ESTUDO E AVALIAÇÃO DAS PROTEÇÕES DE LINHAS DE … · 2020. 11. 1. · ESTUDO E AVALIAÇÃO DAS PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO 500 kV DA ELETROBRÁS-ELETRONORTE LOCALIZADAS

ESTUDO E AVALIAÇÃO DAS PROTEÇÕES DE LINHAS DE

TRANSMISSÃO 500 kV DA ELETROBRÁS-ELETRONORTE

LOCALIZADAS NA SUBESTAÇÃO DE TUCURUÍ

Wendell Carlos de Oliveira

2º Período / 2010

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ

CAMPUS UNIVERSITÁRIO DE TUCURUÍ

TUCURUÍ – PARÁ

UFPA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ

CAMPUS UNIVERSITÁRIO DE TUCURUÍ

CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

WENDELL CARLOS DE OLIVEIRA




TUCURUÍ

JUNHO / 2010

TRABALHO SUBMETIDO AO COLEGIADO DO

CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA PARA

OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO

ELETRICISTA.




Este Trabalho foi julgado em 18 de junho de 2010 adequado para obtenção

do Grau de Engenheiro Eletricista e aprovado na sua forma final pela banca

examinadora que atribuiu o conceito .................................................

_______________________________________

Prof. MSc. Andrey Ramos Vieira

ORIENTADOR – FEE/CTUC/UFPA

_______________________________________

Prof. MSc. Claudomiro Fábio de Oliveira Barbosa

MEMBRO – FEE/CTUC/UFPA

_______________________________________

Eng. Especialista Wanderley Pereira dos Santos

MEMBRO – ELETROBÁS-ELETRONORTE

_______________________________________

Prof. MSc. Cleison Daniel da Silva

DIRETOR DA FACULDADE DE

ENGENHARIA ELÉTRICA

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus Pais, Esposa,

Filhos, Irmão, familiares e amigos pelo apoio, incentivo

e confiança no decorrer da minha formação acadêmica.

AGRADECIMENTOS

À Deus, que me deu além da vida, inteligência, saúde e força para realização

de qualquer trabalho.

Aos meus pais que mesmo estando longe, sempre me deram forças, sempre

acreditaram em mim e sem o apoio deles nada disto seria possível.

À minha esposa e filhos que sempre estiveram junto de mim nesta caminhada

e sem eles nada disto teria sentido.

Ao meu Orientador Andrey Ramos, pelo apoio constante e paciência durante

a realização deste trabalho.

Ao professor Rafael Bayma, que desde o começo do curso mostrou grande

interesse pela pesquisa e foi peça fundamental para concretização desta conquista.

Ao meu irmão, por sempre acreditar em mim e me dar forças.

Ao meu grande amigo Édson Lopes que nunca mediu esforços para me

ajudar e sempre me deu enorme apoio.

À todos os amigos da nossa turma de engenharia pelos momentos de

descontração e pela amizade que foi vinculada, em especial ao amigo Marcelo Sales

que ao longo do curso sempre se dispôs a me ajudar.

Aos meus amigos Jaidro, Cézar, Ribamar, Bartolomeu, Isaque, Berg,

Marlúcio, Emerson, Carlos Viana, Mira, Lobato, Tenório, Antenor, Klênio, Gilson,

Miller, Artur, Dias, Ricardo, Socorro, Conceição e Kátia pelo apoio.

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS ix

LISTA DE TABELAS xiii

RESUMO xiv

CAPÍTULO 1 Introdução 01

1.1 Transmissão de Energia Elétrica 01

1.2 Configuração do Sistema Elétrico de Energia 03

1.2.1 Sistema Radial 03

1.2.2 Sistema em Anel 04

1.3 Proteção de Sistemas de Energia 05

1.4 Componentes de um Sistema de Proteção 09

1.4.1 Serviços Auxiliares 10

1.4.2 Transdutores (TCs e TPs) 11

1.4.3 Disjuntores 14

1.4.4 Relé 18

1.5 Estatísticas de Defeitos no Sistema Elétrico 21

1.6 Objetivos 22

CAPÍTULO 2 Proteções de Linhas de Transmissão 24

2.1 Características das Proteções de Linhas de Transmissão 24

2.2 Relés de Sobrecorrente 24

2.2.1 Relé de Sobrecorrente Instantâneo 26

2.2.2 Relé de Sobrecorrente Temporizado 27

2.2.2.1 Relé 51 de tempo Definido 28

2.2.2.2 Relé 51 de tempo Inverso 28

2.2.3 Relé de Sobrecorrente de Neutro 32

2.2.4 Coordenação de Relés de Sobrecorrente 32

2.2.4.1 Coordenação de Relés de Tempo Definido 33

2.2.4.2 Coordenação de Relés de tempo Definido

com Elemento Instantâneo 33

2.2.4.3 Coordenação de relés de Tempo Inverso 34

2.2.4.4 Coordenação de relés de Tempo Inverso

com elemento instantâneo 34

2.3 Relés Direcionais 35

2.3.1 Relés Direcionais de Potência 35

2.3.2 Relés Direcionais de Sobrecorrente 37

2.3.2.1 Polarização do Relé Direcional 39

2.3.3 Relés Direcionais de Sequência Zero 42

2.3.4 Coordenação com Relés de Sobrecorrente e Direcional 44

2.4 Relés de Distância 44

2.4.1 Tipos de Curtos-Circuitos 45

2.4.1.1 Curtos-Circuitos Trifásicos 45

2.4.1.2 Curtos-Circuitos Fase-Fase-Terra 46

2.4.1.3 Curtos-Circuitos Fase-Fase 47

2.4.1.4 Curtos-Circuitos Fase-Terra 48

2.4.2 Relé de Distância 49

2.4.2.1 Relés de Impedância 50

2.4.2.1.1 Direcionalidade do Relé de Impedância 52

2.4.2.1.2 Impedância vista pelo Relé de Impedância 53

2.4.2.1.3 Zonas de Atuação do Relé de Impedância 54

2.4.2.1.4 Ajustes e Temporização das Zonas do

Relé de Impedância 55

2.4.2.2 Relés de Admitância 56

2.4.2.2.1 Direcionalidade do Relé de Admitância 58

2.4.2.2.2 Zonas de Atuação do Relé de Admitância 59

2.4.2.2.3 Ajustes e Temporização das Zonas do

Relé de Admitância 60

2.4.2.3 Relés de Reatância 61

2.4.2.3.1 Relé de Reatância e o Arco Elétrico 63

2.4.2.4 Formas Geométricas das Características dos

Relés de Distância 65

2.4.2.5 Fenômenos que Influenciam na Atuação dos

Relés de Distância 67

2.5 Teleproteção 67

2.5.1 Tipos de Canais Piloto 68

2.5.2 Esquemas de Teleproteção 68

CAPÍTULO 3 Proteções Adotadas pela Eletronorte em suas Linhas

de Transmissão de 500 kV na Subestação de Tucuruí 70

3.1 A Eletronorte 70

3.2 Proteções das Saídas de Linhas de 500 Kv 71

3.2.1 Proteção de Distância 72

3.2.2 Proteção Contra Oscilação de Potência 72

3.2.3 Proteção Energização Sob Falta (SOTF) 73

3.2.4 Proteção Envolvendo Teleproteção 74

3.2.5 Proteção de Fraca Alimentação (Week Infeed) 76

3.2.6 Proteção de Sobrecorrente 77

3.2.7 Proteção de Sobrecorrente de Neutro 78

3.2.8 Proteção de Tensão 78

3.2.9 Localização de Defeitos 78

3.2.10 Proteção Contra Falha de Disjuntor 79

3.2.11 Proteção Religamento automático 79

3.2.12 Função de Sincronismo e Verificação de Tensão 80

CAPÍTULO 4 Cálculos dos Ajustes da Função Distância das Linhas

de 500 kV da Eletronorte na Subestação de Tucuruí 83

4.1 Cálculo dos Ajustes da Proteção de Distância 83

4.1.1 Dados da Linha de Transmissão 83

4.1.2 Relação de Transformação do TC e do TP 83

4.1.3 Dados do Banco de Capacitor Série Instalado em Marabá 84

4.1.4 Cálculo das Impedâncias da Linha TCMB-LA7-04 84

4.1.5 Cálculo do Fator de Compensação Residual 86

4.1.6 Cálculo da Resistência de Carga e Ângulo de Carga 87

4.1.7 Geometria Poligonal com Direcionalidade 88

4.1.8 Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Primeira Zona 90

4.1.8.1 Influência da Compensação Série 90

4.1.8.2 Influência da Resistência de Falta 92

4.1.9 Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Zona Controlada 94

4.1.10 Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Segunda Zona 96

4.1.11 Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Terceira Zona 97

4.1.12 Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Quarta Zona 98

4.1.13 Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Quinta Zona 98

CAPÍTULO 5 Propostas de Melhoria em Algumas Funções de Proteção

para Estudos em Trabalhos Futuros 101

5.1 Localização de Defeitos 101

5.2 Relé de Distância 105

CAPÍTULO 6 Conclusão 108

APÊNDICES 110

Apêndice A 110

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 113

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1.1 Sistema Interligado brasileiro 02

FIGURA 1.2 Sistema Radial 03

FIGURA 1.3 Sistema em anel 04

FIGURA 1.4 Esquema de Seletividade de Proteção 06

FIGURA 1.5 Relação da Potência e Tempo de Atuação da Proteção 07

FIGURA 1.6 Zonas de Proteção 08

FIGURA 1.7 Esquema de Proteção Principal e de Retaguarda 09

FIGURA 1.8 Componentes de um Sistema de Proteção 10

FIGURA 1.9 Banco de Baterias 11

FIGURA 1.10 Esquema de um TC com Braços de Medição e Proteção 12

FIGURA 1.11 TCs Tipo Bucha, Janela, Pedestal e Barra

Respectivamente 12

FIGURA 1.12 TPI e DCP Respectivamente 13

FIGURA 1.13 Circuito de Acionamento de um Disjuntor 14

FIGURA 1.14 Disjuntor a Óleo 15

FIGURA 1.15 Disjuntor a Ar Comprimido 16

FIGURA 1.16 Disjuntor a Vácuo 17

FIGURA 1.17 Disjuntor a SF6 18

FIGURA 1.18 Conexão dos Terminais de um Relé 19

FIGURA 1.19 Relé Eletromecânico 19

FIGURA 1.20 Relé Estático 20

FIGURA 1.21 Relé Digital 20

FIGURA 1.22 Relés Numéricos 21

FIGURA 2.1 Esquema Trifásico de Proteção de Sobrecorrente 25

FIGURA 2.2 Curva (T-I) do Relé de Sobrecorrente 26

FIGURA 2.3 Curva (T-I) do Relé de Sobrecorrente Instantâneo 27

FIGURA 2.4 Curva (T-I) do Relé 51 de Tempo Definido 28

FIGURA 2.5 Curva (T-I) do Relé 51 de Tempo Inverso 29

FIGURA 2.6 Curvas de Atuação da Família Normal Inversa para

Relés de Sobrecorrente 30

FIGURA 2.7 Curvas Típicas da Atuação para Cada Tipo de Família 31

FIGURA 2.8 Coordenação Completa do Relé de Tempo Definido 33

FIGURA 2.9 Coordenação de Relés de Tempo Definido com

Elemento Instantâneo 34

FIGURA 2.10 Coordenação de Relés de Tempo Inverso 34

FIGURA 2.11 Coordenação de Relés de Tempo Inverso com

Elemento Instantâneo 35

FIGURA 2.12 Esquema com Relé Direcional de Potência 36

FIGURA 2.13 Diagrama do Relé de Sobrecorrente Direcional 37

FIGURA 2.14 Esquema de Atuação do Relé 67 conectado a um

Determinado SEP 37

FIGURA 2.15 Diagrama Fasorial das Grandezas de Relé Direcional 38

FIGURA 2.16 Diagrama Fasorial do Limiar de Operação do Relé

Direcional 39

FIGURA 2.17 Polarização com Conexão a 0° 40




FIGURA 2.21 Esquema com Relé de Sobrecorrente Monitorado pelo

Relé Direcional 41

FIGURA 2.22 Esquema Geral da Ligação do Relé de Neutro 42

FIGURA 2.23 Polarização por Tensão de Sequência Zero 43

FIGURA 2.24 Conexão do Relé Direcional de Sobrecorrente Digital

de Fase e de Neutro em um SEP 43

FIGURA 2.25 Coordenação de um Sistema em Anel com Relés de

Sobrecorrente e Direcional 44

FIGURA 2.26 Diagrama Esquemático e o Equivalente de Fase de uma

Falta Trifásica 46

FIGURA 2.27 Diagrama Esquemático e de Conexão das Sequências

do Curto Fase-Fase-Terra 46


do Curto Fase-Fase 47


do Curto Fase-Terra 48

FIGURA 2.30 Diagrama Unifilar do Relé de Distância 49

FIGURA 2.31 Princípio de Funcionamento do relé de Impedância

Eletromagnético 50

FIGURA 2.32 Esquema no Plano R-X do Relé de Impedância 51

FIGURA 2.33 Esquema com Dois Relés de Impedância sem

Direcionalidade 52

FIGURA 2.34 Relé de Impedância em Conjunto com o Relé Direcional 53

FIGURA 2.35 Esquema com Dois Relés de Impedância em Conjunto

com o Relé Direcional 53

FIGURA 2.36 Zonas de Atuação do relé de Impedância 55

FIGURA 2.37 Zonas de Atuação do Relé 21/67 na Barra A 56

FIGURA 2.38 Diagrama fasorial do Limiar de Operação do Relé de

Admitância 58

FIGURA 2.39 Esquema no Plano R-X do Relé de Admitância 58

FIGURA 2.40 Esquema com Dois Relés de Admitância Conferindo

Direcionalidade ao Sistema 59

FIGURA 2.41 Zonas de Atuação do Relé de Admitância 59

FIGURA 2.42 Ajustes das Zonas de Atuação do Relé de Admitância 60

FIGURA 2.43 Diagrama do Lugar Geométrico do Limiar de Operação

do Relé de Reatância 62

FIGURA 2.44 Impedância Vista pelo Relé 21 63

FIGURA 2.45 Redução no Alcance dos Relés de Impedância e

Admitância pela Resistência de Arco 63

FIGURA 2.46 Relé de Reatância com duas Zonas Acoplado ao Relé

de Admitância 64

FIGURA 2.47 Impedância Vista pelo Relé de Reatância e Admitância 64

FIGURA 2.48 Detalhe Referente à Figura 2.47 65

FIGURA 2.49 Relés de Distância com Zonas Distintas de Atuação 66

FIGURA 2.50 Esquema Simplificado de Teleproteção 67

FIGURA 3.1 Esquema Envolvendo Arranjo do Tipo Disjuntor e Meio 71

FIGURA 3.2 Característica da Oscilação de Potência em um Sistema

Elétrico de Potência 73

FIGURA 3.3 Esquema Simplificado de um Sistema Carrier 75

FIGURA 3.4 Estrutura do Esquema POTT 76

FIGURA 3.5 Trecho de Atuação da Proteção Stub Bus 77

FIGURA 3.6 Diagrama Envolvendo as proteções de uma LT de 500 kV

da Eletrobrás-Eletronorte 81

FIGURA 4.1 Característica Direcional no diagrama R-X 88

FIGURA 4.2 Exemplo de Geometria Poligonal com Direcionalidade 89

FIGURA 4.3 Direções das Zonas do Relé 21 90

FIGURA 4.4 Transitório da Impedância de Falta em Linhas com

Capacitor Série 90

FIGURA 4.5 Banco de Capacitor Série Conectado em um Sistema

Elétrico 91

FIGURA 4.6 Relés 7SA612 e 7VK611 100

FIGURA 4.7 Diagrama R-X dos Valores Ajustados no Relé 7SA612 100

FIGURA 5.1 Esquemático da Teoria das Ondas Viajantes 103

FIGURA 5.2 Exemplo de um Sistema que usa Ondas Viajantes para

Localização de Defeitos 104

FIGURA 5.3 Sistema que usa Ondas Viajantes Integrado com o

Google Earth 104

FIGURA 5.4 Curvas Características da Proteção de Distância

Adaptativa 107

FIGURA 5.5 Curva de Proteção de Distância Adaptativa e de

Distância Convencional 107

LISTA DE TABELAS

TABELA 1.1 Percentual de Falhas por Tipo de Defeito 22

TABELA 1.2 Percentual de Falhas por Equipamento Protegido 22

TABELA 1.3 Percentual de Falhas pela Causa da Falta 22

TABELA 2.1 Parâmetros de Ajuste das Curvas de Tempo em Relés

Digitais 31

TABELA 2.2 Tipos de Canais Pilotos Utilizados Atualmente 69

TABELA 4.1 Capacidade e Comprimento da Linha de Transmissão 84

TABELA 4.2 Relações de Transformação do TC e do TP 84

TABELA 4.3 Dados do Banco de Capacitor Série da Subestação de

Marabá 85

TABELA 5.1 Valores Medidos na LT Tucuruí-Altamira (230 kV e

325 km) da Eletronorte 105

RESUMO

Este trabalho tem como objetivo reunir de forma concisa o conhecimento

técnico necessário para o entendimento das proteções usadas pela empresa de

energia Eletrobrás-Eletronorte em suas linhas de transmissão de 500 kV. Com isso,

é apresentada uma metodologia baseada em informações de várias referências

bibliográficas que abordam este tema ou alguns dos tópicos deste trabalho.

Antes de apresentar a filosofia e os critérios utilizados nesta abordagem, é

necessário rever os conceitos básicos utilizados para explanação de todas as

proteções de linhas utilizadas pela referida empresa, assim como, para efetuar os

cálculos pertinentes ao ajuste dos parâmetros da função de distância, que é a

principal função dos relés digitais, implantados especificamente para proteção das

linhas de transmissão de 500 kV.

As equações e métodos de cálculos utilizados para os ajustes dos parâmetros

da função de distância são baseados nas Componentes Simétricas de Sequência de

Fortescue, nas leis de Kirchhoff, na lei de Ohm, nos sistemas equivalentes de

Thévenim e na análise nodal. Saber como estes valores de ajustes são calculados e

entender como eles são utilizados para traçar o diagrama R-X do relé é de extrema

importância.

Para concluir este trabalho, são apresentadas propostas de estudos de

melhorias de algumas dessas funções de proteção para aplicação em trabalhos

futuros, pois, apesar desses relés usufruírem de excelentes algoritmos de cálculo

utilizados para sua parametrização, não são muito precisos, no que diz respeito à

função de localização de defeitos e a função de distância quando esta fica

submetida às dinâmicas do sistema elétrico de potência.

No capítulo 1 são apresentados os tipos mais comuns de proteções

utilizadas em linhas de transmissão.

No capítulo 2 são apresentadas todas as Funções de proteção intrínsecas

dos relés digitais usados pela empresa Eletrobrás-Eletronorte na proteção de suas

linhas de transmissão de 500 kV, na subestação de Tucuruí.

No capítulo 3 são efetuados todos os cálculos pertinentes aos parâmetros de

ajustes da função de distância, intrínseca dos relés digitais usados pela empresa na

proteção de suas linhas de transmissão de 500 kV, na subestação de Tucuruí.

No capítulo 4 são apresentadas propostas de melhorias em algumas funções

de proteção para estudos em trabalhos futuros.

No capítulo 5 são apresentadas as conclusões pertinentes aos assuntos

referenciados neste trabalho.

