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UTILIZAÇÃO DO PROTOCOLO IEC61850 PARA
IMPLEMENTAÇÃO DE SELETIVIDADE LÓGICA EM UM
SISTEMA DE 13,8 kV COM MÚLTIPLAS FONTES E TOPOLOGIA
EM ANEL
Sidnei José Gonzaga Santos
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa
de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica –
Mestrado Profissional, PPGEP/ITEC, da
Universidade Federal do Pará, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do título de Mestre
em Engenharia de Processos.
Orientador: Petrônio Vieira Junior
Belém
Maio de 2015
UTILIZAÇÃO DO PROTOCOLO IEC61850 PARA IMPLEMENTAÇÃO DE
SELETIVIDADE LÓGICA EM UM SISTEMA DE 13,8 kV COM MÚLTIPLAS
FONTES E TOPOLOGIA EM ANEL
Sidnei José Gonzaga Santos
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO PROGRAMA DE PÓS-
GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PROCESSOS – MESTRADO
PROFISSIONAL (PPGEP/ITEC) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ,
COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO
GRAU DE MESTRE EM ENGENHARIA DE PROCESSOS.
Examinada por:
________________________________________________ Prof. Petrônio Vieira Júnior, D.Eng.
(PPGEP/ITEC/UFPA-Orientador)
__________________________________________ Prof. Walter Barra Júnior, Dr.
(FEE/ITEC/UFPA-Membro)
________________________________________________ Prof. Raimundo Nonato das Mercês Machado, Dr.
(IFPA-Membro)
BELÉM, PA - BRASIL
MAIO DE 2015
Dados Internacionais de Catalogação-na-Publicação (CIP) Sistema de Bibliotecas da UFPA
___________________________________________________________ Santos, Sidnei José Gonzaga, 1977-
Utilização do protocolo iec61850 para implementação de seletividade lógica em um sistema de 13,8 kv com múltiplas fontes e topologia em anel. / Sidnei José Gonzaga Santos. - 2015.
Orientador: Petrônio Vieira Junior. Dissertação (Mestrado Profissional) - Universidade
Federal do Pará, Instituto de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Processos, Belém, 2015.
1. Sistemas de energia elétrica - Proteção. I. Título.
CDD 23. ed. 621.3191
___________________________________________________________
iv
Este trabalho é dedicado aos amigos e
colegas que sempre apoiaram,
incentivaram e de alguma forma
contribuíram para a elaboração do mesmo.
Em particular à minha família pelo
incentivo incondicional.
v
AGRADECIMENTOS
Dedico este trabalho primeiramente a Deus, a esposa Leilane Migly e a meus
filhos Luís Henrique e Leandro Miller, que contribuíram diretamente para a realização
deste trabalho e do curso, me apoiando quando necessário.
Dedico também aos meus pais José Luiz e Deuzarina Gonzaga, que sempre me
guiaram e orientaram no caminho certo.
Dedico este trabalho ao professor e orientador Petrônio Vieira Júnior pela
atenção, dedicação e paciência em me orientar durante esta trajetória.
Dedico também a todos os professores do curso de Mestrado em Processos
Industriais, pela dedicação, conhecimento transmitido e paciência com todos os alunos
que se empenharam nesta árdua jornada de trabalho e estudo. Dedico também aos
colegas engenheiros de trabalho que participaram do curso, uma experiência
inesquecível de superação e cooperação, em especial aos engenheiros da equipe de
manutenção de subestações e cogeração.
vi
Resumo da Dissertação apresentada ao PPGEP/UFPA como parte dos requisitos
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Engenharia de Processos (M.Eng.)
UTILIZAÇÃO DO PROTOCOLO IEC61850 PARA IMPLEMENTAÇÃO DE
SELETIVIDADE LÓGICA EM UM SISTEMA DE 13,8 kV COM MÚLTIPLAS
FONTES E TOPOLOGIA EM ANEL
Sidnei José Gonzaga Santos
Maio/2015
Orientador: Petrônio Vieira Junior
Área de Concentração: Engenharia de Processos
Cada vez mais as grandes empresas estão investindo em sistemas elétricos mais
robustos e seguros com o objetivo de aumentar a segurança e confiabilidade de suas
subestações elétricas e garantir a continuidade de seus processos produtivos. Um
componente primordial neste contexto é o sistema de proteção elétrica, que se bem
projetado consegue atuar de forma rápida e precisa minimizando os danos a
equipamentos e afetando a menor quantidade de carga possível. Este trabalho apresenta
as etapas para implantação de seletividade lógica através de uma rede de comunicação
IEC 61850, com um baixo custo de investimento com o objetivo principal de reduzir os
tempos de atuação das proteções para a faixa de 0,85 a 1,05 segundos para o tempo de
0,1 segundos. Este projeto foi implementado e, após uma ocorrência de um curto-
circuito ocorrido neste sistema elétrico pôde ser criteriosamente avaliado, levando em
consideração vários aspectos do mesmo.
vii
Abstract of Dissertation presented to PPGEP/UFPA as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master in Process Engineering (M.Eng.)
USING IEC61850 PROTOCOL FOR IMPLEMENTING LOGIC SELECTIVITY
IN A SYSTEM OF 13.8 kV WITH MULTIPLE SUPPLIES AND RING
TOPOLOGY
Sidnei José Gonzaga SantoS
May/2015
Advisor: Petrônio Vieira Junior
Research Area: Process Engineering
More and more large companies are investing in more robust electrical systems
and insurance with the aim of increasing the safety and reliability of its electrical
substations and ensure the continuity of their production processes. A key component in
this context is the electrical protection system, which is well designed can act quickly
and accurately minimizing damage to equipment and affecting the least amount of load
as possible. This work presents the steps to implement logic discrimination through a
communication network IEC 61850, with a low investment cost with the main objective
of reducing the operating times of the order protections than 1 second to the order of 0.1
second. This project was implemented and after an occurrence of a short circuit
occurred in the electrical system might be carefully evaluated, taking into account
various aspects of it.
