comando de tripapós o tempo indicado.

Para atuação dos disjuntores 1A e 1C, três condições devem ser atendidas: deverãoestar fechados, deverá ocorrer reversão de potência reativa de, no mínimo, 5 MVAr, e obloco 1 deverá ter atingido saída igual a 1. O bloco OR fornece maior dependabilidadeao sistema, já que uma vez recebido o sinal do bloco 1 e iniciada a contagem de 150 ms,a mesma permanecerá atuando independentemente da mudança de condição do sinal desaída do bloco 1. Porém, pode ser observado que, se o disjuntor 1A/1B abrir antes dacontagem ou se a função 32 desabilitar, a contagem, assim como a ação de trip, serãocanceladas.

Para fins práticos, é interessante analisar o desempenho da lógica para o blackoutde novembro de 2009. A figura 37 mostra os perfis de tensão fase-neutro no primário esecundário do transformador TF-221001A durante o colapso de 2009. A tensão na barrade 138 kV se reduz para 80 % (6400 V) em aproximadamente 350 ms. Como a mesmaalcançou 90 % (7200 V) em, aproximadamente, 200 ms, o intervalo mínimo de 80 ms seriaatendido, permitindo atuação da lógica de subtensão. Conclui-se que esse esquema seriaeficaz na ocorrência de 2009 que motivou sua implantação.


Figura 37 – Perfis de tensão fase-neutro no primário e secundário do transformador TF-221001A.

Análise de Segurança da Proteção contra Subtensão Outras conclusões deinteresse dizem respeito à atuação indevida (no aspecto de segurança, conformeitem 2.3.4) baseada em acontecimento real. Em 28 de janeiro de 2011, às 00 h 38min, ocorreu uma perturbação de origem desconhecida na subestação de Grajaú(detalhes sobre a subestação podem ser vistos no anexo B) e que provocou odesligamento automático do circuito 2 da LT 138 kV Grajaú/Cascadura I. Emconsequência, houve também o desligamento automático de subestações em NovaIguaçu e Piedade. Nessa ocorrência, a tensão não caiu abaixo de 80 % e a taxade variação da tensão se manteve maior do que a requerida para a atuação.Considerando a tensão a 90 % da nominal 12 ms antes do defeito e 80 % danominal 16,6 ms após, o tempo total de variação da tensão foi de 28 ms. Gráficosda ocorrência encontram-se na figura 38.

Adicionalmente, foram implementados esquemas lógicos complementares aos dasfiguras 35 e 36, nos mesmos relés SEL-451 dos disjuntores A e B, a fim de enxergar outrosdefeitos como curto-circuito externo. Os itens seguintes tratam desses esquemas.

4.4.2 Proteção de Sobrecorrente Direcional

Foi implementada uma proposta de proteção com relé 67, a fim de garantir backup(conceito definido no item 2.3.1) das proteções instantâneas em 138 kV e garantir tambéma estabilidade das máquinas da U-2200 em face de um curto entre fases nas linhasentre a Reduc e a UTE-GLB. Após simulações implementadas com o apoio do softwareETAP R©, verificou-se que, caso houvesse um curto-circuito simétrico na subestação deSão José com tempo superior a 300 ms, as máquinas da U-2200 perderiam a estabilidade


Figura 38 – Defeito ocorrido na subestação de Grajaú em janeiro de 2011. [37]


independentemente da eliminação da falta. Assim, considerando os disjuntores 1A, 1B e1C fechados, sugeriu-se que primeiro o disjuntor de interligação (1C) abra em 150 ms, eposteriormente atue o trip do disjuntor que está na mesma barra de geração em 300 ms. Aoutra barra de 138 kV ficará junto ao sistema até que a proteção de entrada atue.

A partir de estudos de afundamento de tensão verificou-se que um curto trifásicoem Cordovil faz a tensão na barra de 138 kV afundar para 0,41 pu. Como faltas nas demaissubestações provocariam afundamentos maiores de tensão, foi proposto um relé 27 parapermitir a atuação da função 67 e, dessa forma, restringir a atuação deste até a área deSão José.