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

1.1 – Transmissão de Energia Elétrica

O consumo mundial de energia elétrica aumenta continuamente sendo mais

evidentemente observado nos países em crescimento. Mundialmente o

desenvolvimento da infraestrutura implicou na necessidade do fornecimento de

energia para regiões mais distantes dos centros geradores e o desenvolvimento de

uma estrutura de transmissão que minimizasse o problema das interrupções no

fornecimento de energia elétrica. O resultado é a interconexão das regiões

separadas geograficamente e dos sistemas que antes funcionavam isolados, através

de linhas de transmissão de longa distância, maximizando a utilização das fontes de

energia já existentes e o fornecimento contínuo de energia elétrica para o sistema.

O sistema elétrico brasileiro com tamanho e características que permitem

considerá-lo único no cenário mundial, se caracteriza por ser um sistema

hidrotérmico de grande porte com predominância de usinas hidroelétricas. Esse

sistema é formado por três grandes sistemas interligados através de linhas de

transmissão, um reunindo as empresas das regiões sul, sudeste e centro-oeste,

outro as concessionárias da região nordeste e a última as empresas da região norte.

Segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS), atualmente, apenas 3,4% da

capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora desse sistema, em

pequenos sistemas isolados, localizados principalmente na região amazônica.

O sistema interligado brasileiro permite transportar com eficiência e

segurança a energia produzida até os centros de consumo, através de várias rotas

alternativas de transmissão de energia. Melhor ainda, essas interligações

possibilitam o intercâmbio de energia entre as regiões, permitindo obter grandes

benefícios a partir da diversidade de comportamento das vazões entre rios de

diferentes bacias hidrográficas. A figura 1.1 mostra o sistema interligado brasileiro.

Figura 1.2 – Sistema interligado brasileiro.

A interligação do sistema elétrico de potência trouxe, além de vantagens

econômicas, novos problemas como um todo. Nesse tipo de sistema, as

perturbações causadas por uma falta podem se estender a todo sistema causando

grandes prejuízos, tais como:

a. Caos urbano devido a cortes de energia;

b. Perda de vidas humanas;

c. Incêndios;

d. Perda de equipamentos de alto custo, e/ou imprescindíveis para o

processo;

e. Perda de receita resultante de corte prolongado do suprimento de energia.

É importante, portanto, minimizar os efeitos desastrosos provocados por

defeitos em sistemas elétricos. Para esse fim, utilizam-se os sistemas de proteção.

1.2 – Configuração do Sistema Elétrico de Potência

A maneira como os componentes elétricos de um Sistema Elétrico de

Potência (SEP) estão interconectados e a configuração desse sistema, ambos

exercem uma influência muito grande na maneira pela qual os sistemas de proteção

serão configurados.

1.2.1 – Sistema Radial

Um sistema radial, como mostra a figura 1.2, é um arranjo em que a energia

flui apenas em uma direção, tendo os geradores conectados em uma única barra de

geração alimentando múltiplos consumidores. Por possuir tal característica, este tipo

de sistema é geralmente associado a um sistema de distribuição.

Figura 1.2 – Sistema radial.

A construção de tal sistema é relativamente econômica devido a sua

simplicidade. Todavia, do ponto de vista da confiabilidade deixa muito a desejar

pelas altas taxas de descontinuidade de energia e perdas de cargas, provocando

grande descontentamento por parte dos consumidores. Do ponto de vista do sistema

de proteção, um sistema radial apresenta uma baixa complexidade, pois a corrente

de curto-circuito flui no mesmo sentido, isto é, da fonte para o local da falta [1].

1.2.2 – Sistema em Anel

É o tipo de sistema em que a energia pode fluir em qualquer sentido, no caso

de defeito, o curto-circuito é alimentado por correntes elétricas provenientes de todos

os lados. A corrente de curto-circuito sempre converge para o ponto de defeito,

proveniente de todos os lados do sistema elétrico. Logo, para haver seletividade, a

proteção deve ter características direcionais. O sistema em anel é muito mais caro

que o radial e também muito mais difícil a coordenação de sua proteção [1]. A figura

1.3 mostra um exemplo de sistema em anel.

Figura 1.3 – Sistema em anel.

A grande vantagem do sistema em anel é que para defeitos nas linhas de

transmissão, a proteção atua desconectando somente a linha defeituosa sem

desenergizar as barras e os trechos sem defeitos, portanto, sem perda de cargas.

Tem-se assim, garantido o suprimento de energia para os consumidores.

1.3 – Proteção de Sistemas de Energia

Proteção de sistemas elétricos é o termo utilizado para descrever a ciência e

a operação dos dispositivos de proteção, dentro de uma determinada estratégia,

com o objetivo de maximizar a continuidade dos serviços e minimizar os danos às

propriedades e pessoas, devido às situações anormais no sistema elétrico. A

estratégia deve ser planejada e estudada para não somente proteger os sistemas e

seus componentes contra faltas, mas também proteger as partes sãs dos efeitos dos

componentes sob condições de defeito [2].

A função principal do sistema de proteção é desligar rapidamente qualquer

elemento do sistema, tão logo condições anormais de operação tenham sido

detectadas naquele componente, evitando assim que a mesma cause danos

maiores ou comprometa a operação dos demais elementos do sistema. Além disso,

a proteção também promove a indicação da localização e do tipo do defeito, visando

mais rápida reparação e possibilidade de análise da eficiência e características de

atenuação da proteção adotada [3].

A implantação de um bom e eficiente sistema de proteção deve atender os

seguintes requisitos básicos:

a. Seletividade – Capacidade de retirar de operação exclusivamente o

elemento defeituoso, preservando na íntegra o restante do sistema, ou

seja, a proteção deve prover a máxima continuidade de operação do

sistema protegido com um mínimo de desconexões no caso de uma falta

no sistema. Com isso se diz que a seletividade determina a coordenação

de proteção. A figura 1.4 mostra um esquema de seletividade da proteção.

à Disjuntor (Dj) BàBarramento F à Falta

Figura 1.4 – Esquema de seletividade de proteção.

b. Confiabilidade – É a medida do grau de certeza com que o sistema de

proteção desempenha corretamente sua função, ou seja, o sistema deve

ter certeza da operação correta quando necessário (dependabilidade e

evitar a atuação indevida durante a operação normal do sistema ou na

presença de faltas fora de sua zona de operação (segurança).

c. Rapidez e velocidade – É a capacidade de resposta do sistema de

proteção dentro do menor tempo possível de modo: a minimizar o tempo de

duração da falta e conseqüente perigo para os equipamentos; a assegurar

a continuidade do suprimento e a manutenção das condições normais de

operação nas partes não afetadas do sistema; a auxiliar na manutenção da

estabilidade do sistema pela remoção do distúrbio antes que este se

espalhe e conduza a uma perda de sincronismo e conseqüentemente ao

colapso do sistema de potência; e por último, deve evitar ou diminuir a

extensão dos danos no sistema, dado que a energia liberada durante a

falta é proporcional a resistência, ao quadrado da corrente e a duração da

falta (R.I².t). Na figura 1.5 pode-se observar que quanto maior for o

carregamento do sistema, menor será o tempo de permanência da falta

neste sistema.

Ca

rga

Tempo

Fase-Terra

Fase-Fase

Fase-Fase-Terra

Trifásico

Figura 1.5 – Relação da potência e. tempo de atuação da proteção.

d. Sensibilidade – O sistema de proteção deve possuir a habilidade de

distinguir entre alterações normais no sistema, como energização de

transformadores, manobras nas subestações ou aumento de carga no

sistema, e anomalias causadas por curto-circuito, retirando de operação

apenas a parte do sistema que se encontra sob falta, deixando o resto do

sistema operando normalmente. É a capacidade do sistema de proteção

identificar uma condição anormal que exceda um valor limite ou de pickup

para qual inicia uma ação de proteção quando as quantidades sentidas

excedem o valor limite. A expressão 1.1 mostra como se obter o fator de

sensibilidade.

onde:

Fs à é o fator de sensibilidade;

Isc,min à é a corrente de curto-circuito no extremo mais afastado da falta;

Ipickup à é o valor mínimo de corrente especificada no relé, em que

sensibiliza a proteção causando o início da operação nos relés, ou seja, é o

valor determinado para o relé operar.

A sensibilidade deve ser tal que a proteção perceba um curto-circuito

que ocorra na extremidade do circuito mesmo que o defeito seja de

pequena intensidade.

e. Economia – Avaliada no sentido de se ter máxima proteção com menor

custo, considerando sempre a relação custo/benefício, que é a essência da

engenharia.

f. Coordenação – É o estudo e a aplicação de ajustes e esquemas no sentido

de garantir os requisitos básicos de seletividade e velocidade, ou seja,

garantir que haja sempre uma ou mais proteções de retaguarda que

detecte a mesma anormalidade e atue de acordo com tempos pré-

estabelecidos caso a proteção mais próxima do defeito falhe na atuação

sem, no entanto, comprometer a seletividade. Logo, a coordenação é o ato

ou efeito de dispor de dois ou mais dispositivos de proteção em série

segundo certa ordem, de forma a atuarem em uma seqüência de operação

pré-estabelecida.

g. Zonas de proteção – São definidas como uma parte do SEP que possui

uma região definida por linhas imaginárias limitadas pelos disjuntores, as

quais devem ser protegidas contra eventuais anormalidades que podem vir

a ocorrer. Um sistema de proteção possui uma ou mais zonas de proteção,

que são identificadas pelos dispositivos a ser protegidos por elas. A figura

1.6 mostra parte de um SEP dividido em várias zonas de proteção.

Proteção

do

Gerador

Proteção do

Equipamento

de manobra e

controle

Proteção do

Transformador

Proteção do

Barramento de

Alta Tensão

Proteção da

Linha de

Transmissão

Proteção do

Barramento

Intermediário

Proteção da

Linha de

Transmissão

Figura 1.6 – Zonas (ou zoneamento) de proteção.

h. Proteção primária e de retaguarda – A proteção primária é aquela que tem

a função de detectar e eliminar uma anormalidade dentro de sua zona de

atuação, ou seja, com seletividade, velocidade e confiabilidade.

Dependendo do grau de importância do elemento protegido podem ser

concebidas duas proteções primárias denominadas “Duplicadas” ou

“Primária+Alternada”. Existe também por especificação ou escolha de

projeto a proteção de retaguarda, que tem como finalidade ser a segunda

ou terceira proteção a detectar a mesma anormalidade da primária,

atuando caso esta venha a falhar. A proteção de retaguarda pode ser

especificada como “Retaguarda Local” se estiver conectada no mesmo

local de instalação da proteção primária ou “Retaguarda Remota” se estiver

conectada em outro componente, adjacente aquele ao qual está instalada a

proteção primária. A figura 1.7 mostra o esquema envolvendo proteção

primária e de retaguarda.

Subestação A Subestação B Subestação C

TC TC TC TC

TP TP TP TP

DjDjDjDj

Re

Re

Re

Re

Re

Re

Re

ReReàRelé

Figura 1.7 – Esquema de proteção principal e de retaguarda.

1.4 – Componentes de um Sistema de Proteção

O sistema de proteção é composto por um conjunto de dispositivos e de

vários outros subsistemas, os quais contribuem com o processo de detecção e

isolamento do elemento defeituoso. A seguir tem-se a descrição dos componentes

que formam o sistema de proteção. A figura 1.8 apresenta um diagrama simplificado

desses elementos.

Figura 1.8 – Componentes de um sistema de proteção.

1.4.1 – Serviços Auxiliares

São responsáveis por manter funcionando os equipamentos de proteção de

forma ininterrupta, fazendo-os atuar em caso de “black-out”. Em subestações de

grande porte é comum ter duas fontes distintas de alimentação em corrente

alternada (CA) que suprem o sistema de corrente contínua (CC) através de

retificadores. No caso de perda das fontes CA, são utilizados geradores de

emergência ou bancos de baterias para alimentarem o sistema de CC, garantindo

uma maior confiabilidade ao sistema de proteção. A figura 1.9 mostra um banco de

baterias.

Figura 1.9 – Banco de baterias.

1.4.2 - Transdutores (TCs e TPs)

Os transformadores de instrumento, ou transdutores, são os transformadores

de correntes (TCs) e de tensão, também denominado de transformadores de

potencial (TPs). Quando aplicados aos sistemas de potência, esses equipamentos

têm a função de permitir o acesso às correntes e tensões em amplitudes menores,

com segurança, e também isolar galvanicamente os instrumentos ligados nos seus

enrolamentos secundários do sistema de alta tensão. Os valores nominais dos

enrolamentos secundários desses transdutores são padronizados para que os relés,

os instrumentos de medição e os de controle de quaisquer fabricantes possam ser

conectados sem qualquer problema. Em vários países os enrolamentos secundários

dos TCs são padronizados em 5 A, enquanto que na Europa utiliza-se o padrão 1 A.

A tensão do secundário dos TPs é padronizada em 115 V (tensão de linha), ou 66,4

V (tensão de fase). A seguir são caracterizados cada transdutor:

a. Transformadores de corrente (TC) – É um transformador destinado a

reproduzir, em escala reduzida, a corrente primária em seu circuito

secundário, mantendo sua posição fasorial, ou seja, o TC deve reproduzir

no seu secundário, uma corrente que é uma réplica em escala da corrente

do primário do SEP. São dispositivos que têm o primário ligado em série

com o circuito principal e o secundário ligado aos relés e/ou instrumentos

de medição e controle, cujo valor de corrente depende da corrente primária

e do número de espiras do enrolamento (relação de transformação). São

projetados para suportar, por poucos segundos, as correntes elevadas de

curtos-circuitos (Icc), que podem alcançar 20 vezes o valor da corrente

nominal (In). Os TCs devem ser precisos até sua classe de exatidão, 2,5 ou

10% para uma Icc de 20 x In. O TC pode contemplar tanto características de

proteção quanto de medição. Para tanto, o braço do núcleo magnético da

bobina secundária de medição deve ser fino para saturar durante os curtos-

circuitos, evitando a perfuração da isolação dos TCs de medição por

sobrecorrente, já o braço da bobina secundária de proteção deve ser

grosso para não saturar no instante do curto-circuito, mantendo a precisão

até sua classe de exatidão. A figura 1.10 mostra um esquemático de um

TC contendo braços de medição e proteção.

Figura 1.10 – Esquemático de um TC com braços de medição e proteção.

- Tipos de TCs – Quanto ao tipo, os transformadores de corrente podem

ser: tipo bucha, tipo janela, tipo pedestal e tipo barra. Na figura 1.11

pode-se observar exemplos desses tipos de TCs.

(a) Bucha (b) Janela (c) Pedestal (d) Barra

Figura 1.11 – Tipos de TCs.

- Relação de transformação – Define-se a relação de transformação do

TC, como sendo o termo designado pela expressão 1.2.

onde:

Ns à é o número de espiras do enrolamento primário;

Np à é o número de espiras do enrolamento secundário;

Ip à é a corrente no primário;

Is à é a corrente no secundário.

Assim, pela Norma Brasileira (NBR) 6856 da Associação Brasileira de

Normas Técnicas (ABNT), as correntes primárias do TC são de 5, 10,

15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600,

800, 1000, 1200, 1500, 2000, 2500, 3000, 4000, 5000, 6000, e 8000A.

Os valores sublinhados são os usados segundo a norma da American

National Standards Institute (ANSI).

b. Transformadores de potencial (TP) – É um transformador destinado a

fornecer o sinal de tensão a instrumentos de medição, controle e proteção.

Este deve reproduzir no seu secundário uma tensão com o menor erro

possível, ou seja, a tensão deverá ser uma réplica da tensão do SEP. Esse

dispositivo tem o primário ligado em paralelo com o circuito principal e o

secundário ligado aos relés e/ou instrumentos de medição e controle, cujo

valor de tensão depende da tensão primária e do número de espiras do

enrolamento (relação de transformação). São projetados para suportar, por

um período longo, uma tensão que poderá ser até 20% maior que a tensão

nominal (Vn).

- Tipos de TPs – Quanto ao tipo os transformadores de potencial podem

ser: transformadores indutivos (TPI), transformadores capacitivos

(TPC), divisores capacitivos de potencial (DCP), divisores resistivos de

potencial (DRP) e divisores mistos (capacitivos e resistivos). Na figura

1.12 pode-se observar exemplos desses tipos de TPs.

(a) TPI (b) DCP

Figura 1.12 – Alguns tipos de TPs.

- Relação de transformação - Define-se a relação de transformação do

TP, como sendo o termo designado pela expressão 1.3.

onde:

Ns à é o número de espiras do enrolamento primário;

Np à é o número de espiras do enrolamento secundário;

Vp à é a tensão no primário;

Vs à é a tensão no secundário.

1.4.3 – Disjuntores

São os responsáveis pela interrupção de correntes de falta tão rapidamente

quanto possível, de forma a limitar a um mínimo os possíveis danos causados aos

equipamentos pelos curtos-circuitos. Além da corrente de falta, o disjuntor dever ser

capaz de interromper correntes normais de carga, correntes de magnetização de

transformadores e reatores e as correntes capacitivas de bancos de capacitores e de

linhas em vazio. O disjuntor deve também ser capaz de fechar circuitos elétricos não

só nas condições normais de carga como na presença de curtos-circuitos. As

funções mais freqüentemente desempenhadas pelos disjuntores são, em primeiro

lugar, a condução de correntes de carga na posição fechada, seguindo-se o

isolamento entre duas partes de um SEP. A figura 1.13 ilustra o circuito de

acionamento de um disjuntor, onde o relé detecta a condição de anormalidade por

meio de transdutores (TCs e/ou TPs).

Disjuntor

Figura 1.13 – Circuito de acionamento de um disjuntor.

Durante a abertura dos contatos principais do disjuntor é necessária uma

rápida desionização e resfriamento do arco elétrico. Para que a interrupção seja bem

sucedida é necessário que o meio extintor retire mais energia do arco elétrico

estabelecido entre os contatos que a energia dissipada pela corrente normal ou de

curto-circuito. Os disjuntores são classificados e denominados segundo a tecnologia

empregada para extinção. Os tipos mais comuns de disjuntores são:

a. Disjuntores a óleo – O princípio de extinção do arco nos disjuntores a óleo

é baseado na decomposição das moléculas de óleo pela energia do arco,

essa decomposição resulta na produção de gases (principalmente o

hidrogênio), sendo a quantidade de gás liberada dependente da magnitude

da corrente e da duração do arco. O gás liberado em primeiro lugar tem um

efeito refrigerante muito acentuado, e, em segundo lugar, ele causa um

aumento de pressão em torno do arco, determinando uma elevação do

gradiente de tensão necessário à sua manutenção [4]. Na figura 1.14 tem-

se o exemplo deste tipo de disjuntor;

Figura 1.14 – Disjuntor a óleo.

b. Disjuntores a ar comprimido – Neste tipo de disjuntor a extinção do arco é

obtida a partir da admissão nas câmaras de ar comprimido (armazenado

num reservatório pressurizado), que soprando sobre a região entre os

contatos determina o resfriamento do arco e sua compressão. A reignição

do arco em seguida à ocorrência de um zero de corrente é prevenida pela

exaustão dos produtos ionizados do arco da região entre os contatos pelo

sopro de ar comprimido. A intensidade e a rapidez do sopro de ar garantem

o sucesso do disjuntor nas corridas energéticas (liberação x absorção de

energia) e dielétrica (tensão de restabelecimento x suportabilidade

dielétrica). Para a interrupção do arco, abrem-se ao mesmo tempo as

válvulas de sopro e de exaustão em cada câmara, de maneira a ventilar a

região entre os contatos. Após o fim do movimento do contato móvel, que

ocorre num tempo predeterminado para permitir a extinção dos arcos, as

válvulas se fecham, deixando o disjuntor aberto, com as câmaras cheias de

ar comprimido à pressão de serviço, livre de produtos ionizados. Na

operação de fechamento, as válvulas de sopro e exaustão podem ser

abertas ligeiramente para ventilar a região entre contatos, impedindo a

contaminação da câmara por resíduos provenientes da vaporização de

material dos contatos [4]. Na figura 1.15 tem-se o exemplo deste tipo de

disjuntor.

