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FACULDADES METROPOLITANAS UNIDAS
André Mendes do Nascimento
John Wellington da Silva Brandão
PRINCIPAIS PROTEÇÕES DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DE 765kV: Análise e Implementação das Principais Funções de Proteção em
Transformadores de Alta Tensão
SÃO PAULO
2016
André Mendes do Nascimento
John Wellington da Silva Brandão
PRINCIPAIS PROTEÇÕES DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DE 765kV: Análise e Implementação das Principais Funções de Proteção em
Transformadores de Alta Tensão Dissertação apresentada à Banca Examinadora do Centro Universitário das Faculdades Metropolitanas Unidas, como exigência parcial para a obtenção de título de Graduação em Engenharia Elétrica sob a orientação do Professor Alexandre Manente Pinto.
SÃO PAULO
2016
Nascimento, André Mendes do.
Principais Proteções de Transformadores de Potência de 765kV:
Análise e Implementação das Principais Funções de Proteção em
Transformadores de Alta Tensão / André Mendes do Nascimento, John
Wellington da Silva Brandão. São Paulo, 2016.
147 f.: il. color.
Trabalho de Conclusão de Curso – Centro Universitário FMU,
Bacharel em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Alexandre Manente Pinto.
1. Proteção de Transformadores. 2. Transformadores de Potência.
3. Relês Digitais. I. Brandão, John Wellington da Silva. II. Pinto,
Alexandre Manente, orient. III. Título.
André Mendes do Nascimento
John Wellington da Silva Brandão
PRINCIPAIS PROTEÇÕES DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DE 765kV: Análise e Implementação das Principais Funções de Proteção em
Transformadores de Alta Tensão Dissertação apresentada à Banca Examinadora do Centro Universitário das Faculdades Metropolitanas Unidas, como exigência parcial para a obtenção de título de Bacharel em Engenharia Elétrica sob a orientação do Professor Alexandre Manente Pinto. Data da aprovação: 25/12/2016 Banca examinadora: _______________________________
Prof. Alexandre Manente Pinto FMU - Orientador _______________________________
Prof. José Mario Caruso FMU _______________________________
Prof. Alexandre de Souza FMU
SÃO PAULO
2016
AGRADECIMENTOS Primeiramente agradecemos a Deus pelo todo proporcionado até aqui.
Agradecemos aos nossos mestres e professores, que propagaram
conhecimento e elucidaram diversas dúvidas ao longo de nossa formação, em
especial nosso orientador Professor Engenheiro Alexandre Manente Pinto, aos
profissionais da AES Eletropaulo e Siemens pelo acompanhamento profissional
diário de nossa formação prática.
Aos colegas de faculdade que nos serviram de apoio nos momentos difíceis
da graduação e por compartilhar diversas experiências de vida.
André Mendes do Nascimento
Agradeço a minha esposa Patrícia Pereira Carvalho Mendes, que, com amor,
paciência e compreensão ajudou nos momentos mais difíceis. Aos meus pais Abel
Balbino do Nascimento Júnior e Marilúcia Mendes do Nascimento pelo amor, base
familiar e incentivo aos estudos. Também aos meus irmãos Matheus e Gabriel pelo
companheirismo e apoio.
John Wellington da Silva Brandão
Gostaria de agradecer aos meus pais, Janir Rodrigues Brandão e Josenilda
Maria da Silva, pelo amor, carinho e apoio incondicional que me fizeram ser quem
sou.
Obrigado a todos!
.
“A ciência é, portanto, uma perversão de si mesma, a menos que tenha como fim último melhorar a humanidade.”
Nikola Tesla.
RESUMO
Este trabalho apresenta um estudo das principais proteções de
transformadores de potência. Para que seja apresentado o estudo em questão são
necessários conceitos fundamentais de proteção de sistemas elétricos como
seletividade da zona a ser protegida, confiabilidade, velocidade de atuação,
automação e sensibilidade do equipamento de proteção. O cenário escolhido foi um
transformador de potência de 765kV da subestação de Tijuco Preto, Mogi das
Cruzes, a qual é alimentada com a maior classe de tensão do SIN – Sistema
Interligado Nacional (ONS, 2016). Para esta análise utilizaremos um relê digital de
proteção Siemens 7UT85 – SIPROTEC, que executará o processamento numérico
das principais funções de proteção para um transformador de alta tensão, dentre
elas, sobrecorrente, sobretensão e diferencial do transformador.
Palavras-chave: proteção, transformadores de potência, relês digitais.
ABSTRACT
This paper shows a study of the main protections of power transformers. In
order to present the study in question is fundamental concepts of protection of
electrical systems such as selectivity of the protected zone, reliability, speed of
actuation, automation and sensitivity of the protection equipment are required. The
set chosen was a 765 kV power transformer of the Tijuco Preto substation, Mogi das
Cruzes, which is supplied with the highest voltage class of the SIN – Sistema
Interligado Nacional (ONS, 2016). For this analysis we will use a protection relay
Siemens 7UT85 - SIPROTEC, which will perform the numerical processing of the
main protection functions for a high voltage transformer, among them overcurrent,
overvoltage and transformer differential.
Keyword: protection, power transformer, digital relay.
.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 – SEP –Sistema Elétrico de Potência..................................................... 18 Figura 2 – Diagrama Unifilar SEP......................................................................... 20 Figura 3 – Diagrama Unifilar TC........................................................................... 24 Figura 4 – Diagrama Unifilar TP........................................................................... 25 Figura 5 – Fluxo Magnético.................................................................................. 25 Figura 6 – Ligação de um Transformador............................................................ 27 Figura 7 – Circuito Elétrico Equivalente................................................................ 27 Figura 8 – Estrutura Básica de um Sistema de Proteção..................................... 31 Figura 9 – Diagrama de Seletividade de um Sistema de Proteção...................... 32 Figura 10 – Diagrama Conceitual de Proteção Diferencial................................... 50 Figura 11 – Diagrama de Proteção Diferencial..................................................... 50 Figura 12 – Diagrama de Diferencial Percentual.................................................. 51 Figura 13 – Característica da Proteção Diferencial Percentual............................ 52 Figura 14 – Polaridade de TC na Proteção Diferencial......................................... 53 Figura 15 – Diagrama de Proteção Diferencial..................................................... 54 Figura 16 – Curva Característica de Proteção Diferencial................................... 56 Figura 17 – Presença Harmônica na Corrente de Energização............................ 57 Figura 18 – Característica da Função de Sobrecorrente...................................... 59 Figura 19 – Característica da Função de Sobrecorrente Temporizada................ 59 Figura 20 – Característica de Curva Híbrida: Função Instantânea e Temporizada 60 Figura 21 – Característica de Curva Normalmente Inversa................................. 61 Figura 22 – Característica de Curva Extramamente Inversa............................... 62 Figura 23 – Diagrama de Relê de Sobrecorrente Individual................................ 63 Figura 24 – Característica Função de Sobretensão............................................ 64 Figura 25 – Diagrama Mecânico de Relê Térmico.............................................. 65 Figura 26 – Rede de Operação Itaipu – Tijuco Preto (em azul)........................... 67 Figura 27 – Sistema de Transmissão de Itaipu.................................................... 68 Figura 28 – Diagrama Unifilar do Sistema Envolvido........................................... 71 Figura 29 – Diagrama Unifilar com Relês de Proteção........................................ 72 Figura 30 – Relê 7UT85....................................................................................... 73 Figura 31 – Relê 7UT85 com Módulos Expansivos.............................................. 75 Figura 32 – Plug In de Comunicação.................................................................... 75 Figura 33 – Modelos de Submódulos................................................................... 76 Figura 34 – Display Frontal Relê 7UT87.............................................................. 77 Figura 35 – Hardware utilizado no ensaio............................................................ 77 Figura 36 – Tela DIGSI......................................................................................... 78 Figura 37 – Diagrama Básico de Emulação de Disjuntor..................................... 79 Figura 38A – Diagrama Interno do Contator SIRIUS 314RH............................... 79 Figura 38B – Diagrama do Contator SIRIUS 314RH........................................... 80 Figura 39 – CMC 356........................................................................................... 80 Figura 40 – Tela Inicial Test Universe.................................................................. 81 Figura 41 – Diagrama de Montagem da Bancada de Testes............................... 83 Figura 42 – Bancada de Testes........................................................................... 84 Figura 43 – Algoritmo da Função de Sobrecorrente............................................ 85 Figura 44 – Configurações de Curva Característica............................................. 86 Figura 45 – Inserção dos Pontos da Curva Característica.................................... 87 Figura 46 – Configurações do Módulo de Teste.................................................. 88
Figura 47 – Pontos Inseridos a serem Testados................................................. 89 Figura 48 – Pontos Testados............................................................................... 90 Figura 49 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2) ............................... 90 Figura 50 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3) ............................... 91 Figura 51 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1) ............................... 91 Figura 52 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Neutro (L1-E)................. 91 Figura 53 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase B e Neutro (L2-E) ................ 92 Figura 54 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase C e Neutro (L3-E) ................ 92 Figura 55 – Inserção dos Pontos da Curva Característica................................... 93 Figura 56 – Configurações do Módulo de Teste.................................................. 94 Figura 57 – Pontos Inseridos a serem Testados.................................................. 94 Figura 58 – Pontos Testados................................................................................. 95 Figura 59 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Terra (L1-E) .................... 95 Figura 60 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase B e Terra (L2-E) .................. 95 Figura 61 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase C e Terra (L3-E) .................. 96 Figura 62 – Inserção dos Pontos da Curva Característica................................... 97 Figura 63 – Configurações do Módulo de Teste.................................................. 97 Figura 64 – Pontos Inseridos a serem Testados.................................................. 98 Figura 65 – Pontos Testados............................................................................... 98 Figura 66 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2) ............................... 99 Figura 67 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3) ............................... 99 Figura 68 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1) ............................... 99 Figura 69 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases A e Neutro (L1-E) ............... 100 Figura 70 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases B e Neutro (L2-E) ............... 100 Figura 71 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases C e Neutro (L3-E) ............... 100 Figura 72 – Inserção dos Pontos da Curva Característica.................................... 102 Figura 73 – Configurações do Módulo de Teste.................................................. 102 Figura 74 – Pontos Inseridos a serem Testados.................................................. 103 Figura 75 – Pontos Testados............................................................................... 103 Figura 76 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2) ............................... 104 Figura 77 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3) ............................... 104 Figura 78 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1) ............................... 104 Figura 79 – Inserção dos Pontos da Curva Característica................................... 105 Figura 80 – Configurações do Módulo de Teste................................................. 106 Figura 81 – Pontos Inseridos a serem Testados................................................. 106 Figura 82 – Pontos Testados............................................................................... 107 Figura 83 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases A e Terra (L1-E)................. 107 Figura 84 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases B e Terra (L2-E)................. 107 Figura 85 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases C e Terra (L3-E)................. 108 Figura 86 – Inserção dos Pontos da Curva Característica................................... 109 Figura 87 – Configurações do Módulo de Teste.................................................. 109 Figura 88 – Pontos Inseridos a serem Testados.................................................. 110 Figura 89 – Pontos Testados............................................................................... 110 Figura 90 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2) ............................... 111 Figura 91 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3) ............................... 111 Figura 92 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1) ............................... 111 Figura 93 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Neutro (L1-LE)............... 112 Figura 94 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase B e Neutro (L2-LE)................ 112 Figura 95 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase C e Neutro (L3-LE)................ 112 Figura 96 – Inserção dos Pontos da Curva Característica.................................... 113
Figura 97 – Configurações do Módulo de Teste.................................................. 114 Figura 98 – Pontos Inseridos a serem Testados.................................................. 114 Figura 99 – Pontos Testados............................................................................... 114 Figura 100 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Terra (L1-LE)................ 115 Figura 101 – Configuração dos Etados de Condição........................................... 116 Figura 102 – Configuração do Módulo de Teste e sues Estados......................... 116 Figura 103 – Estados de Condição Testados...................................................... 117 Figura 104 – Proteção por Nós de Corrente........................................................ 118 Figura 105 – Proteção por Nós de Corrente........................................................ 118 Figura 106 – Característica para Diferencial Rápido............................................ 120 Figura 107 – Configuração da Curva e Inserção dos Pontos.............................. 120 Figura 108 – Configuração do Módulo de Teste................................................. 121 Figura 109 – Pontos Testados e Curva Diferencial............................................. 122 Figura 110 – Pontos Testados e Curva Diferencial............................................. 123 Figura 111 – Pontos Testados e Curva Diferencial............................................. 124 Figura 112 – Configuração do Módulo de Teste................................................. 125 Figura 113 – Pontos Testados e Curva Diferencial............................................. 126 Figura 114 – Pontos Testados e Curva Diferencial............................................. 127 Figura 115 – Pontos Testados e Curva Diferencial............................................. 128 Figura 116 – Pontos Testados e Curva Diferencial............................................. 129 Figura 117 – Configuração do Módulo de Teste................................................. 130 Figura 118 – Teste de Restrição de Curva Harmônica........................................ 131
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Classes de Tensão............................................................................. 20 Tabela 2 – Tipos de Curva e Normatizações....................................................... 61 Tabela 3 – Dados do Transformador de Potência............................................... 68
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANSI American National Standards Institute
AT Alta Tensão
BC Banco de Capacitor
BCA Banco de Capacitor Automático
BT Baixa Tensão
CF Chave Faca
CFF Chave Faca Fusível
DJ Disjuntor
EAT Extra Alta Tensão
GTD Geração, Transmissão e Distribuição
IEC International Electrotechnical Comission
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
IP/I1 Corrente Primária
IS/I2 Corrente Secundária
MT Média Tensão
NP/N1 Número de Espiras Primárias
NS/N2 Número de Espiras Secundárias
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
RTC Relação de Transformação de Corrente
RV Regulador de Tensão
SE Subestação de Energia
SEP Sistema Elétrico de Potência
SF6 Gás Hexafluoreto de Enxofre
SIN Sistema Interligado Nacional
TC Transformador de Corrente
TP Transformador de Potencial
UAT Ultra Alta Tensão
VP/V1 Tensão Primária
VS/V2 Tensão Secundária
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 16
1.1. Objetivo Geral ............................................................................................................. 16
1.2. Objetivo Específico ..................................................................................................... 17
2. REFERENCIAL TEÓRICO ............................................................................................ 18
2.1. SEP – Sistema Elétrico de Potência .......................................................................... 18
2.1.1. Geração de Energia ........................................................................................... 18
2.1.2. Transmissão de Energia .................................................................................... 19
2.1.3. Distribuição de Energia..................................................................................... 19
2.1.4. GTD – Geração, Transmissão e Distribuição .................................................... 19
2.1.5. SE – Subestações de Energia ............................................................................ 20
2.2. Principais Equipamentos do SEP .............................................................................. 21
2.2.1. Disjuntores ........................................................................................................ 21
2.2.2. Chaves Seccionadoras ....................................................................................... 22
2.2.3. Transformadores ............................................................................................... 23
2.2.3.1. TC – Transformadores de Corrente....................................................... 23
2.2.3.2. TP – Transformadores de Potencial ...................................................... 24
2.2.3.3. Transformadores de Potência ................................................................ 25
2.3. Conceitos de Proteção ................................................................................................. 28
2.3.1. Estrutura de um Sistema de Proteção ................................................................. 30
2.3.2. Requisitos Básicos de Proteção .......................................................................... 31
2.3.3. Relês de Proteção .............................................................................................. 32
2.3.4. Relês Digitais ..................................................................................................... 34
2.3.5. Tipos de Proteção no SEP ................................................................................. 35
2.3.5.1. Proteção de Sobrecorrente..................................................................... 36
2.3.5.2. Proteção de Sobretensão ....................................................................... 36
2.3.5.3. Proteção de Subtensão........................................................................... 37
2.3.5.4. Proteção de Frequência ......................................................................... 37
2.3.6. Tabela ANSI ...................................................................................................... 37
2.4. Curto Circuito ............................................................................................................. 38
2.5. Proteção em Transformadores de Potência ............................................................. 39
2.5.1. Tipos de Falhas nos Transformadores ............................................................... 41
2.5.1.1. Falhas nos Transformadores ................................................................. 41
2.5.1.2. Falhas Associadas à Temperatura e Pressão ......................................... 41
2.5.1.3. Falhas Ativas ......................................................................................... 42
2.5.1.4. Falhas Externas Aos Transformadores.................................................. 43
2.5.2. Requisitos de Proteção Estabelecidos pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico (ONS) .................................................................................................. 43
2.5.3. Sistema de Proteção de Transformadores ou Autotransformadores ................. 44
2.5.3.1. Transformadores ou Autotransformadores com Tensão Nominal
Maior ou Igual a 345kV ........................................................................ 45
2.5.3.2. Transformadores ou Autotransformadores com Tensão Nominal
Menor que 345kV ................................................................................. 47
2.5.4. Entendendo as Principais Funções de Proteção de Transformadores ............... 48
2.5.5. Principais Funções de Proteção de Transformadores de Potência AT ............. 49
2.5.5.1. Função Diferencial de Transformador ................................................... 49
2.5.5.1.1. Requisitos de uma Função Diferencial ................................. 49
2.5.5.1.2. Diferencial Percentual .......................................................... 51
2.5.5.1.3. Função Diferencial Aplicada ao Transformador ................. 52
2.5.5.1.4. Estabilização Harmônica ...................................................... 56
2.5.5.2. Função de Sobrecorrente ....................................................................... 58
2.5.5.3. Função de Sobretensão ........................................................................... 63
2.5.5.4. Função de Sobrecarga Térmica ............................................................. 64
2.5.5.5. Proteções Intrínsecas .............................................................................. 65
3. METODOLOGIA E DESENVOLVIMENTO ................................................................ 67
3.1. Cenário da Aplicação ................................................................................................. 67
3.2. Equipamentos e Softwares Utilizados no Ensaio ...................................................... 68
3.2.1. Transformador..................................................................................................... 68
3.2.2. Relê de Proteção ................................................................................................ 73
3.2.2.1. Propriedades gerais: ................................................................................ 73
3.2.2.2. Conceito Modular.................................................................................. 74
3.2.3. DIGSI (Softaware Relê)..................................................................................... 78
3.2.4. Disjuntor (Contator) ........................................................................................... 78
3.2.5. Mala Omicrom CMC 356 .................................................................................. 80
3.2.6. Omicrom Test Universe (Software) .................................................................. 81
3.3. Ensaio ........................................................................................................................... 83
3.3.1. Testes das Funções de Proteção Lado 765kV .................................................... 85
3.3.1.1. Função Sobrecorrente 51H (High) ......................................................... 85
3.3.1.2. Função Sobrecorrente Residual 51RH (High) ....................................... 93
3.3.2. Testes das Funções de Proteção do Lado 345kV .............................................. 96
3.3.2.1. Função Sobrecorrente de Fase 51M (Medium) ...................................... 96
3.3.2.2. Função Sobrecorrente de Fase 51OL (Overload)................................. 101
3.3.2.3. Função Sobrecorrente Residual 51MR (Medium) ............................... 105
3.3.3. Funções de Proteção Lado 20kV......................................................................108
3.3.3.1. Função Sobrecorrente de Fase 51T (Tertiary) ..................................... 108
3.3.3.2. Função Sobrecorrente 51G (Ground) ................................................... 113
3.3.3.3. Função Sobretensão de Neutro 59N ..................................................... 115
3.3.4. Função Diferencial do Transformador 117
3.3.4.1. Curva de Operação ............................................................................... 118
3.3.4.2. Diferencial Rápido ................................................................................ 119
3.3.4.3. Bloqueio por Inrush ............................................................................. 129
4. CONCLUSÕES ................................................................................................................ 132
5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 133
APÊNDICE A – OUTROS EQUIPAMENTOS DO SEP ................................................. 136
1. Banco de Capacitor (BC) ............................................................................................. 137
2. Banco de Capacitor Automático (BCA) ...................................................................... 137
3. Chave Faca (CF) .......................................................................................................... 137
4. Chave Faca Fusível (CFF) ........................................................................................... 137
5. Conjuntos Blindados ................................................................................................... 137
6. Para-raios ..................................................................................................................... 137
7. Regulador de Tensão (RV) .......................................................................................... 138
8. Retificadores ................................................................................................................ 138
9. Conjunto de Baterias ................................................................................................... 138
10. Transformadores Auxiliares ........................................................................................ 138
ANEXO A – TABELA ANSI ............................................................................................... 139
TABELA ANSI ................................................................................................................. 140
1. COMPLEMENTAÇÃO DA TABELA ANSI: .................................................... 145
2. PROTEÇÃO DIFERENCIAL - ANSI 87: ........................................................... 146
3. DISPOSITIVO DE COMUNICAÇÃO DE DADOS - ANSI 16: ........................ 146
16
1. INTRODUÇÃO
Automação, controle e proteção do Sistema Elétrico de Potência (SEP) são, cada
vez mais, fatores fundamentais para a continuidade e qualidade do fornecimento de
energia elétrica, bem como para o bom funcionamento dos equipamentos que
compõem o sistema e para a segurança das pessoas.