viii
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO………………………………………………….…..1
1.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS…………………………………………………….1
1.2 - UM BREVE HISTÓRICO DA HYDRO ALUNORTE COM O ENFOQUE NA
TECNOLOGIA DE SUAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS……………………………2
1.3 - CURTO-CIRCUITO EM INSTALAÇÕES ELÉTRICAS………………………...4
1.3.1 - Fontes de curto-circuito em um sistema industrial……………………………….5
CAPÍTULO 2 - PROJETO DE ADEQUAÇÃO DOS NÍVEIS DE CURTO-
CIRCUITO DA SE-56C-1……………………………….…………………………..…8
2.1 - LIMITADORES DE CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO……………………..9
2.2 - NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO ANTES DA ADEQUAÇÃO DA SE-56C-1…11
2.3 - ADEQUAÇÃO DA SE-56C-1……………………………………………………12
CAPÍTULO 3 - CONCEITOS DE PROTEÇÃO DE SISTEMA ELÉTRICOS…..16
3.1 - CARACTERÍSTICAS DESEJÁVEIS EM UM SISTEMA DE PROTEÇÃO…...16
3.1.1 - Sensibilidade……………………………………………………………………17
3.1.2 - Seletividade…………………………………………………………………..…17
3.1.3 - Velocidade de atuação…………………………………………………………..17
3.1.4 - Confiabilidade…………………………………………………………………..18
3.2 - TIPOS DE SELETIVIDADE EM UM SISTEMA DE PROTEÇÃO……...……..18
3.2.1 - Seletividade cronométrica………………………………………………………18
3.2.2 - Seletividade amperimétrica……………………………………………………..19
3.2.3 - Seletividade lógica……………………………………………………………...21
3.3 - TIPO DE SELETIVIDADE UTILIZADO NO SISTEMA DE 13,8 kV DA
HYDRO ALUNORTE………………………………………………………………....23
CAPÍTULO 4 - IMPLANTAÇÃO DA SELETIVIDADE LÓGICA NO PML-56C-
1………………………………………………………………………………………...26
4.1 - ETAPA 1: DEFINIÇÃO DA FILOSOFIA DE PROTEÇÃO…………………….26
4.1.1 - Protocolo IEC 61850……………………………………………………………33
4.1.1.1 - Telegrama GOOSE…………………………………………………………...34
4.2 - ETAPA 2: DEFINIÇÃO DA TOPOLOGIA DE REDE………………………….34
4.2.1 - Topologia estrela simples……………………………………………………….35
ix
4.2.2 - Topologia estrela redundante…………………………………………………...36
4.2.3 - Topologia em anel simples……………………………………………………...36
4.3 - ETAPA 3: ELABORAÇÃO DAS LÓGICAS “OFF-LINE”……………………..39
4.4 - ETAPA 4: MONTAGEM ELETROMECÂNICA………………………………..41
4.5 - ETAPA 5: CONFIGURAÇÃO DOS IEDs……………………………………….41
4.6 - ETAPA 6: VERIFICAÇÃO DAS POLARIDADES DOS TCs E TPs…………...44
4.6.1 - Determinação da direção da corrente de falta pelo relé……………………...…44
4.6.2 - Verificação das conexões do primário e secundário dos TCs e TPs……………45
4.6.3 - Ensaio de polaridade dos TCs e TPs……………………………………………46
4.6.4 - Injeção de corrente no primário dos TCs……………………………………….47
4.7 - ETAPA 7: TESTES DOS IEDs …………………………………………………..47
4.7.1 - Teste de atuação das funções de proteção………………………………………47
4.7.2 - Testes de envio e recebimento dos Gooses……………………………………..48
4.7.3 - Testes de recomposição da rede………………………………………………...48
CAPÍTULO 5 - AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DA SELETIVIDADE
LÓGICA EM UM CASO REAL……………………………………………………..49
5.1 - DESCRIÇÃO GERAL DO PROBLEMA………………………………………..49
5.2 - AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DO SISTEMA……………………………..51
5.2.1 - Avaliação do sincronismo de relógio…………………………………………...51
5.2.2 - Avaliação da direcionalidade…………………………………………………...51
5.2.3 - Avaliação dos envios e recebimento dos gooses………………………………..53
CAPÍTULO 6 - CONSIDERAÇÕES FINAIS…………………………………...….57
6.1 - CONCLUSÃO……………………………………………………………………57
6.2 - PROPOSTAS DE TRABALHOS FUTUROS……………………………………58
6.2.1 - Inclusão de todos os relés da parte de 230 kV e 13,8 kV da SE-56C-1 e SE-57C-
1 na rede de comunicação IEC 61850………………………………………………….58
6.2.2 - Otimização do sistema de rejeição de cargas…………………………………...58
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………………59
ANEXO I - LÓGICAS DOS RELÉS DO PML-56C-1……………………………...61
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 Diagrama unifilar simplificado do sistema elétrico de 230 kV e 13,8 kV da Hydro Alunorte.......................................................................... 3
Figura 1.2 Circuito equivalente de um gerador síncrono como fonte de curto-circuito.............................................................................................. 5
Figura 2.1 Anel de 13,8 kV antes da adequação.................................................... 9
Figura 2.2 Atuação do limitador de corrente de curto-circuito.............................. 10
Figura 2.3 Foto do CliP® da G&W....................................................................... 10
Figura 2.4 Simulação de curto-circuito no AQF-56C-1 antes da adequação, considerando a abertura dos Clips............................ 12
Figura 2.5 Diagrama unifilar do PML-56C-1 com os Is-Limiters................ 13
Figura 2.6 Simulação de curto-circuito no AQF-56C-1 depois da adequação, considerando a abertura dos Is-Limiters ISL-56C-1 e ISL-56C-2....... 15
Figura 3.1 Exemplo de sistema com seletividade cronométrica................... 19
Figura 3.2 Exemplo de sistema com seletividade amperimétrica.......................... 20
Figura 3.3 Curvas de atuação em um sistema com seletividade amperimétrica............................................................................ 20
Figura 3.4 Exemplo de sistema radial com seletividade lógica................... 22 Figura 3.5 Curvas de atuação em um sistema com seletividade lógica...... 23
Figura 3.6 Coodenograma de fase do sistema de 13,8 kV da Hydro Alunorte.................................................................................... 24
Figura 3.7 Coodenograma de terra do sistema de 13,8 kV da Hydro Alunorte....................................................................................... 25
Figura 4.1 Diagrama unifilar com as direções definidas para cada relé....... 28
Figura 4.2 IED 7SJ64 com a placa de comunicação em IEC 61850............. 35
Figura 4.3 Rede com topologia estrela simples............................................ 35
Figura 4.4 Rede com topologia estrela redundante...................................... 36
Figura 4.5 Rede com topologia em anel simples.......................................... 37
Figura 4.6 Arquitetura de rede do PML-56C-1............................................ 39
Figura 4.7 Lógica “off line” Relé R2........................................................... 40
Figura 4.8 Parte da lógica no Relé R2.......................................................... 42
Figura 4.9 Configuração dos ajustes de proteção (67 e 67N)....................... 42
Figura 4.10 Configuração dos IPs através da IEC Station.............................. 43
Figura 4.11 Configuração dos gooses através da IEC Station........................ 43
xi
Figura 4.12 Configuração das sinalizações, indicações e display com unifilar......................................................................................... 44
Figura 4.13 Determinação da direção de corrente pelo relé de proteção........ 45
Figura 4.14 Ligação dos TCs e TPs do PML-56C-1...................................... 46
