Proteção sistemas elétricos_noções básicas (3)

Noções de Proteção

Segurança das Instalações

Faltas elétricas - curto-circuito Causas: Isoladores danificados, árvores,

Prof. Júlio Xavier 1

Causas: Isoladores danificados, árvores, contatos acidentais, descargas atmosféricas, erro de manobra, etc.

Proteções - limitar conseqüências


Conseqüências de uma falta elétrica

• Destruição devido arco elétrico• Sobre-aquecimento


• Sobre-aquecimento• Incêndio• Danos aos consumidores• Risco para pessoas• Perda de estabilidade


Objetivos Básicos da Proteção:

• Reduzir danos em equipamentos



Objetivos Básicos da Proteção:• Reduzir danos em equipamentos• Evitar acidentes


Equipamentos de Proteção

• Fusíveis- Vantagem: baixo investimento- Desvantagens:

Danificado pela falta - reposição


Danificado pela falta - reposiçãoSensibilidade pobreSeletividade medíocre

Equipamentos de Proteção

• Proteção a Relé– Relé

– Disjuntores TC relé

TP52


– Disjuntores

– TC

– TP

TC relé

Equipamentos de Proteção• Religadores:

controle + disjunçãoSão menos robustos do que os disjuntores

porque suas câmaras de extinção, do arco voltaico, são menores. Portanto,


voltaico, são menores. Portanto, interrompem correntes de curtos-circuitos mais baixas (máximo 16kA) e, consequentemente, são mais baratos do que os disjuntores

Transformadores de Corrente - TC


Transformadores de Corrente - TC

Primário - Corrente nominal do circuito• Fator térmico nominalEx: 1200/5 f.t.= 1,2 Limite Contínuo = 1440A


Transformadores de Corrente - TCPrimário - Corrente nominal do circuito• Fator térmico nominalEx: 1200/5 f.t.= 1,2 Limite Contínuo = 1440ª


• Corrente térmica nominal (1s)• Saturação - Icc > 20 x In• Importância da Saturação

Transformadores de Corrente - TCPrimário - Corrente nominal do circuitoSecundário - Corrente nominal do relé

Ex: 2000/5 , 1200/5 - Gerais 13,8kV, disjuntores de transferência600/5 - alimentadores


600/5 - alimentadores400/5 - neutro do trafo

Erros de relação - Classe de exatidão:0,3 - medição de faturamento1,2 - 10 - medição operacional e proteção

Transformadores de potencial TP

Função: Reduzir tensão para valores adequados aos relés ou medidores

Ex:13800/ √3:115/√3 = 120:1


13800/ √3:115/√3 = 120:134500/ √3:115/ √3 = 300:169000/115 = 600:1

Noções Básicas Sobre Relés

• Mede permanentemente as grandezas de atuação




• Compara com valores ajustados




• Compara com valores ajustados• Opera ou não em função da comparação


• Opera ou não em função da comparação





• Opera ou não em função da comparação• Se opera, aciona sinal de trip ou alarme





• Opera ou não em função da comparação• Aciona sinal de trip ou alarme• Sinaliza sua atuação

Noções Básicas Sobre RelésCom função religamento - 79

• Perfaz o intervalo e comanda fechamento


Noções Básicas Sobre RelésCom função religamento - 79

• Perfaz o intervalo e comanda fechamento• Mede permanentemente as grandezas de

atuação• Compara com valores ajustados


• Compara com valores ajustados• Opera ou não em função da comparação• Se opera, aciona sinal de trip ou alarme• Sinaliza sua atuação

Noções Básicas Sobre RelésTecnologia

• Eletromecânicos - disco de indução


• Estáticos - sinais elétricos de tensão

• Microprocessados - sinais digitais

Relés Multifunção Microprocessados

Funções básicas

• Proteção

Funções agregadas

• Medição


- Várias funções deproteção em umúnico equipamento

• Comunicação

• Controle

Relés Digitais

Outras Vantagens:

• Oscilografia


• Registro de eventos

• Localização de defeitos

Funções de Proteção

• 50 ou 50N - Sobrecorrente instantâneo• 51 ou 51N - Sobrecorrente temporizado• 59 - Sobretensão (V>110%)• 27 - Subtensão (V<90%)


• 27 - Subtensão (V<90%)• 87 - Diferencial• 67 - Direcional (67-I/T,67N-I/T)

Funções de Proteção

• 21/21N – Distância

• 81 – Subfrequência


• 79 – Religamento

• etc.

Qualidades da Proteção

• Confiabilidade

• Resposta no tempo


• Resposta no tempo

• Sensibilidade

• Discriminação - seletividade

Qualidade da Proteção

Seletividade - Discriminação do defeito pelo sistema de proteção

• Discriminação por corrente - 50 e 50N


• Discriminação por corrente - 50 e 50N• Discriminação por tempo - 51 e 51N• Discriminação por direção - 67 e 67N• Discriminação por zona - 21 e 87

Tipos de Seletividade



4625A

50 50

Ip = 2800 A Ip = 1200 A

4625A

50 50

Ip = 2800 A Ip = 1200 A




3600A

50

Ip = 2800 A

50

Ip = 1200 A




2200A50

Ip = 2800 A

50

Ip = 1200 A




2200A

50

Ip = 2800 A

50

Ip = 1200 A




960A

50

Ip = 2800 A

50

Ip = 1200 A


• Discriminação por tempo - 51 e 51N

Carga


2200A

51

IpA = 360 A

tA = 0,6s

51

IpB = 280 A

tB = 0,2s

Carga


- Curvas tempo inverso

t(s)


I (A)