Pelas figuras 39 e 40 vê-se que quando a tensão das fases cair para menos de 30 %ou 60 % com atraso de 350 ms, o disjuntor de interligação abrirá após 150 ms no caso dacorrente do curto alcançar 150 A no disjuntor 1A ou 1B. Se a corrente fluindo por umdestes disjuntores alcançar 250 A, o disjuntor abrirá depois de 300 ms.

Figura 39 – Diagrama lógico da proteção de backup do disjuntor 1A [38].


Figura 40 – Diagrama lógico da proteção de backup do disjuntor 1B [38].

4.4.3 Proteção contra reversão de potência

Também foi implementada a proteção contra reversão de potência ativa. As figuras41 e 42 mostram esta etapa de implementação. A função 32 foi configurada para 5 %de tolerância de reversão de potência, temporizada em 200 ms. Adicionalmente foramconfiguradas proteções 81 (para atuar em menos de 59 Hz) e 27 (atuando em menos de 80% de tensão de sequência positiva). Se todos os disjuntores de entrada estiverem fechados,o disjuntor 1C abrirá instantaneamente. Se o disjuntor 1C já estiver aberto, o disjuntor1A e/ou 1B abrirá.

Figura 41 – Diagrama lógico da proteção contra reversão de potência ativa no relé SEL-451do disjuntor 1A [38].


Figura 42 – Diagrama lógico da proteção contra reversão de potência ativa do disjuntor1B [38].

4.4.4 Proteção contra Desvios de Frequência

A proteção de subfrequência de caráter sistêmico mais próxima à refinaria é aimplementada na subestação de Santa Cruz, sendo parte de um esquema de ilhamento dausina de Angra com um ajuste de 58,7 Hz. Logo, o ajuste para a Reduc teve de consideraros efeitos de variação de frequência sobre a geração própria e particularidades de cadaequipamento. As figuras 43 e 44 exibem o esquema final para esta etapa. Basicamente,ocorrerá atuação de trip quando a frequência se deslocar para fora da faixa de 58 a 62 Hz.Se um dos disjuntores 1A e 1B estiver fechado, com sua respectiva barra interligada a umdos turbogeradores da U-2200, tal disjuntor será aberto sob temporização de 50 ms. Seos disjuntores 1A, 1B e 1C estiverem fechados no momento do distúrbio, o disjuntor 1Cabrirá com atraso de 50 ms.


Figura 43 – Diagrama lógico da proteção contra subfrequência e sobrefrequência do dis-juntor 1A [38].

Figura 44 – Diagrama lógico da proteção contra subfrequência e sobrefrequência no reléSEL-451 do disjuntor 1B [38].

4.4.5 Proteção contra sobretensão

As subestações de Adrianópolis, São José e Grajaú possuem ajuste de sobretensãode 125 % em 500 kV, com atraso de 200 ms, conforme ECE número 1.16.09 da ONS. Dissoadvém a necessidade da configuração de proteção contra sobretensão num nível menor.Assim foi implementada uma proteção com ajuste de 110 % em 2 s e 120 % em 150 ms. Se


apenas um dos disjuntores de interligação estiver fechado, o mesmo sofrerá trip; se todosos disjuntores estiveram fechados, o disjuntor de interligação abrirá. As figuras 45 e 46 sãoreferentes aos esquemas lógicos implementados.

Figura 45 – Diagrama lógico da proteção contra sobretensão do disjuntor 1A [38].

Figura 46 – Diagrama lógico da proteção contra sobretensão do disjuntor 1B [38].

O sistema totalmente ilhado previsto, com os disjuntores 1A, 1B e 1C abertos, deveassumir a configuração da figura 47.


1C

1D

TF-22

1001

A

TG-2001

1E

TF-22

1001

B

TG-2002

1A

UTE-GLB 1

1B

UTE-GLB 2

1F

TF-22

1002

A

1G

TF-22

1002

B

TG-1201 TG-1202 TG-1203

1H

TF-22

2001

A

1I

TF-22

2001

B

SUB-210 (GIS)

U-2200

Ilha 2

Ilha 1U-1320

Ilha 3

Figura 47 – Diagrama unifilar com o sistema elétrico da Reducilhado.