Figura 4.15 Testador de relação de transformação (TTR).............................. 46
Figura 4.16 Teste de relação de transformação em TC.................................. 46
Figura 5.1 Configuração e fluxo de potência do sistema antes do curto-circuito...................................................................................... 49
Figura 5.2 Curto-circuito monofásico para terra nos cabos de força do turbo gerador TG-57A-1............................................................. 50
Figura 5.3 Oscilografia do relé R10............................................................. 50
Figura 5.4 Horário da ocorrência registrado em cada IED........................... 51
Figura 5.5 Direções de sensibilização esperadas para um curto-circuito no TG-1............................................................................................ 52
Figura 5.6 Funções 67N sensibilizadas no evento........................................ 53
Figura I.1 Lógica do relé R2........................................................................ 61
Figura I.2 Lógica do relé R3........................................................................ 62
Figura I.3 Lógica do relé R4........................................................................ 63
Figura I.4 Lógica do relé R5........................................................................ 64
Figura I.5 Lógica do relé R6........................................................................ 65
Figura I.6 Lógica do relé R7........................................................................ 66
Figura I.7 Lógica do relé R8........................................................................ 67
Figura I.8 Lógica do relé R8........................................................................ 68
Figura I.9 Lógica do relé R10...................................................................... 69
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 Envios de bloqueio direcional de fase (função67).............................. 29 Tabela 4.2 Recebimentos de bloqueio direcional de fase (função 67) ................. 30 Tabela 4.3 Envios de bloqueio direcional de terra (função67N) .......................... 31 Tabela 4.4 Recebimentos de bloqueio direcional de terra (função 67N) .............. 32 Tabela 4.5 Vantagens e desvantagens das topologias avaliadas............................. 38 Tabela 5.1 Envio de bloqueios com os respectivos tempos totais dos gooses 54 Tabela 5.2 Recebimento de bloqueios com os respectivos tempos totais dos
gooses............................................................................................ 55
xiii
NOMENCLATURA
ANSI American National Standards InstituteAQF Quadro de alta tensão (13,8kV)BPF Baixo ponto de fugorDJ DisjuntorGOOSE Generic Object Oriented Substation EventGS Ground SensorIEC International Electrotechnical CommissionIED Intelligent Electronic DevicePML Painel de Manobra e LimitaçãoSDCD Sistema Digital de Controle DistribuídoSE Subestação ElétricaSIN Sistema Interligado NacionalTC Tranformador de CorrenteTG TurbogeradorTP Tranformador de Potencial
1
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
1.1 - CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Em um processo industrial, pode-se afirmar que a energia elétrica é sem dúvidas
um insumo vital para a continuidade operacional, sendo convertida nas mais diversas
formas de energia para realização de trabalho. Graças à facilidade de transporte desta
energia e as baixas perdas durante as conversões e transformações, este tipo de energia é
um dos mais utilizados pela humanidade em geral.
Na indústria, dependendo do processo produtivo, a falta de energia não só pode
causar a interrupção mas também acarretar em uma série de complicações que podem
comprometer este processo por um longo intervalo de tempo, e certamente afetará
outras questões de grande importância como finanças, meio ambiente entre outras.
Em todo este contexto, uma subestação elétrica, deve ser considerada como
ponto estratégico de uma instalação industrial, devendo ser confiável e robusta a ponto
de garantir a continuidade no fornecimento da energia e a viabilidade do negócio.
Quanto maior for o sistema em termos de potência instalada, maiores serão os
níveis de curto-circuito a que o mesmo estará submetido em caso de defeitos elétricos e
maiores serão os danos aos equipamentos deste sistema. Por este motivo, um sistema de
proteção robusto e com os tempos de atuação menores possíveis são de extrema
importância para assegurar que em caso de curto-circuitos, os equipamentos envolvidos
sejam submetidos à esta condição extremamente severa por um tempo curto,
diminuindo com isto os danos provocados por este curto-circuito, reduzindo os custos
com o reparo destes equipamentos.
O foco deste trabalho abrange a aplicação de uma rede de comunicação
IEC61850 de baixo custo de implantação para a troca de dados de proteção elétrica e
com isto tornar a utilização dos equipamentos de potência mais seguros e confiáveis, de
modo a garantir a maior disponibilidade do fornecimento de energia para o processo
produtivo da Hydro Alunorte.
2
1.2 - UM BREVE HISTÓRICO DA HYDRO ALUNORTE COM O ENFOQUE
NA TECNOLOGIA DE SUAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS
A Hydro Alunorte, refinaria de Alumina localizada no município de Barcarena,
nordeste do estado do Pará, atualmente é composta por sete linhas de produção de
hidrato (produto semi acabado, que após o processo de calcinação se transforma na
alumina calcinada, a qual é um dos principais insumos na produção de alumínio
primário). Estas sete linhas de produção foram montadas em três diferentes fases da
empresa. A primeira delas (implantação da refinaria), iniciou suas operações no ano de
1995 com as linhas 1 e 2, e capacidade nominal de produção de 1,1 milhões de
toneladas de alumina por ano [14].
Em 2003 com o término da primeira expansão (Expansão I – Linha 3) a
produção nominal da refinaria aumentou para 2,4 milhões de toneladas por ano. No ano
de 2006 foi concebida a segunda expansão com o acréscimo das linhas 4 e 5, elevando a
produção para 4,2 milhões de toneladas de alumina por ano. E finalmente em 2008 após
a Expansão III, que consiste nas linhas 6 e 7, a produção nominal passou a ser 6,26
milhões de toneladas por ano.
Este breve histórico de evolução da empresa se faz necessário para que se possa
entender o crescimento também da geração e distribuição de energia elétrica na
refinaria, insumo este de extrema importância e criticidade para o seu processo
produtivo.
A Hydro Alunorte esta conectada na rede do SIN (Sistema Interligado Nacional)
e através de uma linha de transmissão de 230 kV conectada à subestação da Albras. Esta
energia adentra a fábrica através de sua subestação principal, que faz parte da área 56,
que rebaixa o nível de tensão para 13,8 kV para distribuição entre as demais áreas de
produção.