0,2

0,6

2200A 3600A

} 0,4


• Discriminação por corrente - 50• Discriminação por tempo - 51


4625A

50

4625A

50Ip = 2800 A Ip = 1200 A

51IpA = 360 A

tA = 0,2s

50

51IpB = 280 A




5050Ip = 2800 A Ip = 1200 A

51IpA = 360 A

tA = 0,4s

50

51IpB = 280 A

3600A




5050Ip = 2800 A Ip = 1200 A

51IpA = 360 A

tA = 0,6s

50

51IpB = 280 A

2200A




5050Ip = 2800 A Ip = 1200 A

51IpA = 360 A

tA = 0,4s

50

51IpB = 280 A

2200A




5050Ip = 2800 A Ip = 1200 A

51IpA = 360 A

tA = 1,2s

50

51

960A

IpB = 280 A

tB = 0,6s


Ajustes de pick-up instantâneo e temporizado


5050Ip = 2800 A Ip = 1200 A

51IpA = 360 A

tA = 1,2s

50

51

960A

IpB = 280 A

tB = 0,6s

400/5

Iinst.r = 15 A

Itemp.r = 3,5 A

Curva Relé B

Funções 50 e 51

Icc = 2200 A

1 0 2 3 4 5 7 1 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 0 2 3 4 5 7

SECONDS

3

4

5

7

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

7 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

7 0 0

1 0 0 0

3

4

5

7

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

7 0

1 00

2 00

3 00

4 00

5 00

7 00

1 00 0

1

1 . R E L E _ A _ 5 0 _ 5 1 IE C _ E I TD =0 .1 0 0C TR =4 0 0 /5 Ta p =3 .5 A In s t=1 2 0 0 A TP =0 .3 33 3 sI= 2 2 7 0 .4 A T= 0 .0 0 s

Fa u l t D e s c ri p ti o n :3 L G B u s fa u l t o n : C OP E N E I 6 9 . k V Fa u l t Z=1 1 .0 0 Oh m


Atuação do 50

1 0 2 3 4 5 7 1 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 0 2 3 4 5 7C U RR E N T (A )

2

3

2

3

.0 1

.0 2

.0 3

.0 4

.0 5

.0 7

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

TIM E -C U R R E N T C U R V E S @ V o l ta g e 6 9 k V B y

Fo r AUL A N o .

C o m me n t C UR V A RE L É B D a te

Fa u l t I=2 2 7 0 .4 A

Curvas Relés A e B

Funções 50 e 51

Icc = 2200 A

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECONDS

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1 . RE LE _B _50_51 IE C _E I TD =0 .100C TR=400 /5 Tap=3 .5A Ins t=1200A TP =0 .3333sI= 2270 .4A T= 0 .00s

2

2 . RE LE _A _50_51 IE C _E I TD =0 .200C TR=400 /5 Tap=4 .5A Ins t=2800A TP =0 .6667sI= 2270 .4A T= 0 .41s

Faul t D es c rip tion :3LG B us fau l t on : C OP E NE I 69 . k V Fau l t Z=11 .00 Ohm


Atuação do 50 do relé B

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7C U RR E N T (A )

2

3

4

2

3

4

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

TIM E -CU R R E N T C U RV E S @ V ol tage 69k V B y

Fo r AU LA No .

Com me nt C U RVA S REL É B e RE LÉ A Da te

Fau l t I=2270.4 A

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECONDS

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. FUSE_25K K-TIN-025KTotal clear.I= 1094.3A T= 0.03s

4

Coordenação de Fase

Diagrama Unifilar de Proteção

Fus trafo


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

2

3

4

2

3

4

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

TIME-CURRENT CURVES @ Voltage By

For No.

Comment Date

Fault I=1094.3 A

2

2. DJO_21V2_SEL351A_F SEL-IEC-EIC3 TD=0.050CTR=1000.0 Tap=0.34A Inst=2000A TP=0.1667sI= 1094.3A T= 0.43s

3

3. DJO_21T1_SEL3516_F SEL-IEC-SIC1 TD=0.200CTR=1000.0 Tap=0.4A No inst. TP=0.8559sI= 1091.0A T= 1.38s

4. fuse69_65ES GET-2762-065Minimum melt.I= 218.2A T= 9.22s

Fault Description:3LG Bus fault on: DJO_01V2 13.8 kV

51N51

5051

50N51N

Fus rede

Fus trafo

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECONDS

3

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

3

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. FUSE_25K K-TIN-025KTotal clear.I= 1049.1A T= 0.03s

2 2. DJO_21V2_SEL351A_N SEL-IEC-VIC2 TD=0.300CTR=1000.0 Tap=0.1A Inst=500A TP=1.0125sI= 1049.1A T= 0.00s

3

3. DJO_21T1_3516_51NT SEL-I-U2 TD=10.000

4

Coordenação de Neutro

Diagrama Unifilar de Proteção


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

2 2

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1


For No.

Comment Date

Fault I=1049.1 A

3. DJO_21T1_3516_51NT SEL-I-U2 TD=10.000CTR=1000.0 Tap=0.1A No inst. TP=4.2792sI= 1051.9A T= 2.34s

4. DJO_21T1_SEL3516_N SEL-IEC-VIC2 TD=1.000CTR=1000.0 Tap=0.1A No inst. TP=3.375sI= 1051.9A T= 1.42s

5. fuse69_65ES GET-2762-065Minimum melt.I= 120.6A T=9999s

Fault Description:1LG Bus fault on: DJO_01V2 13.8 kV

51N51

5051

50N51N

51N

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECONDS

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. FUS_15K K-TIN-015KMinimum melt.

2

2. RDP_29C2_SEL351A_51N SEL-IEC-EIC3 TD=0.400CTR=240.0 Tap=0.1A Inst=60A TP=1.3333s

Proteção de Alimentador

Instantâneo testando a rede


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

2

3

2

3

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

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.4

.5

.7

1

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.03

.04

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.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1


For No.

Comment Date

51N51

5051

50N51N

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECONDS

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. FUS_15K K-TIN-015KMinimum melt.