Figura 1.15 – Disjuntor a ar comprimido.

c. Disjuntores a vácuo – Nestes disjuntores o arco que se forma entre os

contatos é bastante diferente dos arcos em outros tipos de disjuntor, sendo

basicamente mantido por íons de material metálico vaporizado proveniente

dos contatos (catodo). A intensidade da formação desses vapores

metálicos é diretamente proporcional à intensidade da corrente e,

conseqüentemente, o plasma diminui quando esta decresce e aproxima-se

de zero. Atingido o zero de corrente, o intervalo entre os contatos é

rapidamente desionizado pela condensação dos vapores metálicos sobre

os eletrodos. A ausência de íons após a interrupção dá aos disjuntores a

vácuo, características quase ideais de suportabilidade dielétrica [4]. Na

figura 1.16 tem-se o exemplo deste tipo de disjuntor.

Figura 1.16 – Disjuntor a vácuo.

d. Disjuntores a SF6 – O SF6 é um dos gases mais pesados conhecidos,

sendo cinco vezes mais pesado que o ar. À pressão atmosférica, o gás

apresenta uma rigidez dielétrica 2,5 vezes superior à do ar. A rigidez

dielétrica aumenta rapidamente com a pressão, equiparando-se à de um

óleo isolante de boa qualidade à pressão de 2 bars. É um gás

excepcionalmente estável e inerte, não apresentando sinais de mudança

química para temperaturas em que os óleos empregados em disjuntores

começam a se oxidar e decompor. Os disjuntores que usam o SF6 são

também denominados de pressão única porque o gás permanece no

disjuntor, durante a maior parte do tempo, a uma pressão constante de 3 a

6 bars, servindo de isolamento entre as partes com potenciais diferentes. A

pressão necessária à extinção do arco é produzida em cada câmara por

um dispositivo tipo (puffer), formado por um pistão e um cilindro, em que

um desses dois elementos ao se movimentar desloca consigo a parte

móvel e comprime o gás existente no interior do cilindro. A compressão do

SF6 por esse processo produz pressões da ordem de 2 a 6 vezes a

pressão original e no intervalo entre a separação dos contatos e o fim do

movimento o gás, assim comprimido, é forçado a fluir entre os contatos e

através de uma ou duas passagens (nozzles), extinguindo o arco formado

nas câmaras do disjuntor [4]. Na figura 1.17 tem-se o exemplo deste tipo de

disjuntor.

Figura 1.17 – Disjuntor a SF6.

1.4.4 – Relé

O relé é a parte lógica do sistema de proteção. Pode ser um dispositivo

(analógico ou digital) de proteção, que atua a partir da comparação dos dados

medido no SEP com valores pré-ajustados nos sensores do próprio relé. Os relés

recebem sinais de tensão e/ou corrente através de transdutores (TCs e/ou TPs),

compara com valores pré-definidos, e caso identifiquem a existência de alguma

anormalidade, os relés enviam comandos de abertura (trip) para o(s) disjuntor(es) e

este isola a parte do SEP sob falta do restante do sistema. Esta ação mantém a

continuidade no fornecimento de energia elétrica e minimiza os danos causados aos

equipamentos e/ou pessoas. Por exemplo, quando da ocorrência de um curto-

circuito, a Icc sensibiliza o relé, este por sua vez opera, enviando um sinal para a

abertura do disjuntor. Com a abertura do disjuntor, o trecho defeituoso é

desconectado do sistema, mas este continua a operar com a mesma configuração

anterior, apenas desfalcado do trecho onde ocorreu a falta. A figura 1.18 mostra o

esquemático dos terminais de um relé em conjunto com o circuito de abertura de um

disjuntor.

Figura 1.18 – Conexão dos terminais de um relé.

Quanto aos aspectos construtivos os relés são classificados da seguinte

forma:

a. Relés eletromecânicos – Os relés eletromecânicos são os tradicionais, os

pioneiros da proteção, elaborados, projetados e construídos com

predominância dos movimentos mecânicos provenientes dos acoplamentos

elétricos e magnéticos. Os movimentos mecânicos acionam o relé,

fechando os contatos correspondentes. Estes relés atuam basicamente

através da atração magnética ou indução eletromagnética. A figura 1.19

mostra um exemplo deste tipo de relé.

Figura 1.19 – Relé eletromecânico.

b. Relés eletrônicos ou estáticos – Os relés estáticos são construídos com

dispositivos eletrônicos, próprios e específicos aos objetivos da proteção.

Nestes relés, não há nenhum dispositivo mecânico em movimento, todos

os comando e operação são feitos através de um circuito eletrônico

(hardware) próprio ao objetivo a que se destina. Qualquer regulagem é

efetuada pela mudança física no parâmetro de algum componente

eletrônico (reostato, capacitância, etc.). A figura 1.20 mostra esse tipo de

relé.

Figura 1.20 – Relé estático.

c. Relés digitais – São relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores

específicos a este fim, onde sinais de entrada das grandezas e parâmetros

digitados são controlados por um software que processa a lógica de

proteção através de um algoritmo. Ele pode simular um relé ou todos os

relés existentes em um só hardware. O relé digital pode efetuar várias

funções, tais como: proteção, supervisão de rede, transmissão de sinais,

conexões com computador local ou computadores centrais, auto-

supervisão, religamento de disjuntores, identificação do tipo de defeito,

localização de defeitos, oscilografia, sequência de eventos, sincronização

de tempo via Global Positioning System (GPS), medição de grandezas

obtenção de dados para relatórios, etc. A figura 1.21 mostra esse tipo de

relé.

Figura 1.21 – Relé digital.

d. Relés numéricos – São relés digitais com um refinamento tecnológico que

utiliza um especializado Processador Digital de Sinal (PDS) incorporado ao

microprocessador otimizado tecnologicamente de acordo com o algoritmo

de proteção utilizado no relé. A figura 1.22 mostra este tipo de relé.

Figura 1.22 – Relés numéricos.

Hoje as empresas do Brasil, e de todo o mundo, não estão mais adquirindo

relés eletromecânicos e muito menos os estáticos. Todas as aquisições são de relés

digitais. Isto produz um alívio no carregamento dos TCs, que agora passa a ser

mínimo.

Em proteção a relés, são muito utilizados os termos em inglês (pickup) que é

designado em referência à menor corrente que é possível fazer o relé operar, isto é,

a menor das correntes que deixam o relé no limiar de operação; e o (dropout) que se

refere ao limiar de desoperação do relé, ou seja, é a maior corrente que produz a

desativação do relé.

1.5 – Estatísticas de Defeitos no Sistema Elétrico

Em um sistema elétrico, o levantamento estatístico dos defeitos (causa, tipo

e equipamentos afetados) é de primordial importância para implantação de um

sistema de proteção confiável e de custo compatível com os equipamentos a ser

protegido, levando em consideração o grau de incidência de defeitos nesses

equipamentos. A seguir são apresentados alguns dados estatísticos sobre a

ocorrência de defeitos em um SEP de um modo geral, considerando:

a. O tipo de falta – Na tabela 1.1 pode-se verificar que a maior incidência de

defeitos são do tipo Fase-Terra.

Tabela 1.1 – Percentual de falhas por tipo de defeito.

Tipo de Falta Porcentagem

Fase - Terra 81 %

Fase - Fase 10 %

Fase - Fase - Terra 6 %

Trifásica sem Terra 1,5 %

Trifásica com Terra 1,5 %

b. O equipamento protegido – Na tabela 1.2 pode-se verificar que a maior

incidência de defeitos acontece nas linhas de transmissão.

Tabela 1.2 – Percentual de falhas por equipamento protegido.

Equipamento Porcentagem

Linha de Transmissão 69,7 %

Distribuição 9,2 %

Barramentos 6,7 %

Geradores 4,7 %

Outros Equipamentos 2,6 %

Sistemas Externos 1,0 %

Consumidor 0,4 %

Outra 5,7 %

c. A causa da falta – Na tabela 1.3 pode-se verificar que a maior causa dos

defeitos é decorrente dos fenômenos naturais.

Tabela 1.3 – Percentual de falhas pela causa da falta.

Causa Porcentagem

Fenômenos Naturais 50,2 %

Falha de Equipamento 12,0 %

Falha humana 9,0 %

Falha operacional 8,5 %

Outras causas 20,3 %

1.6 – Objetivos

Esta dissertação tem como objetivos:

Apresentar as principais características das proteções das linhas aéreas de

transmissão de 500 kV da Eletrobrás-Eletronorte na Subestação de Tucuruí;

Apresentar a memória de cálculo e plotagem no diagrama R-X, dos

parâmetros de ajustes pertinentes a função distância, intrínsecas dos relés

digitais empregados na proteção das linhas de 500 kV da Eletrobrás-

Eletronorte na Subestação de Tucuruí;

E por último apresentar propostas para trabalhos futuros, visando à

melhoria de algumas funções pertinentes aos relés digitais empregados na

proteção das linhas de 500 kV da Eletrobrás-Eletronorte.

No próximo capítulo são apresentados os tipos mais comuns de proteções

utilizadas em linhas de transmissão.

CAPÍTULO 2

PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

2.1 – Características das Proteções de Linhas de Transmissão

Pela própria natureza do SEP, o elemento mais vulnerável às falhas são as

linhas de transmissão (LTs), especialmente se for considerada sua dimensão física,

visto que ela fica exposta aos maiores riscos como intempéries, descargas

atmosféricas, etc. Com isso, a proteção de LTs deve garantir que todo defeito seja

eliminado tão rapidamente quanto possível, sendo também desligada uma única

seção da linha, com a mínima extensão possível. Para a proteção de LTs deve-se

levar em consideração o valor da Icc, o efeito da carga, a direcionalidade (sistemas

com mais de uma fonte de curto-circuito) e a configuração do sistema.

Na proteção de linhas são usadas diversas classes de relés. Em ordem

crescente de complexidade, pode-se citar: relés de sobrecorrente (instantâneos,

temporizados ou direcionais), relés de distância e proteção piloto (fio piloto, onda

portadora, microondas ou fibras ópticas) [3]. A seguir são tratadas as principais

características dos relés citados acima.

2.2 – Relés de Sobrecorrente

Os relés de sobrecorrente têm como grandeza de atuação a corrente elétrica

do sistema. Devem atuar quando o valor de corrente atingir um valor igual ou

superior ao ajuste previamente estabelecido para o mesmo (corrente mínima de

atuação) [1]. Por exemplo, quando a Icc ultrapassa a corrente de ajuste do sensor do

relé, o mesmo atua de forma instantânea ou temporizada, conforme a necessidade

do sistema.

A proteção com relés de sobrecorrente é a mais simples e barata, porém, é a

mais difícil de aplicar, e também a que requer mais rapidamente reajuste, ou mesmo

substituição, à medida que o sistema é modificado. É usada basicamente para

proteção de falta entre fases e fase/terra, em circuitos de distribuição de

concessionários e sistemas industriais, e em circuitos de subtransmissão onde a

proteção de distância não possa ser justificada economicamente (sistemas radiais).

Como proteção de fase a terra, esse tipo de proteção é usada até mesmo em LT

(que usam relés de distância como proteção de fase), bem como proteção de

retaguarda em linhas cuja proteção primária é feita por fio piloto [3]. A Figura 2.1

apresenta um esquema envolvendo a proteção de sobrecorrente.

Ib

Figura 2.1 – Esquema trifásico de proteção de sobrecorrente.

No sistema elétrico, no caso de defeito, para se ter uma segura e adequada

operação do relé, é necessário ajustar os parâmetros do relé de modo a atender a

expressão 2.1.

protegidocircuitodofinalnoimocurrto

ajusteacdealno

IIIa

min

argmin5,14,1 (2.1)

onde:

à {

O relé deve suportar, sem operar, as variações de carga rotineira do sistema.

Deste modo, de acordo com a expressão 2.1, deve-se deixar uma folga de 40% a

50% na corrente de carga, para o relé absorver, sem operar, as flutuações de carga.

Essa folga, também é uma margem para possibilitar as transferências de carga,

devido às manobras na configuração da rede do sistema elétrico em operação e de

futuras expansões, devido, principalmente, ao crescimento da carga [1].

A característica do tempo de operação de um relé de sobrecorrente é

normalmente definida pela curva Tempo versus Corrente (ou curva T-I) como mostra

a figura 2.2. Ele também pode operar instantaneamente ou ter uma temporização

intencional para uso como proteção de backup.

ta

t

Figura 2.2 – Curva (T-I) do relé de sobrecorrente.

2.2.1 - Relé de Sobrecorrente Instantâneo

O relé de sobrecorrente instantâneo atua instantaneamente para qualquer

corrente maior que seu ajuste, ou seja, ele fecha seus contatos num tempo muito

pequeno assim que a corrente ultrapassa o valor limite. No campo da proteção,

“instantâneo” significa sem temporização intencional, logo, sua utilização visa

diminuir o tempo de atuação da proteção para faltas dentro de seu ajuste de

proteção.

Esses relés não são na essência da palavra instantâneos, o seu tempo de

atuação é o correspondente ao da movimentação dos seus mecanismos de atuação,

em outras palavras, esses relés são projetados para operar com a máxima

velocidade levando em consideração a tecnologia utilizada. Tipicamente o tempo de

operação desses relés fica em torno de 0,5 a 1,5 ciclos.

Segundo a ANSI/IEEE e a International Electrotechnical Commission (IEC),

esses relés são conhecidos pelo número 50. Na a figura 2.3 podemos observar que,

a corrente de pickup (valor limite de operação) do relé 50 é ajustável e o usuário

pode escolher esse ajuste em uma faixa relativamente ampla.

t (s)

I (A)

Figura 2.3 – Curva (T-I) do relé de sobrecorrente instantâneo.

O cálculo dos ajustes do relé é de grande importância para a qualidade da

proteção. Levando em consideração esses parâmetros, os elementos de

sobrecorrente instantâneos têm seu ajuste definido somente na sua corrente de

pickup, portanto, eles devem operar para valores de corrente bem maior que a

corrente de carga e possuir sobrealcance transitório levando em consideração certos

parâmetros do SEP [5] e [6].

No caso de um relé 50 eletromecânico, a corrente de ajuste deve ter valor de

125 a 135% acima da corrente máxima para a qual o relé não deve operar e

corrente de ajuste de 90% da corrente mínima para a qual o relé deve operar. Caso

seja utilizados relés digitais ou estáticos a corrente de ajuste deve ter valor de 110%

acima da corrente máxima para a qual o relé não deve operar [5].

2.2.2 - Relé de Sobrecorrente Temporizado

É o relé que tem na sua própria funcionalidade característica temporizada, ou

seja, a sua atuação ocorre após certo tempo. Segundo a ANSI/IEEE e a IEC, esses

relés são conhecidos pelo número 51. Eles podem ser de tempo definido e de tempo

inverso [1].

2.2.2.1 – Relé 51 de Tempo Definido

Nestes relés o tempo de operação é fixo, mas em compensação esse tempo

pode ser ajustável (assim como o valor limite da corrente). Em um relé de tempo

definido bem projetado o tempo de operação será sempre o mesmo, independente

do valor de corrente. A figura 2.4 mostra a curva de um relé 51 de tempo definido.

t (s)

I (A)

Figura 2.4 – Curva (T-I) do relé 51 de tempo definido.

2.2.2.2 - Relé de Sobrecorrente Temporizado de Tempo Inverso

Neste tipo de relé, não se escolhe o tempo de atuação, mas sim a sua curva

de atuação. Esta curva é fisicamente escolhida, dependendo das características e

condições da coordenação dos relés presentes na proteção, na qual estão inter-

relacionados.

O tempo de operação do relé é menor à medida que a corrente se torna

maior, ou seja, o tempo de atuação do relé é inversamente proporcional ao valor da

corrente. Em outras palavras, o relé irá atuar em tempos decrescentes para valores

de corrente igual ou maior ao valor da corrente mínima de atuação. A figura 2.5

mostra a curva de um relé 51 de tempo definido.

Ajustável

Ajustável

t (s)

I (A)

Figura 2.5 – Curva (T-I) do relé 51 de tempo inverso.

As características de tempo-inverso podem ser aplicadas em todos os tipos

de sistemas radiais, ou seja, em redes onde a faixa de variação da corrente de curto-

circuito é larga, que é ocasionada pela mudança da capacidade de geração. A

coordenação depende de uma cadeia (escada) de tempos diferentes para a mesma

corrente de curto-circuito. Isto garante uma seqüência de seletividade na abertura

dos disjuntores, sempre objetivando eliminar o defeito, deixando sem energia o

menor número de consumidores.

Os fabricantes demarcam as curvas de atuação dos relés em percentagem

ou na base 10. Assim as curvas podem ser: Curva: 0,5; 1; 2; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 ou

curva: 5%, 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 100%. Na figura 2.6

pode-se observar que todas as curvas são referenciadas a curva de 100%, sendo

que as outras curvas têm o seu tempo referido ao da curva de 100%. Em resume,

para um respectivo curto-circuito, o tempo de atuação do relé corresponde à

percentagem em relação ao tempo da curva 100% [1].

m (A)

Figura 2.6 – Curvas de atuação da família normal inversa para relés de sobrecorrente.

Estes relés têm como ajustes a corrente de pickup (onde deve haver uma

diferença segura entre a corrente de carga máxima e a Icc mínima) e o tempo

(parâmetro de ajuste independente, cujo objetivo é propiciar a coordenação entre

relés). Para ajustar o valor da corrente, usa-se a expressão 2.1 já descrita

anteriormente. Para o ajuste das curvas de tempo em relés digitais usa-se a

expressão 2.2

1

*E

disparoI

I

kMT (2.2)

onde:

T à tempo para atuação da proteção, em ms;

M à ajuste de tempo (fator de multiplicação);

I à corrente de curto calculada, em A;

Idisparo à ajuste da corrente de disparo, em A.

As três famílias de curvas de tempo-corrente mais usuais dos relés de tempo

inverso são:

a. Normalmente Inversa – É a família de curvas mais comum, onde o tempo de

operação é inversamente proporcional ao valor de atuação, esse tipo de

curva permite que o relé opere com razoável rapidez para uma faixa grande

de Icc;

b. Muito Inversa – Possui uma característica mais íngreme, que faz com que

ele opere lentamente para baixos valores de Icc e opere rapidamente para

altos valores de Icc;

c. Extremamente Inversa – Apresenta uma característica bastante íngreme,

sendo adequado para sistemas que empregam fusíveis como proteção,

tornando a coordenação mais eficaz para este tipo de proteção.

De acordo com a família de curvas escolhida pelo usuário, os parâmetros “k”

e “E” assumem os valores apresentados na tabela 2.1.

Tabela 2.1 – Parâmetros de ajuste das curvas de tempo em relés digitais.

Característica k E

Normal Inversa 0,14 0,02

Muito Inversa 13,5 1,0

Extremamente Inversa 80 2,0

A figura 2.7 mostra curvas típicas de atuação para cada tipo de família,

verificam-se também ajustes de pickup e de tempo para um relé de sobrecorrente.

Figura 2.7 – Curvas típicas de atuação para cada tipo de família.