No início de suas atividades até a Expansão 1, todo o processo produtivo da
Hydro Alunorte era alimentado pela SE-56A-1. Com a ocorrência das expansões 2 e 3
(linhas 4 a 7), fez-se necessária a ampliação desta subestação sendo concebida nesta
fase a subestação SE-56C-1.
Outra função importante da área 56 é interligar a cogeração de energia existente
na refinaria (área 57) com a energia fornecida pela concessionária. A concepção do
sistema de cogeração de energia também ocorreu em duas fases, a primeira delas
ocorreu em 2005 com a instalação da área 57A, que consiste de um turbo gerador a
3
vapor (TG1) e uma caldeira de alta pressão abastecida com óleo BPF. Este conjunto
Caldeira-gerador tem capacidade nominal produção de 240 t/h de vapor e 27,5 MW de
geração de energia elétrica. A segunda fase da cogeração foi finalizada no ano de 2009,
com a instalação de mais três caldeiras de alta pressão com capacidade total de geração
de vapor de 580 t/h e mais dois turbo geradores (TG2 e TG3) com potência nominal de
32 MW cada, aumentando o parque instalado de geração
Este trabalho ficará restrito à SE-56C-1 a qual através de dois transformadores
de 50/70 MVA rebaixam a tensão de entrada em 230 kV para alimentar em 13,8 kV as
linhas de produção 4 a 7. Em paralelo com o fornecimento de energia pela
concessionária de energia, estão conectados em 13,8 kV os turbo geradores TG2 e TG3
da área de co-geração de energia 57C que também foi expandida para atender esta
demanda adicional. Cada gerador tem potência ativa nominal de 32 MW e
complementam o fornecimento de energia para esta fase nova da Hydro Alunorte que
em condições normais é da ordem de 90 MW.
Figura 1.1: Diagrama unifilar simplificado do sistema elétrico de 230 kV e 13,8 kV da Hydro Alunorte [8].
4
No entanto, este acréscimo considerável de carga (na sua grande maioria
motores de indução trifásicos) juntamente com o acréscimo da geração na SE-56C-1
acarretou um problema de elevação do nível de curto-circuito nesta subestação,
chegando a ultrapassar a capacidade dos equipamentos nela instalados, mesmo esta
sendo provida de dispositivo de limitação de corrente de curto-circuito. Este problema
foi detectado após uma revisão do estudo de curto-circuito realizada em 2011 que
apontou que a operação desta subestação e até mesmo as operações da companhia
estavam em risco caso ocorresse um curto-circuito, pois poderia haver inclusive perda
total dos equipamentos e grande parada para recomposição do sistema.
Para melhor entendimento sobre esta questão do curto-circuito e como os
elementos do sistema elétrico contribuem para esta corrente, este assunto será
sucintamente apresentado a seguir.
1.3 - CURTO-CIRCUITO EM INSTALAÇÕES ELÉTRICAS
Curto-circuito é definido como uma anormalidade de funcionamento em um
sistema carregado eletricamente, ocasionada pela interligação acidental de um dois ou
três condutores entre si ou com o terra [12].
Desta forma, pode-se dizer que durante a ocorrência de um curto-circuito em
qualquer ponto do sistema, é se como todo o sistema elétrico, desde a geração de
energia, passando pela transmissão e distribuição fosse resumido a um gerador, o qual
tem sua capacidade dependente do arranjo do sistema e das impedâncias dos seus
elementos. Para se determinar esta potência matematicamente, calcula-se o Equivalente
Thevenin de todo o sistema visto no ponto da falta.
São considerados como fonte de tensão na análise de curtos-cicuitos:
− Geradores síncronos;
− Motores e capacitores síncronos;
− Motores de indução;
− Sistema das companhias concessionárias de energia elétrica.
Um pouco mais de detalhes sobre cada uma destas fontes de contribuição de
curto-circuito serão apresentados no próximo subtópico.
A complexidade dos sistemas elétricos atuais, bem como a falta de parâmetros
tornam os cálculos de curto-circuito mais exatos extremamente complicados.
5
Normalmente em sistemas industriais são adotadas algumas simplificações e hipóteses
como:
− Desprezar a impedância dos barramentos dos quadros elétricos;
− O curto-circuito tem características indutivas, isto é, o valor da reatância
é bem superior ao valor da resistência no início do curto, de modo que
para máquinas síncronas sejam usados apenas a reatância subtransitória;
− A reatância do conjunto de motores assíncronos é adotada como 20%,
devido ao fato dos motores de indução terem sua contribuição cessada
logo após o curto, o que não acontece com as máquinas síncronas.
Nos dias atuais, para sistemas reais, utilizam-se alguns softwares específicos
para estes cálculos, estes são capazes de simular várias situações diferentes com dados
introduzidos pelo projetista de proteção que servem como parâmetros para os modelos
matemáticos do sistema elétrico.
1.3.1 - Fontes de curto-circuito em um sistema industrial
Como mencionado anteriormente, serão abordados abaixo as características mais
relevantes das principais fontes de corrente de curto-circuito em um sistema elétrico.
I) GERADORES SÍNCRONOS.
Ocorrendo um curto-circuito nos terminais de um gerador síncrono, a corrente
resultante começa com um valor elevado e decorrido algum tempo, decresce a um valor
de regime permanente. Continuando o gerador a ser acionado por sua máquina motriz e
a ter seu campo excitado por fonte externa, o valor da corrente de curto-circuito
permanece, a menos que seja interrompido por algum dispositivo de proteção.
Para representar esta característica, pode-se utilizar um circuito equivalente
composto por uma fonte de tensão constante em série com uma impedância variável no
tempo, conforme a Figura 1.2.
Eg
Xd’’, Xd’ ou Xd
Icc
Figura 1.2: Circuito equivalente de um gerador síncrono como fonte de curto-circuito
[12].
6
Para efeito de cálculo da corrente de contribuição do gerador, pode-se utilizar
três valores de reatância que normalmente são fornecidos pelo fabricante do gerador: a
subtransitória (Xd”), a transitória (Xd’) e a síncrona (Xd). A reatância subtransitória
(Xd’’) determina a corrente durante o primeiro ciclo após a falta. Decorrido cerca de 0,1
segundo ela aumenta seu valor e passa a ser Xd’ (reatância transitória) e na sequência
após 0,5 a 2 segundos, esta reatância aumenta ainda mais sendo chamada de reatância
síncrona (Xd), que determina a corrente de curto-circuito em condições de regime
permanente.