2

2. RDP_29C2_SEL351A_51N SEL-IEC-EIC3 TD=0.400CTR=240.0 Tap=0.1A No inst. TP=1.3333s

Proteção de Alimentador

Instantâneo desativado na segunda abertura


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

2

3

4

2

3

4

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.03

.04

.05

.07

.1

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.5

.7

1

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.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1


For No.

Comment Date

51N51

5051

50N51N

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECONDS

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. FUS_15K K-TIN-015KMinimum melt.I= 1394.5A T= 0.01s

2

2. RDP_29C2_SEL351A_51N SEL-IEC-EIC3 TD=0.400CTR=240.0 Tap=0.1A Inst=400A TP=1.3333sI= 1394.6A T= 0.01s

Proteção de Alimentadores

Instantâneo apenas para faltas próximas à SE


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

2

3

2

3

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1


For No.

Comment Date

Fault I=1394.5 A

Fault Description:1LG Bus fault on: C2C3C4 34.5 kV

51N51

5051

50N51N

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SE

CONDS

4

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

4

5

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. FUS_15K K-TIN-015KMinimum melt.I= 1394.5A T= 0.01s

2

2. RDP_29C2_SEL351A_51N SEL-IEC-EIC3 TD=0.400CTR=240.0 Tap=0.1A Inst=400A TP=1.3333sI= 1394.6A T= 0.01s

Proteção de Alimentadores

Instantâneo apenas para faltas próximas à SE

Prof. Júlio Xavier 4710 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

CURRENT (A)

2

3

4

2

3

4

7

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

TIME-CURRENT CURVES @ Voltage ByFor No.

Comment Date

Fault I=1394.5 A

Fault Description:1LG Bus fault on:

C2C3C4 34.5 kV

51N51

5051

50N51N

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECOND

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. CIU_11D2_ALIM_51F SEL-IEC-EIC3 TD=0.150CTR=160.0 Tap=4.A Inst=1560A TP=0.5s

2. CIU_11T3_SEL351S-51F SEL-IEC-SIC1 TD=0.150CTR=240.0 Tap=6.A No inst. TP=0.642s

Disjuntor Geral 13,8kVCoordenação com os alimentadores

Curva vermelha -disjuntor do alimentador

50/51


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

DS

2

3

4

5

2

3

4

5

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1


For No.

Comment Date

DISJ. TRANSF. COMO ALIM

2

50/51

Curva azul - disjuntor geral da SE

51

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECONDS

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

5

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. CIU_11D2_ALIM_51F SEL-IEC-EIC3 TD=0.150CTR=160.0 Tap=4.A Inst=1560A TP=0.5s

2. CIU_11T3_SEL351S-51F SEL-IEC-SIC1 TD=0.150CTR=240.0 Tap=6.A No inst. TP=0.642s

Disjuntor de transferênciaAjustes Grupo 1 - Relé Digital

Disjuntor de transferência (curva vermelha ) substituindo disjuntor do alimentador


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRENT (A)

2

3

4

2

3

4

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1


For No.

Comment Date

DISJ. TRANSF. COMO ALIM

2 do alimentadorCurva azul - disjuntor

geral da SE

10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7

SECON 7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

7

10

20

30

40

50

70

100

200

300

400

500

700

1000

1

1. CIU_11D2_GERAL_51F SEL-VI-U3 TD=3.500CTR=160.0 Tap=5.A No inst. TP=0.9029s

2

2. CIU_21W1_S EL351A _51F SE L-IEC-EIC3 TD=0.100CTR=120.0 Tap=5.A Inst=1560A TP =0.3333s

Disjuntor de transferênciaAjustes Grupo 2 - Relé Digital

Disjuntor de transferência substituindo disjuntor geral da SE ( curva vermelha)


10 2 3 4 5 7 100 2 3 4 5 7 1000 2 3 4 5 7 10000 2 3 4 5 7CURRE NT (A)

NDS

2

3

4

5

7

2

3

4

5

7

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

.01

.02

.03

.04

.05

.07

.1

.2

.3

.4

.5

.7

1

TIME-CURRENT CURVES @ Voltage B y

For No.

Comment Date

2

vermelha)

Curva Azul - disjuntor do alimentador


• Discriminação por direção - 67 e 67N

SE BSE A


4625A

50

51

50

51

51

51

50

51

Atuação indevida


• Discriminação por direção - 67 e 67N

SE BSE A


4625A

50

50

51

50

51

51

5167

0,3s

0,3s

0,7s

0,7s

50

51


• Discriminação por zona - 87 (diferencial)

I I


Equip.

87

I 1 I 2

Se I2 = I1 o 87 não atua

Se I2 # I1 o 87 atua



I I


Equip.

87

I 1 I 2

I 2 = I1 o 87 não atua



I I


Equip.

87

I 1 I 2

I 2 = I1 o 87 atua



Zona de atuação


Equip.

87

I 2 = I1 o 87 atua


• Discriminação por zona e tempo - 21 Relé de distancia - mede a impedância do circuito


21

21 - 1 inst.

21 - 2 T2

80%

120%

Z = V / I




21

21 - 1 inst.

21 - 2 T2

80%

120%

Z = V / I




21

21 - 1 inst.

21 - 2 T2

80%

120%

Z = V / I

Localizador de falta - LOC

Mede a impedância do circuito até a falta e compara com a impedância da linha


R

Distancia

Z = V / I

D = Z / ZLT x LL

LL - comp. da linha

Localizador de falta - LOC

Principais fatores que induzem erros na localização de defeito:

• Circuito não homogêneo



• Resistência de falta

Localizador de falta - LOCPrincipais dificuldades para habilitar localização de defeito em alimentadores de distribuição:

• Cadastro de dados




• Derivações

• Transferências

CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS

– VISÃO GERAL DE PONTOS IMPORTANTES DA PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS

• O MATERIAL A SEGUIR MOSTRA TAMBÉM ALGUNSTIPOS DE RELÉS ELÉTROMECÂNICOS, ESTÁTICOSE DIGITAIS, CIRCUITOS AUXILIARES E INTERNOSDE DISJUNTORES E RELÉS, CURVAS INVERSASDE RELÉS DE SOBRECORRENTE, DIRECIONAIS E


DE RELÉS DE SOBRECORRENTE, DIRECIONAIS EDIFERENCIAIS, TIPOS DE CONEXÕES DE TCs ERELÉS, CARGAS PERMITIDAS POR TPs, SUASCONEXÕES NOS CIRCUITOS, DIAGRAMAS DESEQUÊNCIA POSITIVA E ZERO PARA FALTAS 3f E1f, RESPECTIVAMENTE E COORDENAÇÃO DERELÉS.