4.5 Nova Ocorrência no SIN e Desempenho do Novo Sistema deIlhamentoNo dia 15 de dezembro de 2012, às 17 h 55 min, houve o desligamento automático de

cinco das seis unidades de geração na usina de Itumbiara, localizada no rio Paranaíba, entreos municípios de Itumbiara, Goiás, e Araporã, Minas Gerais. A ocorrência foi provocadapor interferência eletromagnética no circuito de proteção das máquinas da usina.

Os desligamentos foram responsáveis pela rejeição de 1025 MW de carga no SIN.Por configuração atribuída ao arranjo físico de barramento, do tipo “anel modificado”,na subestação da usina de Itumbiara, foram desligadas simultaneamente a LT 500 kVEmborcação-Itumbiara, neste terminal, e o banco de autotransformadores local AT53,500/345/13,8 kV, no lado de 500 kV.

A gravidade da perturbação resultou na perda de sincronismo entre os sistemasAcre/Rondônia e Norte/Nordeste/Centro-Oeste, e, deste último, com o Sul/Sudeste. Con-sequentemente, os circuitos dos troncos de 230 kV, 345 kV e 500 kV foram desenergizadospor atuação de suas proteções de distância e trip por perda de sincronismo, em função dainstabilidade eletromecânica verificada, que foi mais acentuada em Minas Gerais. Alémdas LTs, foram desligadas de maneira generalizada unidades geradoras de várias usinashidráulicas e térmicas no SIN [39].

Mais uma vez, não foi possível que a refinaria interrompesse seus processos comsegurança, pois houve falha no sistema de proteção, já que o sistema de ilhamento atuoucorretamente, porém o sistema de descarte de cargas apresentou equívocos.

Antes da ocorrência, a refinaria estava importando 16 MW pelo ramal do disjuntor1A e 7 MW pelo ramal do disjuntor 1B. O disjuntor de interligação encontrava-se aberto.As tabelas 6 e 7 mostram a condição das utilidades da Reduc antes da ocorrência.

Tabela 6 – Condição operacional da geração térmica da Reduc antes do blackout.

Geração de Vapor (t/h)U-2200 U-1320


279 234 63 73 75 142 198 1064


Tabela 7 – Condição operacional da geração elétrica da Reduc antes do blackout.



10 9,7 6,4 6,7 5,9 30 68,7

No instante do colapso, os geradores em operação assumiram a carga da refinaria eexportaram cerca de 4 MW para o sistema elétrico externo. Quando a frequência atingiu58 Hz, a U-2200 foi desconectada da U-1320, de acordo com planejamento de descartepré-concebido.

A proteção de ilhamento instalada na subestção de entrada detectou a perturbaçãono sistema elétrico externo e atuou por reversão de potência ativa associada à subfrequênciaconforme previsto, abrindo o disjuntor 1A, de acordo como o esquema da figura 43.

Porém, o consequente desdobramento do descarte de cargas programado para serexecutado após a atuação do ilhamento falhou, pois o sinal adquirido pelo SCMD foio da potência de saída transitória dos geradores que, por sua vez, era maior do que ademanda. Dessa forma, o programa de descarte não foi iniciado pelo SCMD. Quando otransitório amenizou, o sistema tinha potência de carga maior do que a potência gerada,o que provocou uma queda contínua na frequência e na tensão do sistema. O TG-2002sofreu trip por subfrequência, o que levou a um efeito cascata findando na completa faltade energia dentro da refinaria.

Posteriormente, como é costume em incidentes como este, foi feito um grupode trabalho para remover as falhas do sistema de descarte de cargas, cujo trabalho foiconcluído. [40]

68

5 Conclusão

O fornecimento de energia elétrica sempre esteve associado a uma profunda ne-cessidade de controle visando a segurança operacional e continuidade de atendimento dademanda. Nesse trabalho, foi possível obter uma visão clara do nível atual de complexidadeexistente para o projeto da proteção de grandes indústrias.

Os conceitos primários de seletividade, velocidade, sensibilidade e confiabilidadeapresentaram-se como base para a perseguição de um projeto adequado. Ressalta-se aimprevisibilidade de todos os tipos de falha que podem ocorrer num sistema elétrico, dandoà proteção uma exigência maior na sua capacidade de atuação.