O SEP é composto pela geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,
tendo como característica o fluxo da corrente da fonte para a carga, entretanto, de
acordo com registro de micro e mini geradores distribuídos da ANEEL (2016), o
número de conexões acumulado tem aumentado, ou seja, aumentado o número de
geradores de energia instalados paralelamente à rede de distribuição, que implica
em estudos de proteção mais complexos devido ao fluxo reverso de corrente; da
carga (agora unidade geradora) para fonte (transformadores e subestações).
Durante a operação do sistema é possível à ocorrência de falhas originadas por
meios naturais e/ou por defeitos nos dispositivos que compõem o sistema
(MAMEDE, 2013). Em resposta a estas falhas e interrupções causadas no SEP tem-
se a necessidade do estudo de proteção, visando o fornecimento continuo de
energia, segurança operativa e a qualidade dos serviços prestados.
Para cada zona de proteção há estudos com características específicas,
igualmente para cada equipamento protegido do sistema (MAMEDE, 2013). O
presente documento visa abordar, através de um estudo de caso, a proteção de um
transformador de potência de alta tensão de uma subestação.
1.1. OBJETIVO GERAL
O transformador de potência é o elemento de maior valor agregado de uma
subestação, sendo fundamental um estudo minucioso para o desenvolvimento de
um sistema de proteção adequado. Este estudo tem como objetivo levantar e
analisar as funções de proteção que devem ser empregadas num transformador de
potência, se baseando em um transformador real da classe de tensão de 765kV, a
maior classe de tensão em funcionamento do sistema elétrico brasileiro, logo, serão
abordadas as principais e mais importantes funções de proteção empregadas em
transformadores de potência.
17
1.2. OBJETIVO ESPECÍFICO
O trabalho tem como objetivo específico abordar o estudo de proteção de
transformadores de uma maneira teórica e prática. Na parte prática foram
desenvolvidos diversos testes e simulações que tem por objetivo consolidar, através
de uma aplicação real, todo o estudo teórico levantado no trabalho. Para os testes e
simulações práticas foram utilizados equipamentos de uso real nas subestações,
entre eles: uma mala de testes CMC – 356 (Omicron), utilizada em
comissionamentos de sistemas de proteção em subestações com relês de diversos
fabricantes e, utilizado nos ensaios, um relê digital 7UT87 (Siemens), que terá
incorporado em seu funcionamento as principais funções de proteção abordadas no
trabalho, realizando a validação de funcionamento e confiabilidade deste estudo.
18
2. REFERENCIAL TEÓRICO
2.1. SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
O SEP é o sistema composto por unidades geradoras de energia, transmissoras,
distribuidoras e consumidoras. Este sistema tem por objetivo transferir a energia
elétrica gerada, através de conversões de energia primária, para os consumidores
(GUIMARÃES, 1976).
A energia obtida do sol, da tração animal, ventos e águas por meio de moinhos,
da queima de lenha e carvão, e etc., são formas de energia primária encontradas na
natureza. A eletricidade e os combustíveis químicos são as forma secundária de
energia que mudaram a maneira de produzir da sociedade moderna.
Figura 1 – SEP –Sistema Elétrico de Potência
Fonte: AES Eletropaulo (2015), adaptado
2.1.1. GERAÇÃO DE ENERGIA
A geração de energia elétrica dentro do SEP pode ser originada de
conversões de diversos tipos de fontes primárias. A matriz energética brasileira,
por exemplo, é composta por geradores eólicos, solares, hídricos e térmicos
através da queima de biomassa e fósseis (ANEEL 2016). A função dos
19
geradores de energia é a conversão de fontes primárias de energia em energia
elétrica.
Geralmente as grandes usinas geradoras são instaladas longe do centro
urbano, longe do principal polo de consumo, isto cria a necessidade de
transportar a energia das usinas geradoras para os grandes centros de consumo.
2.1.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA
O transporte da energia gerada para os grandes centros urbanos é realizado
através das linhas de transmissão. As linhas de transmissão são um conjunto de
torres e condutores que cruzam cidades transportando alta tensão até as
distribuidoras localizadas nos polos de consumo.
Para um maior aproveitamento da energia elétrica gerada, o transporte da
energia é realizado em alta tensão, desta maneira a corrente é reduzida antes de
ser transmitida, impactando diretamente na redução das perdas elétricas
inerentes ao transporte de energia (ABRADEE 2016).
2.1.3. DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
Após o recebimento da energia nos centros urbanos, é necessário que a
energia seja distribuída em níveis menores de tensão entre os bairros e cidades.
As distribuidoras tem a tarefa de levar a energia para os consumidores, tarifá-los
e garantir a qualidade do fornecimento.
2.1.4. GTD – GERAÇÃO, TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO
A GTD no SEP tem a função de gerar, transmitir e distribuir a energia para os
consumidores a depender da quantidade de energia. São classificados então em
grupos consumidores entre a Transmissão e a Distribuição, além do subsistema
de subtransmissão, destinado aos consumidores de média tensão (GUIMARÃES,
1976). No SEP temos as seguintes classes de tensão em função da quantidade
de energia e extensão:
20
Tabela 1 – Classes de Tensão Fonte: GUIMARÃES (1976), adaptado
Figura 2 – Diagrama Unifilar SEP Fonte: Os autores
2.1.5. SE – SUBESTAÇÕES DE ENERGIA
A subestação (SE) é considerada a parte mais importante em todo o SEP, ela
é responsável pela operação e manobra de todas as partes do sistema elétrico
de forma confiável e segura (GUIMARÃES, 1976).
Podem ser classificadas em Subestações Seccionadoras (de manobra ou de
chaveamento), que interligam circuitos de mesmo nível de tensão, e Subestações
Transformadoras, estas ainda subdividas em: Subestações Transformadoras
Elevadoras, que elevam a tensão de geração para níveis mais altos de tensão a
fim de realizar a transmissão da energia, e as Subestações Transformadoras
Abaixadoras, que abaixam a tensão de transmissão para níveis mais baixos de
tensão, tanto para a subtransmissão como para a distribuição.
Os principais equipamentos de uma subestação são os transformadores de
potência, disjuntores e chaves seccionadoras. Veremos em detalhes os principais
equipamentos contidos no SEP e em suas subestações no capítulo 2.2.
Classes Faixas de Tensão
Baixa Tensão (BT) até 1kV
Média Tensão (MT) de 1kV a 66kV
Alta Tensão (AT) de 69kV a 230kV
Extra-Alta Tensão (EAT) de 230kV a 800kV
Ultra-Alta Tensão (UAT) acima de 800kV
21
2.2. PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS DO SEP
Diversos equipamentos e dispositivos possuem seu papel para o bom
funcionamento da subestação, nesse capítulo eles serão abordados com maior foco
e detalhamento nos disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores de corrente
(TC), transformadores de potencial (TP) e transformadores de potência. Outros
equipamentos do SEP estão descritos no APÊNDICE A – OUTROS
EQUIPAMENTOS DO SEP deste documento.
2.2.1. DISJUNTORES
Os disjuntores são equipamentos cuja função é interromper ou restabelecer o
fluxo de corrente elétrica num determinado ponto do circuito. São instalados
acompanhados da aplicação dos relês respectivos – elementos responsáveis
pela detecção da falha através da leitura dos valores analógicos do sistema,
enviando ou não o comando para a abertura do disjuntor – desta maneira, um
disjuntor de alta tensão sem o seu relê correspondente não possui nenhuma
característica de proteção (MAMEDE, 2015).
A função principal de um disjuntor é interromper as correntes oriundas de um
defeito no menor tempo possível. Porém, os disjuntores também podem ser
solicitados a interromper correntes de circuitos operando normalmente e a
energizar os mesmos em condições de funcionamento normal.
O disjuntor de alta tensão é um equipamento altamente robusto, capaz de se
manter em condições normais de funcionamento em ambientes muito severos.
Após um longo tempo exposto a condições severas, às vezes anos, opera com
seu mecanismo, até então totalmente inerte, realizando sua função em décimos
de segundos (MAMEDE, 2015).
Os tipos de disjuntores diferem-se na maneira que extinguem o arco elétrico,
este gerado quando a passagem elétrica de um circuito é interrompida. É
possível encontrar diversos tipos de disjuntores de alta tensão de acordo com a
necessidade do circuito no qual será instalado, entre eles:
22
Disjuntores a óleo – Nesse tipo de disjuntor os contatos dos três polos
se localizam no interior de um único recipiente que contém uma grande
quantidade de óleo mineral isolante.
Disjuntores a ar comprimido – Utilizam o ar sob alta pressão para
resfriar e extinguir o arco elétrico.
Disjuntores a sopro magnético – Utilizam o princípio da força
eletromagnética para conduzir o arco elétrico a uma câmara de extinção,
onde é deionizado, resfriado e extinto.
Disjuntores a vácuo – Utilizam a câmara de vácuo como elemento de
extinção de arco. Cada polo é constituído de uma câmara apoiada por
isoladores cerâmicos que ocupam a parte central do polo.
Disjuntores a SF6 – Utilizam o gás hexafluoreto de enxofre como meio
de interrupção de corrente.
2.2.2. CHAVES SECCIONADORAS
As chaves seccionadoras são dispositivos mecânicos de manobra capaz de
abrir e fechar um circuito tendo a função de isolar equipamentos, manobrar
circuitos (sem carga) e funcionar como by-pass de equipamentos (MAMEDE,
2015 e SOUSA, 2007).
Segundo MAMEDE (2015), a operação das chaves seccionadoras com o
circuito em carga pode provocar desgaste nos contatos e põe em risco a vida do
operador. A funcionalidade da chave é extremamente útil em sistema robusto,
permitindo transferências de carga entre barramentos entre uma subestação,
isolando qualquer equipamento para execução de manutenção ou substituição e
realizar diversas manobras programadas.
As chaves podem ser fabricadas em unidades monopolares e unidades
tripolares, esta última dotada de mecanismos que obriga a abertura simultânea
dos três polos, seja por ação manual ou motorizada.
23
2.2.3. TRANSFORMADORES
Para ALBUQUERQUE, (1993) os transformadores elétricos são
equipamentos que permitem modificar uma tensão alternada, aumentando-a ou
diminuindo-a. Consistem em duas bobinas isoladas eletricamente montadas num
núcleo de ferro. A bobina que recebe a tensão a ser transformada é chamada de
primário, a outra bobina que fornece a tensão transformada é chamada de
secundário. A tensão induzida no secundário é gerada a partir da variação do
fluxo magnético, ocasionada pela corrente no primário.
2.2.3.1. TC – TRANSFORMADORES DE CORRENTE
Os TC, transformadores de corrente, são equipamentos que convertem os
altos valores de corrente do circuito para um valor que possa ser utilizado pelos
equipamentos de medição e proteção, isto é, o transformador de corrente deve
reproduzir, no seu secundário, uma corrente replicada, em escala menor, do
primário do circuito no qual ele está instalado (MAMEDE, 2015).
Segundo KINDERMANN (2012), se nos terminais primários de um TC, cuja
Relação de Transformação de Corrente (RTC) nominal é 20, circular uma
corrente de 100A, obtém-se no secundário a corrente de 5A, ou seja: 100/20 =
5A.
O TC opera com tensão variável, em função da corrente primária e da carga
ligada no seu secundário. A relação de transformação das correntes primária e
secundária é inversamente proporcional à relação entre o número de espiras dos
enrolamentos primário e secundário.
24
Figura 3 – Diagrama Unifilar TC
Fonte: Os autores
2.2.3.2. TP – TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
Assim como os transformadores de corrente, os transformadores de potencial,
TP, também devem reproduzir em seu secundário uma réplica de uma grandeza
elétrica, no caso do TP essa grandeza elétrica é a tensão.
O TP é destinado a fornecer o sinal de tensão a instrumentos de medição e
proteção.