EVOLUÇÃO DOS RELES DE PROTEÇÃO

69ELETROMECÂNICO DIGITALESTÁTICO

Relés Eletromecânicos

• Baseado principalmentenas interações entrecampos magnéticos eelementos mecânicos


elementos mecânicosmóveis;

• Englobam osfluidodinâmicos,eletromagnéticos,eletrodinâmicos, indução etérmico.

Fonte: SEL Inc.

Relés Estáticos• Sem partes mecânicas móveis;

• Evolução natural dos eletromecânicos;

• Baixo consumo de energia;

• Mesma aplicação dos relés eletromecânicos;


eletromecânicos;

• Mais compactos;

• Maior flexibilidade no ajuste das curvas e precisão dos parâmetros;

• Apenas uma função de proteção por equipamento. Fonte: SEL Inc.

Relés Digitais

• Baseado na utilização da arquitetura de microprocessadores e microcontroladores digitais;


digitais;• Estado da arte em

proteção.

Fontes: SEL Inc., ABB, Siemens


EVOLUÇÃO DOS PAINEIS DE CONTROLE



Sistema convencional x óptico


CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOSSE - CONTROLE CONVENCIONAL



SE - CONTROLE DIGITAL






CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS1 0 2 3 4 5 7 1 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 0 2 3 4 5 7

SECONDS

2

3

45

7

1 0

2 0

3 0

4 05 0

7 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 05 0 0

7 0 0

1 0 0 0

2

3

45

7

1 0

2 0

3 0

4 05 0

7 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 05 0 0

7 0 0

1 0 0 0

1

1 . D J 2 _ F A S E C O - 9 T D = 0 . 5 0 0C T R = 2 0 0 / 5 T a p = 4 . A N o i n s t . T P @ 5 = 0 . 1 1 0 2 sI = 4 8 1 . 9 A ( 1 2 . 0 s e c A ) T = 0 . 2 2 s

2

2 . D J 3 _ F A S E C O - 9 T D = 0 . 5 0 0C T R = 2 0 0 / 5 T a p = 4 . A N o i n s t . T P @ 5 = 0 . 1 1 0 2 sI = 4 8 1 . 9 A ( 1 2 . 0 s e c A ) T = 0 . 2 2 s

3

3 . 4 2 T 2 6 5 E FM i n i m u m m e l t .I = 2 4 0 . 9 A T = 3 . 1 7 s

4

4 . 4 2 T 1 6 5 E FM i n i m u m m e l t .I = 2 4 0 . 9 A T = 3 . 1 7 s

5

5 . D J 1 _ F A S E C O - 8 T D = 0 . 5 0 0C T R = 2 0 0 / 5 T a p = 5 . A I n s t = 7 2 0 A T P @ 5 = 0 . 1 5 7 sI = 4 8 1 . 8 A ( 1 2 . 0 s e c A ) T = 0 . 5 1 s

F a u l t D e s c r i p t i o n :3 L G B u s f a u l t o n : B A R R A B 3 4 . 5 k V

79

1 0 2 3 4 5 7 1 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 0 2 3 4 5 7C U R R E N T ( A )

2 2

. 0 1

. 0 2

. 0 3

. 0 4

. 0 5

. 0 7

. 1

. 2

. 3

. 4

. 5

. 7

1

. 0 1

. 0 2

. 0 3

. 0 4

. 0 5

. 0 7

. 1

. 2

. 3

. 4

. 5

. 7

1

T I M E - C U R R E N T C U R V E S @ V o l t a g e 3 4 . 5 B y

F o r N o .

C o m m e n t C O O R D E N O G R A M A D E F A S E P A R A D E F E I T O N A B A R R A B D a t e

F a u l t I = 9 6 3 . 7 A

CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS1 0 2 3 4 5 7 1 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 0 2 3 4 5 7

SECONDS

2

3

45

7

1 0

2 0

3 0

4 05 0

7 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 05 0 0

7 0 0

1 0 0 0

2

3

45

7

1 0

2 0

3 0

4 05 0

7 0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 05 0 0

7 0 0

1 0 0 0

1

1 . D J 2 _ N E U T R O C O - 9 T D = 1 . 0 0 0C T R = 2 0 0 / 5 T a p = 1 . A N o i n s t . T P @ 5 = 0 . 2 5 6 2 sI = 6 4 2 . 2 A ( 1 6 . 1 s e c A ) T = 0 . 1 1 s

2 . D J 1 _ N E U T R O C O - 8 T D = 0 . 5 0 0C T R = 2 0 0 / 5 T a p = 1 . A I n s t = 1 4 0 A T P @ 5 = 0 . 1 5 7 sI = 0 . 0 A ( 0 . 0 s e c A ) T = 9 9 9 9 s

3

3 . 4 2 T 2 6 5 E FM i n i m u m m e l t .I = 1 8 5 . 4 A T = 1 4 . 6 5 s

F a u l t D e s c r i p t i o n :1 L G B u s f a u l t o n : B A R R A B 3 4 . 5 k V

80

1 0 2 3 4 5 7 1 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 2 3 4 5 7 1 0 0 0 0 2 3 4 5 7C U R R E N T ( A )

2 2

. 0 1

. 0 2

. 0 3

. 0 4

. 0 5

. 0 7

. 1

. 2

. 3

. 4

. 5

. 7

1

. 0 1

. 0 2

. 0 3

. 0 4

. 0 5

. 0 7

. 1

. 2

. 3

. 4

. 5

. 7

1

T I M E - C U R R E N T C U R V E S @ V o l t a g e 3 4 . 5 B y

F o r N o .