II) MOTORES SÍNCRONOS
Os motores síncronos fornecem correntes de contribuição para uma falta de
modo análogo aos geradores síncronos, uma vez que da Teoria de Máquinas Elétricas
sabe-se que uma máquina síncrona pode funcionar tanto como motor ou como gerador.
Quando ocorre uma falta, a tensão do sistema cai e o motor síncrono passa a
receber menos potência elétrica da rede para acionar sua carga. Ao mesmo tempo, a
tensão interna faz com que a corrente circule para a falta. A inércia e a carcaça do motor
agem neste momento como máquina motriz, mantida a excitação do campo, o motor
passa a agir como gerador alimentando a corrente de falta.
Para o motor síncrono utiliza-se o mesmo circuito equivalente do gerador, isto é,
uma fonte de tensão constante em série com uma reatância que assume valores de Xd”,
Xd’ e Xd.
III) MOTORES DE INDUÇÃO
A contribuição de motores de indução (tanto tipo gaiola como em anel) também
resulta da ação da inércia do motor após a ocorrência da falta. Neste caso, o fluxo de
campo é produzido por indução do estator ao invés de sê-lo por bobina de campo
alimentada por fonte externa. Como este fluxo decai devido a queda de tensão da rede
durante o curto, a contribuição dos motores desaparece rapidamente, não influenciando
no regime permanente do curto-circuito.
Embora as contribuições dos motores de indução não influenciem no regime
permanente da falta, não podem ser desprezadas no regime subtransitório para um
correto dimensionamento dos equipamentos do sistema como por exemplo disjuntores,
chaves, barramentos, etc.
7
IV) SISTEMA DA CONCESSIONÁRIA
O sistema elétrico da concessionária de energia é constituído de geradores,
transformadores, linhas de transmissão e distribuição e transformadores que adequam os
níveis de tensão para os utilizados nas instalações consumidoras.
Assim como é executado o cálculo de curto-circuito em instalações para
avaliação do sistema de proteção e dimensionamento dos equipamentos, a
concessionária de energia também executa seus cálculos, informando ao consumidor a
potência de curto-circuito no ponto de entrega de energia.
Além das fontes de contribuição de correntes de curto-circuito, outros fatores
essenciais para um cálculo ou simulação mais fiel possível são os elementos que devido
suas impedâncias atenuarão estas correntes de curto-circuito, cuja principais são os
transformadores, cabos, reatores, etc.
No capítulo seguinte, será exibido como o problema de adequação dos níveis de
curto-circuito foram resolvidos da SE-56C-1.
8
CAPÍTULO 2
PROJETO DE ADEQUAÇÃO DOS NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO DA
SE-56C-1
Conforme visto no capítulo 1, devido ao excessivo acréscimo de cargas e
geração na subestação SE-56C-1, o nível de curto-circuito calculado através de
simulações, estava acima do nível suportado pelos equipamentos desta subestação, ou
seja, em caso de um curto-circuito bifásico ou trifásico mesmo que passante (curto-
circuito em outro ponto do sistema que passe pela SE-56C-1), o risco dos disjuntores e
barramentos dos painéis não suportarem os efeitos desta corrente e ocorrer uma perda
total destes equipamentos era iminente, colocando assim em risco toda a operação das
linhas 4 a 7 de produção da Hydro Alunorte.
Para se resolver este grave problema, foi feito um estudo com o auxílio de
consultores externos e fornecedores de equipamentos para se definir a melhor solução a
ser adotada, já levando em consideração que o turbo-gerador nº 1 (TG-1) deveria ser
conectado a esta subestação para reforçar o Sistema de Rejeição de Cargas (SRC) e
tentar manter as linhas 4 a 7 em operação em caso de falta da concessionária de energia.
Na Figura 2.1 é mostrado o diagrama unifilar simplificado do anel de 13,8 kV
que envolve as subestações SE-56C-1 e SE-57C-1 antes da adequação realizada. Em
destaque a topologia denominada “anel”, sendo que em operação normal, o sistema é
operado com o DJ-57C-6 aberto. Como pode ser observado, os limitadores de corrente
estão instalados nos secundários dos transformadores de entrada.
9
Figura 2.1: Anel de 13,8 kV antes da adequação. [7]
2.1 – LIMITADORES DE CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO
Limitadores de corrente são dispositivos utilizados para seccionar o circuito
separando as fontes de curto-circuito em um tempo extremamente baixo antes que esta
corrente atinja o primeiro pico. Normalmente são utilizados quando a capacidade dos
equipamentos envolvidos é excedida pela potência de curto-circuito da fonte.
No caso do sistema elétrico da Hydro Alunorte, antes da modificação realizada,
eram utilizados limitadores de corrente do tipo pirotécnico. O modelo destes limitadores
é o CLIP® (Current Limiting Protectors) de fabricação G&W. Estes dispositivos são
10
dotados de sensores de corrente previamente ajustados para um determinado valor, que
quando atingido ativa o elemento pirotécnico que interrompe o fluxo de corrente no
primeiro semi-ciclo (em aproximadamente de 5 ms).
Figura 2.2: Atuação do limitador de corrente de curto-circuito. [6].
Eles eram instalados nos secundários dos transformadores de entrada
trabalhavam em conjunto com os disjuntores DJA-56C-3A e DJA-56C-3B, e em caso
de curtos-circuitos, atuam isolando o sistema da Hydro Alunorte da concessionária de
energia, eliminando rapidamente esta que é a principal fonte de corrente de curto-
circuito em seu sistema. Na Figura 2.3 é mostrada uma foto do CliP da G&W.
Figura 2.3: Foto do CliP® da G&W [6].
Fio piloto para disparo do dispositivo pirotécnico
Sensores de corrente
Dispositivo pirotécnico
11
Um dos problemas deste sistema é que ele trabalhava isoladamente, monitorando
apenas a corrente que passa por ele, e no caso da Hydro Alunorte, que possui cogeração
de energia (fonte de curto-circuito) os Clips atuavam mesmo em caso de curtos circuitos
externos à Hydro Alunorte, quando estes eram no sistema de 230 kV próximos da
região onde é localizada a refinaria, isolando a concessionária de energia antes da
atuação das proteções do sistema, ficando alimentada apenas com a energia da
cogeração, que não era suficiente para suprir as 4 linhas de produção relacionadas à
SE-56C-1, ocasionando grandes perdas de produção em eventos externos que não
necessariamente deveriam parar a produção da planta.