A Relação Transformação de Potencial (RTP) é dada por:
Por exemplo, um TP conectado a uma linha de transmissão de 230kV e
saídas secundárias 115V. Segundo KINDERMANN (2012), temos:
Portanto para 2000V no primário o TP haverá 1V no secundário, sendo a
relação de espiras 2000 (primário) para 1 (secundário).
25
Figura 4 – Diagrama Unifilar TP Fonte: Os autores
2.2.3.3. TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
De acordo com MAMEDE (2015), transformador é um equipamento que por
meio de indução eletromagnética transfere energia de um circuito, chamado
primário, para um ou mais circuitos denominados, respectivamente, secundário e
terciário, sendo, no entanto, mantida a mesma frequência com tensões e
correntes diferentes.
Num sistema elétrico os transformadores são utilizados desde as usinas de
produção, onde a tensão gerada e elevada a níveis adequados para permitir a
transmissão econômica de potência, até os grandes polos de consumo, onde a
tensão é reduzida ao nível de subtransmissão e de distribuição, alimentando as
redes urbanas e rurais, onde novamente é reduzida para ser utilizada com
segurança pelos usuários do sistema (MAMEDE, 2015).
Figura 5 – Fluxo Magnético Fonte: NASCIMENTO, 2008
26
Determinando a relação adequada entre o número de espiras do primário e
do secundário, obtemos a relação entre as tensões desejadas.
V1 – Tensão aplicada na entrada (primária);
V2 – Tensão de saída (secundário);
N1 – Número de espiras do primário;
N2 – Número de espiras do secundário.
A tensão provocada no secundário em decorrência do fluxo magnético
variável gerado pelo primário é denominada tensão induzida.
Se no primário do transformador for aplicada uma corrente contínua, não será
gerada tensão no secundário, pois o fluxo magnético não será variável ao longo
do tempo.
A relação entre correntes e o número de espiras entre enrolamento primário e
enrolamento secundário é dado por:
I1 = Corrente no primário;
I2 = Corrente no secundário;
N1 = Número de espiras no primário;
N2 = Número de espiras no secundário.
A partir das relações apresentadas até aqui, é certo dizer que no enrolamento
de maior tensão circulará a menor corrente, assim, quanto menor o número de
espiras maior será a corrente.
27
Figura 6 – Ligação de um Transformador Fonte: NASCIMENTO, 2008
Embora acoplado pelo núcleo de ferro, uma pequena porção de fluxo disperso
(ø1 e ø2) é gerada nos enrolamentos do transformador.
No primário, o fluxo disperso ø1 gera uma reatância indutiva X1 e no
secundário o fluxo disperso ø2 gera uma reatância indutiva X2.
Os parâmetros apresentados no circuito equivalente determinam o
funcionamento correto do transformador.
Figura 7 – Circuito Elétrico Equivalente Fonte: FILIPPO, 2000
Xm – reatância indutiva de magnetização;
Rm – Resistência de magnetização que retrata as perdas do ferro;
R1 – Resistência do enrolamento primário;
X1 – Reatância indutiva do enrolamento primário;
R2 – Resistência do enrolamento secundário;
X2 – Reatância indutiva do enrolamento secundário.
Os valores das impedâncias refletidas são tais que as potências ativa e
reativa são iguais quando sujeitas à corrente I1, sendo assim, temos as seguintes
relações:
28
2.3. CONCEITOS DE PROTEÇÃO
Na operação do SEP surgem com certa frequência, falhas que podem resultar
em interrupções no fornecimento de energia aos consumidores conectados a esse
SEP, assim reduzindo a qualidade do serviço fornecido aos clientes (MAMEDE,
2013).
O defeito mais comum que possa surgir no SEP é o curto-circuito, que causa
uma enorme elevação na corrente que percorre o sistema e em seus equipamentos,
ocasionando muitas vezes danos irreparáveis às instalações.
Além do curto-circuito, a sobrecarga, sub e sobretensão são outros fatores de
anormalidades nos sistemas que podem causar dano as instalações.
A principal função de um sistema de proteção é desconectar no menor tempo
possível, e de maneira coordenada, qualquer sistema de potência submetido a
algum tipo de falha que possa trazer prejuízo. Em segundo lugar o sistema de
proteção precisa ser capaz de oferecer informações aos operadores, para facilitar a
identificação do defeito e a possível mitigação do mesmo.
De modo geral, a proteção do sistema é feita através de relês incorporados aos
disjuntores, que é, na essência, a parte mecânica responsável pela desconexão do
circuito em defeito .
Os relês representam uma enorme gama de dispositivos, com diferentes formas
e funções, dos eletromecânicos aos digitais, para aplicações diversas levando em
consideração o porte, importância e custos de implantação.
A detecção de um defeito em um sistema elétrico é obtida, pela aplicação de
critérios, como, elevação da corrente, elevação ou redução da tensão, inversão no
29
sentido da corrente, alteração da impedância do sistema ou comparação de módulo
e ângulo de fase na entrada e na saída do sistema.
Para a compreensão das características de funcionamento de um sistema de
proteção, será descrito alguns termos utilizados pelos profissionais da área.
Corrente Nominal – valor da corrente secundária que pode circular
permanentemente no relê.
Corrente de Ajuste – valor da corrente ajustada no relê, acima do qual
o relê atuará.
Corrente de Acionamento – valor da corrente que provoca a atuação
do relê de proteção.
Corrente Máxima Admissível – valor máximo de corrente que os
componentes do relê podem suportar.
Potência Nominal – valor da potência que é requerida pelo relê.
Tensão Nominal – valor da tensão para qual foi isolado o dispositivo.
Tensão de Serviço – valor da tensão do sistema ao qual o relê está
conectado.
Tensão Máxima Admissível – valor máximo de tensão ao quais os
componentes do relê suportam.
Temporização – valor do tempo, normalmente segundos, ajustado no
relê, para o qual o mesmo atuará.
30
2.3.1. ESTRUTURA DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO
A estrutura do funcionamento de um sistema de proteção basicamente é
composta por unidades de entrada, unidades de processamento (relê) e
unidades de acionamento do circuito, além de uma fonte de tensão auxiliar. A
unidade de processamento (relê) ainda subdivide-se em unidade de conversão,
unidade de medida e unidade de saída (MAMEDE, 2013).
Unidade de entrada – Equipamentos que recebem as informações
analógicas do sistema, como os TC e TP, e enviam essas informações
à unidade de conversão do relê. As unidades de entrada também
oferecem isolação do relê de proteção ao circuito protegido.
Unidade de conversão – Elemento do relê que recebe as informações
analógicas e os transforma em sinais com modulação adequada para o
funcionamento dos relês. A unidade de conversão é própria para relês
digitais, enquanto os eletromecânicos utilizam os valores de entrada
sem conversão, isso será abordado mais adiante.
Unidade de medida – Ao receber os sinais convertidos, esta unidade
compara os valores e suas características com os valores que foram
ajustados e adotados como valores normais de funcionamento. Caso o
sinal ultrapasse o valor previamente ajustado do relê, a unidade de
medida envia um sinal à unidade de saída.
Unidade de saída – Pequena bobina ou binária de saída responsável
por enviar o comando de abertura do disjuntor.
Fonte auxiliar – Fornece energia ao relê e demais equipamentos
auxiliares. Normalmente constituída por um banco de baterias.
Unidade de acionamento – Normalmente o elemento responsável pela
desconexão do circuito, na maioria das vezes um disjuntor.
31
Figura 8 – Estrutura Básica de um Sistema de Proteção Fonte: Os autores
2.3.2. REQUISITOS BÁSICOS DE PROTEÇÃO
Um sistema de proteção deve respeitar os requisitos básicos de proteção
para obter um bom funcionamento.
Seletividade – Visa à coordenação do sistema de proteção. Tem como
objetivo controlar a área de atuação do relê, desta maneira, o relê atua
apenas no ponto defeituoso do sistema e não causa interrupções em
pontos que estão em funcionamento normal. Durante a ocorrência o
relê precisa ser capaz de definir se a falha está dentro de sua zona de
atuação, ou se ela é uma ocorrência externa à sua zona, assim, não
sensibilizando o relê.
Velocidade – Os defeitos no sistema podem ser catastróficos para as
instalações, aumentando o prejuízo a cada segundo que o defeito
permanece. Por isso, um sistema de proteção também visa que o
circuito seja retirado no menor tempo possível.
Sensibilidade – Consiste na capacidade de o elemento de proteção
reconhecer com precisão os valores indicados para a sua operação e
não operação.
32
Confiabilidade – Propriedade do elemento de proteção cumprir com
segurança e precisão as funções que lhe foram atribuídas.
Automação – Propriedade que o elemento de proteção tem de operar
automaticamente sem auxilio algum quando sensibilizado pelas
grandezas elétricas.
Figura 9 – Diagrama de Seletividade de um Sistema de Proteção
Fonte: Os autores
2.3.3. RELÊS DE PROTEÇÃO
Todo elemento de proteção deve garantir eficiência no desempenho de suas
funções. Os relês de proteção necessitam de três requisitos básicos em relação
ao seu desempenho, sensibilidade, rapidez e confiabilidade.
Os relês devem ser tão sensíveis quanto possível dentro de sua faixa de
ajuste para a operação, do contrário, a grandeza de sensibilização da unidade
de proteção poderá não operar o mecanismo de atuação no tempo desejado,
ocasionando operações fora dos limites permitidos pelos equipamentos
protegidos.
33
Os relês também devem reagir com extrema velocidade às grandezas
elétricas para as quais foram ajustados, alcançando menor tempo de duração da
falha no circuito. Não se pode confundir temporização com lentidão na operação
do relê. Temporização prevê a seletividade entre as unidades do sistema, já
lentidão depende das características físicas do relê.
Todo sistema elétrico deve apresentar um grau de confiabilidade elevado.
Nesse caso os relês são dispositivos que, por sua própria natureza, devem
oferecer extrema confiabilidade para todas as possíveis falhas do sistema.
De acordo com MAMEDE (2013), cada relê possui características que
definem sua função básica, dentro dos limites exigidos pelos esquemas de
proteção e coordenação, para cada sistema elétrico em particular.
Os relês seguiram evoluindo progressivamente desde que surgiu o primeiro
dispositivo de proteção eletromecânico em 1901. Os relês eletromecânicos são
os pioneiros da proteção, elaborados, projetados e construídos com
predominância dos movimentos mecânicos provenientes dos acoplamentos
elétricos e magnéticos. Em relação ao princípio básico do funcionamento, o relê
eletromecânico opera de duas maneiras, atração eletromagnética ou indução
eletromagnética.
A tecnologia dos dispositivos eletromecânicos evoluiu ao longo dos anos,
permitindo um avanço na confiabilidade e qualidade dos sistemas de proteção.
Em 1930 começaram a surgir os primeiros dispositivos com tecnologia
baseada em componentes eletrônicos, dando origem aos relês de proteção
eletrônicos. Os relês eletrônicos encontraram dificuldades de aceitação no
mercado, por conta da sua falta de robustez comparado aos relês
eletromecânicos que eram fabricados com tecnologia de alta qualidade.
Em meados de 1980, com o avanço acelerado da microeletrônica, surgiram
as primeiras unidades de proteção digital. O mercado não aceitou as inovações
com rapidez, muitas concessionárias ainda não confiavam na nova tecnologia
sugerida pelos relês digitais, muitas vezes até os utilizando juntamente com
relês eletromecânicos como retaguarda do sistema de proteção.
Pode-se afirmar que as vantagens dos relês eletrônicos sobre os
eletromecânicos eram mínimas se comparadas com as vantagens que os relês
digitais trouxeram. Os relês eletromecânicos e eletrônicos são considerados
dispositivos “burros”, enquanto os relês digitais incorporam todas as facilidades
34
que a tecnologia dos microprocessados oferece, além de menores preços e alta
confiabilidade.
É também interessante observar que a vida útil de um sistema de proteção
diminuiu drasticamente, por conta dos relês digitais acompanharem a evolução
da tecnologia da informação, diferente dos eletromecânicos ou eletrônicos,
assim fazendo com que relês digitais se tornem ultrapassados em poucos anos.
Outro ponto interessante a se observar foram as mudanças técnicas exigidas
dos profissionais da área de proteção, a adaptação de um profissional de
proteção trabalhando com relês eletromecânicos era muito rápida, devido, na
maioria das vezes, não mudarem drasticamente seu sistema de funcionamento
de um fabricante para o outro. Já os relês digitais, além do hardware, existem os
softwares de configuração dos relês, exigindo muitas horas de adaptação de um
profissional acostumado com apenas um fabricante de relês, sendo necessário
muito mais tempo de treinamento para o total domínio do software exigido pelo
relê digital.
Os relês digitais revolucionaram os sistemas de proteção, oferecendo
vantagens impossíveis de serem obtidas com seus antecessores.
2.3.4. RELÊS DIGITAIS
Os relês digitais além das funções de proteção que os seus antepassados
possuíam, trouxeram novas funções aos seus usuários adicionando maior
velocidade, melhor sensibilidade, interface amigável, acesso remoto,
armazenamento de informações e etc.
Enquanto os relês eletromecânicos utilizam grandezas analógicas, os relês
digitais utilizam técnicas de microprocessamento, as grandezas continuam
sendo as analógicas, porém são convertidas para sinais digitais por um filtro
conversor A/D, trazendo uma maior velocidade de processamento e tomada de
decisão do relê digital, ele apresenta também as seguintes vantagens:
35
Pequeno consumo de energia;
Alta confiabilidade e auto supervisão;
Diagnósticos e armazenamento de relatórios de falhas;
Possibilidade de comunicação com um sistema supervisório através de
uma interface de rede;
Possibilidade de serem ajustados remotamente;
Mantém os valores já ajustados em funcionamento durante qualquer
alteração até que a alteração seja concluída;
Alta precisão devido à tecnologia digital;
Interface de ajuste e configuração amigável;
Indicação de estados dos equipamentos e valores de medição através
de display frontal;
Segurança operacional, trazendo a possibilidade de estabelecer uma
senha de acesso necessária para a operação do relê.
2.3.5. TIPOS DE PROTEÇÃO NO SEP
Para a operação de um sistema elétrico é preciso prever eventos que devem
ser controlados, monitorados ou eliminados.
Para que se possa obter um sistema elétrico com alta confiabilidade é
necessário utilizar um conjunto de proteções, cada uma específica para um
determinado evento.
A seguir serão apresentados de forma resumida os principais tipos de
proteção para os eventos mais comuns.
36
2.3.5.1. PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE
É o evento mais comum que possa ocorrer no sistema elétrico, submetem os
componentes elétricos a altos níveis de corrente, ocasionando um grande
estrago nos mesmos.
As sobrecorrentes são classificas em sobrecargas e curto circuitos.
Sobrecargas – São pequenas variações no sistema elétrico. Se ocorrerem
durante um tempo aceitável não prejudicam os equipamentos do sistema.
Na maioria das vezes, o sistema já é projetado para suportar sobrecargas
por um tempo determinado. Quando o valor da corrente ultrapassa este
valor limite pré-estabelecido e ocasiona a sobrecarga do equipamento, o
valor da corrente deve ser reduzido ou ser executada a retirada do
equipamento que está em funcionamento sobrecarregado.
Curtos circuitos – São grandes variações de corrente no sistema elétrico,
danificando os equipamentos num curto espaço de tempo caso não seja
extinto no tempo ideal. Diferente da sobrecarga, o sistema não é
projetado para suportar uma corrente de curto por muito tempo.
2.3.5.2. PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO
Os sistemas elétricos de potência tem como limite uma tensão máxima de
operação durante uma falha. Se a tensão do circuito ultrapassar 110% do valor
nominal, os relês de proteção temporizados e instantâneos devem atuar sobre
os disjuntores.
As sobretensões podem surgir a partir de diferentes origens, descargas
atmosféricas, chaveamento e curtos circuitos monopolares.
37
2.3.5.3. PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO
A proteção de subtensões tem a finalidade de proteger máquinas elétricas,
principalmente motores e geradores, das quedas de tensão que possam ocorrer
e danificar esses equipamentos.
Normalmente, os sistemas elétricos toleram subtensões de até 80% do valor
nominal, a proteção deve agir para valores menores a esse.
2.3.5.4. PROTEÇÃO DE FREQUÊNCIA
A proteção de frequência é empregada nos sistemas elétricos quando são
atingidos por eventos de sobrefrequência e subfrequência, os sistemas
normalmente funcionam com uma faixa de frequência limitada. Para os sistemas
de 60Hz a frequência não pode ultrapassar o valor de 62Hz.