C o m m e n t C O O R D E N O G R A M A D E N E U T R O P A R A U M C U R T O N A B A R R A B D a t e

F a u l t I = 1 2 8 4 . 4 A























CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOSCOS – Centro de Operação do Sistema

Prof. Júlio Xavier92


COS – Centro de Operação do Sistema



Centro de Operação do Sistema



Sistemas básicos de SE’s



Diagrama Unifilar Típico



DIAGRAMA UNIFILAR DE OPERAÇÃO



V - ZONAS DE PROTEÇÃO.

• O sistema elétrico é dividido em zonas deproteção para os equipamentos comogeradores, transformadores, barramentos,linhas de transmissão e cargas. Estas zonassão protegidas por relés, quando uma faltaocorre.

• Para faltas da região, onde duas zonas deproteção se superpõem, mais disjuntoresseriam abertos do que o mínimo necessário

Anotações


proteção se superpõem, mais disjuntoresseriam abertos do que o mínimo necessáriopara isolar o elemento faltoso. Estasuperposição de zonas, garante a atuação daproteção para defeitos entre elas. Por outrolado, a probabilidade de falta nesta região ébaixa, consequentemente a abertura de umgrande número de disjuntores é remota.

• A Fig. I , a seguir, ilustra um sistema deproteção de geradores, barramentos, trafos elinhas:

Prot. do Gerador Prot. da Barra Prot. do Trafo FIG. I Prot. de Linha D1 D3 D5 D8 D1O



D7 D2 D4 D6 D9 D11


VI - PROTEÇÃO PRINCIPAL -PROTEÇÃO DE RETAGUARDA.

• O elemento protetorfunciona como proteçãoprincipal e o protegido

Anotações


principal e o protegidocomo proteção deretaguarda. Comoexemplo de falha doelemento protegido,destacamos:


• Fonte de corrente etensão para os relés(TC e TP);

• Fonte de correntecontínua para a

Anotações


contínua para aabertura;

• Relés;• circuito de abertura

ou mecanismo dodisjuntor;

• disjuntor.


• Na fig. I os disjuntoresD3 e D4, de proteçãoprincipal dos trafos, sãoelementos protetores.Já os D1 e D2, deretaguarda, são

Anotações


retaguarda, sãoelementos protegidosdos D3 e D4. Idem paraos disjuntores D8 e D9(elementos protetores)e D5 e D6 (elementosprotegidos). E assimsucessivamente.


Existem dois tipos de proteção deretaguarda:

A - Retaguarda Local:

• Quando a proteção deretaguarda está no mesmo

Anotações


retaguarda está no mesmocircuito ou no mesmo local daproteção principal. Na Fig. I, osdisjuntores D1O e D11 sãoretaguarda local dos D12 eD13, porque estão no mesmocircuito/local.


B - Retaguarda Remota:

• Quando a proteção deretaguarda está em outro (s)circuito (s) de outro (s) local (is).Na fig. I os disjuntores D8 e D9são retaguarda remota dos D1O

Anotações


são retaguarda remota dos D1Oe D11, porque estão distantes.Normalmente, temcaracterísticas diferentes esobretudo devem operar comtemporização suficiente paracoordenar com as proteçõesprincipais.

CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOSVII - AVALIAÇÃO DA PROTEÇÃO.

• A proteção deve ser avaliada, como outroscomponentes do sistema elétrico, em função desua contribuição para o melhor serviço, ou seja,operar de maneira mais eficiente e efetivapossível no caso de faltas, diminuindo os danos,através da minimização de:

• custo de reparo do dano ;

Anotações


• custo de reparo do dano ;• possibilidade que a falta se propague e

envolva outros equipamentos;• tempo que o equipamento fica fora de

serviço;• perda de faturamento e problemas com o

público, enquanto o equipamento está forade serviço;

• Quantidade de equipamento reservanecessário.


• Todos os relés usados para proteção contracurto-circuito e diversos outros tipos, operamem virtude da corrente e/ou tensão a elesfornecidos, pelos transformadores de corrente ede tensão (TC’s e TP’s) conectados aosequipamentos a serem protegidos.

• Para cada tipo e localização de falha, existealguma particularidade nestas duas grandezasque são transferidas para os relés e os mesmos

Anotações


que são transferidas para os relés e os mesmosoperarão em resposta a elas. Asparticularidades ocorrem, quando da existênciade faltas em que há variação das seguintescaracterísticas:

• - módulo, freqüência, ângulo de fase,duração, razão de variação, direção ouseqüência de variação, ou ainda,harmônicos ou forma de onda.


VIII - TIPOS DE PROTEÇÃO.

8.1 - Proteção de Distância (N. Asa 21)

– A proteção de distância deve serutilizada quando a subestaçãosupridora alimentar a suprida porlinhas longas, bem como numsistema em que a relação curto-

Anotações


sistema em que a relação curto-circuito/carga for inferior a 2. Nestescasos esse tipo de proteção é maisconfiável e eficiente, porque o relé dedistância tem alcance maior do queoutros tipos de relés. O alcance émaior, porque ele pode ser graduadopor zona de atuação:

.


• 1a. zona - alcance entre 8O e9O% da LT protegida.

• 2a. zona - alcance de 12O% a13O% da LT protegida.

• 3a. zona - alcance de 15O%ou 12O% + percentual daimpedância do trafo de força

Anotações


impedância do trafo de forçadasubestação suprida.