Na confecção do projeto não bastou o conhecimento de esquemas modernos delógicas de proteção. Foi necessário adequar as ideias iniciais para a realidade da RefinariaDuque de Caxias. Este é um caso frequente em diversos projetos de engenharia, onde faz-senecessária a compreensão não só do funcionamento dos equipamentos, mas das própriaspropriedades dos fenômenos físicos envolvidos no projeto.

O que também foi notado, principalmente no que se refere às informações de[Scutariu e MacDonald], é o desenvolvimento independente de esquemas de proteção contracolapso de tensão por ocasião de ocorrências severas que possam resultar em blackout .Dada a complexidade de desenvolvimento de tais esquemas, conforme foi exposto nestetrabalho, para se atender os fundamentos mais básicos de proteção elétrica, parece serconveniente uma maior troca de informação, ou mesmo uma sinergia a fim de se conceberesquemas de máxima confiabilidade possível, conforme o caso.

Por fim, acreditamos que o trabalho foi bem sucedido no seu objetivo de expora atualização real de um esquema de proteção de ilhamento em uma unidade industrialcom geração própria no SEP e exibindo o dinamismo demandado por tais esquemas. Umasugestão de trabalho futuro é uma exposição detalhada e conjunta não só da filosofia deilhamento da Reduc, como também do seu sistema interno de descarte de cargas. Outrasugestão, esta mais complexa, é um trabalho que compare esquemas de ilhamento deunidades industriais com geração própria e os seus desempenhos.

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Referências

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[32] SEL. “ACSELERATOR Quickset”. Http://www.selinc.com.br/. Acessado em19/05/2014.

Referências 71

[33] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. “Análise da Perturbação dodia 10/11/2009 às 22h13min envolvendo o desligamento dos três circuitos da LT 765 kVItaberá - Ivaiporã : Ons-re-3-252/2009”. Brasília, 2009, 9-10 p.

[34] REDUC/ER. “Parada Geral da REDUC em decorrência de Blackout”. 2009.Apresentação Institucional.

[35] REDUC/ER. “Evento Apagão - 10 de outubro de 2009: Considerações sobre aproteção 67”. 2009. Apresentação Institucional.

[36] PETROBRAS. “PG-2AT-00338-0: Diretrizes para proteção no ponto de conexão coma cessionária de energia elétrica”. rev. 0. Rio de Janeiro/RJ, 2013. Revisão do IEEE StdC37.2-1996.

[37] REDUC/EM. “Proposta para Proteção de Ilhamento”. 2010. Documento Institucional.

[38] REDUC/ER. “Lógicas das Proteções dos Relés SEL DJ-1A/1B”. 2011. ApresentaçãoInstitucional.

[39] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. “Relatório Anual 2012 doONS”. Brasília, 2012, 44 p.

[40] PETROBRAS/REDUC. “Relatório da Comissão de Análise da Ocorrência de Paradada Refinaria Duque de Caxias por Falta de Energia Elétrica em 15/12/2012”. Duque deCaxias, 2009, 9-10 p.

[41] PETROBRAS, P. “Petrobras inaugura a termelétrica Governador LeonelBrizola, em Duque de Caxias”. 2006. Comunicado Institucional. Acessado emhttp://agenciapetrobras.com.br/upload/pdf/importfromurl_1549.pdf em janeiro de 2014.

[42] FURNAS. “Furnas - Furnas System”. Acessado em janeiro de 2014. Disponível em:<http://www.furnas.com.br/hotsites/sistemafurnas/usina_term_stacruz.asp>.

[43] FURNAS. “Revista Furnas - número 340”. 2007. Comunicado Institucional. Acessadoem http://www.furnas.com.br/arqtrab/ddppg/revistaonline/linhadireta/rf340_subjac.pdfem janeiro de 2014.

[44] FURNAS. “Revista Furnas - número 315”.2004. Comunicado Institucional. Acessado emhttp://www.furnas.com.br/arqtrab/ddppg/revistaonline/linhadireta/RF315_subest.pdfem janeiro de 2014.

[45] FURNAS. “Revista Furnas - número 324”. 2005. Comunicado Institucional. Acessadoem http://www.furnas.com.br/arqtrab/ddppg/revistaonline/linhadireta/rf324_grajau.pdfem janeiro de 2014.