Essas variações não implicam na integridade do equipamento, mas sim, na
qualidade da energia gerada e fornecida.
2.3.6. TABELA ANSI
As funções de proteção são identificadas e definidas por códigos numéricos
que indicam o tipo de proteção. Lembrando que um relê digital pode comportar
não apenas uma função de proteção, mas várias em um só dispositivo.
Para padronizar esses códigos classificatórios foi elaborada uma tabela pela
ANSI – American National Standards Institute, com a descrição de cada código
de proteção. Essa tabela de códigos atualmente é utilizada em todos os projetos
de proteção e controle do Brasil.
_____________________
A tabela completa encontra-se no ANEXO A – TABELA ANSI deste documento
e está disponível em: < https://selinc.com/pt/products/tables/ansi/ >.
38
2.4. CURTO CIRCUITO
De acordo com Mamede (2013), os curtos circuitos são variações extremas
da corrente que flui no sistema elétrico. Se não forem limitados no tempo ideal,
danificam os componentes elétricos por meio dos quais são conduzidos.
Para tanto, os equipamentos de proteção devem ser muito rápidos e os
equipamentos de manobra (disjuntores) precisam ter capacidade para operar em
condições extremas de corrente.
O tempo permitido para a duração de curtos circuitos não deve superar o
valor de 2 segundos, normalmente limitados entre 50 e 1000ms.
Os equipamentos de manobra devem possuir os seguintes requisitos básicos
para a interrupção da corrente de curto.
Capacidade de interrupção – Corrente máxima que o equipamento é
capaz de suportar no momento da interrupção, definida por
documentos normativos e está relacionada à tensão, à frequência
natural do sistema, ao ciclo de operação e etc.
Capacidade de fechamento em curto – Normalmente os equipamentos
de manobra devem ter a mesma capacidade de fechamento em curto
do que a capacidade de interrupção, em alguns casos é necessária
que a capacidade de fechamento seja maior.
De acordo com KINDERMANN (2012), apesar de o defeito ser indesejável, o
curto-circuito sempre ocorre em pontos aleatórios da rede elétrica.
Portanto, as correntes de curto circuito deverão ser conhecidas em todo o
sistema elétrico para todos os possíveis defeitos.
O conhecimento da corrente de curto circuito atende a diversos objetivos
importantes, relacionados a seguir:
39
Conhecer a dimensão do seu valor;
Dimensionar a linha de transmissão em relação a seu limite suportável
de elevação da temperatura devido ao curto circuito;
Dimensionar o disjuntor quanto à secção dos seus contatos e
capacidade disruptivo da sua câmara de extinção do arco-elétrico;
Dimensionar o transformador de corrente quanto ao nível de saturação
da sua curva de magnetização definido pela sua classe de exatidão;
Efetuar a coordenação dos relês;
Analisar as sobretensões na frequência industrial devido ao curto-
circuito;
Conhecer o tempo de atuação do relê, consequentemente o tempo de
eliminação do defeito, para analisar as perturbações devido às
harmônicas e da estabilidade dinâmica do sistema elétrico.
2.5. PROTEÇÃO EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
Toda subestação passar por uma avaliação de custo X benefício a depender de
alguns aspectos:
Nível de confiabilidade desejada;
Característica da carga a que irá atender;
Esquema de proteção desejado;
Número de transformadores desejado;
Potência de curto circuito equivalente do sistema.
O transformador de potência é o elemento mais caro e de maior
responsabilidade dentre os equipamentos numa subestação, passando a ser de
extrema importância uma avaliação sobre as proteções que devem ser empregadas
para a sua segurança e estabilidade.
As proteções a serem empregadas no transformador dependem da sua classe
de tensão e da importância da carga que alimenta.
40
De forma geral os transformadores de potência possuem proteções de
sobrecorrente (Função 50 - instantânea e Função 51 - temporizada), podendo ser
aplicadas tanto do lado da tensão superior (High - 50H e 51H) como do lado da
tensão inferior (Medium - 50M e 51M).
Mas os relês de sobrecorrente não são os dispositivos mais adequados para
todas as situações que possam ocorrer no transformador, é possível que surjam
curtos circuitos na parte interna do transformador, surgindo uma pequena corrente
de curto no seu interior, pequena ao ponto de não sensibilizar os relês de
sobrecorrente que estão instalados externamente. Nesse caso o ideal é que sejam
adotados os relês com proteção diferencial de corrente, que vamos adotar com
maior detalhamento nos seguintes capítulos.
De forma geral, os transformadores de potência devem ser protegidos contra os
seguintes eventos:
Sobrecarga;
Curto circuito: entre fases e entre fase e terra;
Sub e sobretensão;
Presença de gás: relê Buchholz;
Sobrepressão: óleo e gás;
Temperatura do ponto mais quente e do topo do óleo.
Não existe uma forma padrão de proteção para os transformadores. O dano em
um transformador normalmente resulta na paralisação do fornecimento de energia,
ocasionando enormes prejuízos.
Como possuem uma grande responsabilidade, têm como característica física
uma estrutura de alta qualidade e robustez. São expostos muitas vezes a condições
extremas que, sendo limitadas através das funções de proteção, não prejudicam o
funcionamento do mesmo.
41
2.5.1. TIPOS DE FALHAS NOS TRANSFORMADORES
Os transformadores estão sujeitos a vários distúrbios ocorridos no sistema
elétrico ao qual ele está conectado, estes distúrbios podem comprometer sua
operação imediatamente ou reduzir seu tempo de vida útil, levando a uma falha
prematura.
2.5.1.1. FALHAS NOS TRANSFORMADORES
Entende-se por falha interna no transformador todo defeito que está
compreendido entre as buchas de tensão superior e as buchas de tensão
inferior, ou todas as falhas que ocorrem dentro da zona de proteção diferencial
do transformador, que é limitada pelos TC.
Para facilitar a escolha das funções de proteção necessárias para o
transformador é necessário conhecer as principais falhas que possam ocorrer
durante seu funcionamento. As falhas internas podem ser classificadas da
seguinte maneira.
2.5.1.2. FALHAS ASSOCIADAS À TEMPERATURA E PRESSÃO
São falhas que surgem em uma ou mais partes do transformador, que podem
surgir nas seguintes situações:
a) Sobreaquecimento – originado a partir de um ou mais dos seguintes
eventos:
Falha no sistema de ventilação forçada;
Falha no sistema de bombas de circulação do líquido refrigerante;
Falha nas conexões internas;
Perda do óleo refrigerador devido ao vazamento pelos radiadores ou
do próprio tanque do transformador;
Obstrução de circulação do fluxo do líquido refrigerante devido ao
acúmulo de resíduos sólidos nos canais dos radiadores.
42
b) Sobrepressão – resultado de curto circuito entre duas espiras com baixa
corrente de falha.
c) Sobrefluxo do líquido refrigerante – resultado de um curto circuito franco
(com impedância = 0) com alta variação de corrente causando a queima
da isolação, provocando a geração de uma enorme quantidade de gás e
aquecimento. Isso resulta na queima do líquido refrigerante.
2.5.1.3. FALHAS ATIVAS
São falhas que, quando ocorrem, é necessário que seja feita a retirada do
transformador de funcionamento. Serão apresentados alguns exemplos de
falhas ativas.
Curtos circuitos entre as espirar do transformador;
Curtos circuitos entre fases e entre qualquer parte viva interna da
carcaça do transformador;
Flashovers – surgimento de um arco elétrico entre os terminais de uma
bucha e a sua base suporte no tanque do transformador – sobre as
buchas de maior e de menor pressão;
Avaria na isolação entre as chapas do núcleo;
Avaria no tanque;
Avarias nas buchas primárias e secundárias;
Avarias resultantes dos esforços eletromecânicos provocados por
curtos circuitos externos;
Avarias no sistema de comutação de carga com ou sem tensão;
Deterioração do óleo isolante.
43
2.5.1.4. FALHAS EXTERNAS AOS TRANSFORMADORES
São as falhas que ocorrem no sistema elétrico, porém ocorrem fora da zona
de proteção delimitada pelos TC do transformador. Provocam correntes de alto
valor que passam pelo transformador, mas não sensibilizam a função diferencial
do relê de proteção conectado ao transformador, tendo que ser detectada pelas
funções de sobrecorrente destinadas a cada lado do transformador.
Como já foram comentadas, as falhas externas podem fazer parte dos grupos
de curtos circuitos, sobrecargas, sobretensão ou subfrequências.
2.5.2. REQUISITOS DE PROTEÇÃO ESTABELECIDOS PELO
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (ONS)
Como já foi dito, o grau de sofisticação do sistema de proteção do
transformador será uma questão de custo benefício.
Porém, deve ser lembrado que, o sistema de proteção será dependente do
valor nominal do transformador e a importância da carga que ele sustenta. A
seguir serão demonstradas as funções de proteção que podem ser empregadas
no transformador, sendo elas incorporadas no relê de proteção ou aplicadas
intrinsecamente no transformador (ONS, 2011).
Função 23 – Dispositivo de controle de temperatura;
Função 26 – Proteção térmica;
Função 27 – Proteção contra subtensão;
Função 30 – Dispositivo anunciador de eventos;
Função 49RMS – proteção de sobrecarga por imagem térmica;
Função 50 – Proteção de sobrecorrente instantânea de fase;
Função 50N – Proteção de sobrecorrente instantânea de neutro;
Função 51 – Proteção de sobrecorrente temporizada de fase;
Função 51N – Proteção de sobrecorrente temporizada de neutro;
Função 51NS – Proteção de neutro sensível;
Função 51G – Proteção contra sobrecorrente de terra temporizada;
Função 59 – Proteção contra sobretensão;
44
Função 63 – Proteção contra a presença de gás (relê Buchholz);
Função 63A – Proteção contra sobrepressão de gás do transformador;
Função 63C – Proteção contra a presença de gás no comutador de
derivação;
Função 63A/C – Proteção contra sobrepressão de gás no comutador
de derivação;
Função 64 – Proteção de terra;
Função 71 – Detector de nível de óleo do transformador;
Função 71C – Detector de nível de óleo do comutador de derivação;
Função 80 – Proteção para fluxo de óleo do comutador de derivação
do regulador de tensão;
Função 81 – Proteção contra subfrequência e sobrefrequência;
Função 87T – Proteção diferencial de sobrecorrente;
Função 90 – Regulador de tensão.
Mesmo que o sistema de proteção seja projetado pensando no custo
benefício, o ONS estabelece requisitos mínimos de acordo com as
características físicas do transformador a ser protegido.
Serão mostradas definições exigidas pelo ONS para determinados tipos de
transformadores e autotransformadores.
2.5.3. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES OU
AUTOTRANSFORMADORES
Compreende o conjunto de relês e acessórios necessários e suficientes para
a eliminação de todos os tipos de falhas internas – curto fase-neutro, falhas
entre fases ou falhas entre espiras – em transformadores de dois e três
enrolamentos ou em autotransformadores. Devem prover também proteção de
retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos
dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo,
válvulas de alívio de pressão e relê de gás.
45
2.5.3.1. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES COM
TENSÃO NOMINAL MAIOR OU IGUAL A 345KV
Todo transformador ou autotransformador que tiver seu mais alto nível de
tensão nominal igual ou superior a 345kV deve dispor de três conjuntos de
proteção:
Proteção principal – composta de proteção unitária ou restrita e
proteção gradativa ou irrestrita;
Proteção alternada – composta de proteção unitária ou restrita e
proteção gradativa ou irrestrita;
Proteção intrínseca.
O tempo total de eliminação de falhas – incluindo o tempo de operação do
relê de proteção, dos relês auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do
transformador, pelas proteções unitárias ou restritas – não deve exceder a
120ms.
As funções diferenciais (87) dos sistemas de proteção principal e alternada
devem utilizar os enrolamentos dos transformadores de corrente localizados
próximos aos disjuntores do transformador ou autotransformador, de forma a
incluir em sua zona de proteção as ligações entre os disjuntores e o
transformador ou autotransformador. As zonas de proteção das funções
diferenciais devem se superpor com as zonas de proteção dos barramentos
adjacentes.
As proteções unitárias ou restritas devem ter as seguintes funções:
Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase;
Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores
de corrente da malha diferencial;
Restrição da atuação para correntes de magnetização (inrush e sobre-
excitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores
de corrente.
46
As proteções gradativas ou irrestritas devem ter as seguintes funções:
Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N)
vinculadas a cada um dos enrolamentos do transformador ou
autotransformador;
Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculada a cada
ponto de aterramento do transformador ou autotransformador;
Função de sobretensão de sequencia zero (59G) vinculada ao
enrolamento terciário ligado em delta, para alarme de falhas à terra.
A proteção intrínseca deve ter as seguintes funções e características:
Função para detecção de falhas internas que ocasionem formação de
gás (63) ou aumento da pressão interna (20);
Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação
(advertência e urgência);
Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de
atuação (advertência e urgência).
A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:
Proteções unitárias ou restritas e as funções para detecção de falhas
internas no transformador de potência integrantes da proteção
intrínseca devem comandar a abertura e bloqueio de todos os
disjuntores do transformador ou autotransformador;
Proteções gradativas ou irrestritas devem comandar a abertura apenas
do(s) disjuntor(es) do respectivo enrolamento;
Níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura,
integrantes da proteção intrínseca, devem ser utilizados para indicação
e alarme;
Níveis de urgência podem ser utilizados para comandar a abertura e
bloqueio de todos os disjuntores do transformador ou
autotransformador, por meio de temporizadores independentes.
47
2.5.3.2. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES COM
TENSÃO NOMINAL MENOR QUE 345KV
Todo transformador ou autotransformador cujo mais alto nível de tensão seja
inferior a 345kV deve dispor de três conjuntos independentes de proteção:
Proteção unitária ou restrita;
Proteção gradativa ou irrestrita;
Proteção intrínseca.
O tempo total de eliminação de falhas – incluindo o tempo de operação do
relê de proteção, dos relês auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do
transformador ou autotransformador, pela proteção unitária ou restrita – não
deve exceder a 150ms.
A função diferencial (87) da proteção unitária ou restrita deve utilizar
enrolamentos dos transformadores de corrente localizados próximos aos
disjuntores do transformador ou autotransformador, para incluir em sua zona de
proteção as ligações entre os disjuntores e o transformador ou
autotransformador de potência. A zona de proteção dessa função deve se
superpor às zonas de proteção dos barramentos adjacentes.
As proteções unitárias ou restritas devem ter as seguintes funções:
Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase;
Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores
de corrente da malha diferencial;
Restrição da atuação para correntes de magnetização (inrush e sobre-
excitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores
de corrente.
A proteção intrínseca deve ter as seguintes funções e características:
48
Função para detecção de falhas internas que ocasionem formação de
gás (63) ou aumento da pressão interna (20);
Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação
(advertência e urgência);
Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de
atuação (advertência e urgência).
A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:
Proteção unitária ou restrita e as funções para detecção de falhas
internas ao transformador de potência, integrantes da proteção
intrínseca, devem comandar a abertura e bloqueio de todos os
disjuntores do transformador ou autotransformador;
Proteção gradativa ou irrestrita deve comandar a abertura apenas do(s)
disjuntor(es) do respectivo enrolamento;
Níveis de advertência e de urgência das funções de sobretemperatura,
integrantes da proteção intrínseca, devem ser utilizados para indicação
e alarme;
Níveis de urgência podem ser utilizados para comandar a abertura e
bloqueio de todos os disjuntores do transformador ou
autotransformador, por meio de temporizadores independentes.
2.5.4. ENTENDENDO AS PRINCIPAIS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE
TRANSFORMADORES
Nessa etapa vamos abordar as principais funções de proteção de uma
maneira detalhada, entendendo toda sua aplicação no sistema de proteção de
transformadores e elucidando todo o seu funcionamento e teoria. Quando
aplicável, será considerado a utilização de relês digitais, pois são eles que
dominam o mercado atual, e têm algumas facilidades e/ou ferramentas que os
diferenciam dos demais relês comuns.
49
2.5.5. PRINCIPAIS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE
TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA AT
As principais funções de proteção para um transformador de potência AT são:
Função Diferencial (87);
Funções de Sobrecorrente (50/50N/51/51N);
Função de Sobretensão (59);
Função de Sobrecarga Térmica (49);
Funções Intrínsecas.