2.2.3 – Relé de Sobrecorrente de Neutro

Também conhecido como relé de sobrecorrente de seqüência zero, só é

sensível às correntes de seqüência zero, então, toda corrente do sistema elétrico

que escoa pela terra tem seu reflexo no relé de neutro. Esses relés são conhecidos

pelo número “50N ou 51N” sendo esta nomenclatura referenciada a unidade

instantânea ou temporizada respectivamente.

No sistema elétrico as correntes que geram componentes de seqüência zero

são os curtos-circuitos monofásicos à terra, curtos-circuitos bifásicos à terra, cargas

desequilibradas aterradas e abertura de fase de sistemas aterrados [1].

2.2.4 – Coordenação de Relés de Sobrecorrente

Os relés devem operar o mais rápido possível, dentro da sua seletividade de

proteção. Para formar uma cadeia de proteção onde o relé mais próximo do defeito

atue prioritariamente, deve haver uma escada de tempos de atuação sucessivos dos

relés, garantindo a proteção de vanguarda e sucessivas retaguardas. A

Coordenação de relés é necessária, porque o sistema de proteção também está

sujeito a falhas, com isso a atuação da proteção de retaguarda é imprescindível [1].

Dentro desse tema, defini-se também o tempo de coordenação (Δt), que é a

mínima diferença de tempo que dois relés mais próximos da cadeia de proteção

devem ter para garantir a coordenação. Isto significa que a proteção mais próxima

do defeito deve eliminar o curto-circuito, com garantia que o relé a montante não

ative o circuito de abertura do disjuntor de sua competência [1].

Para haver coordenação, os tempos de operação de dois relés sucessivos,

devem satisfazer a expressão 2.3.

tTT Jusanterelétemonrelé tan (2.3)

onde:

Trelé jusante à é o tempo de atuação do relé a jusante;

Trelé montante à é o tempo de atuação do relé a montante para a mesma Icc;

Δ à é o tempo de coordenação.

O tempo de coordenação é composto do tempo de operação do mecanismo

de abertura do disjuntor, tempo de extinção do arco elétrico pelo disjuntor, tempo de

sobrepercurso (relés eletromecânicos) do relé e tempo de segurança.

2.2.4.1 – Coordenação do Relé de Tempo Definido

A coordenação com este tipo de relé é realizada levando em consideração

que o relé mais afastado deve ter o menor ajuste de tempo possível, e os relés a

montante mais próximos, devem ter um tempo de ajuste cuja diferença de tempo é o

Δ , e assim sucessivamente [1]. Essa coordenação é simples, mas não atende a

filosofia de proteção, pois, pela característica da coordenação, os seus tempos de

atuação são muito altos. A figura 2.8 mostra um diagrama completo da coordenação

usando este tipo de relé.

51

A B

51 51

C

At

Bt

Ct

t

t

TC TC TCDj Dj Dj

Re Re Re

Figura 2.8 – Coordenação completa do relé de tempo definido.

2.2.4.2 – Coordenação de Relés de Tempo Definido com Elemento Instantâneo

A coordenação levando em consideração essa configuração deve ser

efetuada primeiramente ajustando o elemento instantâneo de todos os relés,

utilizando a Icc trifásica a 85% da linha de transmissão a jusante do relé

correspondente, o restante da coordenação segue as mesmas regras do item

2.2.4.1 [1]. A figura 2.9 mostra um diagrama completo da coordenação usando este

tipo configuração.

DA B C

At

Bt

Ct

t

t

50A 50B

51A

51B

51C

50C

50

51

50

51

50

51

TC TC TCDj Dj Dj

Re Re Re

Figura 2.9 – Coordenação de relés de tempo definido com elemento instantâneo.

2.2.4.3 – Coordenação de Relés de Tempo Inverso

Na coordenação do relé de tempo inverso, não se escolhe o tempo de

atuação. Deste modo, esta coordenação é um pouco mais complexa e trabalhosa.

Os relés a montante devem coordenar com os relés a jusante em todo trecho de

superposição de zona, neste caso, o ponto crítico sempre é o curto-circuito no local

do TC a jusante [1]. A figura 2.10 mostra um diagrama completo da coordenação

usando este tipo de relé.

51

A B

51 51 51

C D

Curva do relé A

Curva do relé B

Curva do relé C

Curva 1/2

Dj Dj Dj Dj

Re Re Re Re

Δt

Figura 2.10 – Coordenação de relés de tempo inverso.

Pode-se notar que, devido à curva de tempo ser inversa, prouduz-se uma

proteção coordenada mais adequada de acordo com a filosofia de proteção, ou seja,

os curtos-circuitos e maiores intensidades são rapidamente eliminados [1].

2.2.4.4 – Coordenação de Relés de Tempo Inverso com Elemento Instantâneo

Esta proteção utilizando relés de tempo inverso com elemento instantâneo é

a melhor proteção possível com estes tipos de relés. Porém, ela exige um pouco

mais de trabalho para ser implementada. A figura 2.11 mostra um diagrama

completo da coordenação usando este tipo de configuração.

50

51

A B C D

51A

50

51

50

51

51B51C

50A 50B 50CDj Dj Dj

Re Re Re

TC TC TC

Figura 2.11 – Coordenação de relés de tempo inverso com elemento instantâneo.

Esta configuração de proteção é a que se enquadra melhor no perfil da

filosofia de proteção, isto é, os curtos-circuitos de maiores intensidades serão

eliminados instantaneamente e as temporizações têm tempos reduzidos,

principalmente para curtos-circuitos maiores [1].

2.3 – Relés Direcionais

Um relé direcional é capaz de distinguir entre o fluxo de corrente em uma

direção ou outra. Em circuitos de corrente alternada isso é feito pelo reconhecimento

do ângulo de fase entre a corrente e a grandeza de polarização (ou de referência)

que pode ser tensão ou corrente [3]. Este relé tem uma característica associada à

direção da corrente e não apenas ao módulo da corrente medida.

A direcionalidade é dada pela comparação fasorial das posições relativas da

corrente de operação e da grandeza de polarização. Esta defasagem é que produz o

sentido da direção do fluxo de energia da corrente de operação ou da corrente de

curto-circuito [1].

Há basicamente dois tipos de relés direcionais, que diferem no modo como

são ligados, são eles: relés direcionais de potência e relés direcionais de

sobrecorrente.

2.3.1 – Relés Direcionais de Potência

Para aplicações de proteção direcional que não sejam contra curto-circuito,

os relés direcionais de potência (32) são exigidos. Estes relés operam para

condições do circuito onde as cargas estejam praticamente balanceadas e que o

fator de potência esteja próximo ao valor unitário [7].

A conexão do relé é definida como sendo o ângulo pelo qual a corrente de

carga equilibrada com fator de potência unitário, fluindo no sentido de desligamento,

adianta-se da tensão aplicada no circuito de entrada do relé [3].

Esta proteção é geralmente utilizada contra a motorização do gerador

síncrono de propriedade do consumidor, pois, estes geradores são movidos pela

energia de máquinas primárias como a turbina a vapor ou motor a combustão. Logo,

não podem operar motorizados, devido à mesma provocar danos principalmente na

máquina primária. Quando ocorrer algum problema, no qual o gerador síncrono

repentinamente passa a operar como motor, o sentido da corrente inverte, isto é, as

correntes vêm do sistema externo para o motor, ficando na mesma direção do relé

direcional de potência, que atua instantaneamente desligando o disjuntor [1]. Na

figura 2.12 pode-se observar um esquema usando o relé direcional de potência para

proteção contra motorização do gerador síncrono.

32

5 % Inindústria

Vem da concessionária

TC32

5 % Inindústria

Vem da concessionária

TP

Re

Dj

Figura 2.12 – Esquema com relé direcional de potência.

2.3.2 – Relés Direcionais de Sobrecorrente

O relé direcional de sobrecorrente (67) é um dispositivo que atua quando a

corrente tem um sentido pré-estabelecido de acordo com sua referência de

polarização [1]. Como, durante um curto-circuito, a corrente é extremamente

atrasada em relação à tensão, é necessário que os relés de proteção contra curto-

circuito estejam ajustados para desenvolver conjugado máximo nestas condições de

corrente [3]. O relé de sobrecorrente direcional está simbolicamente representado no

diagrama da figura 2.13.

TC

TPI de

polarização

Bobina de

Corrente

Bobina de

Tensão67

Circuito

Protegido

I da fase A

Dj

Figura 2.13 – Diagrama do relé de sobrecorrente direcional.

A figura 2.14 mostra como seria o esquema de atuação do relé 67 conectado

a um determinado SEP.

Dj DjTC

TP

Re

Re

Subestação A

TP

TCDjDj

Subestação A

Re

Re

Figura 2.14 – Esquema de atuação do relé 67 conectado a um determinado SEP.

O diagrama fasorial das grandezas envolvidas no relé direcional está

apresentado na figura 2.15

Figura 2.15 – Diagrama fasorial das grandezas do relé direcional.

O funcionamento de um relé direcional de sobrecorrente é mostrado pela

expressão 2.4 que representa a equação característica do relé.

(2.4)

onde:

H à é a medida da sensibilidade do relé;

r à é o ângulo de sensibilidade máxima;

θ à é o ângulo entre os sinais de entrada E1 e E2, que podem ser: duas correntes,

duas tensões ou uma tensão e uma corrente.

Essa equação fornece a medida de sensibilidade máxima (H) de um relé

direcional, que será utilizada para traçar suas características de funcionamento. Esta

medida é válida no limiar de operação do relé. O diagrama fasorial dos lugares

geométricos da corrente Ia, tal que se mantenha sempre o limiar de operação do relé

está representado na figura 2.16.

Limiar da Operação

Normal

Vpolarização =V bc

r

Polarização à 90°

opera

Não opera

Im

Figura 2.16 – Diagrama fasorial do limiar de operação do relé direcional.

A menor corrente Ia que deixa o relé no seu limiar de operação é a Im,

também conhecida como corrente de pickup do relé. A expressão 2.5 representa a

posição de Im.

(2.5)

O termo direcional é caracterizado neste caso pela posição relativa da onda

de corrente em relação à onda de tensão elétrica. A defasagem correspondente

caracteriza a direcionalidade do relé [1]. Portanto, o ideal seria sempre escolher o

ângulo r no relé que tenha o mesmo ângulo da LT, ou mais propriamente o ângulo

da Icc do trecho protegido.

Geralmente, o fabricante do relé 67 eletromecânico possibilita quatro opções

de escolha do ângulo r, já no relé 67 digital, a escolha do ângulo r é livre

obedecendo a uma faixa de variação que fica em torno de 20º a 80º.

2.3.2.1 – Polarização do Relé Direcional

Dependendo do local e da característica da linha de transmissão, algumas

escolhas das tensões de polarização podem ser mais convenientes, sendo que as

polarizações mais usuais são as seguintes: 0°, 30°, 60° e 90°.

Os relés direcionais de sobrecorrente polarizados com tensão-corrente

podem ser conectados no TP de diversas maneiras, sendo que cada uma delas será

mais eficiente para determinados tipos de faltas e menos para outros. A seguir são

apresentados alguns esquemas de conexões com as respectivas polarizações:

a. Polarização com conexão a 0º - A figura 2.17 mostra um esquema com este

tipo de conexão.

Relé

1I

1V

1V

1I

2V2I

3V3I

TC

TP

1

2

3

Figura 2.17 – Polarização com conexão a 0º.

b. Polarização com conexão a 30º - A figura 2.18 mostra um esquema com

este tipo de conexão.

1I

Relé

13V

1V

1I

2V

3V

1

2

3

23V

3V30°

13V

TC

TP


c. Polarização com conexão a 60º - A Figura 2.19 mostra um esquema com

este tipo de conexão. Para o relé direcional da fase 1, a tensão de

polarização pode ser:

– V3;

V1 - V2;

1I

Relé

13V1V

1I

2V

3V

1

2

3

23V

60°

= - V3

TC

TP


d. Polarização com conexão a 90º - A figura 2.20 mostra um esquema com

este tipo de conexão. As tensões são referenciadas ao relé da fase 1 ao

neutro, isto é, da tensão V1. Fazendo a composição vetorial, verifica-se que

a tensão de polarização V23 está defasada de 90º em relação à tensão V1.

1I

Relé

23V

1V

1I

2V

3V

1

2

3

23V

TC

TP


Os elementos direcionais são geralmente utilizados para determinar a

direção da falta, com o objetivo de controlar os elementos de sobrecorrente,

supervisionar os elementos de distância aumentando sua segurança e formar as

características de distância quadrilateral. A figura 2.21 apresenta um esquema

utilizando o relé de sobrecorrente direcional consorciado com a proteção de

sobrecorrente, onde o relé 67 controla a operação do relé 51 por meio da abertura

ou fechamento do circuito da bobina de sombra do relé de sobrecorrente. A bobina

de sombra tem seu início e fim no contato normalmente aberto (NA) do relé

direcional.

A

B

C

TP

TC

52

Disjuntor

Falta

Disco

Eixo

51

Barra

67

C

T

Circuito Protegido

abc

Figura 2.21 – Esquema com relé de sobrecorrente monitorado pelo relé direcional.

2.3.3 – Relés Direcionais de Seqüência Zero

Como o próprio nome indica, este relé deve ter sua bobina magnetizante de

corrente energizada pela corrente de seqüência zero (I0) do curto-circuito ou da

carga aterrada, mas desequilibrada. Este relé também deve possuir uma tensão

polarizante de seqüência zero (V0), que aparece no momento do curto-circuito ou do

desequilíbrio das cargas aterradas atendidas [1]. A figura 2.22 mostra uma conexão

do elemento direcional de terra polarizado por 3V0.

Disjuntor

TC

TP

TP

Relé

Figura 2.22 – Esquema geral da ligação do relé de neutro.

Nesta conexão, de acordo com as marcas de polaridade, o relé recebe como

sinais de entrada -3V0 e 3I0. A conexão residual dos TCs é usada como um filtro de

corrente de sequência zero. Com o objetivo de obter 3V0, um grupo de TPs

auxiliares é conectado em (estrela aterrada - delta aberto), funcionando como um

filtro de tensão de seqüência zero tradicional [6].

O uso de TPs auxiliares não é um requisito obrigatório. Os TPs primários

podem ser conectados (estrela aterrada – delta aberto) para fornecer o 3V0 para o

relé, se as tensões de fase do secundário não forem necessárias. Pode-se também

optar por TPs com dois secundários, sendo que um grupo de secundários pode ser

conectado em estrela para fornecer as tensões de fase e outro grupo conectado em

delta aberto para fornecer 3V0 [6].

Para o relé de neutro operar adequadamente na direção pretendida, deve-se,

inverter a polarização na bobina de corrente do relé de neutro (3V0, -3I0) ou, inverter

a polarização na bobina de tensão do relé de neutro (-3V0, 3I0) [1]. Em ambas

alternativas, a corrente de operação está atrasada da tensão de polarização, e

devido a esse atraso, o valor de 60º é normalmente usando para o ângulo de

máximo torque de operação do relé, com a corrente atrasada da tensão. A figura

2.23 mostra um esquema de como ficaria o diagrama de polarização por tensão de

seqüência zero.

Im

Re

Falta a frente

Falta na direção

reversa

3V0

I terra = 3 I0

60°

Figura 2.23 – Polarização por tensão de sequência zero.

Assim como o relé direcional de fase monitora o relé de sobrecorrente de

fase, o relé direcional de neutro monitora o relé de sobrecorrente de neutro.

No relé digital não há necessidade de se inverter fisicamente a polaridade de

qualquer grandeza, porque o software interno do relé já considera esta operação

para este tipo de curto-circuito [1]. A figura 2.24 mostra a conexão do relé direcional

de sobrecorrente digital de fase e de neutro em um SEP.

Figura 2.24 – Conexão do relé direcional de sobrecorrente digital de fase e de neutro em

um SEP.

2.3.4 – Coordenação com Relés de Sobrecorrente e Direcional

Para uma direção, a coordenação, utilizando relés de sobrecorrente é feita

no mesmo modo, como apresentado no item 2.2.4. Primeiramente, é feita a

coordenação em um dado sentido, depois no sentido oposto.

A coordenação completa de um sistema em anel utilizando relés de

sobrecorrente auxiliados pelos relés direcionais é apresentada na figura 2.25.

RA R3

A B

RB R2 RC R1

C D

Curva R3

Curva R2

Curva R1

Curva RA

Curva RB

Curva RC

Dj Dj Dj Dj Dj Dj

Re Re Re Re Re Re

TC TC TC TC TC TC

Figura 2.25 – Coordenação de um sistema em anel com relés de sobrecorrente e direcional.

2.4 – Relés de Distância

Antes de abordar o assunto sobre o relé de distância propriamente dito, faz-

se uma introdução sobre os tipos de faltas que podem ocorrer nos SEP.

Os curtos-circuitos são geralmente chamados defeitos ou faltas, e ocorrem

de maneira aleatória nos SEPs. Suas conseqüências podem ser completamente

danosas ao sistema, se não forem prontamente eliminados pelos dispositivos de

proteção. O estudo do curto-circuito tem por finalidade permitir o dimensionamento

dos diversos componentes do sistema e a execução da coordenação de relés de

proteção. A demais, o estudo possibilita a seleção de disjuntores, e a especificação

de pára-raios [8].

Como verificado no capítulo anterior (tabela 1.1 e tabela 1.2), a grande

maioria dos curtos-circuitos num SEP são do tipo Fase-terra e ocorrem nas linhas

aéreas devido ao seu elevado comprimento e a sua grande exposição aos

fenômenos físicos naturais. Em particular, as descargas atmosféricas provocam

sobretensões elevadas, as quais podem contornar as cadeias de isoladores e

causar uma falta para terra.

2.4.1 – Tipos de Curtos-Circuitos

Nos SEPs podem ocorrer curtos-circuitos simétricos que estão relacionados

às faltas trifásicas, ou assimétricas que englobam as faltas fase-terra, fase-fase e

fase-fase-terra.

Por serem equilibrados e simétricos, tanto nas condições normais de

funcionamento como no decorrer de curtos trifásicos, os sistemas trifásicos podem

ser representados e calculados utilizando-se uma de suas fases e o neutro. Todavia,

tal procedimento não pode ser adotado quando ocorrem faltas assimétricas, as quais

provocam desequilíbrio dos sistemas. Nesses casos, os métodos tradicionais de

cálculo pelas leis de kirchhoff revelam-se muito trabalhosos e de trato difícil, devido à

presença de máquinas rotativas. O método das componentes simétricas facilita os

cálculos devido a sua simplicidade [8]. Quando as faltas não apresentam resistência

de falta são ditas como metálicas, ou seja, o contato é direto (entre fases ou a terra),

sem a presença do arco elétrico. Mais detalhes sobre o método das componentes

simétricas podem ser encontrados em [8] e [9].

2.4.1.1 – Curtos-Circuitos Trifásicos

É o tipo de falta de menor ocorrência no SEP, a qual não provoca

desequilíbrio no sistema, logo, admite-se que todos os condutores da rede são

solicitados de modo idêntico e conduzem o mesmo valor eficaz de corrente de curto.

Por isso é classificado como curto circuito simétrico e seu cálculo pode ser efetuado

por fase usando o Teorema da Superposição e o Teorema de Thevenin. A figura

2.26(a) e (b) representa respectivamente um diagrama esquemático e o equivalente

de fase do curto-circuito trifásico.

(a) (b)

Figura 2.26 – (a) diagrama esquemático e (b) equivalente de fase de uma falta trifásica.