2.2 - NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO ANTES DA ADEQUAÇÃO DA SE-56C-1
O principal problema não são os desligamentos indevidos da planta, e sim o que
foi detectado durante as simulações de curto-circuito no sistema, as quais indicaram que
em caso de ocorrência de curtos-circuitos internos no anel de 13,8 kV, estas correntes
poderiam exceder os 31,5 kA, que é a capacidade dos painéis e disjuntores deste
sistema, podendo ocasionar danos irreparáveis a estes dispositivos, deixando o sistema
elétrico muito vulnerável e indisponível por muito tempo para recuperação.
Na Figura 2.4 é mostrado o diagrama unifilar do anel de 13,8 kV com as
contribuições de cada parte do sistema para um curto-circuito simulado na barra A do
AQF-56C-1, considerando a atuação dos Clips. Note que mesmo sem a contribuição da
concessionária, os valores de corrente no ponto da falta poderiam chegar a 39,5 kA,
sendo que os equipamentos suportam apenas 31,5 kA.
12
Figura 2.4: Simulação de curto-circuito no AQF-56C-1 antes da adequação,
considerando a abertura dos Clips [7].
2.3 – ADEQUAÇÃO DA SE-56C-1
Para se resolver o problema dos níveis de curto-circuito acima do limite
suportável pelos equipamentos a solução adotada foi a utilização de três e não mais dois
limitadores de corrente, e estes instalados em pontos diferentes do sistema. Estes
limitadores são os Is-limiters de fabricação ABB, apresentando como diferencial em
relação aos Clips da G&W o fato deles serem interligados uns aos outros, sendo
Clips abertos
Icc3φ: 9,3kA Icc3φ: 10,6kA
Icc3φ: 8,5kA Icc3φ: 28,4kA
Icc3φ: 7,9kA Icc3φ: 7,9kA
Icc3φ: 39,5kA
13
possível se projetar as situações em que cada um deverá atuar dependendo do ponto e da
intensidade do curto-circuito. Esta “lógica” é feita através da soma vetorial das
correntes dos TCs devidamente posicionados em pontos do sistema, onde o que o
atuador do Is-limiter “enxerga” é o resultado desta soma vetorial. Por este motivo o
sistema consegue definir qual Is-limiter deverá atuar em determinada situação.
Figura 2.5: Diagrama unifilar do PML-56C-1 com os Is-Limiters [1].
Para se executar esta modificação, foi necessário a construção de um novo
prédio na SE-56C-1 para abrigar um painel de distribuição em 13,8 kV que substituiu os
disjuntores, que anteriormente ficavam no pátio da subestação:
− DJA-56C-3A: secundário do transformador TFA-56C-1A;
− DJA-56C-3B: secundário do transformador TFA-56C-1B;
− DJA-56C-4: interligação com a barra A da SE-57C-1;
− DJA-56C-5: interligação da barra A com a barra B;
− DJA-56C-6: interligação com a barra C da SE-57C-1;
E ainda os novos disjuntores que não existiam:
− DJA-56C-8A: alimentação do AQF-56C-1 barra A;
− DJA-56C-8B: alimentação do AQF-56C-1 barra B;
Is-‐Limiters
Somadores de corrente
14
Este novo painel de distribuição foi denominado de PML-56C-1 e foi
especificado para suportar uma corrente de curto-circuito de 40 kA simétrico. Na Figura
2.6 pode-se observar a simulação de curto-circuito na barra A do AQF-56C-1 agora com
a nova configuração da subestação, nesta condição, considerando a abertura dos Is-
Limiters ISL-56C-1 e ISL-56C-2, interrompendo as contribuições dos turbos geradores
para o curto-circuito, a corrente no ponto de falta que antes era de 39,5 kA passa a ser
de 24,9 kA, a qual é suportada pelos equipamentos de 31,5 kA.
Outra vantagem desta nova configuração do anel de 13,8 kV é que mesmo com a
ocorrência de curtos-circuitos neste anel, o sistema permanece conectado à
concessionária de energia, aumentado assim a confiabilidade e robustez do mesmo, o
que não acontecia na configuração anterior, onde os Clips, que eram localizados nos
secundários dos transformadores de entrada, interrompiam o fluxo proveniente do SIN
(Sistema Integrado Nacional).
15
Figura 2.6: Simulação de curto-circuito no AQF-56C-1 depois da adequação,
considerando a abertura dos Is-Limiters ISL-56C-1 e ISL-56C-2 [1].
No capítulo 3 será descrito como foi realizada a melhoria do sistema de proteção
do AQF-56C-1 utilizando os recursos que foram especificados e comprados neste
pacote para adequação da subestação.
PML-‐56C-‐1
Icc3φ: 24,3kA
Icc3φ: 26,1kA
Icc3φ:15kA
16
CAPÍTULO 3
CONCEITOS DE PROTEÇÃO DE SISTEMA ELÉTRICOS
Como foi mostrado no capítulo 2, o projeto de implantação do PML-56C-1 teve
como objetivo principal a adequação dos níveis de curto-circuito no sistema de 13,8 kV
da SE-56C-1. Este painel foi especificado e comprado com IEDs que suportam
comunicação no protocolo IEC61850. Por definições internas da empresa, a
implantação desta comunicação seria feita em uma etapa posterior, pois implicaria em
mudança no sistema de controle SDCD, que atualmente não suporta esta comunicação e
seria necessário um investimento relativamente alto para esta mudança.
Desta forma a filosofia de operação e proteção deste novo painel permaneceria a
mesma dos equipamentos anteriores que eram a operação local do sistema e a proteção
através de seletividade convencional.
O objetivo deste trabalho é melhorar o aspecto da proteção elétrica do sistema
utilizando os recursos já disponíveis neste novo painel com um baixo investimento
adicional. Esta melhoria seria a diminuição dos tempos de autuação das proteções do
sistema através a utilização de Seletividade Lógica. Para melhor entendimento sobre o
tema, será feita uma breve explanação sobre os requisitos desejáveis para um sistema de
proteção.
3.1 - CARACTERÍSTICAS DESEJÁVEIS EM UM SISTEMA DE PROTEÇÃO
O objetivo fundamental da proteção de um sistema é fornecer isolação de uma
área com problema no sistema de potência rapidamente, para que o efeito deste
problema ao resto do sistema seja minimizado e este, se possível, é deixado intacto [3].