• 4a. e 5a. zonas - estãodisponíveis em alguns relésde distância. São utilizadospara proteção de linhas emsistemas radiais e podemtrabalhar reversamente

Esquematicamente os alcances do relé de distânciaserão:

12J4 12J4 O2T2 11T2

80%ZL 120%ZL 21-2 120%ZL + Ztrafo 21-3


21-3 12B1

11D1

O2T1 11T1

12J3 12J3

FIG.II Diagrama simplificado de proteção do sistema CTG/CMU.


• A temporização de cada zona égraduada de modo a coordenarcom outros relés (sobrecorrenteou direcionais), que atuam emequipamentos de disjunção ajusante ou a montante, caso orelé de distância, em questão,

Anotações


relé de distância, em questão,seja direcionado no sentidocontrário ao fluxo de potência –reversamente - (isto ocorre emsistemas com duas fontes degeração). Lembramos que atemporização da 1a. zona éinstantânea.

CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOSIX - SELETIVIDADE ENTRE AS PROTEÇÕES DE

SUBESTAÇÕES.

• Filosofia de Coordenação .

• Para a eficiência e o bom desempenho daproteção dos equipamentos de disjunção de umasubestação, necessário se faz manter umaseletividade na atuação dos mesmos. Com issoconseguiremos isolar um defeito numdeterminado ponto de uma subestação, sem quehaja o seu desligamento total, através da

Anotações


haja o seu desligamento total, através daoperação só dos equipamentos de disjunçãopróximos ao defeito.

• Essa seletividade ou coordenação entre osdiversos equipamentos, de disjunção de umasubestação, necessita ser estendido para osequipamentos de saída de subestações amontante e de chegada de subestações a jusante.Com isso teremos uma boa eficácia dasproteções de retaguarda, caso a proteção dosequipamentos, próximos ao defeito, não atue.

CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS• Normalmente mantemos, na prática, um intervalo

de coordenação, entre um dispositivo deproteção eletromecânico a montante e um ajusante, de O,4 Seg., ou seja, a proteção deretaguarda só deverá atuar O,4 Seg. após afalha da proteção primária. No caso dedispositivos de proteção microprocessados, ointervalo de coordenação pode ser de apenas0,1 Seg.

• Portanto, devemos começar a graduar osdispositivos de proteção dos equipamentosinstalados no lado de baixa tensão da

Anotações


instalados no lado de baixa tensão dasubestação, ou seja, dos equipamentos deproteção dos alimentadores. Em seguida dogeral de baixa tensão, do geral de alta tensão,dos disjuntores de chegada e finalmente dosdisjuntores da saída da subestação supridora.

• Do exposto podemos concluir que a proteção deuma subestação deverá ser sensível e seletivaentre os seus equipamentos de disjunção, ouseja, os ajustes dos relés devem estarcompatíveis com os níveis de curto-circuito entrefases e monofásicos, bem como com a correntede carga dos alimentadores.


• As boas condições operativas de umasubestação estão diretamenterelacionadas com:

• - Ajuste adequado de suas proteções;• - Manutenção preventiva de seus relés

e equipamentos;• - Manobras bem programadas e

Anotações


• -Acompanhamento/análise deocorrências.

• Portanto, recomendamos que os ajustesdos relés de proteção sejamcriteriosamente escolhidos de modo atodos os critérios de sensibilidade eseletividade possam ser atendidos.

















1. Referir as tensões abaixo em pu, usando arbitrariamente como BASE o valor de 69KV. a) V1 = 138 KV b) V2 – 69 KV c) V3 = 230KV d) V4 = 750 KV


EXERCÍCIOS


2. Um sistema de potência trifásico (3f) tem como base Sb = 100 MVA e Vb = 69KV. Determinar:

a) Corrente base b) Impedância base

4. Considerando: Icc3f = 1000 A, calcular esta corrente em pu.

5. Considerando: Z = 500 + j1200 ohms, calcular esta impedância em pu para a mesma impedãncia base



Z = 500 + j1200 ohms, calcular esta impedância em pu para a mesma impedãncia base calculada no exercício 2.

6. Calcular a impedância, em pu, de uma linha de transmissão de 138KV com 73,5 km de comprimento, tendo 0,7 ohm/km, considerando a mesma impedância base calculada no exercício 2.

7. A placa de um gerador síncrono apresenta os seguintes dados: 80 MVA, 13,2 KV e Xd = 15%. Calcular a reatância da máquina em pu, referida a uma nova base de 100MVA e 13,8KV.

8. Um transformador monofásico de 26,6MVA – 69/13,8KV possui uma impedância de 0,8 ohms no lado de baixa tensão (BT).



a) Qual o valor da impedância em pu b) Achar a impedância no lado de AT c) Qual o valor da impedância, em pu, do transformador numa nova base de 50MVA

com tensões nominais do mesmo.


Tensões e Correntes DesequilibradasComponentes Simétricos


Componentes Simétricos



• O Método dos Componentes Simétricasestabelece que um sistema de “N” fasoresdesequilibrados pode ser decomposto em“N” sistemasdefasoresequilibrados.


“N” sistemasdefasoresequilibrados.

• No caso do sistema trifásico, os 3 fasores(IA, IB e IC ou VA, VB e VC ) desequilibradospodem ser decompostos em 3 sistemasequilibradose esta decomposição é única.



• Em sistemas trifásicos, temos:

• VA = VA0 + VA1 + VA2


• VB = VB0 + VB1 + VB2

• VC = VC0 + VC1 + VC2

• Seqüência de fase: A, B e C


Componentes Simétricos• Cada seqüência “k” é composta de “N” fasores

equilibrados de mesmo módulo e igualmente defasados.