Para este tipo de curto-circuito a corrente de falta pode ser calculada usando

a expressão 2.6.

onde:

i3Ø à é a corrente de curto-circuito trifásica;

E1 à é a tensão de pré-falta;

Z1 à é a impedância de sequência positiva;

Zg à é a impedância de falta.

2.4.1.2 – Curtos-Circuitos Fase-Fase-Terra

É um tipo de falta assimétrica (desequilibrada), que ocorre quando há um

curto-circuito entre duas fases, e estas entram em contato com um ponto aterrado. A

a

b

c

Zg Zg Zg

ia

ib

ic

rede

Zg

Z1

E1

i1

figura 2.27(a) e (b) representa respectivamente um diagrama esquemático e o

diagrama de conexão das seqüências para o curto-circuito fase-fase-terra.

+

a

b

c

Zf

Zg

ia = 0

ib

ic

rede

Zf

ib ic

Z1

E1

i1Zf

Zf Zf

Z0Z2

3Zgi0

i2

(a) (b)

Figura 2.27 – (a) diagrama esquemático e (b) conexão das seqüências do curto fase-fase-

terra.

Para este tipo de curto-circuito, analisando o diagrama das seqüências

acima, conclui-se que, a corrente de falta pode ser calculada pela expressão 2.7.

( )

onde:

i2ØT à é a corrente de curto-circuito fase-fase-terra;

Z0 à é a impedância de sequência zero;


Z2 à é a impedância de sequência negativa;


Zf à é a impedância entre as fases envolvidas no curto;


2.4.1.3 – Curtos-Circuitos Fase-Fase

É um tipo de falta assimétrica, que ocorre quando há um curto-circuito entre

duas fases de uma rede. A figura 2.28 (a) e (b) representa respectivamente um

diagrama esquemático e o diagrama de conexão das seqüências para o curto-

circuito fase-fase.

Z1

E1

i1 Zf

Z2

i2a

b

c

ia = 0

ib

ic

rede

Zf

(a) (b)

Figura 2.28 – (a) diagrama esquemático e (b) conexão das seqüências do curto fase-fase.

Para este tipo de curto-circuito analisando o diagrama das seqüências (figura

2,28 (b)), conclui-se que a corrente de falta pode ser calculada pela expressão 2.8.

√

onde:

i2Ø à é a corrente de curto-circuito fase-fase;

ic à é a corrente de curto-circuito da fase C;

ib à é a corrente de curto-circuito da fase B;




Zf à é a impedância entre as fases envolvidas no curto.

2.4.1.4 – Curtos-Circuitos Fase-Terra

É um tipo de falta assimétrica, que ocorre quando há um curto-circuito entre

uma fase de uma rede, e esta entra em contato com um ponto aterrado. A figura

2.29 (a) e (b) representa respectivamente um diagrama esquemático e o diagrama

de conexão das seqüências para o curto-circuito fase-terra.

Z1

E1

i1 3Zg Z0

Z2

i0

i2

a

b

c

iarede

Zg

ib = 0

ic = 0

(a) (b)

Figura 2.29 – (a) diagrama esquemático e (b) conexão das seqüências do curto fase-terra.

Para este tipo de curto-circuito e analisando o diagrama das seqüências

acima, conclui-se que a corrente de falta pode ser calculada pela Expressão 2.9.

onde:

i1Ø à é a corrente de curto-circuito fase-terra;


Z0 à é a impedância de sequência zero;




Depois de verificarmos como ocorrem e como são calculadas as correntes de

curto-circuito no SEP, pode-se agora dar ênfase a análise e o princípio de

funcionamento da proteção de distância.

2.4.2 – Relé de Distância

O relé de distância recebeu este nome genérico, devido a sua filosofia de

funcionamento se basear na impedância, admitância ou reatância vista pelo relê.

Como esses parâmetros são proporcionais à distância, daí a origem do nome deste

relé. Na verdade o relé vê o parâmetro da linha ou sistema e não a distância

propriamente dita. Este relé supre a deficiência dos relés citados anteriormente,

produzindo uma proteção fácil de ajustar e coordenar. O relé de distância opera

medindo o parâmetro da LT até o ponto do curto-circuito ou da carga, baseando-se

nas grandezas medidas por TCs e TPs. O código ANSI para o relé de distância é 21.

Na figura 2.30 está representado o diagrama unifilar da conexão do relé 21.

21

TC

TP

Dj

Relé

Figura 2.30 – Diagrama unifilar do relé de distância.

São vários os fatores a serem considerados para uma medição correta da

impedância de falta, entre eles destacam-se: o tipo de falta, as fases envolvidas na

falta, a resistência de falta, o acoplamento mútuo entre linhas, o carregamento pré-

falta, fontes intermediárias e a presença de compensação série na linha de

transmissão. Portanto, a impedância não se resume à simples razão entre tensão e

corrente medidos pelo relé (Z=V/I), o que implicaria em um relé de distância de baixo

desempenho [10]. Os relés 21 representam uma classe de relés que são conhecidos

por relé de impedância, relé de admitância (MHO) e o relé de reatância.

2.4.2.1 – Relés de Impedância

O relé de impedância opera para valores de impedância menores que um

valor pré-estabelecido (valor de ajuste).

Este relé mede continuamente a corrente e a tensão do loop de falta,

monitorando a impedância vista pelo relé. A corrente de polarização pode ser vista

como a grandeza de operação, enquanto o sinal de tensão é a grandeza de restrição

à operação. Durante condições de curto-circuito, a probabilidade de operação

aumenta em função da redução da impedância do loop de falta, que acompanha a

redução da tensão, e o aumento das correntes de curto associadas aos sinais de

polarização do relé. O esquema da figura 2.31 mostra um relé convencional

eletromagnético. Este opera quando a força da grandeza de operação excede a

força da grandeza de restrição.

Vem do TP Km

Vem do TC

τ - τ +Bobina de

Retenção

Bobina de

Operação

(τ -)(τ +)

Circuito DC

Batente

Figura 2.31 – Princípio de funcionamento do relé de impedância eletromagnético.

A expressão 2.10 representa a ação das forças que agem no braço,

produzindo torque resultante.

onde:

Km à é o torque devido à mola de restrição.

Trabalhando no limiar de operação, ou seja, no ponto de equilíbrio, onde o

torque resultante é nulo, e manipulando de maneira adequada a expressão 2.10

obtém-se:

Dividindo a Expressão 2.11 pelo termo , temos que:

(

)

Em função do elevado valor de corrente em situações de falta, concluímos

que o termo

da expressão 2.12 pode ser desprezado. Feito esta consideração e

admitindo a lei de ohm, obtém-se:

(

)

√

Da teoria de circuitos elétricos, a impedância pode ser representada por um

número complexo, dado por:

No diagrama fasorial R-X, a expressão 2.14, representa a equação de uma

circunferência com centro na origem e raio igual a K, como mostra a figura 2.32.

Região

de

Operação

jX

R

Região

De Não

Operação

Região

De Não

Operação

Região

De Não

Operação

Região

De Não

Operação

K

Figura 2.32 – Esquema no plano R-X do relé de impedância.

Analisando a expressão 2.13 e a figura 2.32, pode-se concluir que para

qualquer impedância posicionada sobre a fronteira da circunferência, o relé 21

estará no seu limiar de operação. Para qualquer impedância localizada dentro da

região da circunferência o relé 21 irá operar, e qualquer impedância vista fora da

região da circunferência, o relé 21 não irá operar [1].

O ajuste do relé 21 é dado pela sua impedância de ajuste, que é exatamente

o raio da circunferência, o qual já foi denotado na expressão 2.13.

2.4.2.1.1 – Direcionalidade do Relé de Impedância

Pela característica da figura 2.32, pode-se constatar que o relé de

impedância não possui direcionalidade. A figura 2.33 mostra um exemplo do

problema causado pela não direcionalidade do relé de impedância considerando um

sistema em anel com duas LTs.

jX

R

BC

A

80% LTBC

80% LTAB

ƟBC

ƟAB

Figura 2.33 – Esquema com dois relés de impedância sem direcionalidade.

Como se pode notar no trecho comum (hachurado), os dois relés atuariam

instantaneamente, mas somente o relé A atuaria corretamente, já o relé B atuaria

indevidamente. Isto ocorre devido a não direcionalidade do relé de impedância.

Deste modo para que o relé de impedância possa operar num sistema em anel, o

mesmo deve operar em conjunto com um relé direcional 67. Neste esquema o relé

direcional monitora a operação do relé de impedância [1]. O acoplamento desses

dois relés pode ser observado na figura 2.34.

jX

RNão Atua

Atua

Não Atua

Normal

(Máximo

Torque)

Limiar do

Relé de

Impedância

Limiar do

Relé

Direcional

Figura 2.34 – Relé de impedância em conjunto com o relé direcional.

Como se pode perceber pela análise da figura 2.34, o acoplamento do relé

21 com o relé 67 confere direcionalidade à proteção e somente os defeito

localizados na frente do relé dentro de sua zona de proteção serão detectados e

eliminados. Se for conferido direcionalidade aos dois relés da figura 2.33, a proteção

terá condições de atuar adequadamente para o sistema em questão, como mostra a

figura 2.35.

jX

R

BC

A

80% LTBC

80% LTAB

ƟBC

A

Figura 2.35 – Esquema com dois relés de impedância em conjunto com o relé direcional.

2.4.2.1.2 – Impedância Vista Pelo Relé de Impedância

Como foi visto anteriormente, o relé de impedância está conectado via

secundário do TC e TP, portanto, o valor regulado no relé de impedância deve

corresponder ao valor real da impedância no trecho da LT que se queira proteger. O

valor da impedância vista pelo relé de impedância é:

como:

Fazendo as substituições necessárias, tem-se:

onde:

Zprimária à é o valor da impedância real no primário;

Zsecundária à é o valor da impedância vista pelo relé de impedância;

RTC à é a relação de transformação do TC;

RTP à é a relação de transformação do TP.

2.4.2.1.3 – Zonas de Atuação do Relé de Impedância

O relé de impedância não possui apenas uma zona de alcance, como

mostrado anteriormente. Este possui três ou quatro zonas, onde, para qualquer

defeito dentro do círculo da primeira zona, a atuação do relé é instantânea, e para

qualquer defeito dentro dos círculos das outras zonas a atuação será temporizada.

Este relé opera como se fossem três ou quatro relés em um só.

A temporização da 4ª zona é maior que a da 3ª zona que é maior que a da 2ª

zona. Por segurança, a 4ª zona seria mais uma retaguarda longa, cuja regulagem

alcançaria grande extensão do sistema elétrico em questão. No entanto, alguns

relés podem ter a 4ª zona com direção oposta as demais zonas, ou seja, a referida

zona está direcionada reversamente.

As características de atuação do esquema de zonas do relé de impedância

são mostradas na figura 2.36.

jX

R

Z1

Z2

Z3

Z4

Limiar do

Relé

Direcional

Figura 2.36 – Zonas de atuação do relé de impedância.

2.4.2.1.4 – Ajustes e Temporização das Zonas do Relé de Impedância

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

LT não apresenta dificuldade pelo fato de se ter a impedância da linha pré-calculada

com muita precisão.

Esta facilidade para um relé de distância se torna mais evidente quando se

tenta ajustar, por exemplo, um relé de sobrecorrente, onde o valor a ser ajustado

dependerá do valor de Icc pré-calculado. Na prática, a Icc poderá no máximo ser

aproximadamente igual ao calculado. Entretanto, é comum possuir correntes

menores ou muito menores que o previsto, em vista das impedâncias envolvidas

caso a caso [11].

Considerando um relé de impedância com três zonas, o ajuste da

impedância e tempo deve ser feita para cada zona em separado. A filosofia de

regulagem e ajuste de tempos de coordenação são apresentados da seguinte

maneira:

a. 1ª zona – Para esta zona, o ajuste do relé de impedância deve possuir valor

de 80% da LT a jusante do relé, como também, deve disparar

instantaneamente, ou seja, (T1 = 0) para qualquer defeito que ocorra na

linha protegida.

b. 2ª zona – Para esta zona, o ajuste do relé de impedância deve possuir valor

de 100% da LT a jusante do relé somado a 50-60% da LT seguinte, como

também, deve possuir uma temporização (T2 = T1+Δt = 0+Δt = Δt) para

qualquer defeito que ocorra na linha protegida.

c. 3ª zona – Para esta zona, o ajuste do relé de impedância deve possuir valor

de 100% da LT a jusante do relé, somado a 100% da LT seguinte, somado

a 20-30% da próxima LT, como também, deve possuir uma temporização

(T3 = T2+Δt = 2Δt) para qualquer defeito que ocorra na linha protegida.

A figura 2.37 apresenta um diagrama unifilar mostrando as zonas de atuação

de um relé de impedância com supervisão de um relé direcional conectado em uma

barra A específica.

A DB

C

80% LTAB BC

50% LTCD

30% LT

1ª Zona

2ª Zona

3ª Zona

21

TC

TP

Re

Dj Dj Dj Dj Dj Dj

Figura 2.37 – Zonas de atuação do relé 21/67 na barra A.

2.4.2.2 – Relés de Admitância

Também conhecido como relé MHO, é um relé de distância 21 que segue a

mesma filosofia do relé de impedância, mas com características um pouco diferente.

O relé de admitância do tipo eletromecânico tem um cilindro de indução onde atuam,

a corrente que produz torque de operação e a tensão que produz o torque de

restrição [1].

A expressão 2.16 representa a iteração dos fluxos magnéticos originados

pela tensão e corrente, que produz no relé de admitância o torque motor.

onde:

r à é o ângulo de máximo torque do relé de admitância;

E à é a tensão de polarização do relé (restrição);

I à é a corrente efetiva de operação do relé;

θ à é o ângulo de defasagem entre E e I.


torque resultante é nulo, e manipulando de maneira adequada a expressão 2.17

obtém-se:

Dividindo a expressão 2.18 pelo termo , a referida expressão resulta em:

Pode-se notar que o termo

da expressão 2.19 é a admitância. Feito esta

consideração, obtém-se:

θ

Como a impedância Z é o inverso da admitância Y, pode-se também

expressar a expressão 2.20 em função de Z. Isto é:

θ

θ

Fazendo o diagrama fasorial jBxG de todas as admitâncias que satisfazem a

expressão 2.20, obtém-se a figura 2.38.

jB

G

Limiar da

Operação

Não Opera

Opera Normal

Figura 2.38 – Diagrama fasorial do limiar de operação do relé de admitância.

O lugar geométrico no diagrama R-X da impedância Z que satisfaz a

expressão 2.21, é uma circunferência como mostra a figura 2.39

Opera

ZMáx

jX

Rr

Figura 2.39 – Esquema no plano R-X do relé de Admitância.

2.4.2.2.1 – Direcionalidade do Relé de Admitância

Como se pode notar na figura 2.39, a circunferência do relé de admitância

passa pela origem, seu diâmetro têm ângulo r com valor de (

) e possui

centro igual a (

). Pela Própria característica da circunferência, conclui-se que o

relé de admitância é direcional, sendo esta natureza muito importante, pois a sua

seletividade é garantida, sem utilizar-se de um relé direcional adicional. Em outras

palavras, o relé só atua para defeito cuja impedância esteja dentro do circulo e na

frente do ponto de instalação do relé, o que faz com que ele possa ser utilizado

diretamente na proteção dos sistemas em anel [1].

A figura 2.40 mostra um exemplo da direcionalidade do relé de admitância

considerando um sistema em anel.

AB

BC

A

B

C

80% LT AB

80% LT AB

Limiar da 1ª

Zona do Relé A

Limiar da 1ª

Zona do Relé B

jX

R

Figura 2.40 – Esquema com dois relés de admitância conferindo direcionalidade ao sistema.

2.4.2.2.2 – Zonas de Atuação do Relé de Admitância

Da mesma forma como o relé de impedância, o relé de admitância também

contém três zonas de atuação, que estão representadas na figura 2.41.

ZMáx

jX

Rr

Não Opera

Não O

pera

Zona 1

Zona 2

Zona 3

Figura 2.41 – Zonas de atuação do relé de admitância.

2.4.2.2.3 – Ajustes e Temporização das Zonas do Relé de Admitância

Os procedimentos para os ajustes das zonas de atuação do relé de

admitância são praticamente os mesmos para os ajustes das zonas de atuação do

relé de impedância. A diferença é que para o relé de admitância estes ajustes

devem ser corrigidos, porque a característica da inclinação da circunferência do

limiar de operação do relé de admitância, ou seja, o ângulo de inclinação do

diâmetro ou ângulo de máximo torque do relé r não coincide com o ângulo natural da

impedância da LT, a qual o relé está protegendo. Os ajustes reais das zonas de

atuação do relé de admitância são mostrados na figura 2.42.

ABA

B

jX

R

r

Z2 zona

Z3 zona

C

D

2 3

BC

CD

50% LT BC

30% LT CD

ABA

B

80% LT AB

Limiar do Relé

de Admitância

jX

R

r

ZAjuste

C

Figura 2.42 – Ajustes das zonas de atuação do relé de admitância.

De acordo com a figura 2.42, pode-se calcular os ajustes das zonas de

atuação do relé de admitância da seguinte forma:

a. 1ª zona – A impedância de ajuste (Zajuste) do relé de admitância relativo a

esta zona é:

b. 2ª zona – A impedância real para proteger esta zona, será a corda da

circunferência do limiar da 2ª zona, cujo valor é:

onde:

θ2 à é o ângulo da impedância

.

c. 3ª zona – A impedância real para proteger esta zona, será a corda da

circunferência do limiar da 3ª zona, cujo valor é:

| |

onde:

θ3 à é o ângulo da impedância .

2.4.2.3 – Relés de Reatância

É um relé de distância que opera somente com sensibilidade na reatância do

sistema protegido. Seu torque motor é dado pela expressão 2.25.


torque resultante é nulo, e manipulando adequadamente a expressão 2.25 tem-se:

Dividindo a expressão 2.26 pelo termo , a referida expressão resulta em:

Em função do elevado valor de corrente em situações de falta, conclui-se que

o termo

da expressão 2.27 pode ser desprezado. Feito esta consideração

obtém-se:

E considerando que:

Portanto, a expressão 2.29 acaba se transformando na expressão 2.30, que

representa o lugar geométrico do limiar de operação do relé de reatância.

O lugar geométrico do limiar de operação do relé de reatância e de todas as

impedâncias que satisfazem a expressão 2.30 está representado na figura 2.43.

jX

R

Limiar de

Operação

Op

era

Nã

o O

pe

ra

Figura 2.43 – Diagrama do lugar geométrico do limiar de operação do relé de reatância.

Conforme se pode observar na figura 2.43, os relés de reatância ocupam

uma área infinita no diagrama polar, não são capazes de discriminar direcionalidade

a proteção e só atuam para valores de reatância menores que os valores de ajustes

do relé. A grande vantagem desses relés reside no fato de os mesmos são

insensíveis ao efeito das resistências de arco voltaico.

2.4.2.3.1 – Relé de Reatância e o Arco Elétrico

Em qualquer curto-circuito, no local do defeito, sempre haverá a presença do

arco elétrico [12]. O arco elétrico tem característica puramente resistiva, logo, sua

resistência elétrica equivalente é paralela ao eixo das resistências no diagrama R-X.

Portanto, a impedância vista pelo relé será a impedância da LT somada com a

resistência do arco elétrico (Zvista = Zdefeito + Rarco elétrico) [1].

O valor máximo do arco elétrico é praticamente o mesmo em qualquer ponto

do sistema independentemente do local da falta. Partindo deste princípio a

impedância vista pelo relé 21 será como mostrada na figura 2.44.