2.5.5.1. FUNÇÃO DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR
A proteção diferencial pode ser utilizada em linhas de transmissão, geradores,
barramentos e etc. Sendo necessário apenas de que exista TC delimitando a
zona que será protegida.
2.5.5.1.1. REQUISITOS DE UMA FUNÇÃO DIFERENCIAL
Os seguintes são os requisitos básicos de qualquer proteção diferencial:
Deve considerar os efeitos de erros de precisão nos TC utilizados para
a proteção;
Não deve resultar em trip (comando de abertura do disjuntor após a
atuação da função de proteção) para curtos circuitos externos a zona
de proteção delimitada;
Não deve resultar em trip com correntes de magnetização transitória
(energização) do transformador.
Deve ter rápida atuação para curtos circuitos internos, mesmo para
falhas com um baixíssimo valor de corrente.
50
A função deve detectar um curto dentro de sua zona estabelecida pelo TC,
sendo capaz de detectar falhas que seriam imperceptíveis à funções simples de
sobrecorrente. Assim, é considerada a principal função de proteção que um
transformador possa ter (MAMEDE, 2013).
Figura 10 – Diagrama Conceitual de Proteção Diferencial Fonte: MAEZONO, 2005
A função se baseia na comparação entre as grandezas elétricas que entram
no circuito e saem do mesmo, de acordo com a lei das correntes de Kirchhoff
(HALLIDAY, 2012, p. 166).
Caso estes valores possuam alguma divergência entre si no momento da
comparação, é certo que uma falha interna dentro da zona de proteção está
ocorrendo e alterando os valores analógicos.
Figura 11 – Diagrama de Proteção Diferencial
Fonte: SIPROTEC Proteção Diferencial – 7UT163/63x v4.6, 2008
51
Se a atual relação de transformadores de corrente TC1 e TC2 nos lados do
objeto protegido puderem ser conectados para formar um circuito elétrico
fechado com uma corrente secundária ; um elemento de medição M, que está
conectado ao ponto de equilíbrio elétrico, permanece com corrente zero em uma
operação saudável.
Quando ocorre uma falha na zona limitada pelos transformadores, uma
corrente – proporcional às correntes de falha que fluem em ambos
os lados – flui para o elemento de medição. Como resultado, o circuito simples
mostrado na Figura 11 assegura um trip confiável da proteção caso a corrente
de falha, que flui na zona protegida durante uma falha, for alta o suficiente para o
elemento de medição M responder.
2.5.5.1.2. DIFERENCIAL PERCENTUAL
O chamado princípio “diferencial percentual” tem a finalidade de se obter uma
proteção sensível para curtos circuitos internos dentro de sua área protegida,
mas ao mesmo tempo ser capaz de não realizar trip para falhas externas,
mesmo com os erros de transformação que os TC possuem e até quando o TC é
saturado.
Figura 12 – Diagrama de Diferencial Percentual Fonte: MAEZONO, 2005
52
Para um curto externo, com grande corrente diferencial, a restrição também
seria grande, com o valor percentual da corrente diferencial não atingindo o valor
de atuação. Para um curto interno a restrição continuaria grande, mas
percentualmente a corrente diferencial seria grande, e a proteção atuaria.
Figura 13 – Característica da Proteção Diferencial Percentual
Fonte: MAEZONO, 2005
No relê digital compara-se através de algoritmos a soma dos módulos da
corrente como grandeza de restrição e o módulo da soma das correntes como
grandeza diferencial.
Deve-se implementar algoritmos e filtragens buscando sempre a estabilidade
para curtos externos e sensibilidade para curtos internos ao equipamento
protegido. Na proteção digital é possível aumentar a inclinação de restrição
podendo abranger correntes maiores.
2.5.5.1.3. FUNÇÃO DIFERENCIAL APLICADA AO
TRANSFORMADOR
Na aplicação com transformadores serão comparadas correntes com níveis
de tensão diferentes e com possíveis defasamentos por conta do esquema de
ligação das conexões do transformador (MAEZONO, 2005).
Os seguintes aspectos devem ser considerados:
As correntes primárias em ambos os lados do transformador são
inversamente proporcionais aos respectivos níveis de tensão;
53
Um transformador com conexão estrela–triângulo irá possuir um
defasamento das correntes em ambos os lados de +30 graus ou -30
graus.
São utilizados TC com relações de transformação diferentes com o intuito de
compensarem a relação de transformação do transformador.
Os relês digitais com função diferencial realizam a emulação dos TC, o que
permite corrigir digitalmente as relações de transformação garantindo uma
enorme flexibilidade.
A Figura 14 representa uma falha externa à zona protegida, fazendo com que
a proteção permaneça estável e não atue.
Os TC possuem a mesma polaridade e conexões iguais, isto faz com que a
corrente de curto da entrada seja a mesma corrente da saída, não importando
sua magnitude, assim a proteção diferencial permanece estável, sem atuação.
Depois das correntes de entrada serem compensadas com a relação de
transformação, com o grupo de ligação e tratamento da corrente de sequência
zero, as grandezas necessárias à proteção diferencial são calculadas a partir de
, e de cada enrolamento. Para a proteção diferencial a grandeza de
estabilização é obtida da máxima corrente.
Figura 14 – Polaridade de TC na Proteção Diferencial
Fonte: MAEZONO, 2005
54
O relê utiliza a máxima corrente como grandeza de estabilização na proteção
diferencial, e a soma vetorial como grandeza de operação ou corrente diferencial
.
Figura 15 – Diagrama de Proteção Diferencial
Fonte: SIPROTEC Proteção Diferencial – 7UT163/63x v4.6, 2008
Corrente de operação
Corrente de restrição
é derivado da componente fundamental e produz o efeito de operação,
enquanto o efeito de restrição.
Para exemplificar a situação, examinemos três condições:
Corrente de carga ou falha externa
muda de direção, isto é, muda o seu sinal; e consequentemente
.
55
(
Não há efeito de operação e a estabilização corresponde à
corrente passante do transformador.
Curto-circuito interno alimentado com correntes iguais de cada lado
Neste caso e, consequentemente,
(
A grandeza de operação ( ) é o dobro da restrição ( ) e corresponde à
corrente de curto-circuito total.
Curto-circuito interno alimentado de um lado
Neste caso .
(
As grandezas de operação ( ) e de restrição ( ) são iguais e
correspondem à corrente de curto-circuito alimentada por um lado.
Estes resultados mostram que para um curto-circuito interno .
Assim, a característica de operação para falhas internas é uma linha reta com
declividade unitária, como pode ser visto na Figura 16. Esta figura mostra a
característica completa da proteção diferencial do relê. O setor a representa o
limite de sensibilidade e leva em conta um erro fixo de corrente, normalmente
devido à corrente de magnetização do transformador. O setor b leva em conta
os erros de corrente proporcionais, normalmente devido aos erros das relações
56
dos TC e da posição do regulador de tensão do transformador. O setor c leva
em conta os erros devido à saturação de TC para correntes elevadas. O setor d
representa o limite de corrente diferencial acima do qual não há restrição à sua
operação. As correntes e são comparadas pela proteção diferencial
com a característica de operação mostrada na Figura 16 e, se elas resultarem
numa posição dentro da área de trip, o relê operará.
Figura 16 – Curva Característica de Proteção Diferencial
Fonte: SIPROTEC Proteção Diferencial – 7UT163/63x v4.6, 2008
2.5.5.1.4. ESTABILIZAÇÃO HARMÔNICA
As correntes diferenciais podem ser causadas não apenas por falhas internas,
mas também pelas correntes de magnetização elevadas ("inrush") que surgem
durante a energização do transformador ou durante sobretensões sustentadas.
Estas correntes podem ser distinguidas através do seu conteúdo de harmônicas.
A corrente de energização pode alcançar alguns múltiplos da corrente
nominal do transformador e é caracterizada pelo alto conteúdo de segundo
harmônico, como pode ser visto na Figura 17.
57
Figura 17 – Presença Harmônica na Corrente de Energização
Fonte: SIPROTEC Proteção Diferencial – 7UT163/63x v4.6, 2008
Se o conteúdo de segundo harmônico superar um valor estabelecido, o
comando de desligamento será bloqueado.
Tendo em vista que esta estabilização opera por fase, a proteção continua
operativa mesmo quando o transformador é energizado sob uma falha
monofásica, onde as correntes de energização possivelmente estarão presentes
nas fases sãs. Contudo, é possível ajustar a proteção para que, quando uma
fase apresentar conteúdo harmônico acima do valor ajustado, não somente esta
fase seja estabilizada, mas também as demais fases (cross-block function). O
tempo de duração deste bloqueio pode ser limitado em um valor ajustável.
Além do segundo harmônico, outro harmônico pode ser selecionado para
causar bloqueio, a escolha deste harmônico pode ser feita entre o terceiro,
quarto e quinto harmônico. O quarto harmônico também é encontrado durante a
energização do transformador.
A sobre-excitação do núcleo do transformador é caracterizada pela presença
de harmônicos ímpares. Desta forma, o terceiro e quinto harmônico são
adequados para detectar tal fenômeno, mas como o terceiro é frequentemente
eliminado (ligação do transformador em triângulo), o uso do quinto harmônico é
mais comum. Da mesma forma que a estabilização pelo segundo harmônico,
podemos utilizar a função cross-block.
58
A Figura 17 apresenta a característica de bloqueio da função diferencial
através do segundo e quinto harmônico.
2.5.5.2. FUNÇÃO DE SOBRECORRENTE
A função de sobrecorrente detecta níveis de corrente acima do normal
estabelecido pelo sistema a qual está implementada, caso seja confirmado que
esses valores estão acima do permitido, o equipamento protegido é
desconectado através do trip.
Existem dois tipos de correntes a serem detectadas:
Correntes de fase – decorrentes de curtos circuitos.
Correntes de terra – decorrentes de curtos circuitos à terra.
Nas aplicações atuais as funções de sobrecorrente ficam como backup
quando aplicadas na proteção do transformador, mantendo como proteção
principal a função de diferencial de corrente.
Os relês de sobrecorrente podem ser divididos entre esses dois grupos: relês
instantâneos e relês temporizados. Os relês instantâneos, como o próprio nome
diz, efetuam o disparo de trip sem que haja uma temporização proposital, desta
maneira seu tempo de atuação depende apenas da tecnologia física empregada
ao relê. Já o relê temporizado, levará em conta sua curva de corrente x tempo
para temporizar o trip, se baseando em três características de curva, são elas:
Curva normalmente inversa
Curva muito inversa
Curva extremamente inversa
A Figura 18 apresenta as características de curva:
59
Figura 18 – Característica da Função de Sobrecorrente
Fonte: MAEZONO, 2005
Como podemos observar nas imagens, o relê de tempo definido (instantâneo)
tem sua atuação imediata quando o nível da corrente ultrapassa um valor
ajustável, enquanto na função temporizada existe a relação inversa entre a
corrente e o tempo determinando o tempo de atuação.
Quando são inseridas as configurações da função temporizada é possível
optar por uma das três características de curva.
Figura 19 – Característica da Função de Sobrecorrente Temporizada
Fonte: MAEZONO, 2005
É possível criar uma lógica híbrida que faça a junção destas duas funções de
sobrecorrente. Assim, acrescentando a função instantânea na curva
60
temporizada, o elemento de proteção ignora a temporização a partir de um
determinado nível de corrente e atue instantaneamente, conforme Figura 20.
Figura 20 – Característica de Curva Híbrida: Função Instantânea e Temporizada Fonte: MAEZONO, 2005
Dentro dos relês digitais atuais temos uma gama de possibilidades no quesito
configuração.
Temos como opção escolher uma das curvas características dentre as que
estão normalizadas (IEC, IEEE, ANSI) junto com a aplicação da fórmula que
determina o tempo de atuação da função de acordo com a curva escolhida.
A fórmula da função de sobrecorrente aplicada a relês digitais é a seguinte:
– Tempo de Atuação do Relê
– Múltiplo de tempo
– Coeficiente (vide tabela 2)
– Corrente no relê
– Corrente de atuação ajustada para a função
α – Coeficiente (vide tabela 2)
– Coeficiente (vide tabela 2)
61
Tabela 2 – Tipos de Curva e Normatizações Fonte: MAEZONO, 2005
Exemplos de características de curva IEC.
Figura 21 – Característica de Curva Normalmente Inversa
Fonte: MAEZONO, 2005
Tipo de Curva Norma K α L
Standard Inverse 0,14 0,02 0
Very Inverse 13,5 1 0
Extremely Inverse 80 2 0
Moderately Inverse 0,0515 2 0,18
Very Inverse 19,61 2 0,491
Extremely Inverse 28,2 2 0,1215
IEC
IEEE/ANSI
62
Figura 22 – Característica de Curva Extramamente Inversa
Fonte: MAEZONO, 2005
Condições para atuação da função de sobrecorrente
Condição normal de operação – Em condições normais do sistema as
três fases permanecem equilibradas entre si. Nessas condições não há
corrente residual, e também as correntes secundárias devem estar
menor que a corrente ajustada para sensibilização da função.
Condição de curto trifásico – Neste caso as correntes , e ,
mesmo que equilibradas são muito elevadas, assim fazendo com que
seja ultrapassado o valor ajustado para corrente de sensibilização da
função, causando a atuação do relê. Mesmo com um valor alto de
corrente elas permanecem equilibradas, não atuando nenhuma função
50/51N residual.
Condição de curto circuito fase-terra – Nesse caso vamos ter uma
elevada corrente em apenas uma das fases devido ao desequilíbrio à
63
terra e o retorno da corrente da fase defeituosa se dará pelo circuito
residual. Nestas condições temos atuação das funções 50/51 e 50/51N
dependendo de seus ajustes.
Figura 23 – Diagrama de Relê de Sobrecorrente Individual
Fonte: MAEZONO, 2005
2.5.5.3. FUNÇÃO DE SOBRETENSÃO
De acordo com MAMEDE (2013), para a proteção contra as sobretensões
sustentadas, internas ao sistema elétrico, devem ser utilizados relês de
sobretensão, função 59. Normalmente a proteção por sobretensão é ajustada
para 1,10 pu a 1,15 pu da tensão nominal do sistema no qual o transformador
está operando. Já o tempo de ajuste para a atuação dessa função pode varias
entre 1,5 e 2 segundos.
Uma função 59 pode ser usada para detectar o valor de , isto é, a tensão
residual, através de secundários de TP em “delta aberto”.
64
Figura 24 – Característica Função de Sobretensão Fonte: MAEZONO, 2005
Neste caso a tensão através do relê será:
Essa função sempre é necessária quando um transformador de interligação
de sistemas, com terciário em Delta, estiver alimentando o serviço auxiliar da
subestação, geralmente em 13,8kV.
Considerando secundário de TP de 115/ = 66,4V, no caso de um curto
circuito de uma fase à terra no circuito isolado, a tensão através dos terminais da
proteção será de 3 x 66,4 = 199,2V. O relê deve ter sensibilidade para detectar
essa tensão, com margem de segurança.
2.5.5.4. FUNÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA
Para MAMEDE (2013), os transformadores são equipamentos cuja vida útil
depende da temperatura do óleo e da temperatura dos enrolamentos. A
temperatura interna do transformador depende da temperatura externa,
normalmente estabelecida em 40°C, e da temperatura causada pelo efeito joule.
Assim é necessário controlar a temperatura de operação do transformador a fim
de evitar a redução do seu tempo de vida útil.
65
Figura 25 – Diagrama Mecânico de Relê Térmico Fonte: MAEZONO, 2005
A tecnologia digital tornou possível, através de algoritmos, a emulação de
constantes de tempo de aquecimento e demais parâmetros associados ao
aquecimento de transformadores. Desta forma, modernos relês possuem a
função 49 para ser devidamente aplicada na detecção de aquecimentos
provocados por sobrecargas.
A grande dificuldade no uso dessa função está na determinação da constante
de tempo e demais parâmetros do transformador protegido.
Devido a isso, os diversos fabricantes apresentam possibilidade de
modelagem térmica do equipamento ou instalação a proteger contra
temperaturas elevadas causadas por sobrecarga em seus diversos relês digital
de proteção.
2.5.5.5. PROTEÇÕES INTRÍNSECAS
Para MAMEDE (2013), proteções intrínsecas são as proteções inseridas no
corpo do transformador durante a sua fabricação, muitas delas dependem da
especificação do projeto e solicitação do comprador.
O número de proteções intrínsecas utilizadas num transformador também
depende da potência da carga que será alimentada, avaliando economicamente
o projeto.