• Defasagem θθθθk entre dois fasores consecutivos do sistema de seqüência “k”:


• k = 0, 1, 2, ..., (N-1) • N = número de fases

=

Nkk

o360.θ

k θθθθk Seqüência

0 0oZero

1 120oPositiva

2 240oNegativa

Sistema Trifásico (N = 3)



VC0

VA0

VB0


Componentes de seqüência zeroComo k = 0, a defasagem é de 0o



VC1

V


Componentes de seqüência positivaComo k = 1, a defasagem é de 120o

VA1

VB1



VA2VB2


Componentes de seqüência negativaComo k = 2, a defasagem é de 240o

VC2



210

210

210

CCCC

BBBB

AAAA

VVVV

VVVV

VVVV

++=

++=

++=

11

12

1

11

.

.

VaV

VaV

VV

C

B

A

=

==

=


210 CCCC VVVV ++=

2

3

2

11201 ja +−=∠= o

0000

22

2

22

22

.

.

VVVV

VaV

VaV

VV

CBA

C

B

A

===

=

==



212

0

210

.. VaVaVV

VVVV

B

A

++=

++=

=

2

1

0

2

2 .

1

1

111

V

V

V

aa

aa

V

V

V

C

B

A

⇒


22

10 .. VaVaVVC ++=

=

C

B

A

V

V

V

aa

aa

V

V

V

.

1

1

111

.3

1

2

2

2

1

0


Fasores Desequilibrados

VC


VA

VB


Fasores DesequilibradosVA


VC

VB


Sistema Trifásico Desequilibrado

V

V

V

aa

aa

V

V

V

C

B

A

2

1

0

2

2

111

.

1

1

111

=

SCS

SCS

DCD

ITZTVTT

ITZVT

IZV

=

=

=

−− 11


DTS

STD

aa

aaT

1

2

2

1

1

−=

=

=

SSS

CS

SCS

IZV

TZTZ

ITZTV

=

=

=

−

−

1

1


Sistema Trifásico Desequilibrado


Linha de transmissão com carga desequilibrada


Desequilíbrio de Tensão e Corrente: Definições

Desequilíbrio de Tensão Desequilíbrio de Corrente

a) Seqüência Negativa a) Seqüência Negativa


%100.1

00 I

Iu I =

%100.1

2

V

Vu U =

b) Seqüência Zero b) Seqüência Zero

%100.1

00 V

Vu U =

%100.1

2

I

Iu I =


Sistema MRT



Sistema MRT


Desequilíbrio de CorrenteBalanceamento de Cargas

O desequilíbrio de correntes nas diferentes fases de um circuito secundário podeocasionar níveis inadequados de tensão. A fase mais carregada sofrerá maior queda detensão. Poderá ocasionar, também, aparecimento de níveis indesejáveis decorrente nocondutor neutro bem como maior carregamento nos condutores e transformadores.Consegue-se corrigir boa parte de problemas de tensão baixa nos circuitos, fazendo-seo devido equilíbrio das cargas. Esse equilíbrio deve ser alcançado ao longo de todo ocomprimento do circuito, principalmente no horário decargamáxima.


comprimento do circuito, principalmente no horário decargamáxima.

São apresentadas, abaixo, as duas fórmulas mais utilizadas pelas concessionárias parao cálculo do índice de desequilíbrio:

1001 xIf

IfDeseq

méd

máx

−=Onde:

Deseq = desequilíbrio de fases em %If máx = corrente na fase mais

carregadaIf méd = valor médio da corrente nas

fases


Desequilíbrio de Corrente1001 _ x

If

IfDeseq

méd

afastmais

−=

Onde:

Deseq = desequilíbrio de fases em %Ifmais_afast = corrente da fase mais afastada da médiaIfméd = valor médio da corrente nas fases


Fonte: Controle de Tensão de Sistemas de DistribuiçãoVolume 5Coleção Distribuição de Energia ElétricaEditora Campus/Eletrobrás

Capítulo 3 – Análise das Medições de Tensão e Medidas Corretivas3.6 Medidas Corretivas para Adequar os Níveis de Tensão na Rede Secundária


Oscilografia


Oscilografia


SE MUTUÍPE – 24/6/2004

AI

AI

AI

TensãoeCorrentedeMedições

C

B

A

o

o

o

90,106900,292

70,217400,235

50,336000,326

∠=

∠=

∠=

%32,3[%]%20,15[%]

68,581480,43

61,198003,283

89,124243,9

cos

1

0

1

2

2

1

0

==

−∠=

−∠=

∠=

I

Ie

I

I

AI

AI

AI

SimétrisComponente

o

o

o

%03,90[%]

%67,124[%]

48,261

250.6

I

I

AI

kVAS

A

N

N

=

=

=

=


kVV

kVV

kVV

AI

AI

C

B

A

G

C

o

o

o

o

70,118900,7

20,243600,7

00,360400,7

30,15200,28

90,106900,292

∠=

∠=

∠=

∠=

∠=

%01,1[%]%15,4[%]

70,1553166,0

6134,06291,7

08,390771,0

1

0

1

2

2

1

0

11

==

−∠=

∠=

∠=

V

Ve

V

V

kVV

kVV

kVV

II

o

o

o

%)38,122(649.7""

320

%)66,103(479.6

%02,112[%]

%03,90[%]

kVAS

AI

kVAS

I

I

P

P

C

C

B

=

=

=

=

=






C ÁLCULO DE CURTO-CIRCUITO

1. INTRODUÇÃO

• As linhas de transmissão ou distribuição, bem como,geradores, motores, transformadores, reatores,banco de capacitores, etc., podem ser representadaspor um diagrama de impedâncias.

• A finalidade de um diagrama de impedâncias ou


• A finalidade de um diagrama de impedâncias ouunifilar é fornecer, de maneira concisa, os dadossignificativos de um sistema de potência ouindustrial.

• Estes diagramas representam fisicamente o sistemaem análise, através de suas impedâncias,normalmente, expressas com valores por unidade.