A

BjX

R

Resistência do

Arco Elétrico

Figura 2.44 – Impedância vista pelo relé 21.

Devido às características mencionadas anteriormente, a resistência de arco,

pode jogar o ponto da impedância vista pelos relés de impedância e admitância para

fora da zona de atuação devida, causando uma redução do alcance na LT protegida,

como mostra a figura 2.45.

jX

RA

80% LTAB

Redução no

alcance

Impedância

vista pelo Relé

R Arco

Figura 2.45 – Redução no alcance dos relés de Impedância e Admitância pela resistência

de arco.

Este problema é facilmente contornado com o uso do relé de reatância. Mas

pelo fato de se tratar de um relé de características abertas (só vê reatância), poderá

causar atuação indevida quando a carga tiver elevado fator de potência e mesmo

para condições de cargas puramente resistivas e indutivas até um determinado grau,

o que o torna inconveniente quando não supervisionado por outro relé com

característica fechada no plano R-X. Por este motivo o relé de reatância deve operar

juntamente com um relé de admitância o qual deverá estar ajustado apenas em uma

zona. Como se pode observar, a figura 2.46 mostra um relé de reatância atuando

com duas zonas acoplado a um relé de admitância.

jX

R

1ª Zona

2ª Zona

3ª Zona

Relé de

Reatância

Relé de

Admitância

Figura 2.46 – Relé de reatância com duas zonas acoplado ao relé de admitância.

Com o acoplamento dos dois relés (Reatância e Admitância) fica garantida a

imunidade em relação à flutuação da carga para qualquer situação, conforme mostra

a figura 2.47.

RA

jX

B

ZCidade

ZVista pelo Relé

Lugar Geométrico

das Cargas

Figura 2.47 – Impedância vista pelo relé de reatância e admitância.

Analisando a figura 2.47, pode-se verificar que na operação normal do

sistema, a impedância vista pelo relé está longe e fora da circunferência, ou seja, do

limiar de operação do relé de admitância. Mas se houver um defeito na LT protegida,

mesmo com a influência do arco elétrico, o ponto se deslocaria. Todavia, mesmo

assim, seria visto pelo relé de reatância e admitância, fazendo com que a proteção

atuasse, eliminando o referido defeito. A figura 2.48 mostra detalhes da figura 2.47.

jX

R

1ª Zona

2ª Zona

3ª Zona

Relé de

Reatância

Relé de

Admitância

80% LTAB

A

B

CIDADE

Figura 2.48 – Detalhe referente à figura 2.47.

2.4.2.4 – Formas Geométricas das Características dos Relés de Distância

As formas geométricas das características dos relés são restringidas pela

tecnologia utilizada na fabricação dos mesmos, ou seja, quanto mais elevada é a

tecnologia, mais complexas serão as formas geométricas. Enquanto as

características normalmente obtidas no passado com a tecnologia dos relés

eletromecânicos eram apenas retas e círculos, com o apoio da tecnologia digital

moderna atrelada aos microprocessadores, pode-se obter características das mais

variadas formas, como na forma tomate, reticular, trapezoidal, retangular, poligonal,

etc..

Uma característica amplamente usada é a quadrilateral a qual possibilita

envolver a impedância dos circuitos de transmissão somada aos efeitos conjugados

de carregamento pré-falta e resistência de arco elétrico de curto-circuito. A figura

2.49 mostra alguns exemplos dos tipos de formas geométricas existentes com suas

zonas distintas de atuação, que podem ser configuradas nos relés com tecnologia

digital [1] e [13].

A

BjX

R A

BjX

R

(c) Relé 21 Tipo

Paralelogramo

(d) Relé 21 Tipo

Poligonal

A

BjX

R

(b) Relé 21 Tipo

Tomate

A

BjX

R

(e) Relé 21 Tipo

Blinder

A

BjX

R

(a) Relé 21 Tipo

Lente

Figura 2.49 – Relés de distância com zonas distintas de atuação.

2.4.2.5 – Fenômenos que Influenciam na Atuação dos Relés de Distância

Dentre os fenômenos que influenciam o desempenho do relé de distância,

destacam-se a resistência de arco, carregamento pré-falta, o acoplamento mútuo

entre linhas, as fontes intermediárias (infeed e outfeed) e a compensação série [14].

Esses fenômenos, dependendo das características do sistema em questão,

podem fazer com que o relé de distância venha subalcançar ou sobrealcançar os

seus ajustes de atuação, baseados na impedância da LT protegida.

2.5 – Teleproteção

Como já definido anteriormente, o sistema de proteção deve ser rápido e

seletivo na eliminação da falta no sistema protegido. Para o esquema convencional,

a combinação de alta velocidade com garantia de seletividade em geral não é fácil

de ser conseguido.

O esquema de teleproteção é uma solução inteligente que visa aliar a

rapidez de atuação de uma proteção à seletividade requerida. Este tipo de esquema

utiliza comunicação entre relés das barras adjacentes de uma LT. É um sistema de

proteção onde um dado terminal é informado pelo terminal remoto da existência de

falta na zona de interesse, utilizando-se de um sistema de transmissão via canal

piloto (fio piloto, onda portadora, microondas ou fibra óptica), com um transmissor e

um receptor em cada um dos terminais. A rapidez de atuação, aliada a seletividade,

é conseguida porque o terminal remoto, possuindo sensores adequados para

sentirem a direção do fluxo de corrente de falta, fornece quase que

instantaneamente esta informação ao outro terminal [14] e [15]. A figura 2.50 mostra

simplificadamente o esquema de proteção de uma LT utilizando a teleproteção.

Barra A Barra B

Via de ComunicaçãoRA RB

Dj Dj

Re Re

Figura 2.50 – Esquema simplificado de teleproteção.

2.5.1 – Tipos de Canais Piloto

As características dos diferentes canais piloto utilizados atualmente são

mostradas na tabela 2.2.

Tabela 2.2 – Tipos de canais pilotos utilizados atualmente.

Canal Piloto Meio de Propagação Sinal

Fio Piloto Fios telefônicos, cabos,

fios nus, etc.

DC, AC (60 Hz) ou AC

(áudio -20 Hz a 20 kHz)

Onda Portadora

(Carrier) Linha de transmissão. AC (30 kHz a 600 kHz)

Microondas Ar, através de um sistema

apropriado de antenas. AC (acima de 1000 kHz)

Fibra Ótica Fibra ótica no núcleo dos

cabos pára-raios

Ótico (comprimento de

onda de 0,3 a 30 µm)

Na teleproteção é imprescindível que o meio de comunicação tenha alta

confiabilidade e alta velocidade. Isto porque a teleproteção é um componente

incorporado ao sistema de proteção. Desse modo, é importante considerar a

segurança do meio de comunicação, principalmente quanto à sua exposição física.

Geralmente em LTs, o sistema de comunicação abrange todo o comprimento da

linha, ficando exposto a intempéries, inclusive vandalismo [15].

2.5.2 – Esquemas de Teleproteção

A escolha de um esquema de teleproteção depende do comprimento da LT,

do tipo de proteção a ser utilizado, das características do sistema, do tempo de

desligamento requerido, do tipo de canal de comunicação e da filosofia particular de

cada empresa.

Atualmente existem vários tipos de esquemas de teleproteção em operação,

os quais podem ser classificados da seguinte maneira:

a. Bloqueio por Comparação Direcional ou Comparação Direcional por

Bloqueio (Blocking);

b. Desbloqueio por Comparação Direcional ou Comparação Direcional por

Desbloqueio (Unblocking);

c. Transferência por Disparo Direto por Subalcance (Direct Underreach

Transfer Trip – DUTT);

d. Transferência de Disparo Permissivo por Subalcance (Permissive

Underreach Transfer Trip – PUTT);

e. Transferência de Disparo por Sobrealcance (Permissive Overreach Transfer

Trip – POTT).

No esquema envolvendo teleproteção qualquer relé pode ser utilizado, sendo

mais comum o uso dos relés 21, 67, 50 e 51.

No próximo capítulo são apresentadas todas as Funções de proteção

intrínsecas dos relés digitais usados pela empresa Eletrobrás-Eletronorte na

proteção de suas linhas de transmissão de 500 kV, na subestação de Tucuruí.

CAPÍTULO 3

PROTEÇÕES ADOTADAS PELA ELETROBRÁS- ELETRONORTE EM

SUAS LINHAS DE TRANSMISSÃO DE 500 kV NA SUBESTAÇÃO DE

TUCURUÍ

3.1 – A Eletronorte

As Centrais Elétricas do Norte do Brasil (ELETRONTE), hoje chamada de

Eletrobrás-Eletronorte é uma empresa do setor elétrico brasileiro. Foi criada em 20

de junho de 1973, com sede no Distrito Federal, subsidiária das Centrais Elétricas

Brasileiras (ELETROBRÁS) e vinculada ao Ministério de Minas e Energia. É uma

sociedade anônima de capital fechado que atua no segmento de geração e

transmissão de energia elétrica de alta e extra-alta tensão na Região Amazônica

(estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia,

Roraima, e Tocantins). Por meio do Sistema Interligado Nacional (SIN), a empresa

comercializa energia em todo o território nacional.

Na cidade de Tucuruí, a Eletrobrás-Eletronorte é responsável pela operação,

manutenção, obras de expansão e controle da Usina Hidrelétrica de Tucuruí (UHT) e

da Subestação de Tucuruí (SETC).

A subestação de Tucuruí é responsável pelo despacho, através das LTs, de

toda energia gerada pela UHT. Ela possui um total de onze linhas de interligação

com a UHT em 500 kV, sete saídas de linhas em 500 kV, totalizando 1877,5 km de

extensão, duas saídas de linhas em 230 kV, totalizando 334,6 km e três linhas de

interligação em 69 kV. Das sete saídas de linhas em 500 kV, quatro são interligadas

com a subestação de Marabá e três com a subestação de Vila do Conde. Para essa

classe de tensão o arranjo adotado pela empresa em suas subestações é do tipo

disjuntor e meio. Esse arranjo tem uma boa confiabilidade e flexibilidade nos que diz

respeito às manobras executadas no sistema. A figura 3.1 mostra um esquema

envolvendo o arranjo do tipo disjuntor e meio.

Barra 1 Barra 2

Linha de

Entrada

Linha de

Saída

Linha de

EntradaLinha de

Saída

Dj Dj Dj

Dj Dj Dj

Figura 3.1 – Esquema envolvendo arranjo do tipo disjuntor e meio.

Essas linhas de 500 kV operam com elevada carga, transmitindo a maior

parte desta energia para o Sul, Sudeste e Nordeste através da interligação Norte/Sul

e Norte/Nordeste, sendo a outra parte consumida aqui no Estado, principalmente

pelas fábricas de alumínio (Alunorte e Albrás) e pela mineradora Vale do Rio Doce

(extração do minério de ferro na Serra dos Carajás).

A empresa vem investindo significativamente na modernização de

equipamentos e substituição de seus sistemas de proteção, onde, os relés

eletromecânicos estão sendo substituídos por relés de tecnologia digital, com um

tempo de operação bem inferior aos eletromecânicos, além de serem mais

confiáveis e flexíveis. Essa modernização é devido à empresa experimentar grandes

mudanças estratégicas e também pela questão das mudanças nas leis de

penalização aplicadas às empresas de energia elétrica pela Agência Nacional de

Energia Elétrica (ANEEL). A ANEEL vem impondo pesadas multas para tais

empresas, realizando auditoria no que diz respeito aos números de desligamentos e

seu tempo de duração.

3.2 – Proteções das Saídas de Linhas de 500 kV

Quase todas as proteções das saídas de linhas de 500 kV da Eletrobrás-

Eletronorte já foram modernizadas, por meio da implantação de relés digitais, cujos

fabricantes são: Siemens e ABB. Esses relés apresentam características

multifuncionais, isto é, apresentam várias funções de proteção, monitoramento e

supervisão em um único conjunto de hardware, as quais podem ser habilitadas ou

não, de acordo com a necessidade de cada empresa. A Eletrobrás-Eletronorte usa

dois conjuntos de proteção (Proteção Principal e Proteção Alternada) para proteger

suas LTs de 500 kV. Os tipos de proteções habilitadas para as saídas de linha de

500 kV serão abordadas nos itens seguintes.

3.2.1 – Proteção de distância

De todas as funções deste relé, a função de proteção de distância 21 é a

mais importante. Ela possui circuitos de onde obtém valores de corrente e tensão

para a medida de distância até a falta, comparando os valores medidos com os

ajustes estabelecidos para a proteção (Loops). O tipo de partida escolhida para esta

proteção foi a de subimpedância (Z<), isto é, partida por subtensão supervisionado

pela intensidade de corrente [16].

Essa função de proteção possui seis zonas de atuação, onde existem três

zonas independentes habilitadas para operar apenas para defeitos na direção da LT

(direcionais), uma zona independente habilitada para operar para defeitos em ambas

as direções da LT (bidirecional), uma zona controlada habilitada para operar apenas

para defeitos na direção da LT (direcional) e uma zona desabilitada. A figura

geométrica adotada para representar essas zonas de proteção é a poligonal [16].

Como as características das proteções de distâncias já foram abordadas no capítulo

2, não será dado ênfase a tal assunto neste capítulo. Mas são calculados todos os

parâmetros de ajustes da referida proteção no capítulo seguinte.

3.2.2 – Proteção Contra Oscilação de Potência

Logo após eventos dinâmicos do sistema elétrico, tais como: mudança de

carga, curto-circuito, religamentos e manobras. É provável que os geradores se

realinhem entre si de forma oscilatória, para atender ao novo balanço do sistema

(oscilação de potência). A proteção de distância registra elevadas correntes

transitórias durante a oscilação, e particularmente no centro elétrico, ocorrem baixas

tensões. Tensões baixas associadas a correntes elevadas pressupõem impedâncias

pequenas, que podem levar ao desligamento indevido do sistema pela proteção de

distância [16]. Estas variações nas impedâncias seguem vários traçados como, por

exemplo, os mostrados na figura 3.2.

RA

jX

B

Lugar Geométrico

das Cargas

C

Figura 3.2 – Característica de oscilação de potência em um sistema elétrico de potência.

Na oscilação de potência, a variação da impedância vista pelo relé, ou seja, o

traçado dos lugares geométricos das impedâncias varia com uma certa velocidade

dada em (Ω/s). Isto é, não são tão rápidos como os provocados pelo curto-circuito. A

função contra oscilação de potência (68) é ativada no relé com intuito de bloquear

todas as zonas do relé 21, para aumentar a segurança da proteção contra uma

operação indevida provocada por oscilação de potência [16].

3.2.3 – Proteção Energização Sob Falta (SOTF)

Sempre que uma LT estiver aberta e ocorrer algum curto-circuito durante a

energização (fechamento do disjuntor), a atuação do relé 21 ficará prejudicada,

porque sua operação (memória) estará desativada naquele momento. Portanto,

durante a energização de uma LT sob curto-circuito, o gradiente de crescimento da

Icc (corrente de curto-circuito) é grande e o da tensão é muito baixo, prejudicando

ainda mais o ajuste (V/I) do relé 21. Conseqüentemente, para este tipo de defeito em

linha desenergizada (morta) que está sendo energizada, a função de sobrecorrente

High Speed (50HS), que é supervisionada pela função de subtensão (27), é

habilitada neste relé [15] e [16].

O objetivo desta função é acionar o desligamento imediato da linha após

uma energização sob falta com valores elevados de corrente. Isto é, ela é usada

como proteção rápida quando se energizar uma LT com o aterramento temporário

conectado, devido a um eventual esquecimento por parte da equipe de manutenção.

Esta proteção também é ativada no instante em que parte a função de religamento

automático de uma LT. Para tanto, ela fica ativa apenas durante o fechamento do

disjuntor, cujo estado deve ser informado ao relé através de alguma entrada binária.

3.2.4 – Proteção Envolvendo Teleproteção

Para este tipo de proteção a Empresa usa como canal piloto o esquema de

Ondas Portadoras Sobre Linha de Alta Tensão (OPLAT). Isto é, ela utiliza o próprio

cabo condutor da LT para propagação do sinal de comunicação. Este esquema

também é conhecido como sistema Carrier, ele é muito econômico para um pequeno

número de canais a longas distâncias, tem um baixo custo de manutenção e não

necessita de estações repetidoras para transmissão a longa distância [11]. Os

componentes básicos do sistema Carrier são:

a. Bobina de Bloqueio – A bobina de bloqueio é uma indutância em série com

a LT, ou seja, um circuito ressonante que apresenta alta impedância para

freqüência operativa do Carrier, porém com impedância desprezível à

freqüência do sistema (60 Hz), ela se mostra como um filtro passa-baixas.

Essas bobinas evitam que a energia do sinal Carrier adentre nas

subestações, ou seja, as altas freqüências produzidas pelo sistema Carrier

flua para dentro das subestações, que operam com a frequência de 60 Hz.

A indutância de uma bobina de bloqueio pode variar de 0,1 mH a 2,0 mH,

dependendo da faixa de freqüências que ela deve bloquear.

b. Divisor Capacitivo de Potencial (DCP) – O DCP é um banco de capacitor

em série, que é usado tanto como divisor de tensão para conexão de

equipamento de proteção e medição, como para o acoplamento do

transmissor e receptor Carrier, usado para a transmissão de dados, voz e

sinal para a teleproteção [15].

c. Equipamento de sintonia – A unidade de sintonia é utilizada para obtenção

da largura da faixa de frequências desejada, realização do casamento de

impedâncias e isolação galvânica [11].

d. Transmissor e Receptor Carrier – É o equipamento terminal de Onda

Portadora. O transmissor deve ter potência suficiente para assegurar o

mínimo de relação sinal/ruído no receptor correspondente, mesmo em

condições adversas do meio de transmissão. O receptor deve ter alta

seletividade para minimização dos efeitos de fontes externas de ruídos

indesejáveis ou sinais interferentes de outros enlaces que utilizam

freqüências adjacentes [11].

A figura 3.3 apresenta simplificadamente o esquema de um sistema Carrier

com seus componentes básicos.

Figura 3.3 – Esquema simplificado de um sistema Carrier.

A empresa adotou o sistema de Transferência de Disparo por Sobrealcance,

também conhecido pela sigla POTT, como esquema básico de teleproteção a ser

usado em suas LTs de 500 kV.

A função do esquema POTT (85) faz uso da zona controlada (Z1B) do relé

de distância. Ou seja, ocorrendo uma falta dentro desta zona, um sinal permissivo é

enviado para a outra ponta da linha (terminal remoto), a qual se desligará se houver

detecção de falta dentro de sua Z1B. Além dessa unidade, também se emprega

nesse esquema de teleproteção a unidade de sobrecorrente direcional contra faltas

a terra (67N) de alta sensibilidade. A característica de permissividade desse

esquema se deve ao fato de sua atuação efetiva em cada terminal (disparo do

disjuntor) requerer uma permissão do relé do terminal remoto. A estrutura do

esquema POTT encontra-se ilustrado na figura 3.4.

Equipamentos de

Teleproteção

Figura 3.4 – Estrutura do esquema POTT.

Se uma extremidade detectar um defeito reverso, o que caracteriza uma falta

externa, não ocorrerá atuação da sua Z1B. Conseqüentemente, o sinal permissivo

não será enviado ao terminal remoto, ou seja, o sinal permissivo será bloqueado.

Esta programação também é aplicada à unidade 67N.