[46] FURNAS. “Revista Furnas - número 331”.2006. Comunicado Institucional. Acessado emhttp://www.furnas.com.br/arqtrab/ddppg/revistaonline/linhadireta/RF_331_mcapa.pdfem janeiro de 2014.

[47] ONS. “Planta da Rede de Operaç ao - Região Sudeste”. 2014. Site da ONS (domíniopúblico). Acessado em http://www.ons.org.br/conheca_sistema/mapas_sin.aspx emjaneiro de 2014.

http://www.furnas.com.br/hotsites/sistemafurnas/usina_term_stacruz.asp

72

ANEXO A – Tabela IEEE/ANSI

Tabela 8 – Números padrões de funções e dispositivos de proteção [9].Código Descrição

1 Elemento principal2 Relé de partida ou fechamento temporizado3 Relé de verificação ou interbloqueio4 Contator principal5 Dispositivo de interrupção6 Disjuntor de partida7 Relé de variação8 Dispositivo de desconexão de potência de controle9 Dispositivo de reversão10 Chave de sequência de unidades11 Dispositivo multifunção12 Dispositivo de sobrevelocidade13 Dispositivo de velocidade síncrona14 Dispositivo de subvelocidade15 Dispositivo de ajuste e comparação de frequência ou velocidade16 Dispositivo de transferência de dados17 Chave de descarte ou paralelismo18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração19 Contator de transição de partida para operação nominal20 Válvula operada eletricamente21 Relé de distância22 Disjuntor de equalização23 Dispositivo de controle de temperatura24 Relé de tensão por frequência (V/Hz)25 Relé de verificação de sincronismo26 Dispositivo térmico do equipamento27 Relé de subtensão28 Detector de chama29 Chave ou contatora de isolamento30 Relé de indicação31 Dispositivo de separação de excitação32 Relé direcional de potência

ANEXO A. Tabela IEEE/ANSI 73

33 Chave de posição34 Dispositivo de sequência principal35 Dispositivo de operação com escovas ou anel de deslizameto curco-circuitado36 Dispositivo de polaridade ou polarizador de tensão37 Relé de subcorrente ou subpotência38 Dispositivo de proteção de mancal39 Monitor de condição mecânica40 Relé de campo (sobre/sub excitado)41 Disjuntor de campo42 Disjuntor de operação43 Dispositivo seletor ou de transferência manual44 Relé de sequência de partida de unidade45 Monitor de condições atmosféricas anormais46 Relé de corrente de balanço de fases ou de fases invertidas47 Relé de tensão de balanço de fases ou de sequência de fases48 Relé de sequência incompleta49 Relé térmico de máquinas rotativas ou transformadores50 Relé de sobrecorrente instantâneo51 Relé de sobrecorrente de tempo inverso52 Disjuntor CA53 Relé de excitação de campo54 Dispositivo de engate de turning gear55 Relé de fator de potência56 Relé de imposição de campo57 Dispositivo de curto-circuito ou aterramento58 Relé de falha de retificação59 Relé de sobretensão60 Relé de balanço de corrente ou tensão61 Sensor ou chave de densidade62 Relé temporizado de abertura ou parada63 Chave de pressão (pressostato)64 Relé de detecção de falha para a terra65 Governador66 Dispositivo de supervisão de número de partidas67 Relé de sobrecorrente direcional68 Relé de “descompasso” ou bloqueio69 Dispositivo de controle permissivo


70 Reostato71 Chave de nível de fluido72 Disjuntor CC73 Contator de resistor de carga74 Relé de alarme75 Mecanismo de mudança de posição76 Relé de sobrecorrente CC77 Dispositivo de telemetria78 Relé de medição de ângulo de fase79 Relé de fechamento CA80 Chave de fluxo81 Relé de frequência82 Relé de religamento de carga CC83 Relé de transferência ou controle seletivo automático84 Mecanismo de operação85 Relé de fio-piloto, carrier ou comunicações piloto86 Relé de bloqueio87 Relé de proteção diferencial88 Gerador-motor ou motor auxiliar89 Chave de linha90 Dispositivo de regulação91 Relé direcional de tensão92 Relé direcional de potência e tensão93 Contator de alteração de campo94 Relé de desligamento