Um sistema de proteção elétrica é do tipo reativo no que diz respeito à sua
atuação, pois sempre vai reagir a uma situação a qual será requisitado, não agindo de
forma preventiva evitando a falha. No entanto tem papel fundamental para diminuir os
danos aos equipamentos do sistema que estão sob defeito, tirando-os de operação no
menor tempo possível além de manter em operação aqueles que não estão envolvidos
diretamente no defeito, diminuindo os impactos do defeito no sistema. As características
fundamentais de um sistema de proteção [4] são: a sensibilidade, a seletividade, a
velocidade de atuação e a confiabilidade.
17
3.1.1 – Sensibilidade
Por sensibilidade entende-se a capacidade do sistema de proteção em responder
às anormalidades nas condições de operação e aos curtos-circuitos para os quais foi
projetado. O fator de sensibilidade, dado pela seguinte equação:
𝑘𝑘 = 𝐼𝐼!!"#$/𝐼𝐼!!
Onde, Iccmin é calculado para um curto-circuito franco no extremo mais afastado
do sistema ou seção/porção da linha, sob condição de geração mínima e Ipp é a corrente
primária de operação da proteção (valor mínimo da corrente de acionamento ou de
pickup característico do equipamento). Os valores usuais de k encontram-se entre 1,5 e
2,0.
3.1.2 – Seletividade
Seletividade é a propriedade do sistema de proteção em reconhecer e selecionar
entre aquelas condições para as quais uma imediata operação é requerida, e aquelas para
as quais nenhuma operação ou retardo de atuação é exigido. Esta propriedade define um
índice de segurança dos relés, o qual garante que estes não irão operar durante faltas
para os quais não foram projetados. É definida em termos das zonas de proteção de um
sistema de energia. Cabe frisar que por esta característica funcional, o relé deve isolar a
menor porção possível do sistema defeituoso, permitindo uma adequada operação ao
sistema remanescente [5].
3.1.3 – Velocidade de atuação
É altamente desejável que a proteção isole um problema o mais rapidamente
possível. Em algumas aplicações isto é facilmente alcançado, porém em outras,
particularmente onde a seletividade é envolvida, operações mais rápidas só podem ser
alcançadas com uma proteção mais complexa. Uma proteção instantânea, ou
extremamente rápida, embora inerentemente desejável, pode resultar em um número
elevado de operações indesejadas. Em uma ampla generalização, quanto mais rápida é a
operação da proteção, maior é a probabilidade de operação incorreta [3].
A velocidade ou rapidez de ação na ocorrência de uma falta visa [4]:
− diminuir a extensão do dano ocorrido;
18
− auxiliar a manutenção das estabilidades das máquinas operando em paralelo;
− melhorar as condições para resincronização de motores;
− assegurar a manutenção de condições normais de operação nas partes sadias do
sistema;
− diminuir o tempo total de paralisação dos consumidores de energia;
− diminuir o tempo total de não liberação de potência, durante a verificação de
dano.
3.1.4 – Confiabilidade:
Define-se a confiabilidade como a probabilidade de um componente, de um
equipamento ou de um sistema em satisfazer a função prevista, sob dadas
circunstâncias. Do ponto de vista da engenharia, a confiabilidade dos sistemas de
proteção tem dois atributos: pode ser confiável e pode também ser seguro. O sistema
será confiável se os relés operarem somente em condições para as quais foram
projetados e, seguro, se estes não operarem para qualquer outra situação que por ventura
venha a ocorrer sobre o sistema [5].
3.2 – TIPOS DE SELETIVIDADE EM UM SISTEMA DE PROTEÇÃO:
No tópico anterior foi introduzido o significado de seletividade em um sistema
de proteção, agora se detalhará os diferentes tipos de seletividade existente, tendo em
vista que o objetivo deste trabalho é a redução do tempo de atuação da proteção em um
sistema elétrico e que isto irá ser realizado através da implementação de um esquema de
seletividade lógica diferenciado.
Além da seletividade lógica, que é tema deste trabalho, existem tradicionalmente
dois tipos de seletividade, a seletividade cronométrica e a seletividade amperimétrica, as
quais também são denominadas de seletividade convencional.
3.2.1 – Seletividade cronométrica
É baseada em temporizações intencionais das proteções, isto é, consiste em
retardar o funcionamento de uma proteção à montante para que a proteção à jusante
19
tenha tempo de isolar a falta. A temporização entre duas proteções sucessivas é
denominada intervalo de coordenação, corresponde ao tempo de abertura do disjuntor
adicionada ao tempo de “desexcitação” da proteção a montante e a uma margem de
segurança. Esta temporização usualmente varia entre 0,2 e 0,5 segundos [13].
Para exemplificar este tipo de seletividade, na Figura 3.1 é mostrado um
diagrama unifilar de um sistema modelo para este caso com as curvas das proteções de
sobrecorrente instantâneas (ANSI 50) e de sobrecorrente temporizadas (ANSI 51) para
este sistema.
Figura 3.1: Exemplo de sistema com seletividade cronométrica. [13].
Este tipo de seletividade é muito confiável e utilizado nos sistemas elétricos
industriais, porém, por ser feito através de temporização das proteções, este tipo de
seletividade apresenta algumas desvantagens [13]:
− Tempos de atuação da proteção mais elevados à medida que os relés se
aproximam da fonte;
− Maior exposição dos equipamentos aos curtos-circuitos (esforços térmicos
e mecânicos);
− Maiores danos aos equipamentos e instalações;
− Superdimensionamento térmico dos equipamentos;
− Maior duração dos afundamentos de tensão decorrentes de faltas.
3.2.2 – Seletividade amperimétrica
Este tipo de seletividade é baseado no fato de que a intensidade de corrente
de curto-circuito é mais elevada à medida que o ponto de defeito se aproxima da fonte.
20
Esta seletividade é mais utilizada em circuitos de baixa tensão, onde as impedâncias do
sistema elétrico são significativas, pois nestes casos os valores de corrente de curto-
circuito se alteram substancialmente à medida que o local de falta se aproxima da fonte
[10].
Como exemplo de aplicação deste tipo de seletividade tem-se a proteção
primária de um transformador, mostrada na Figura 3.2.
Figura 3.2: Exemplo de sistema com seletividade amperimétrica [10].
Devido à impedância do transformador, o nível de corrente de curto-circuito se
altera substancialmente entre o primário e o secundário deste equipamento, por este
motivo se pode ajustar o tempo de atuação desta proteção do primário sem nenhuma
dependência com o tempo de atuação da proteção do secundário do transformador,
como pode ser visto na Figura 3.3.