Esse esquema de teleproteção adotado pela Eletrobrás-Eletronorte, portanto,

utiliza a zona controlada (Z1B) e a unidade 67N de alta sensibilidade para tornar o

seu sistema de proteção mais rápido e seletivo.

3.2.5 – Proteção de Fraca Alimentação (Weak Infeed)

Se alguma das extremidades da linha apresentar pouca ou nenhuma

contribuição para o curto-circuito, sua função de proteção de distância, e até mesmo

a de sobrecorrente não atuarão. No esquema de teleproteção POTT, isto irá

ocasionar graves conseqüências, visto que o desligamento pela proteção depende

de recepção de sinal permissivo da outra extremidade da LT [16].

Neste caso, a função weak infeed (27WI) promoverá o reenvio (eco) do sinal

permissivo para outra extremidade da linha e, conseqüentemente, permitirá o

desligamento da linha pela teleproteção. Além disso, esta também pode produzir o

desligamento local da linha sob condições de fonte fraca. O eco é ativado quando há

recepção de sinal permissivo sem detecção de falta, estando o disjuntor fechado. O

desligamento local pode ser liberado, caso haja detecção de subtensão [16].

3.2.6 – Proteção de Sobrecorrente

Para a função de sobrecorrente, adota-se a característica de tempo definido

para os ajustes de seus parâmetros de atuação.

Considerando que a proteção de distância necessita das tensões para

funcionar adequadamente, e que a proteção de sobrecorrente de emergência

necessita apenas das correntes, esta função será automaticamente ativada, quando

houver perda dos sinais de tensão proveniente dos TPs. Em outras palavras, ela

funciona como função de retaguarda da proteção 21. Esta também é utilizada na

configuração disjuntor e meio, quando a seccionadora de linha está aberta com pelo

menos um disjuntor terminal fechado, onde há a possibilidade de ocorrer um curto-

circuito entre os disjuntores e a seccionadora de linha, a proteção que detecta esta

condição é denominada Stub Bus (50ST). A figura 3.5 mostra o trecho de atuação

da proteção stub bus.

Barra 1 Barra 2

Linha de

Entrada

Linha de

Saída

Atuação da

proteção

Stub Bus

Dj Dj Dj

Figura 3.5 – Trecho de atuação da proteção Stub bus.

3.2.7 – Proteção de Sobrecorrente de Neutro

Em sistemas efetivamente aterrados, há grande possibilidade de haver falta

a terra com altíssima resistência de falta, tanto devido ao arco elétrico, quanto ao

aterramento das torres. Nesta condição, a proteção de distância provavelmente não

detectaria tais faltas, visto que a impedância medida estaria fora da característica

desta proteção [16].

Para estes casos, foram habilitadas as funções de sobrecorrente de neutro

que oferece maior segurança de atuação frente ao relé de distância, para tais tipos

de faltas. Esses relés de sobrecorrente também adotam a característica de tempo

definido para os ajustes de seus parâmetros de atuação.

3.2.8 – Proteção de Tensão

A proteção contra sobretensões (59) evita o estresse do equipamento elétrico

e problemas no isolamento, em virtude das altas sobretensões. Tensões

anormalmente altas freqüentemente ocorrem em linhas longas com baixo

carregamento, em sistemas ilhados com falha no regulador de tensão dos

geradores, após perda de grandes blocos de carga ou após o desligamento de

reatores de compensação da capacitância das linhas. A proteção 59 detecta as

tensões fase-neutro, tensões fase-fase, assim como também as tensões de

sequência positiva, negativa e zero [16].

A proteção de subtensão (27) pode ser aplicada, por exemplo, para

desconexão de equipamento elétrico ou em esquemas de rejeição de carga, onde

esta pode detectar problemas de estabilidade. Salienta-se que a proteção 27 detecta

as mesmas tensões da proteção 59, exceto as de seqüência negativa e zero.

3.2.9 – Localização de Defeitos

A determinação da distância da falta após um curto-circuito é um suplemento

importante das funções de proteção. A disponibilidade da linha de transmissão no

sistema elétrico pode ser aumentada quanto mais rápido se determinar o local da

falta e repará-lo. As funções de proteção contra curto-circuito simplesmente

comandam a partida da função de localização de falta. A função de localização de

falta pode ser iniciada por um comando de desligamento da proteção ou por cada

detecção de defeito. Essa proteção usa valores de impedância da linha para efetuar

seus cálculos a fim de fornecer a localização estimada do defeito.

3.2.10 – Proteção Contra Falha de Disjuntor (Breaker Failure)

Essa proteção detecta a falha de abertura de algum disjuntor envolvido na

ocorrência de uma falta qualquer no sistema sob sua supervisão. Esta falha do

disjuntor pode ser de origem mecânica ou elétrica.

A proteção contra falha de disjuntor (50/62BF) promove a abertura todos os

disjuntores mais próximos de modo a isolar o trecho sob curto-circuito do sistema em

questão. Os disjuntores mais próximos são geralmente os da barra na qual houve

falha do disjuntor [16].

Quando a proteção 50/62BF é acionada, perde-se a seletividade com vários

desligamentos de linhas ou cargas elétricas não envolvidas pelo defeito. De todas as

configurações de barras existentes, a de disjuntor e meio é a que menos sofre com a

perda de seletividade [15].

3.2.11 – Religamento Automático

A experiência mostra que cerca de 85% a 92% das faltas em linhas aéreas

de transmissão são do tipo temporários, ou seja, são eliminadas automaticamente

após o desligamento e religamento dessas LTs. Neste caso, o religamento

automático é adequado e vantajoso, diminuindo assim o tempo de indisponibilidade

do trecho defeituoso [16].

A função de religamento (79) executa o religamento tripolar da LT tanto para

faltas monofásicas como para faltas trifásicas. O acionamento desta função se dá

com o primeiro sinal de desligamento (trip) gerado por uma função de proteção

assinalada para iniciar o desligamento. Ela está ajustada para efetuar uma tentativa

de religamento tripolar com tempo morto de 10 segundos [16].

O tempo ajustado para essa função de religamento é chamado de tempo

morto, porque durante esse período o sistema ou a fase correspondente fica sem

tensão. Para maior chance de sucesso o tempo morto deve ser composto do tempo

de extinção natural do arco elétrico, do tempo de desionização (recuperação) da

rigidez dielétrica do ar e do tempo de segurança (folga), para estatisticamente não

haver reignição do arco elétrico neste período. [1] e [16].

3.2.12 – Função de Sincronismo e Verificação de Tensão

As funções de verificação de sincronismo e tensão (25) asseguram que a

estabilidade do sistema elétrico não seja prejudicada durante o fechamento da linha

sobre a barra. A função pode ser programada para verificar o sincronismo e tensão

durante o religamento automático, durante o fechamento manual ou ambos as

situações [16].

Esta função utiliza a tensão da LT e a tensão da barra para efetuar

comparações (magnitude, ângulo e freqüência), as quais são obtidas dos TPs. Para

que seja realizado o sincronismo, a diferença máxima de tensão entre a barra e a

linha deve ser de 11,1 V, a diferença máxima de freqüência entre a barra e a linha

dever ser de 0,2 Hz e a diferença máxima de ângulo entre a tensão da barra e a da

linha deve ser de 30° [16].

O procedimento de verificação de sincronismo e tensão pode ser selecionado

dentre os seguintes modos de operação:

a. Barra viva – Linha viva - ocorre à liberação de manobra quando a barra

energizada estiver em sincronismo com a linha energizada, ou seja, ocorre

liberação de manobra quando a diferença de tensão, freqüência e ângulo

entre barra e linha energizadas estiverem dentro dos limites ajustados.

b. Barra viva – Linha morta - ocorre à liberação de manobra quando a barra

estiver energizada e a linha desenergizada.

c. Barra morta – Linha viva - ocorre à liberação de manobra quando a barra

estiver desenergizada e a linha energizada.

d. Barra morta – Linha morta - ocorre à liberação de manobra quando a barra

estiver desenergizada e a linha desenergizada.

Como exemplo, a figura 3.6 mostra o diagrama funcional envolvendo as

unidades responsáveis pela proteção de uma determinada LT de 500 kV da

Eletronorte.

Figura 3.6 – Diagrama envolvendo as proteções de uma LT de 500 kV da Eletrobrás-

Eletronorte.

No próximo capítulo são efetuados todos os cálculos pertinentes aos

parâmetros de ajustes da função de distância, intrínseca dos relés digitais usados

pela empresa na proteção de suas linhas de transmissão de 500 kV, na subestação

de Tucuruí.

CAPÍTULO 4

CÁLCULO DOS AJUSTES DA FUNÇÃO DISTÂNCIA DAS LINHAS DE

500 kV DA ELETROBRÁS-ELETRONORTE NA SUBESTAÇÃO DE

TUCURUÍ

4.1 – Cálculos dos Ajustes da Proteção de Distância

Como já foi dito no capítulo anterior, a função de distância é a principal e mais

importante proteção das linhas de 500 kV da Empresa. Nesta capítulo é enfatizado a

operação de todos os cálculos referentes aos ajustes dos parâmetros relacionados a

esta proteção. Para tanto, é analisado como exemplo a proteção 21 da linha

Tucuruí-Marabá circuito quatro (TCMB-LA7-04), onde são utilizados os relés 7SA612

e 7VK611 da Siemens para proteção desta LT.

4.1.1 – Dados da Linha de Transmissão

A tabela 4.1 apresenta os dados referentes à capacidade máxima de

corrente desta linha de transmissão e seu comprimento.

Tabela 4.1 – Capacidade e comprimento da linha de transmissão

Bitola do Cabo Capacidade da Linha Comprimento da

Linha

4x954 MCM 4.040 A 217,2 km

4.1.2 – Relação de Transformação do TC e do TP

A tabela 4.2 apresenta as relações de transformação máximas dos TCs e

TPs utilizados na proteção da linha em análise seguindo o padrão Europeu.

Tabela 4.2 – Relações de transformação do TC e do TP

Equipamento Relações Existentes Relação Ligada

TC 3000 – 1 A 3000:1

TP

√

√

4500:1

4.1.3 – Dados do Banco de Capacitor Série Instalado em Marabá

Os dados do banco de capacitor série instalado na subestação de Marabá

encontram-se na tabela 4.3.

Tabela 4.3 – Dados do banco de capacitor série da subestação de Marabá

Subestação Impedância

do Primário

Impedância

do

Secundário

Corrente

nominal

Nível de

proteção

Tensão de

corte do

MOV

Marabá 17,6 Ω 11,73 Ω 2.300 A 2,45 140,4 kV

(pico)

4.1.4 – Cálculo das Impedâncias da Linha TCMB-LA7-04

Utilizando os valores de base (Pbase = 100 MVA e Vbase = 500 kV), podem-se

obter os valores das impedâncias primárias em Ohms, na forma cartesiana e polar,

aplicando-se as expressões:

Onde os valores percentuais da resistência e reatância das expressões 4.2 e

4.2 foram obtidos através de estudo e testes de curto-circuito no sistema em

questão, e possui valores iguais a:

Z1 = Z2= 0,146 + j 2,303 % (impedância de sequência positiva e negativa)

Z0= 2,478 + j 11,146 % (impedância de sequência zero)

Substituindo esses valores percentuais nas expressões 4.1 e 4.2 tem-se na

forma retangular:

Estes valores podem ser calculados na forma polar utilizando as expressões:

√

(

)

Para obter os parâmetros acima na forma polar, substituem-se os devidos

valores nas expressões 4.3 e 4.4, logo:

√ θ θ (

)

√ θ (

)

Utilizando as relações do TC e TP da linha, podem-se obter os valores das

impedâncias secundárias em ohms, aplicando-se as expressões:

Para obter os valores da impedância secundária, substituem-se os devidos

valores nas expressões 4.5 e 4.6, logo:

na forma polar tem-se:

√ θ θ (

)

√ θ (

)

4.1.5 – Cálculo do Fator de Compensação Residual

O cálculo deste fator é essencial para uma correta medida da distância da

falta (proteção de distância e localização de faltas) durante faltas para terra. Ele se

relaciona com a impedância de terra (ZG ou ZE). Isto é, ele se relaciona com o

retorno de corrente de terra que é usado para o cálculo da impedância Fase-Terra.

Esses valores podem ser calculados usando as seguintes expressões:

Fator de compensação de seqüência zero resistivo

(

)

Fator de compensação de sequência zero reativo

(

)

Substituindo os devidos valores nas expressões 4.7 e 4.8, tem-se que:

(

)

(

)

Durante os testes e ensaios realizados, o valor de RE/RL = 5,32 mostrou-se

elevado para o ajuste da primeira zona da função 21 provocando, em alguns casos,

a atuação da primeira zona pela impedância de carga. Portanto, os ajustes adotados

de RE/RL para todas as zonas foram no valor de 2,00 e os de XE/XL para todas as

zonas foram no valor de 1,28.

4.1.6 – Cálculo da Resistência de Carga e Ângulo de Carga

Por meio da determinação desses parâmetros (resistência e ângulo de

carga) é que se define a característica trapezoidal para a área de carga, dentro da

qual a função de distância é impedida de partir, levando em consideração que em

linhas altamente carregadas, o risco da impedância de carga entrar nas

características das zonas de atuação da proteção de distância é elevado. Logo,

apresenta-se a característica trapezoidal para a área de carga com o intuito de se

evitar o risco de desligamento por correntes de carga [16].

Considerando a tensão mínima da linha sendo um valor 10% abaixo da

tensão base e o carregamento máximo da linha sendo de 2.000 A tem-se:

√

√

Transformando os valores primários para valores secundários, tem-se:

Aplicando um fator de segurança de 80% para a resistência de carga do

secundário, obtém-se:

Para o cálculo do ângulo de carga, considera-se um fator de potência de 0,8.

Com isso:

Aplicando uma margem de segurança de 8,1° para o ângulo de carga,

obtém-se:

Esses valores serão utilizados para a parametrização da zona de carga que

possui característica trapezoidal.

4.1.7 – Geometria Poligonal com Direcionalidade

A direção do curto-circuito é determinada utilizando o vetor de impedância da

linha (ZL), aliado a várias técnicas computacionais que dependem da qualidade de

valores medidos nos ensaios [16]. A figura 4.1 mostra o exemplo da característica

direcional desta proteção para esta linha, no diagrama R-X.

X

Para Frente

R

Reversa

Não-Direcional

Não-Direcional

22,0°

30,0°

Figura 4.1 – Característica direcional no diagrama R-X.

É definida uma geometria no formato de polígono para cada uma das zonas

de atuação da função de distância. São cinco zonas independentes e uma

controlada, num total de seis. Em geral o polígono é definido por meio de um

paralelogramo que intersecta os eixos com os valores de R e X, juntamente com o

ângulo da Linha (φlinha). Um trapézio de carga com os ajustes da resistência de carga

(Rcarga secundário) e o ângulo da carga (φcarga) será usado para interceptar fora do

polígono à área da impedância de carga. Os parâmetros da linha e da carga são

comuns para todas as zonas. O paralelogramo é simétrico com relação à origem do

sistema de coordenadas R-X, contudo a característica direcional limita o alcance nos

quadrantes desejados [16].

Somente na primeira zona há um ângulo de inclinação (α), que pode ser

utilizado para evitar sobrealcance devido a uma eventual diferença de ângulo entre a

impedância de sequência positiva e de seqüência zero, ou a contribuição de ambas

as extremidades para um curto-circuito com resistência de falta [16].

A figura 4.2 mostra um exemplo da geometria poligonal onde, a terceira zona

possui direção reversa e a quinta zona é bidirecional (adirecional), ou seja, ela

detecta o defeito em ambas as direções da LT. Na figura 4.3 tem-se a noção de

como estão configuradas às direções das zonas da função 21.

X

Área de carga

Reversa

Reversa

Para

Fre

nte

Para Frente

Área de carga

Z3

Z1

Z1B

Z2

Z4

Z5

φ linhaφ carga

Característica da

linha

α

Figura 4.2 – Exemplo de geometria poligonal com direcionalidade.

21

Tucuruí Marabá

Reversa Direcional

Bidirecional ( Adirecional)

Dj

Re

TC

TP

Figura 4.3 – Direções das zonas do relé 21.

4.1.8 – Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Primeira Zona

A primeira zona (Z1) do relê 21 é instantânea e está habilitada para detectar

e eliminar defeitos que estejam na direção da LT (direcional), e dentro de sua zona

de atuação. Esta zona será parametrizada para obter um alcance de 80% do

comprimento da linha, que corresponde a 80% do valor da reatância total da LT.

4.1.8.1 – Influência da Compensação Série

Sabe-se que a utilização de capacitor série numa LT tende a provocar a

redução da impedância medida pelo relé, devido à reatância capacitiva que se

subtrai da reatância indutiva da linha. Por outro lado, a corrente e tensão

apresentam um comportamento transitório durante um curto-circuito, com isso, surge

uma componente sub-harmônica, na faixa de 10 a 40 Hz, que provoca uma variação

da impedância medida pelo relé, na figura 4.4. Pode-se observar que a impedância

transitória segue uma curva em espiral até atingir o valor de regime, apresentando

alternativamente períodos de subalcance e sobrealcance.

X

R

ZF

Figura 4.4 – Transitório da impedância de falta em linhas com capacitor série.

Para levar em consideração o efeito dessas oscilações subsíncronas para o

cálculo do alcance da primeira zona, adotou-se o uso do fator de sobrealcance (k),

levando em consideração a tensão de corte do Varistor de Metal Oxido (MOV). Este

último é utilizado para proteção do banco de capacitor série instalado na subestação

de Marabá. O fator k é calculado por meio da expressão 4.9:

√

onde:

k à é o fator de sobrealcance;

UMOV à é a tensão de corte do MOV;

E à é a tensão de fase do sistema em questão.

A figura 4.5 apresenta um esquema básico com um banco de capacitor série

conectado em um sistema elétrico.

Linha

Banco de Capacitor

MOV – Varistor de

Metal Óxido

GAP

Figura 4.5 – Banco de capacitor série conectado em um sistema elétrico.

Levando em consideração os seguintes valores: E = 500 kV / √ = 288,7 kV;

UMOV = 140,4 kV; XL = X1 = 38,38 Ω e Xc = 11,73 Ω, tem-se:

√

desta forma:

4.1.8.2 – Influência da Resistência de Falta

A resistência de falta corresponde ao somatório das resistências de arco no

local da falta, à resistência do aterramento das torres, etc. O ajuste deve acomodar

estas resistências, mas ao mesmo tempo não deve ser muito maior que o

necessário. Com estes parâmetros, é possível definir um valor de resistência

separadamente para faltas fase-fase e fase-terra.

O mais importante para este ajuste em linhas de transmissão aéreas é a

resistência de arco, quando se consideram defeitos entre fases, e adicionalmente a

resistência de aterramento das torres, para defeitos à terra.

Para efetuar o cálculo da resistência de arco, usa-se uma aproximação

empírica supondo que sua tensão seja aproximadamente 2.000-2.500 V por metro,

logo, a resistência de arco será calculada usando-se a da expressão 4.10.

onde:

Larco à é o comprimento do arco elétrico;

IARCO à é o valor da corrente de curto-circuito mínima.

Adota-se a expressão 4.11 para efetuar o cálculo da resistência de falta

medida pelo relé

onde:

RF à é a resistência de falta;

IFR à é a contribuição de corrente da extremidade oposta da linha;

IFL à é a contribuição local de corrente lida pelo relé;

RE à é a resistência de terra;

RL à é a resistência da linha;

IE à é a corrente de terra.