66
Proteções do tipo térmica – Os transformadores de potência encontram nos
elementos térmicos a sua proteção contra sobrecarga. Deste modo, os
termômetros de temperatura do óleo são empregados para enviar um sinal de
alerta e, posteriormente, um sinal de atuação quando a sobrecarga alcançar
valores que ultrapassem os limites térmicos desse equipamento.
Proteções do tipo mecânica – São proteções agregadas ao transformador de
potência e instaladas, em geral, durante ou no final do processo de
fabricação. Normalmente, são dispositivos de ação mecânica que permitem
abrir e fechar contatos elétricos energizando ou desligando a bobina de
abertura do elemento do disjuntor de proteção, entre eles estão os relês de
gás que atuam perante a formação de gases e na condição de súbita
variação no nível de óleo, em virtude de operação anormal do transformador.
Esse relê pode ser conhecido como relê Buchholz ou função 63.
67
3. METODOLOGIA E DESENVOLVIMENTO
Com o intuito de validar a pesquisa feita até o momento, foram realizados
ensaios, simulação e testes de proteção de um transformador de potencial de alta
tensão real com a utilização de um relê digital e de outros instrumentos auxiliares
para a emulação do transformador de potência real a ser protegido. A seguir será
feita a descrição de cada componente utilizado e o desenvolvimento de todos os
testes.
3.1. CENÁRIO DA APLICAÇÃO
Nas simulações realizadas foi utilizado como referência um transformador de
765kV localizado na subestação Tijuco Preto, Mogi das Cruzes, uma das mais
importantes do sistema elétrico brasileiro. A subestação Tijuco Preto, compõe o
sistema de transmissão de Itaipu e é responsável pela transmissão de parte da
energia gerada na Usina de Itaipu. Ocupa uma área de 1.467.370m², dos quais
555.000m² correspondem à área energizada ( FURNAS, 2002).
Figura 26 – Rede de Operação Itaipu – Tijuco Preto (em azul) Fonte: NOS – Rede de Operação Sudeste, 2016, adaptado
Tijuco Preto começou a funcionar em setembro de 1982. Sua função é interligar
as regiões sul e sudeste do país, bem como disponibilizar energia elétrica
proveniente de Itaipu aos estados de São Paulo e Rio de Janeiro, pela Linha de
Transmissão Cachoeira Paulista/ Tijuco Preto, em 500kV.
É a principal subestação de energia elétrica de São Paulo e está localizada no
distrito de Quatinga, em Mogi das Cruzes - SP. Aqui terminam as 3 linhas de
68
transmissão de 765kV que vem desde a Hidrelétrica de Itaipu, passando pelas
subestações de Ivaiporã – PR e Itaberá – SP (FURNAS, 2002).
A tensão de 765kV entre a Subestação Tijuco Preto e Itaipu, é a mais alta de
todo o sistema elétrico brasileiro (ONS, 2016).
Figura 27 – Sistema de Transmissão de Itaipu Fonte: Itaipu, 2016
3.2. EQUIPAMENTOS E SOFTWARES UTILIZADOS NO ENSAIO
3.2.1. TRANSFORMADOR
Utilizaremos todos os dados do transformador real para a definição de todos
os ajustes necessários do relê digital utilizado nos ensaios.
O transformador apresenta os dados a seguir:
Tabela 3 – Dados do Transformador de Potência Fonte: Estudo de Seletividade SE Tijuco Preto –
Autotransformador AT4/AT5, 2015
Potência 1500MVA / 500MVA (Terc.)
Tensão (fase - fase) 765 / 345 / 20 kV
Corrente 1132 / 2510 / 14434 A
Ligação Ynyn0d1
13,05% base (1500MVA - 765/345kV)
52,50% base (1500MVA - 765/20kV)
37,65% base (1500MVA - 345/20kV)
Transformador
Impedância
69
A escolha da relação de TC utilizada na proteção diferencial deve seguir
critérios a fim de evitar a sua saturação durante condições de curto-circuito.
70
Onde:
– Fator de sobrecorrente operacional (fator limite de exatidão
efetivo efetivo)
– Fator de sobrecorrente nominal correspondente à exatidão
nominal (ALF = 20)
– Carga relativa à resistência interna do enrolamento do TC (Ω)
– Carga nominal sob corrente nominal (Ω)
– Carga total conectada ao TC (Ω)
– Carga do relê
– Carga dos condutores
tensão nos terminais do TC para a corrente de falta com a
carga conectada (Rba)
Tensão nominal na relação escolhida
Tensão nominal do TC na relação máxima
Corrente máxima do TC
Potência nominal do transformador
Corrente secundária nominal do TC
Corrente máxima interna do transformador
Corrente máxima passante para um curto-circuito
externo (adotando fontes ideais)
Impedância do transformador (pu)
71
Na Figura 28 é apresentado o diagrama unifilar do sistema elétrico envolvido,
nosso transformador corresponde ao transformador AT4.
Figura 28 – Diagrama Unifilar do Sistema Envolvido
Fonte: Estudo de Seletividade SE Tijuco Preto – Autotransformador AT4/AT5, 2015
Na Figura 29 é apresentado o diagrama unifilar do transformador contendo os
relês de proteção. O relê de proteção simulado corresponde ao relê UPP.
72
Figura 29 – Diagrama Unifilar com Relês de Proteção
Fonte: Estudo de Seletividade SE Tijuco Preto – Autotransformador AT4/AT5, 2015
73
3.2.2. RELÊ DE PROTEÇÃO
O relê é equipado com um processador que executa todo o processamento
numérico das funções, desde a aquisição dos valores medidos até a saída dos
comandos para os disjuntores. Todas as funções de proteção necessárias serão
incorporadas em apenas um relê digital, capaz de executar todas as funções
através de seus algoritmos internos.
Para a realização dos ensaios foi escolhido um relê 7UT85 – SIPROTEC,
Siemens.
Figura 30 – Relê 7UT85
Fonte: SIPROTEC 5 – 7UT82, 7UT85, 7UT86, 7UT87/ v7.0, 2015
3.2.2.1. PROPRIEDADES GERAIS:
De acordo com o manual SIPROTEC 5 – 7UT85, as propriedades gerais do
relê são:
Potente sistema de microprocessador;
Processamento e controle digital completo do valor de medição, desde a
amostragem e digitalização das grandezas de medição até as decisões de
abrir e de fechar para o disjuntor;
Isolação completa, galvanizada e livre de interferência dos circuitos de
medição, controle e alimentação do sistema através do uso de
transformadores de medição, binárias de entrada e de saída e conversor de
tensão contínua e alternada;
74
Manuseio simples através de um painel integrado de controle e visualização
ou por meio de um microcomputador conectado ao equipamento através da
interface do usuário;
Visualização constante de valores de medição e de contagem na parte frontal;
Armazenamento de valores de medição máx/mín.(função de valores de pico)
e armazenamento de valores médios em longo prazo;
Armazenamento de avisos para distúrbios de rede (falhas na rede) com
atribuição do tempo real e valores instantâneos para o registro de falhas;
Supervisão constante das grandezas de medição e do hardware e software
do dispositivo;
É possível a comunicação com equipamentos centrais de controle e
armazenamento através de interfaces do dispositivo.
3.2.2.2. CONCEITO MODULAR
O conceito modular do SIPROTEC 5 garante a consistência e integridade de
todas as funcionalidades sobre todos os dispositivos da série. Características
essenciais retiradas do manual SIPROTEC 5 – 7UT85:
Design de sistema modular em hardware, software e comunicação;
Integração funcional das mais diferentes aplicações como, por exemplo,
proteção, controle ou oscilógrafo;
Módulos idênticos de ampliação e comunicação para todos os dispositivos da
família;
Inovadora técnica de fixação dos terminais com montagem simples e
permutabilidade com a maior segurança;
Funções idênticas com configurabilidade individual em toda a família de
equipamentos;
Inserção de inovações (upgrade) é possível a todo o momento através das
bibliotecas;
Arquitetura aberta e escalável para integrações IT e novas funções;
Mecanismos de segurança complexos em todos os membros da cadeia de
segurança;
75
Rotinas de auto supervisão para a localização segura e aviso dos distúrbios
internos dos dispositivos;
Log automático das tentativas de acesso e de ações críticas de segurança
nos dispositivos e sistemas.
Figura 31 – Relê 7UT85 com Módulos Expansivos Fonte: SIPROTEC 5 – 7UT82, 7UT85, 7UT86, 7UT87/ v7.0, 2015
É capaz de realizar a função de elemento de proteção e também de fazer o
papel de controlador digital, executando os comandos nas chaves
seccionadoras e disjuntores, respeitando seus intertravamentos através de
lógicas armazenadas e configuradas no relê.
Possui comunicação flexível, diferentes plug-ins físicos e capazes de se
comunicar em diferentes protocolos de comunicação dependendo da rede
instalada na subestação.
Figura 32 – Plug-In de Comunicação Fonte: Manual Proteção Diferencial SIPROTEC 7UT85/ v7.0, 2015
76
Figura 33 – Modelos de Submódulos Fonte: SIPROTEC 5 – 7UT82, 7UT85, 7UT86, 7UT87/ v7.0, 2015
77
Figura 34 – Display Frontal Relê 7UT87 Fonte: SIPROTEC 5 – 7UT82, 7UT85, 7UT86, 7UT87/ v7.0, 2015
Figura 35 – Hardware utilizado no ensaio Fonte: Os autores
78
3.2.3. DIGSI (SOFTAWARE RELÊ)
Como foi apresentado no trabalho, com o avanço da tecnologia digital cada
relê possui características específicas, incluindo seu software de configuração,
que possui maneiras completamente diferentes de se parametrizar (MAMEDE,
2013). Por exemplo, um relê Siemens é diferente de um relê da ABB, GE ou
Areva.
Para configurar o relê Siemens nos ensaios, foi utilizado o software Digsi 5,
software específico para os relês da família SIPROTEC 5.
Figura 36 – Tela DIGSI Fonte: Os autores
3.2.4. DISJUNTOR (CONTATOR)
Para o ensaio foi necessário um dispositivo que simulasse o funcionamento
do disjuntor real de campo, para isto, foi escolhido um contator que, fornece
através de seus contatos auxiliares o estado de posição atual do equipamento,
aberto ou fechado.
79
Figura 37 – Diagrama Básico de Emulação de Disjuntor Fonte: Os autores
O relê digital necessita de um feedback ao realizar um comando de trip, para
garantir que a sua função de proteção tenha funcionado corretamente, os
contatos auxiliares do contator ficam encarregados de fornecer esse sinal de
feedback logo após sua abertura devido ao comando de trip que sensibiliza sua
bobina de abertura, exatamente como funciona um disjuntor de alta tensão real
instalado no campo.
Para simular o disjuntor foi escolhido o modelo de contator Siemens SIRIUS
3RH14, que possui função biestável, tendo uma bobina de fechamento (A1+),
bobina de abertura (E1+) e 4 contatos auxiliares, sendo dois contatos NA
(nomalmente aberto) para indicações de quando o contator (disjuntor) está
fechado e dois contatos NF (normalmente fechado) para indicações de que o
contator (disjuntor) está aberto.
Figura 38A – Diagrama Interno do Contator SIRIUS 314RH
Fonte: SIEMENS, 2016
VALORES ANALÓGICOS
Comando de trip emcaso de falha e
atuação da proteção
Contator(Disjuntor)
Sinal de feedback Indicando se o contator abriu
com sucesso
80
Figura 38B – Diagrama do Contator SIRIUS 314RH Fonte: SIEMENS, 2016
3.2.5. MALA OMICROM CMC 356
A mala de teste é o equipamento utilizado para enviar o comando específico
para testar a atuação do relê de proteção. Este equipamento é capaz de simular
curtos circuitos e diversas falhas num relê, na qual são conhecidas todas as
grandezas, como corrente, tensão, impedância, potência, entre outros. Através
do conhecimento desses parâmetros é possível calcular e simular curtos
circuitos de acordo com o teste desejado.
Figura 39 – CMC 356
Fonte: ADIMARCO, 2016
O CMC 356 é a solução para teste de todas as gerações e tipos de relês de
proteção (ADIMARCO, 2016). Possui 06 fontes de corrente dedicadas e
potentes (6 x 32A, 430VA por canal, ou no modo trifásico, 3 x 64 A, 860 VA por
canal), 04 fontes dedicadas de tensão (04 x 300 V, 85 VA por canal, ou no modo
trifásico, 3 x 300V, 100 VA por canal), além de 10 entradas binárias e analógicas
e 04 saídas binárias, fazendo deste instrumento capaz de testar todos os tipos
de relês.
81
3.2.6. OMICROM TEST UNIVERSE (SOFTWARE)
O conjunto de software Test Universe é utilizado para controle dos
equipamentos de Teste CMC da OMICRON, através do computador.
Através dele o usuário tem o controle manual do equipamento, com módulos
de software otimizado para funções de proteção, medição, criação de planos de
testes - para realizá-los de forma sequencial e automática - e geração de
relatórios automaticamente.
Figura 40 – Tela Inicial Test Universe Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
A Figura 40 é a tela inicial do software Test Universe, onde são apresentadas
todas as suas ferramentas disponíveis. A seguir os principais módulos de teste
(ONOFRE, 2011):
82
Quick CMC – ferramenta que possibilita realizar os testes através de
um controle simultâneo da magnitude, frequência e fase de todas as
grandezas disponíveis na mala de teste;
Ramping – possibilita realizar os mesmos testes da ferramenta
anterior, porém nesta ferramenta será gerada uma rampa de
amplitude, fase ou frequência através de determinados valores limite;
State Sequencer – possibilita a criação de diferentes estágios e
situações divididas em estados, podendo variar o tempo na troca de
um estado para o outro;
Advanced Transplay – utiliza sinais transitórios obtidos em registrador
de falta ou oscilografias para realizar testes no relê de proteção para
verificar o funcionamento do mesmo nestas ocasiões;
Overcurrent – possibilita o teste em relês de sobrecorrente, na qual
serve para testar o tempo de disparo e avaliação da curva de
sobrecorrente;
Distance – possibilita testes em relês de distância no qual é possível
definir através de elementos pré-determinados as zonas de partida,
disparo, estendida e não disparo;
Autoclousure – ajusta automaticamente as condições de teste em
sequência com ou sem sucesso, através de condições pré-
estabelecidas pelo usuário. Assim, há um grande ganho de tempo
quando necessário realizar a análise dos testes;
Differential – possibilita testes em relês diferenciais no qual é possível
realizar testes da característica da operação e da função de bloqueio
da corrente de magnetização;
Syncronizer – possibilita a realização de testes de sincronismo no relê,
no qual se verifica a magnitude, frequência e defasagem entre dois
sistemas adjacentes, evitando interligá-los caso uma dessas
características não seja respeitada;
Annunciation Checker – auxilia o usuário na verificação de todas as
conexões e configurações do relê, se foram feitas corretamente e se o
equipamento está pronto para entrar em operação.
83
3.3. ENSAIO
Com todos os equipamentos prontos, montamos a bancada de testes para fazer
todas as simulações necessárias. Foram usados três contatores para simular os
disjuntores de campo correspondentes aos lados do sistema elétrico. Lembrando
que pode ser configurada a seletividade no relê digital, por exemplo, uma função de
sobrecorrente no lado de 765kV para abrir apenas o seu disjuntor correspondente e
manter os outros dois fechados em funcionamento, ou essa mesma função abrir os
três disjuntores simultaneamente.
Figura 41 – Diagrama de Montagem da Bancada de Testes Fonte: Os autores
84
São os cabos de cobre comum que fazem a conexão das saídas analógicas
de tensão da CMC-356 com as entradas analógicas do 7UT87. É possível ajustar os
valores analógicos de tensão podendo variar sua frequência, módulo e magnitude.
São os cabos de cobre comum que fazem a conexão das duas saídas
analógicas de corrente da CMC-356 com as entradas analógicas do 7UT87. Os dois
grupos de saídas analógicas vão simular as correntes de dois dos três lados do
transformador de acordo com o teste desejado.
Condutores que tem a responsabilidade de levar o comando de trip do 7UT87
aos contatores que simulam os disjuntores de campo. Os fios são conectados as
binárias de saídas do relê que são parametrizadas para enviarem o sinal elétrico
após a atuação de qualquer função de proteção. Quando a bobina do contator é
acionada com o sinal elétrico, ocorre o “trip” no contator e, após sua abertura,
através de seus contatos auxiliares ele envia o sinal elétrico de feedback para o relê,
confirmando se o comando de abertura teve sucesso ou não.