95 a 99 Outras aplicaçõesAcrônimos de dispositivos/funções

AFD Detector de arcoCLK Contador ou clockDDR Registrador de perturbação dinâmicoDFR Registrador de falta digitalENV Medidor de condições ambientaisHIZ Detector de falta de alta impedânciaHMI Interface homem-máquinaHST Registrador de históricoLGC Lógica esquemáticaMET Medidor de variáveis de subestação


PDC Concentrador de dados de fasoresPMU Unidade de medida de fasoresPQM Monitor de qualidade de potênciaRIO Dispositivo de input/output remotoRTU Concentrador de dados terminais remotoSER Registrador de sequência de eventosTCM Monitor de circuito de trip

Tabela 9 – Principais sufixos usados nos códigos de funções de proteção. [9]

Sufixo DescriçãoX,Y e Z Relé auxiliar

O Contator/Relé de aberturaC Contator/Relé de fechamentoG Gerador ou TerraN Rede ou NeutroT TransformadorTH Transformador (lado de alta tensão)TL Transformador (lado de baixa tensão)BF Falha de disjuntor

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ANEXO B – Observações concernentes aoSistema Elétrico do Grande Rio

A figura 48 exibe um diagrama da ONS para um trecho do sistema elétrico doGrande Rio, cuja legenda pode ser vista na figura 49. A Reduc tem seu ponto de conexãojunto à Usina Termoelétrica Governador Leonel Brizola.

Abaixo vão descrições resumidas das fontes geradoras e subestações citadas nestetrabalho.

UTE-GLBA Usina Termoelétrica Governador Leonel Brizola, antigamente conhecida comoTermo-Rio, é a maior termoelétrica do Brasil a gás natural com co-geração e em ciclocombinado. Sua potência instalada é de 1036 MW, o que corresponde ao consumomédio de uma cidade de 4,5 mílhões de habitantes. Possui seis turbinas a gás etrês a vapor, sendo que sua energia é transportada por uma LT de 13,7 km para asubestação de São José, em Belford Roxo. Como explanado neste trabalho, possuipapel fundamental para o atendimento de demanda térmica e elétrica da RefinariaDuque de Caxias [41].

UTE Santa CruzTem capacidade instalada de 932 MW, distribuídos em quatro unidades de geraçãoa vapor e outas duas unidades de geração a gás. Está localizada na margem direitado Canal de São Francisco, na região do Pólo Industrial de Santa Cruz, estado doRio de Janeiro. Entrou em operação em 1967 e sofreu diversas ampliações [42].

Subestação de JacarepaguáEntrou em operação em dezembro de 1967 para suprir o município do Rio de Janeirocom a energia da UTE Santa Cruz, pela interligação com várias subestações da Light.Sofreu ampliações para acomodar os incrementos de capacidade geradora de SantaCruz [43].

Subestação de AdrianópolisResponsável por 64 % de toda a energia consumida no Rio de Janeiro e no EspíritoSanto, possui capacidade instalada de 2580 MVA. Opera em três setores diferenciados,principalemente, pelos níveis de tensão: 138 kV, 345 kV e 500 kV [44].

Subestação do GrajaúPossui setores de 138 e 500 kV. Possui quatro bancos de transformadores de 2400

ANEXO B. Observações concernentes ao Sistema Elétrico do Grande Rio 77

MVA cada. Construída em 1979, ela recebe duas linhas de 500 kV, originárias dassubestações de Adrianópolis e Angra dos Reis e repassa a energia através de 16linhas de 138 kV para o abastecimento da Light [45].

Subestação de AngraÉ responsável pelo transporte de 1900 MW das usinas nucleares de Angra I e AngraII. Responsável pela interligação Rio-São Paulo, através da linha de transmissãoCachoeira Paulista-Angra dos Reis, a subestação conta com três pátios, dois de 138kV e um de 500 kV [46].

Figura 48 – Diagrama Elétrico de parte do SEP do Grande Rio [47].

ANEXO B. Observações concernentes ao Sistema Elétrico do Grande Rio 78

Figura 49 – Legenda do diagrama da figura 48 [47].

Documents

Atualização do Sistema de Proteção de Ilhamento Elétrico em uma