• Com isso consegue-se representar matematicamenteos modelos físicos que compõem o sistema elétrico.




















































CURSO DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS3. CÁLCULO DOS NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO3.1 Impedâncias a serem utilizadas nos cálculos

• Z1(13,8KVSETaquipe) = 0,0688 + j0,9865 = 0,9889 |__86,01º pu

• Z0(13,8KVSETaquipe) = j0,7099 = 0,7099 |__90º pu

• Z1(Linha) = 0,2920 + j0,2672 = 0,3958 |__42,46º pu


• Z0(Linha) = 0,3854 + j1,0354 = 1,1048 |__69,58º pu

• Z(Trafo/2,5MVA) = 0,047 pu

• Z(Trafo/100MVA) = 0,047 x (100/2,5) = 1,88 pu

• RatTrafo = 3,5 ohms = RatTrafo / Zbase = 3,5 / ((2,4 x 2,4) / 100) = 60,7639 pu



• Z1(13,8KVSEPetrobrás) = Z1(13,8SETaquipe) + Z1(Linha) = 0,0688 + j0,9865 + 0,2920 + j0,2672 = 0,3608 + j1,2537 = 1,3046 |__73,95°pu

• Z0(13,8KVSEPetrobrás) = Z0(13,8SETaquipe) +Z0(Linha) = j0,7099 + 0,3854 + j1,0354 = 0,3854 +j1,7453 = 1,7873 |__77,55° pu


j1,7453 = 1,7873 |__77,55° pu• Z1(2,4KVBarraMotores) = Z1(13,8KVSEPetrobrás)

+ Z(Trafo/100MVA) = 0,3608 + j1,2537 + j1,88 =0,3608 + j3,1337 = 3,1544 |__83,43°pu

• Z0(2,4KVBarraMotores) = Z0(13,8KVSEPetrobrás)+ Z(Trafo/100MVA) = j1,88 = 1,88 |__90°pu


• 3.2 Curtos Trifásicos

• 3.2.1 Barra de 13,8KV da SE Taquipe (COELBA)• Icc3f(13,8KVSETaquipe)pu = 1 |__0º /

Z1(13,8KVSETaquipe) = 1 |__0°/ 0,9889 |__86,01°= 1,0112 |__-86,01° pu


1,0112 |__-86,01° pu• Ibase(13,8KV) = 100.000 / (1,732 x 13,8) = 4184 A

• Icc3f(13,8KVSETaquipe) = 1,0112 |__-86,01°x 4184 = 4.231 |__-86,01°A


• 3.2.2 Barra de 13,8KV da SE Petrobrás

• Icc3f(13,8KVSEPetrobrás)pu = 1 |__0°/ Z1(13,8KVSEPetrobrás) = 1 |__0°/ 1,3046 |__73,95°= 0 ,7665 |__-73,95°pu

• Icc3f(13,8KVSEPetrobrás) = 0,7665 |__-73,95°x 4184 = 3.207 |__-73,95° A


3.207 |__-73,95° A• 3.2.3 Barra dos Motores (2,4KV) Icc3f(2,4KVBarraMotores)pu

= 1 |__0°/ Z1(2,4KVBarraMotores) = 1 |__0°/ 3,1544 | __83,43°= 0,3170 |__-83,43º pu

• Ibase(2,4KV) = 100.000 / (1,732 x 2,4) = 24.056 A• Icc3f(2,4KVBarraMotores) = 0,3170 |__-83,43°x 24.056 =

7.626 |__-83,43°A


3.3 Curtos Monofásicos

3.3.1 Barra de 13,8KV da SE Taquipe (COELBA)Icc1f(13,8KVSETaquipe)pu = 3 |__0° / [2 x

Z1(13,8KVSETaquipe) + Z0(13,8KVSETaquipe)] == 3 |__0° / [2 x (0,0688 + j0,9865) + j0,7099] = 3 |__0° / [0,1376

Prof. Júlio Xavier

181

= 3 |__0° / [2 x (0,0688 + j0,9865) + j0,7099] = 3 |__0° / [0,1376+j2,6829] = 3 |__0° / 2,6864 |__87,064°= 1,1167 |__-87,064°pu

Icc1f(13,8KVSETaquipe) = 1,1167 x 4184 |__-87,064°= 4.672|__-87,064º A


3.3.2 Barra de 13,8KV da SE Petrobrás

Icc1f(13,8KVSEPetrobrás)pu = 3 |__0° / [2 xZ1(13,8KVSEPetrobrás) +Z0(13,8KVSEPetrobrás)] = 3 |__0° / [2 x


Z0(13,8KVSEPetrobrás)] = 3 |__0° / [2 x(0,3608 + j1,2537) + 0,3854 + j1,7453] = 3|__0° / [1,1070 +j4,2527] = 3 |__0° / 4,3944|__75,41°= 0,6827 |__-75,41°pu

Icc1f(13,8KVSEPetrobrás) = 0,6827 x 4184 |__-75,41°= 2.856 |__-75,41º A


3.3.3 Barra de 2,4KV dos MotoresIcc1f(2,4KVBarraMotores)pu = 3 |__0° / [2 x

Z1(2,4KVBarraMotores) +Z0(2,4KVBarraMotores) + 3 x RatTrafo] = 3|__0° / [2 x (0,3608 + j3,1337) + j1,88 + 3 x


|__0° / [2 x (0,3608 + j3,1337) + j1,88 + 3 x60,7639] = 3 |__0° / [183,0133 +j8,1474] = 3|__0° / 183,1946 |__2,550° = 0,0164 |__-2,55ºpu

Icc1f(2,4KVBarraMotores) = 0,0164 x 24057|__-2,55°= 394 |__-2,55º A

3.4 TABELA DOS NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO

LOCAL Icc3Fsimétrico Máximo (A)

Icc1f Máximo (A)

Barra 13,8KV SE Taquipe

4.231 4.672

Barra 13,8KV SE Petrobrás

3.207 2.856



SE Petrobrás Barra 2,4KV

Motores 7.626 394

Documents

Proteção sistemas elétricos_noções básicas (3)