A fiação elétrica do 7UT87 para a mala CMC é chamada de “parada de caixa”.
Seu objetivo é indicar que também houve um comando de trip, deste modo a mala
de testes entende que houve um trip ocasionado por alguma função de proteção e
para de injetar os valores analógicos naquele momento.
Cabo de rede ethernet direto utilizado para a comunicação entre a mala de
testes e o computador utilizado na configuração dos testes.
Cabo USB que faz a comunicação do computador utilizado nos testes com o
relê 7UT87.
Figura 42 – Bancada de Testes
Fonte: O autores
85
3.3.1. TESTES DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO LADO 765KV
3.3.1.1. FUNÇÃO SOBRECORRENTE 51H (HIGH)
A proteção de sobrecorrente de fase atuará como proteção de retaguarda
para faltas internas e externas. Há dois estágios com característica de tempo
definido e um com tempo inverso. Foi utilizado apenas o de tempo inverso com
operação temporizada.
A Figura 43 apresenta o esquema do algoritmo da função de sobrecorrente de
fase do relê 7UT87, lembrando que o algoritmo pode sempre variar de acordo
com o fabricante do relê.
Figura 43 – Algoritmo da Função de Sobrecorrente
Fonte: SIPROTEC 5 – 7UT82, 7UT85, 7UT86, 7UT87/ v7.0, 2015
86
O valor de operação deste estágio ajustado em 150% da corrente nominal do
transformador.
O tempo de operação deste estágio, a fim de garantir a coordenação com as
proteções adjacentes, será adotado um tempo mínimo de 0,8s para curtos
circuitos na barra adjacente. Já numa barra remota este tempo não deve ser
inferior a 1,2s. Para uma falta no terciário, o tempo deve estar entre 1,2s e 1,5s
Segue equação da IEC Very Inverse:
Após as configurações da função aplicada ao relê, segue para montagem do
módulo de teste dentro do software test universe.
Para as funções de sobrecorrente foi utilizado o módulo de teste Overcurrent,
específico para montagem de curvas características de sobrecorrente e
validação das mesmas.
Figura 44 – Configurações de Curva Característica Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
87
São inseridos os dados da curva desejada nas configurações.
Figura 45 – Inserção dos Pontos da Curva Característica Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Depois de configurar toda a curva característica é necessário inserir alguns
pontos na mesma, esses pontos irão simular as falhas e o seu tipo (AB, BC ou
AC) no relê e consequentemente a atuação da função de proteção desejada,
através da modelagem dos valores analógicos de corrente com base no ponto
da curva onde foram marcados. No teste foi usado o botão search test que
insere os pontos a serem testados bem próximos ao limiar da curva, tornando o
teste mais preciso possível.
Ao iniciar o teste os valores analógicos são injetados verificando se há trip ou
não no ponto inserido que está sendo analisado, caso ocorra o trip no tempo
nominal estipulado e não ocorra trip quando não é necessário, o ponto que está
sendo testado fica com a cor verde, indicando validação e confirmação de que o
relê teve a resposta ao defeito no tempo correto esperado.
O test universe tem a capacidade de gerar um relatório que armazena todas
as informações do teste executado, segue informações do relatório exportado da
função testada:
88
Figura 46 – Configurações do Módulo de Teste
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
89
Pontos a serem Testados
Figura 47 – Pontos Inseridos a serem Testados
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
90
Pontos Testados
Figura 48 – Pontos Testados
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Falhas
Figura 49 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
91
Figura 50 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 51 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 52 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Neutro (L1-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
92
Figura 53 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase B e Neutro (L2-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 54 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase C e Neutro (L3-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Com isso foi garantido que o relê digital seria capaz de enviar o comando de
trip no tempo desejado em relação à função de sobrecorrente 51H, mantendo o
tempo nominal estipulado calculado e se enquadrando numa faixa de erro
permitido de apenas 5%, mostrando velocidade e qualidade em seu
funcionamento e processamento.
93
3.3.1.2. FUNÇÃO SOBRECORRENTE RESIDUAL 51RH (HIGH)
A proteção de sobrecorrente residual (sobrecorrente de neutro) atuará como
proteção de retaguarda para faltas internas e externas. Há dois estágios com
característica de tempo definido e um com tempo inverso. Utilizaremos apenas o
de tempo inverso com operação temporizada.
O valor de operação deste estágio ajustado em 20% da corrente nominal do
transformador.
A fim de garantir a coordenação com as proteções adjacentes, adotaremos
um tempo mínimo de 0,8s para um curto-circuito na barra adjacente. Já numa
barra remota este tempo não deve ser inferior a 1,2s.
Segue equação da curva IEC Very Inverse:
Figura 55 – Inserção dos Pontos da Curva Característica
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
94
Figura 56 – Configurações do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Pontos a serem Testados
Figura 57 – Pontos Inseridos a serem Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
95
Pontos Testados
Figura 58 – Pontos Testados
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Falhas
Figura 59 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Terra (L1-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 60 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase B e Terra (L2-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
96
Figura 61 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase C e Terra (L3-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
3.3.2. TESTES DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DO LADO 345KV
3.3.2.1. FUNÇÃO SOBRECORRENTE DE FASE 51M (MEDIUM)
A proteção de sobrecorrente de fase atuará como proteção de retaguarda
para faltas internas e externas. Utilizaremos apenas o de tempo inverso com
operação temporizada.
O valor de operação deste estágio ajustado em 200% da corrente nominal do
transformador.
A fim de garantir a coordenação com as proteções adjacentes, adotaremos
um tempo mínimo de 0,8s para um curto-circuito na barra adjacente. Já numa
barra remota este tempo não deve ser inferior a 1,2s. Para uma falta no terciário,
o tempo deve estar entre 1,2s e 1,5s.
Segue equação da curva IEC Very Inverse:
97
Figura 62 – Inserção dos Pontos da Curva Característica Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 63 – Configurações do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
98
Pontos a serem Testados
Figura 64 – Pontos Inseridos a serem Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Pontos Testados
Figura 65 – Pontos Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
99
Falhas
Figura 66 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2) Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 67 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3) Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 68 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
100
Figura 69 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases A e Neutro (L1-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 70 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases B e Neutro (L2-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 71 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases C e Neutro (L3-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
101
3.3.2.2. FUNÇÃO SOBRECORRENTE DE FASE 51OL (OVERLOAD)
Esta proteção de sobrecorrente de fase atuará como proteção de sobrecarga
do transformador. Utilizaremos um estágio de tempo definido e outro de tempo
inverso.
Tempo definido T2
O valor de operação deste estágio ajustado em 150% da capacidade do
transformador, com tempo de 20s.
Tempo inverso T1
Valor de partida deste estágio. Ajustaremos em 5020A primários.
Curva característica deste estágio deverá operar em 20s para uma
sobrecarga de 200% e ao mesmo tempo próximo de 2s para uma corrente superior
a 300%.
Segue equação da curva IEC Normal Inverse:
Para que se tenha uma coordenação adequada com a proteção de
sobrecorrente de fase 51M ajustaremos em 0,12s.
102
Figura 72 – Inserção dos Pontos da Curva Característica Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 73 – Configurações do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
103
Pontos a serem Testados
Figura 74 – Pontos Inseridos a serem Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Pontos Testados
Figura 75 – Pontos Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
104
Falhas
Figura 76 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2) Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 77 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 78 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
105
3.3.2.3. FUNÇÃO SOBRECORRENTE RESIDUAL 51MR (MEDIUM)
A proteção de sobrecorrente residual (sobrecorrente de neutro) atuará como
proteção de retaguarda para faltas internas e externas. Utilizaremos apenas o de
tempo inverso com operação temporizada.
O valor de operação deste estágio ajustado em 20% da corrente nominal do
transformador.
A fim de garantir a coordenação com as proteções adjacentes, adotaremos
um tempo mínimo de 0,8s para um curto-circuito na barra adjacente. Já numa
barra remota este tempo não deve ser inferior a 1,2s.
Segue equação da curva IEC Very Inverse:
Figura 79 – Inserção dos Pontos da Curva Característica Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
106
Figura 80 – Configurações do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Pontos a serem Testados
Figura 81 – Pontos Inseridos a serem Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
107
Pontos Testados
Figura 82 – Pontos Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Falhas
Figura 83 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases A e Terra (L1-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 84 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases B e Terra (L2-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
108
Figura 85 – Falha do Tipo Monofásica entre Fases C e Terra (L3-E)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
3.3.3. FUNÇÕES DE PROTEÇÃO LADO 20KV
3.3.3.1. FUNÇÃO SOBRECORRENTE DE FASE 51T (TERTIARY)
A proteção de sobrecorrente de fase atuará como proteção de retaguarda
para faltas internas e externas no terciário do transformador. Utilizaremos
apenas o de tempo inverso com operação temporizada.
O valor de operação deste estágio ajustado em 120% da potência nominal do
terciário.
A fim de garantir a coordenação com as proteções adjacentes, adotaremos
um tempo mínimo de 0,8s para um curto-circuito na barra adjacente. Já numa
barra remota este tempo não deve ser inferior a 1,2s.
Segue equação da curva IEC Very Inverse:
109
Figura 86 – Inserção dos Pontos da Curva Característica
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 87 – Configurações do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
110
Pontos a serem Testados
Figura 88 – Pontos Inseridos a serem Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Pontos Testados
Figura 89 – Pontos Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
111
Falhas
Figura 90 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases AB (L1-L2)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 91 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases BC (L2-L3)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 92 – Falha do Tipo Bifásica entre Fases CA (L3-L1)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
112
Figura 93 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Neutro (L1-LE)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 94 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase B e Neutro (L2-LE)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 95 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase C e Neutro (L3-LE)
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
113
3.3.3.2. FUNÇÃO SOBRECORRENTE 51G (GROUND)
A proteção de sobrecorrente residual (sobrecorrente temporizado de terra)
atuará como proteção de retaguarda para faltas internas e externas. Utilizaremos
apenas o de tempo inverso com operação temporizada.
O valor de operação deste estágio ajustado em 20% da corrente nominal do
transformador.
Tempo de operação deste estágio para garantir a coordenação com as
proteções adjacentes, adotaremos um tempo mínimo de 0,8s para um curto-
circuito na barra adjacente. Já numa barra remota este tempo não deve ser
inferior a 1,2s.
Segue equação da curva IEC Very Inverse:
Figura 96 – Inserção dos Pontos da Curva Característica Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
114
Figura 97 – Configurações do Módulo de Teste
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Pontos a serem Testados
Figura 98 – Pontos Inseridos a serem Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Pontos Testados
Figura 99 – Pontos Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
115
Falha
Figura 100 – Falha do Tipo Monofásica entre Fase A e Terra (L1-LE) Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
3.3.3.3. FUNÇÃO SOBRETENSÃO DE NEUTRO 59N
A proteção de sobretensão de neutro (sobretensão residual) detecta falta à
terra no lado terciário do autotransformador ligado em delta, através da medição
da tensão de neutro obtida do secundário de 3 TP ligados em delta aberto.
Segundo o manual do relê, a máxima tensão suportada continuamente é de
230V.
Admitindo-se que a tensão aplicada no primário do TP seja de 20√3kV e a
secundária de 120√3V, a tensão resultante de uma falta fase-terra no terciário
isolado seria de 3×120√3 = 207,9V, abaixo da suportada pelo relê (230V
continuamente).
O ajuste recomendado para a sensibilização da função deve ser superior à
tensão resultante da perda de um TP (120√3 = 69,3V). Portanto um valor de
100V com temporização de 3s é adequado.
Para o teste de sobretensão foi utilizado o módulo de teste State Sequencer,
onde é possível criar diferentes estágios de condição, onde no primeiro estágio
foi criada uma situação de operação normal de pré-falta, no segundo estágio
uma condição quase próxima à sensibilização da função, e finalmente no
116
terciário estágio uma condição que represente a sobrecarga no transformador,
ocasionando na operação da função e o comando de abertura.
Figura 101 – Configuração dos Etados de Condição Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
Figura 102 – Configuração do Módulo de Teste e sues Estados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
117
Figura 103 – Estados de Condição Testados Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
3.3.4. FUNÇÃO DIFERENCIAL DO TRANSFORMADOR
Essa será a principal função de proteção do transformador, enquanto as
demais funções de sobrecorrente permanecem ativas, porém não atuantes,
ficando com o papel de função de retaguarda e entrando em funcionamento
caso haja algum problema com a função diferencial.
Define se a proteção diferencial do autotransformador será por nós de
corrente (Figura 104) ou transformador de 3 enrolamentos.
118
Figura 104 – Proteção por Nós de Corrente
Fonte: SIPROTEC 5 – 7UT82, 7UT85, 7UT86, 7UT87/ v7.0, 2015
3.3.4.1. CURVA DE OPERAÇÃO
Os valores de corrente são dados em relação à corrente do transformador
correspondente à sua potência nominal.
Figura 105 – Proteção por Nós de Corrente Fonte: SIPROTEC Proteção Diferencial – 7UT163/63x v4.6, 2008
Pickup - Foi ajustado um valor de sensibilização em torno de 20% da
potência nominal, é adequado para a maioria dos casos (trecho a da
característica do relê).
119
Slope 1 - Inclinação do trecho b da característica. Ela cobre erros
proporcionais à corrente, basicamente devido a erros de transformação
dos TC e variação do tape do regulador de tensão. O valor de 30% é
suficiente para cobrir a faixa de mais ou menos 10% do regulador de
tensão e eventual erro 10% da relação do TC, conforme demonstrado
a seguir:
Intersection 1 Irest - Ponto base do trecho b inclinado, cuja declividade
foi dada no parâmetro anterior. O valor correspondente a
é adequado para a maioria dos casos.
Slope 2 - Inclinação do trecho c da característica. Ela fornece uma
maior estabilização na faixa de correntes mais elevadas que poderiam
eventualmente levar os TC à saturação. O valor de 70% é adequado
para a maioria dos casos.
Intersection 2 Irest - Ponto base do trecho c inclinado, cuja declividade
foi dada no parâmetro anterior. O valor de
é adequado
para a maioria dos casos.
3.3.4.2. DIFERENCIAL RÁPIDO
Quando a corrente diferencial é elevada, utiliza-se a característica da Figura
106 para uma operação rápida da proteção. Seu algoritmo utiliza somente
valores instantâneos das correntes.
120
Figura 106 – Característica para Diferencial Rápido
Fonte: SIPROTEC Proteção Diferencial – 7UT163/63x v4.6, 2008
Um valor adequado para a corrente de operação deve ser superior a
do
transformador, que corresponde à máxima corrente passante para um curto-
circuito externo.
(Impedância do transformador)
A mala CMC só dispõe de dois conjuntos de saídas analógicas de corrente,
impedindo que seja testado a função diferencial com os três lados do
transformador de uma só vez. Deste modo, os testes foram divididos da seguinte
forma, lado de 765kV com 345kV e 765kV com 20kV.
Para a função diferencial é utilizado o módulo de teste Avanced Diferential,
próprio para a estruturação de testes diferenciais de corrente.
Figura 107 – Configuração da Curva e Inserção dos Pontos Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
121
Figura 108 – Configuração do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
122
Figura 109 – Pontos Testados e Curva Diferencial
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
123
Figura 110 – Pontos Testados e Curva Diferencial
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
124
Figura 111 – Pontos Testados e Curva Diferencial Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
125
Figura 112 – Configuração do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
126
Figura 113 – Pontos Testados e Curva Diferencial
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
127
Figura 114 – Pontos Testados e Curva Diferencial
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
128
Figura 115 – Pontos Testados e Curva Diferencial
Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
129
3.3.4.3. BLOQUEIO POR INRUSH
Foi testada a função de bloqueio por inrush, descrita detalhadamente no item
2.5.5.1.4 Estabilização Harmônica deste documento.
Só foi habilitada a detecção de 2º e 5º harmônicos, que são suficientes para a
aplicação.
2º harmônico – Quantidade percentual de segundo harmônico em
relação à fundamental, a partir da qual a função diferencial será
bloqueada. O valor de 15% é adequado para a maioria dos casos.
5º harmônico – Quantidade percentual de quinto harmônico em relação
à fundamental, a partir da qual a função diferencial será bloqueada. O
valor de 30% é adequado para a maioria dos casos.