Adotando um comprimento médio da cadeia de isoladores (equipamentos que

asseguram a isolação entre os cabos condutores e as torres) de 6 metros e uma

corrente de curto-circuito mínima de 1.000 A, tem-se que, a resistência de arco vale:

Para a resistência de aterramento das torres, adota-se segundo os dados da

empresa um valor médio RTORRE = 10 Ω, logo, para esses valores tem-se uma

resistência total de falta igual a:

Para o cálculo da resistência de falta medida pelo relé, vamos considerar que

a corrente de contribuição da barra remota é igual à corrente de contribuição da

barra local, como também a corrente de neutro é igual à corrente de fase. Desta

forma tem-se:

Substituindo os devidos valores na expressão 4.11 temos que:

Transformando os valores primários para valores secundários, tem-se:

Será adotado o mesmo valor da resistência de falta para o alcance resistivo

de fase e de neutro, optando por reduzir o valor de RE / RL para 2,0 e ajustando a

resistência de falta com uma margem de segurança em torno 0,9 Ω, tem-se:

Para obter o valor da resistência de ajuste, usa-se a expressão 4.12

Substituindo os devidos valores na expressão 4.12, o valor da resistência de

ajuste de Z1 será:

Como a primeira zona de proteção deve operar o mais rápido possível,

adotar o seu ajuste de tempo para faltas a terra e faltas entre fases em:

Como foi visto anteriormente o ângulo de inclinação (α) se referente à

inclinação da primeira zona e será ajustado com valor de 10° de acordo com testes

realizados em bancada, a fim de evitar o eventual sobrealcance desta zona.

4.1.9 – Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Zona Controlada

Esta zona normalmente é utilizada em combinação com o religamento

automático e/ou a teleproteção. Pode ser ativada internamente pelas funções de

teleproteção, ou de religamento automático, ou externamente por meio de uma

entrada binária. Esta zona irá operar no tempo ajustado, quando receber um sinal de

permissão enviado pela outra extremidade da linha e enxergar defeito dentro desta

zona [16].

A zona controlada (Z1B) do relé 21 é instantânea e está habilitada para

detectar e eliminar defeitos que estejam na direção da LT (direcional), e dentro da

sua zona de atuação. Esta zona está parametrizada para obter um alcance de 150%

do comprimento da linha, que corresponde a 150% do valor da reatância total da LT,

logo:

Como na zona (Z1), a zona (Z1B) também terá o mesmo valor de ajuste para

os alcances resistivos de fase e de neutro, onde eles serão ajustados mantendo a

proporção R/X dos valores parametrizados na da primeira zona, logo:

Aplicando o valor da proporção acima nos cálculos de ajuste da zona (Z1B),

obtém-se:


ajuste de Z1B será:

Adota-se o ajuste de tempo da zona controlada, para faltas à terra e faltas

entre fases em:

4.1.10 – Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Segunda Zona

A segunda zona (Z2) do relé 21 é temporizada e está habilitada para detectar

e eliminar defeitos que estejam na direção da LT (direcional), e dentro da sua zona

de atuação. Esta zona será parametrizada para obter um alcance de 200% do

comprimento da linha, que corresponde a 200% do valor da reatância total da LT,

logo:

Como na zona (Z1), a zona (Z2) também terá o mesmo valor de ajuste para

os alcances resistivos de fase e de neutro, sendo convencionado que esses ajustes

terão valor igual aos da zona controlada. Ou seja, elas terão o mesmo alcance em

termos de resistência. Os valores dessa zona serão ajustados mantendo a


Aplicando o valor da proporção acima nos cálculos de ajuste da zona (Z2),

obtém-se:


ajuste de Z2 será:

Adota-se o ajuste de tempo da segunda zona, para faltas à terra e faltas entre

fases em:

4.1.11 – Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Terceira Zona

A segunda zona (Z3) do relé 21 é temporizada e está habilitada para detectar

e eliminar defeitos que estejam na direção da LT (direcional), e dentro da sua zona

de atuação. Esta zona está parametrizada para obter um alcance de 120% do valor

do alcance da segunda zona, logo:

Como na zona (Z1), a zona (Z3) também terá o mesmo valor de ajuste para s

alcances resistivos de fase e de neutro, onde eles serão ajustados mantendo a



obtém-se:


ajuste de Z3 será:

Adota-se o ajuste de tempo da terceira zona, para faltas à terra e faltas entre

fases em:

4.1.12 – Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Quarta Zona

Esta zona do relé 21 encontra-se desabilitada por conveniência da empresa,

logo, não serão efetuados cálculos de ajuste da mesma.

4.1.13 – Cálculo dos Parâmetros de Ajuste da Quinta Zona

A quinta zona (Z5) do relé 21 é temporizada, e está habilitada para detectar

defeitos em ambas as direções da LT (bidirecional), ou seja, ela identifica defeitos na

direção da LT e na direção oposta da mesma. Esta zona está parametrizada para

obter um alcance na direção da LT de 120% do alcance da terceira zona, e um

alcance na direção oposta (reversa) com valor de 50% do próprio alcance na direção

da LT, logo:

e

Como na zona (Z1), a zona (Z5) também terá o mesmo valor de ajuste para

os alcances resistivos de fase e de neutro, onde eles serão ajustados mantendo a



obtém-se:


ajuste de Z5 será:

Adota-se o ajuste de tempo da quinta zona, para faltas à terra e faltas entre

fases em:

Isto porque, de acordo com o projeto, esta zona é utilizada apenas para

supervisionar as outras zonas do relé de distância.

As figuras 4.6 e 4.7 mostram, respectivamente os relés (7SA612 e 7VK611) e

o diagrama R-X dos valores ajustados no relé (7SA612).

Figura 4.6 – Relés 7SA612 e 7VK611.

X (Ω)

R (Ω)

10 20 30 40 50 60 70-10-20-30-40-50-60-70

-10

-20

-30

-40

-50

-60

-70

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

Z1

Z1B

Z2

Z3

Z5

Á R

E A

D

E C

A R

G A

Á R

E A

D E

C A

R G

ACARACTERÍSTICA DA

LINHA

45º 45º

α =10°

80-80

86,37°

Figura 4.7 – Diagrama R-X dos valores ajustados no relé 7SA612.

No próximo capítulo são apresentadas propostas de melhorias em algumas

funções de proteção para estudos em trabalhos futuros.

CAPÍTULO 5

PROPOSTAS DE MELHORIAS EM ALGUMAS FUNÇÕES DE

PROTEÇÃO PARA ESTUDOS EM TRABALHOS FUTUROS

5.1 – Localização de Defeitos

Como foi visto nos capítulos anteriores, a Eletrobrás-Eletronorte utiliza os

relés digitais usados na proteção de suas LTs de 500 kV, com objetivo de localizar a

distância do ponto onde ocorreu o defeito (localizador de defeitos), por meio da

habilitação de tal função no relé.

Esses relés digitais funcionam com algoritmos de localização de faltas que

utilizam dados provenientes de um terminal de linha, os quais consideram as

componentes de freqüência fundamental. Isto é, são baseados na determinação da

impedância aparente da LT vista a partir do local de medida durante a falta. Esta

impedância é obtida em função dos parâmetros da LT, e dos fatores de freqüência

fundamental de tensão e corrente, originados em um dos terminais da linha.

As estimativas para essas localizações de faltas estão sujeitas a erros,

levando em consideração o efeito da corrente de carga, juntamente com a

resistência, tipo e ângulo de incidência da falta, além de outros problemas. Essas

técnicas também não apresentam bons resultados para defeitos de alta impedância

e/ou para linhas com compensação série.

Segundo estatísticas gerais, o erro médio da localização de falta que utiliza o

método por impedância é mais ou menos de 8%, dependendo do tipo de falta que

ocorre no sistema. Por exemplo, numa LT de 250 km, o erro na localização do curto-

circuito estaria em torno de 20 km, o que corresponderia a 50 torres, visto que o

espaçamento médio entre elas é de 400 m. Para a equipe que trabalha com

manutenções e reparos nessas LTs, este ocasionará perda de tempo na

manutenção. Segundo estatísticas da empresa, 45% do tempo gasto na

recuperação de suas LTs ocorre devido a erros na localização do ponto do defeito.

Esse problema é extremamente desfavorável aos propósitos da empresa,

como já citado, a ANEEL vem impondo pesadas multas (Parcela Variável) às

empresas que atuam na área de energia elétrica, devido ao tempo de

indisponibilidade de equipamentos, inclusive LTs. Por exemplo, a Eletrobrás-

Eletronorte paga por uma LT de 500 kV em média, R$ 6.000,00 de multa por cada

minuto que ela permaneça fora de operação devido aos desligamentos não

programados. Em outras palavras, se uma LT permanecer desligada por uma hora,

a empresa pagaria uma multa de R$ 360.000,00.

Com objetivo de minimizar a aplicação dessas multas, assim como a

diminuição do tempo de manutenção e reparos das LTs e a garantia de satisfação

dos clientes. A empresa poderia adotar um método mais eficiente para localização

de defeitos em suas linhas de transmissão. Para isso propõem-se duas idéias: a

primeira seria por pesquisas de projeto e desenvolvimento (P&D) junto às

universidades, tornando o estudo e aplicação particular à empresa. A segunda seria

pela aquisição de softwares mais eficientes com treinamento especializado aos

engenheiros responsáveis.

A localização de defeitos por Ondas Viajantes é uma técnica para detecção

de faltas que pode ser aplicada em qualquer LT. Sua aplicação nas linhas de 500 kV

da empresa seria de extrema importância.

Quando se fala em ondas viajantes, está-se referindo às formas de ondas de

propagação da energia sobre um sistema, neste caso, da propagação de energia

elétrica sobre uma linha de transmissão. Qualquer distúrbio em uma LT (descargas

atmosféricas, curtos-circuitos, ou uma alteração na condição de regime permanente)

dá origem às ondas viajantes, as quais representam uma composição da freqüência,

que pode variar de poucos kilohertz a diversos megahertz. Estas ondas, por sua vez,

deslocam-se do ponto onde ocorreu o defeito, para as extremidades da linha, de

acordo com a velocidade de propagação a qual é definida pelos parâmetros da LT.

Quando as ondas viajantes encontram certas descontinuidades físicas do

sistema, estas descontinuidades provocam a sua reflexão. Este sucessivo processo

continua até que as ondas sejam atenuadas e/ou extintas devido às perdas na linha,

alcançando o regime permanente do distúrbio. Desse modo, os transitórios gerados

pela falta e registrados nos terminais da linha conterão abruptas mudanças em

intervalos comensurados com o tempo de viagem dos sinais entre o ponto de falta

aos terminais da linha. Portanto, conhecendo-se o intervalo de tempo de viagem da

onda do ponto de falta aos terminais da linha e a velocidade de propagação da onda

na linha em questão, a distância do ponto da falta a um terminal de referência

poderá ser facilmente estimada. A figura 5.1 ilustra um esquemático da teoria das

ondas viajantes.

A B

Curto- circuito

Dj Dj

Figura 5.4 – Esquemático da teoria das ondas viajantes.

A Transformada Wavelet (TW) é a ferramenta matemática usada para

análise dos transitórios de alta freqüência gerados por um distúrbio em uma LT, com

o propósito de se determinar a localização do defeito. A TW é similar a transformada

de Fourier (TF). A TW decompõe o sinal em diferentes escalas, com diferentes

níveis de resolução, a partir de uma única função. Diferentemente da TF que fornece

uma representação global do sinal, a TW apresenta as representações locais no

domínio do tempo e da freqüência de um dado sinal.

As figuras 5.2 e 5.3 mostram, respectivamente, o exemplo de um sistema

usando ondas viajantes para localização de defeitos, e o referido sistema integrado

com o Google Earth, que mostra entre quais torres ocorreu o defeito.

Figura 5.2 – Exemplo de um sistema que usa ondas viajantes para localização de defeitos.

Figura 5.3 – Sistema que usa ondas viajantes integrado com o Google Earth.

A tabela 5.1 mostra alguns valores medidos por equipamentos que usam

ondas viajantes para estimação da distância da falta.

Tabela 5.1 – Valores medidos na LT Tucuruí-Altamira (230 kV e 325,7 km) da Eletrobrás-

Eletronorte.

DATA HORA TW (km) REAL (km) ERRO (km) ERRO (%)

20/09/2009 07:12:28 122,56 122,43 0,13 0,04%

27/09/2009 07:01:14 325,69 325,73 0,04 0,001%

10/10/2009 16:11:07 99,55 99,58 0,03 0,001%

22/10/2009 13:57:01 194,65 194,22 0,23 0,07%

11/11/2009 09:51:55 156,99 157,07 0,08 0,002%

Analisando a tabela acima pode-se observar que a utilização do método de

ondas viajantes para localização de defeitos é bem mais eficaz que o método de

localização de defeitos por impedância. Logo, a aplicação desta teoria para

localização de faltas é bastante promissora.

5.2 – Relés de Distância

Como foi visto anteriormente, a função de distância dos relés digitais que a

empresa utiliza para proteções de suas linhas de 500 kV, trabalha com a

proporcionalidade observada entre a impedância da LT e o seu comprimento.

Portanto, o que o relé de distância mede não é a distância propriamente dita, mas os

parâmetros da linha de transmissão.

Verificou-se também que são vários os fatores a serem considerados para

uma medição correta da impedância de falta, entre eles o tipo de falta, as fases

envolvidas na falta, a resistência de falta, o acoplamento mútuo entre as linhas, o

carregamento pré-falta, fontes intermediárias (infeed e outfeed) e a presença de

compensação série na LT. Com isso, a operação do relé de distância não envolve

apenas a medição de impedância. Uma vez medido o valor de impedância, o relé o

compara, por exemplo, com um valor fixo de impedância (alcance, ajuste) que

representa o trecho protegido de uma LT. Caso o valor medido esteja compreendido

na área definida pelo alcance, o relé de distância detecta que ocorreu uma falta no

trecho protegido e opera.

No capítulo anterior, verificou-se que a reatância capacitiva da compensação

série dessas linhas, é incluída nos cálculos dos ajustes dos parâmetros da função de

distância desses relés, como se ela fosse uma compensação fixa, o que na

realidade não acontece na prática, pois, os bancos de capacitores série inseridos

nas LTs de 500 kV da empresa são em sua maioria manobráveis. Portanto, apesar

da compensação série ficar inserida em maior parte do tempo no sistema, há

períodos que ela fica fora de operação. Este problema implicará em erros de

atuação da proteção de distância, no momento em que a compensação série não

estiver inserida no sistema em questão.

Os problemas causados pelos fatores anteriormente citados podem

ocasionar perda de seletividade e perda de confiabilidade da proteção. Para a

empresa tais problemas ocasionam: perda de receita devido aos sistemas que serão

desligados indevidamente, um maior tempo de recomposição do sistema e maior

quantidade de consumidores que serão afetados pela falta energia elétrica.

Como proposta de melhoria para aplicação em trabalhos futuros, cogita-se o

estudo sobre a tecnologia dos relés adaptativos baseados nas teorias das Redes

Neurais Artificiais (RNA).

Para suprimir certas deficiências na proteção de distância tradicional,

causada pela dinâmica do SEP em função da variação dos seus parâmetros de

operação emprega-se a filosofia de proteção adaptativa. Tal filosofia visa à criação

de zonas de proteção, para possibilitar que os relés de distância se adaptem à

realidade de operação do SEP em cada momento.

A proteção adaptativa (PA) é uma filosofia que busca realizar ajuste dinâmico

no sistema de proteção, permitindo um adequado desempenho deste, mesmo diante

das condições variáveis de operação do SEP. O principal argumento desta filosofia é

a possibilidade de alteração dos parâmetros do sistema de proteção, visando

adequar a característica de tomada de decisão, tendo como base as alterações das

condições de operação do SEP. Estas alterações são decorrentes, normalmente dos

chaveamentos sobre a rede, da inserção ou retirada de banco de capacitores do

sistema, da dinâmica das cargas e/ou das situações de faltas incidentes sobre o

SEP.

A proteção de distância adaptativa tem como meta a atualização das curvas

características relacionadas às zonas de atuação do relé. Mediante alguma

alteração significativa nas condições de operação do SEP, a abordagem proposta

deve ser flexível o suficiente para apontar, com base em um banco de dados que

representa as possíveis curvas de operação, a melhor curva que irá atender à

situação vivenciada.

As figuras 5.4 e 5.5 mostram, respectivamente, exemplos de curvas

características da proteção de distância adaptativa e uma curva da proteção de

distância adaptativa frente à curva da proteção de distância convencional.

Figura 5.4 – Curvas características da proteção de distância adaptativa

Figura 5.5 – Curva de proteção de distância adaptativa e de distância convencional.

No próximo capítulo são apresentadas as conclusões pertinentes aos

assuntos referenciados neste trabalho.

CAPÍTULO 6

CONCLUSÃO

Para uma adequada compreensão sobre proteção de sistemas elétricos de

potência, não basta apenas conhecer os critérios e condições importantes para o

funcionamento apropriado deste tipo de sistema, cuja finalidade é garantir a

segurança, confiabilidade, seletividade, rapidez e integridade dos equipamentos e

sistema elétrico como um todo. É necessário compreender tanto o funcionamento

dos equipamentos e dispositivos de proteção quanto os cálculos dos parâmetros que

determinam os valores de ajustes e os tempos de coordenação.

A proteção de sistemas elétricos de potência tem como intuito não só

proteger os elementos instalados, tais como linhas de transmissão, transformadores,

banco de capacitores, etc., mas também minimizar o tempo de desligamento de um

determinado trecho do sistema elétrico.

O estudo das proteções de linhas de transmissão é de extrema importância,

considerando que a LT é o elemento mais vulnerável às falhas num sistema elétrico

de potência. Com isso, a proteção de LTs deve garantir que todo defeito seja

eliminado o mais rápido possível, estando garantida a seletividade.

A proteção de distância em linhas de transmissão é amplamente utilizada

devido as suas características, ou seja, ela apresenta zonas de atuação que

garantem a retaguarda às LTs. Na Eletrobrás-Eletronorte ela é empregada como

proteção principal das LTs de 500 kV. Devido a essa extrema importância e

utilização, foi reunido e apresentado neste trabalho, um conjunto precioso de

informações consideradas indispensáveis para a avaliação de um sistema de

proteção de distância. Onde foram envolvidos desde o cálculo de parâmetros de

linha e de ajustes das zonas de atuação, o funcionamento e características dos

principais equipamentos utilizados indo até os principais critérios para sua devida

seleção, aplicação e ajuste da seletividade e coordenação destes dispositivos.

Apesar dos relés digitais possuírem alta tecnologia e vasta capacidade de

processamento, estes estão sujeitos a erros de atuação devido às mudanças na

dinâmica do sistema elétrico de potência (variação dos parâmetros de operação

deste sistema).

A função de localização de defeitos e a função de distância são as mais

afetadas por esse dinamismo do sistema. Isto porque, mesmo que esses relés

usufruam de excelentes algoritmos para cálculos utilizados em sua parametrização,

a precisão não chega a ser satisfatória no que diz respeito à função de localização

de defeitos e a função de distância, quando esta fica submetida às dinâmicas do

sistema elétrico de potência. A localização de faltas por ondas viajantes e a

tecnologia dos relés adaptativos, são vistos como formas viáveis de eliminar

problemas futuros causados por essas variações dos parâmetros do SEP.

Os objetivos de mostrar como funcionam e como estão instaladas as

proteções de linhas de transmissão, assim como, apresentar como são efetuados os

cálculos e ajustes dos parâmetros da proteção distância, que é a principal proteção

das linhas de transmissão aéreas, e de propor melhorias para algumas destas

funções, foram atingidos.

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