Para os testes de bloqueio por harmônico foi utilizado o módulo de teste Diff
Harmonic Restraint, que é totalmente dedicado à modulação de testes de
harmônico. Onde serão injetados valores de corrente diferencial juntamente com
harmônicos, caso a mala CMC injete um valor de harmônico acima do ajustado
no relê, será caracterizado como uma energização ou excitação do
transformador, não ocorrendo comando de abertura do disjuntor.
Figura 116 – Pontos Testados e Curva Diferencial Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
130
Figura 117 – Configuração do Módulo de Teste Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
131
Figura 118 – Teste de Restrição de Curva Harmônica Fonte: Os autores, a partir do software Test Universe
132
4. CONCLUSÕES
Foram realizados testes e simulações dos mais diversos tipos, focados na
proteção de um transformador de potência real, na validação do funcionamento do
relê de proteção utilizado e todas as suas funções incorporadas em cada teste.
A mala de testes CMC e o software Test Universe foram essenciais para a
simulação de cada condição de falha apresentada nesse documento, com seus
diversos módulos de testes e opções para ensaiar as mais diversas condições num
sistema elétrico.
O relê digital 7UT87 correspondeu com todas as expectativas referentes à teoria
de proteção apresentadas nesse documento, envolvendo entre elas velocidade,
seletividade e coordenação em seu funcionamento. Foi demonstrado um ótimo
índice de precisão e confiabilidade, tornando-o apto a executar a proteção do
transformador real de 765kV instalado em Tijuco Preto.
133
5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Elétrico: Redes de Energia Elétrica. Brasília, 2016. Disponível em:
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Disponível em: <http://www.adimarco.com.br/produto/cmc-356/>. Acesso em: 15
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2015. Infográfico. Disponibilizado em mídia impressa e digital.
ALBUQUERQUE, Rômulo Oliveira; Análise de Circuitos em Corrente Alternada,
10 ed. São Paulo: Livros Érica Editora LTDA, 1993.
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micro e mini geradores distribuídos. Brasília, out. 2016. Disponível em:
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ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Matriz de Energia Elétrica. Brasília,
2016. Disponível em:
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FILIPPO FILHO, G. Motor de Indução. São Paulo: Érica, 2000.
FURNAS. Revista Linha Direta: Tijuco Preto tem nova ampliação. ed. 290, Rio de
Janeiro, p. 11, jul/ago, 2002. Disponível em:
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Acesso em: 15 nov. 2016, 12:00.
134
GUIMARÃES, Ademir Carnevalli. Subestações. Escola Federal de Engenharia de
Itajubá, Itajubá – MG, 1976.
HALLIDAY, David; RESNICK, Robert; WALKER, Jearl. David Halliday. Fundamentos
da Física III: Eletromagnetismo. 9ª Edição. Tradução: Ronaldo Sérgio de Biasi. Rio
de Janeiro: LTC, 2012. p. 166.
ITAIPU. Energia: Sistema de Transmissão de Itaipu. Foz do Iguaçu, 2016.
Disponível em: <https://www.itaipu.gov.br/energia/sistemas-de-transmissao-de-
itaipu>. Acesso em: 15 nov. de 2016, 02:00.
KINDERMANN, Geraldo. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. 3 ed.
Florianópolis – SC: Edição do Autor, 2012.
MAEZONO, Paulo Koiti. Curso – Proteção de Transformadores de Potência e
Reatores Shunt. 1 ed. São Paulo, 2005.
MAMEDE, João, F. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. Rio de Janeiro:
LTC – Livros Técnicos e Científicos Editora LTDA, 2013.
MAMEDE, João, F. Manual de Equipamentos Elétricos. 4 ed. Rio de Janeiro: LTC
– Livros Técnicos e Científicos Editora LTDA, 2015.
NASCIMENTO JÚNIOR, G. C. Máquinas elétricas: teoria e ensaios. 2 ed. São
Paulo: Érica, 2008
ONOFRE, Gustavo da F. Ensaios da Função de Distância do Relê Digital de
Proteção SEL 311-C com Caixa de Teste Omicron CMC 256 – 6. Dissertação
(Bacharel em Engenharia Elétrica) – Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de
Janeiro – RJ, 2011
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. Submódulo 2.3 - Requisitos
mínimos para transformadores e para subestações e seus equipamentos. Rio
de Janeiro, revisão 2.0, 2011. Disponível em:
135
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ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. Mapas do SIN: Rede de Operação
Sistêmica e Regional Sudeste. Rio de Janeiro, revisão 93, 2016. Disponível em:
<http://www.ons.org.br/download/mapas_rede_operacao/s_se_co/DU-
CT.SE.01_r93.pdf>. Acesso em: 15 nov. 2016, 04:40.
PADUA, Julio Cesar Ururahy. Operação De Retificadores e Baterias e
Manutenção Preventiva de Retificadores e Baterias. Rio de Janeiro, nov. 2001.
SIEMENS. Manual: SIPROTEC Proteção Diferencial 7UT613/63x v4.6. Nurenberg,
2008.
SIEMENS. Manual: SIPROTEC 5 – Transformer Differential Protection 7UT82,
7UT85, 7UT86, 7UT87/ v7.00, Nurenberg, 2015. SIEMENS. Industry Automation:
Dispositivos de Baixa Tensão: Contatores: Contatores Auxiliares: Contatores com
Bloqueio Mecânico – SIRIUS 3RH14, Nurenberg, 2016. Disponível em: <
http://w3.siemens.com.br/automation/br/pt/dispositivos-baixa-tensao/contatores/
Contatores-Auxiliares/contatores-bloqueio-mecanico/Pages/contatores-bloqueio-
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SOUSA, Fabiano de. Estudo e Projeto Elétrico Básico de uma Subestação, 2007.
Dissertação (Bacharel em Engenharia Elétrica) – Universidade Federal do Espírito
Santo, Vitória – ES, 2007.
136
APÊNDICE A – OUTROS EQUIPAMENTOS DO SEP
137
1. BANCO DE CAPACITOR (BC)
Equipamento instalado ao longo dos alimentadores e destinado a realizar
o controle da carga reativa do sistema, injetando potência reativa para a adequação
do fator de potência e consequente melhoria dos níveis de tensão e redução de
perdas técnicas.
2. BANCO DE CAPACITOR AUTOMÁTICO (BCA)
Equipamento instalado na subestação e destinado a realizar a
compensação das perdas reativas do transformador de potência.
3. CHAVE FACA (CF)
Dispositivo unipolar para realização de manobra na rede de distribuição
aérea. Chave na qual, em cada polo, o contato móvel é constituído por uma lâmina
articulada em uma extremidade, enquanto que a outra extremidade se encaixa no
contato fixo correspondente.
4. CHAVE FACA FUSÍVEL (CFF)
Chave faca que permite a substituição das lâminas por fusíveis,
assumindo a função de proteção de base fusível.
5. CONJUNTOS BLINDADOS
Conjunto de montagens eletromecânicas alojadas em cubículos
construídos em chapas e perfilados metálicos para tensões acima de 1kV até 52kV,
conforme ABNT NBR IEC 62271-200:2007.
6. PARA-RAIOS
Dispositivos destinados à proteção de outros componentes contra
sobretensões transitórias elevadas. Estes equipamentos devem atuar de forma a
138
limitar a magnitude dos impulsos de tensão, o que permite diminuir os riscos para
outros equipamentos.
7. REGULADOR DE TENSÃO (RV)
Dispositivo elétrico cuja função é manter os níveis adequados da tensão
ao longo do circuito aéreo, conforme o Módulo 8 do PRODIST (Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional).
8. RETIFICADORES
Equipamento que compreende os componentes específicos para a
retificação, para a filtragem da fundamental e seus harmônicos e para controle das
tensões e correntes.
9. CONJUNTO DE BATERIAS
Conjunto de dispositivos capazes de armazenar energia elétrica em
forma de energia química e fornecer energia química em forma de energia elétrica, a
um circuito externo.
10. TRANSFORMADORES AUXILIARES
Transformadores de potencial para serviços auxiliares. Permitem a
obtenção de um fornecimento de energia de baixa tensão de vários kVA,
diretamente a partir de uma linha de alta tensão.
139
ANEXO A – TABELA ANSI
140
TABELA ANSI
Nr Denominação
1 Elemento Principal
2 Relé de partida ou fechamento temporizado
3 Relé de verificação ou interbloqueio
4 Contator principal
5 Dispositivo de interrupção
6 Disjuntor de partida
7 Relé de taxa de variação
8 Dispositivo de desligamento da energia de controle
9 Dispositivo de reversão
10 Chave comutadora de sequência das unidades
11 Dispositivo multifunção
12 Dispositivo de sobrevelocidade
13 Dispositivo de rotação síncrona
14 Dispositivo de subvelocidade
15 Dispositivo de ajuste ou comparação de velocidade e/ou frequência
16 Dispositivo de comunicação de dados
17 Chave de derivação ou descarga
18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração
19 Contator de transição partida-marcha
20 Válvula operada eletricamente
21 Relé de distância
141
Nr Denominação
22 Disjuntor equalizador
23 Dispositivo de controle de temperatura
24 Relé de sobreexcitação ou Volts por Hertz
25 Relé de verificação de Sincronismo ou Sincronização
26 Dispositivo térmico do equipamento
27 Relé de subtensão
28 Detector de chama
29 Contator de isolamento
30 Relé anunciador
31 Dispositivo de excitação
32 Relé direcional de potência
33 Chave de posicionamento
34 Dispositivo master de sequência
35 Dispositivo para operação das escovas ou curto-circuitar anéis coletores
36 Dispositivo de polaridade ou polarização
37 Relé de subcorrente ou subpotência
38 Dispositivo de proteção de mancal
39 Monitor de condições mecânicas
40 Relé de perda de excitação ou relé de perda de campo
41 Disjuntor ou chave de campo
42 Disjuntor / chave de operação normal
43 Dispositivo de transferência ou seleção manual
44 Relé de sequência de partida
142
Nr Denominação
45 Monitor de condições atmosféricas
46 Relé de reversão ou desbalanceamento de corrente
47 Relé de reversão ou desbalanceamento de tensão
48 Relé de sequência incompleta / partida longa
49 Relé térmico
50 Relé de sobrecorrente instantâneo
51 Relé de sobrecorrente temporizado
52 Disjuntor de corrente alternada
53 Relé para excitatriz ou gerador CC
54 Dispositivo de acoplamento
55 Relé de fator de potência
56 Relé de aplicação de campo
57 Dispositivo de aterramento ou curto-circuito
58 Relé de falha de retificação
59 Relé de sobretensão
60 Relé de balanço de corrente ou tensão
61 Sensor de densidade
62 Relé temporizador
63 Relé de pressão de gás (Buchholz)
64 Relé detetor de terra
65 Regulador
66 Relé de supervisão do número de partidas
67 Relé direcional de sobrecorrente
143
Nr Denominação
68 Relé de bloqueio por oscilação de potência
69 Dispositivo de controle permissivo
70 Reostato
71 Dispositivo de detecção de nível
72 Disjuntor de corrente contínua
73 Contator de resistência de carga
74 Relé de alarme
75 Mecanismo de mudança de posição
76 Relé de sobrecorrente CC
77 Dispositivo de telemedição
78 Relé de medição de ângulo de fase / proteção contra falta de sincronismo
79 Relé de religamento
80 Chave de fluxo
81 Relé de frequência (sub ou sobre)
82 Relé de religamento de carga de CC
83 Relé de seleção / transferência automática
84 Mecanismo de operação
85 Relé receptor de sinal de telecomunicação (teleproteção)
86 Relé auxiliar de bloqueio
87 Relé de proteção diferencial
88 Motor auxiliar ou motor gerador
89 Chave seccionadora
90 Dispositivo de regulação (regulador de tensão)
144
Nr Denominação
91 Relé direcional de tensão
92 Relé direcional de tensão e potência
93 Contator de variação de campo
94 Relé de desligamento
95 Usado para aplicações específicas
96 Relé auxiliar de bloqueio de barra
97 à
99 Usado para aplicações específicas
150 Indicador de falta à terra
AFD Detector de arco voltaico
CLK Clock
DDR Sistema dinâmico de armazenamento de perturbações
DFR Sistema de armazenamento de faltas digital
ENV Dados do ambiente
HIZ Detector de faltas com alta impedância
HMI Interface Homem-Máquina
HST Histórico
LGC Esquema lógico
MET Medição de Subestação
PDC Concentrador de dados de fasores
PMU Unidade de medição de fasores
PQM Esquema de monitoramento de potência
RIO Dispositivo Remoto de Inputs/Outputs
145
Nr Denominação
RTU Unidade de terminal remoto / Concentrador de Dados
SER Sistema de armazenamento de eventos
TCM Esquema de monitoramento de Trip
SOTF Fechamento sob falta
1. COMPLEMENTAÇÃO DA TABELA ANSI:
50N - sobrecorrente instantâneo de neutro
51N - sobrecorrente temporizado de neutro ( tempo definido ou curvas inversas)
50G - sobrecorrente instantâneo de terra (comumente chamado 50GS)
51G - sobrecorrente temporizado de terra (comumente chamado 51GS e com tempo
definido ou curvas inversas)
50BF - relé de proteção contra falha de disjuntor (também chamado de 50/62 BF)
51Q - relé de sobrecorrente temporizado de seqüência negativa com tempo definido ou
curvas inversas
51V - relé de sobrecorrente com restrição de tensão
51C - relé de sobrecorrente com controle de torque
50PAF - sobrecorrente de fase instantânea de alta velocidade para detecção de arco
voltaico
50NAF - sobrecorrente de neutro instantânea de alta velocidade para detecção de arco
voltaico
59Q - relé de sobretensão de seqüência negativa
59N - relé de sobretensão residual ou sobretensão de neutro (também chamado de 64G) ,
calculado ou TP em delta aberto
64 - relé de proteção de terra pode ser por corrente ou por tensão. Os diagramas unifilares
devem indicar se este elemento é alimentado por TC ou por TP, para que se possa definir
corretamente. Se for alimentado por TC, também pode ser utilizado como uma unidade 51
ou 61. Se for alimentado por TP, pode-se utilizar uma unidade 59N ou 64G. A função 64
também pode ser encontrada como proteção de carcaça, massa-cuba ou tanque, sendo
aplicada em transformadores de força até 5 MVA.
67N - relé de sobrecorrente direcional de neutro (instantâneo ou temporizado)
67G - relé de sobrecorrente direcional de terra (instantâneo ou temporizado)
146
67Q - relé de sobrecorrente direcional de seqüência negativa
78 - Salto vetorial (Vector Shift)
2. PROTEÇÃO DIFERENCIAL - ANSI 87:
O relé diferencial 87 pode ser de diversas maneiras:
87T - diferencial de transformador (pode ter 2 ou 3 enrolamentos)
87N - diferencial de neutro
REF – falta restrita à terra
87Q - diferencial de sequência negativa (aplicado para detecção de faltas entre espiras em
transformadores)
87G - diferencial de geradores
87GT - proteção diferencial do grupo gerador-transformador
87SP - proteção diferencial de fase dividida de geradores
87V – Diferencial de tensão de fase
87VN – Diferencial de tensão de neutro
87B - diferencial de barras. Pode ser de alta, média ou baixa impedância
Pode-se encontrar em circuitos industriais elementos de sobrecorrente ligados num
esquema diferencial, onde os TC´s de fases são somados e ligados ao relé de
sobrecorrente.
Também encontra-se um esquema de seletividade lógica para realizar a função diferencial
de barras.
Pode-se encontrar em algumas documentações o relé 68 sendo referido à função de
seletividade lógica.
87M - diferencial de motores - Neste caso pode ser do tipo percentual ou do tipo
autobalanceado.
O percentual utiliza um circuito diferencial através de 3 TC´s de fases e 3 TC´s no neutro do
motor. O tipo autobalanceado utiliza um jogo de 3 TC´s nos terminais do motor, conectados
de forma à obter a somatória das correntes de cada fase e neutro. Na realidade, trata-se de
um elemento de sobrecorrente, onde o esquema é diferencial e não o relé.
3. DISPOSITIVO DE COMUNICAÇÃO DE DADOS - ANSI 16:
As letras sufixos ao dispositivo definem sua aplicação. Os primeiros sufixos são:
S – comunicação de dados serial
E – comunicação de dados Ethernet
147
Os sufixos subsequentes definem:
C – dispositivo de segurança de rede (ex. VPN, encriptação)
F – firewall ou filtro de mensagens
M – função de gerenciamento da rede (SNMP)
R – roteador
S – switch
T – telefone
Uma switch Ethernet gerenciável terá o seguinte código: 16ESM