Figura 3.3: Curvas de atuação em um sistema com seletividade amperimétrica [2].
21
Este tipo de seletividade possui a grande vantagem da possibilidade de ajuste do
tempo de atuação bem baixo, porém, como já foi dito, nem sempre se consegue
discriminar o local do defeito através da corrente, ou seja, não é em todo sistema que
este esquema é aplicável.
3.2.3 – Seletividade lógica
A seletividade lógica é um esquema de seletividade que possui as vantagens dos
dois tipos de seletividade já mencionados e nenhum de seus inconvenientes, isto é,
possui uma excelente discriminação dos pontos de defeito com ótimos tempos de
atuação.
É um sistema com larga aplicação em circuitos radiais, onde a corrente de falta
percorre o trecho entre a fonte e o ponto de defeito e as seguintes premissas são
aplicadas [2]:
− Todas as proteções à montante do defeito são sensibilizadas;
− As proteções à jusante do defeito não são sensibilizadas;
− Somente a primeira proteção à montante do defeito deve atuar e abrir o
respectivo disjuntor;
− Cada proteção deve estar apta a, além de comandar a ordem de abertura do
disjuntor, receber um sinal de bloqueio proveniente da proteção
imediatamente à sua jusante e enviar um sinal de bloqueio para a proteção
imediatamente à montante;
− Todas as proteções são ajustadas para uma mesma temporização, que
usualmente é de 50 a 100 ms.
Na Figura 3.4 é representado um sistema radial que pode ser usado como
modelo para um esquema de seletividade lógica.
22
Figura 3.4: Exemplo de sistema radial com seletividade lógica [2].
Quando uma proteção for sensibilizada por uma corrente de curto-circuito, esta
deverá proceder conforme abaixo:
− A primeira proteção à montante do local de defeito deverá, antes de
comandar a abertura do disjuntor, enviar um sinal lógico para bloquear a
atuação da segunda proteção a montante do local de defeito.
− Esta última, ao receber o sinal lógico, sua atuação permanecerá bloqueada
enquanto o sinal lógico persistir;
− Esta mesma proteção, já bloqueada, envia um sinal lógico de bloqueio para
a terceira proteção à montante do local de defeito e assim sucessivamente.
Neste caso do exemplo no sistema radial, todos os relés de proteção poderão ser
ajustados com a mesma temporização, não havendo mais a necessidade dos relés mais
próximos da fonte “aguardarem” a atuação dos relés mais próximos da carga. Na Figura
3.5 pode-se ver as curvas de atuação deste exemplo.
23
Figura 3.5: Curvas de atuação em um sistema com seletividade lógica.
3.3 – TIPO DE SELETIVIDADE UTILIZADO NO SISTEMA DE 13,8 kV DA
HYDRO ALUNORTE
A topologia do sistema elétrico da Hydro Alunorte é do tipo mista, pois possui
um anel principal em 13,8 kV e barras de distribuição de energia com topologia radial e
o tipo de seletividade utilizado é o convencional (seletividade cronométrica +
amperimétrica). Como este trabalho está direcionado para o PML-56C-1 que está no
topo da cadeia de proteção, ou seja, é o ponto mais próximos das fontes, e a seletividade
é do tipo convencional, os tempos de atuação das proteções deste sistema são
considerados elevados (na ordem de 1 segundo). Nas Figuras 3.6 e 3.7 são mostrados os
coodenogramas (curvas de atuação dos relés de proteção) do estudo de seletividade real
deste sistema para curtos entre fases e fase-terra.
24
Figura 3.6: Coodenograma de fase do sistema de 13,8 kV da Hydro Alunorte [7].
25
Figura 3.7: Coodenograma de terra do sistema de 13,8 kV da Hydro Alunorte [7].
Os dispositivos destacados são os que foram substituídos pelo PML-56C-1,
como pode ser observado, os tempos de atuação ajustados nestes dispositivos estão
entre 0,5 e 1,2 segundos.
No capítulo 4 será mostrado como foi implantada a seletividade lógica no
PML-56C-1 para diminuição destes tempos de atuação destas proteções para a ordem de
0,2 segundos.
26
CAPÍTULO 4
IMPLANTAÇÃO DA SELETIVIDADE LÓGICA NO PML-56C-1
Conforme mencionado anteriormente, o painel PML-56C-1 já era composto por
IEDs que suportam comunicação com protocolo IEC 61850, porém não havia previsão
nem orçamento destinado para esta implementação. No entanto a seletividade lógica não
necessariamente deve ser feita através de sistemas de comunicação em rede, ela também
funciona perfeitamente com sinais elétricos enviados por contatos das saídas digitais
dos relés de proteção ou até mesmos através de contatos auxiliares devidamente
projetados para este fim, devendo se tomar a precaução com os atrasos provenientes dos
chaveamentos dos dispositivos eletromecânicos.
Para o caso do PML-56C-1, foram feitas várias avaliações para se definir a
melhor forma de se conseguir implantar a seletividade lógica com o mínimo de recursos
financeiros e humanos.
O trabalho foi dividido em sete etapas que serão detalhadas neste capítulo.
Foram elas:
1. Definição da filosofia de proteção;
2. Definição da topologia da rede de comunicação;
3. Elaboração das lógicas “off-line”
4. Montagem eletromecânica;
5. Configuração da rede;
6. Configuração dos IEDs;
7. Verificação das polaridades dos TCs e TPs;
8. Teste dos IEDs.
4.1 - ETAPA 1: DEFINIÇÃO DA FILOSOFIA DE PROTEÇÃO
Nesta etapa foram definidas quais informações deveriam ser enviadas e
recebidas por cada IED. A quantidade de informações é levada em consideração na
definição da melhor forma de transmissão. Caso haja disponibilidade de entradas e
saídas suficientes nos IEDs para esta aplicação, a solução poderá ser utilizá-las para a
seletividade lógica, caso contrário, estas deverão ser transmitidas via rede de dados em
IEC 61850.
27
A primeira definição foi que a função de proteção direcional de sobrecorrente de
fase (ANSI 67) e a sobrecorrente direcional de sobrecorrente de terra (ANSI 67N)
seriam utilizados para a seletividade lógica e as demais funções de sobrecorrente
continuariam sendo utilizadas para a seletividade convencional.
Como o modelo do relé utilizado (7SJ64 – Siemens) tem três estágios de
sobrecorrente e ele permite configuração individual da direção de cada estágio da
proteção direcional de sobrecorrente tanto para de fase como para a terra. Sendo assim
foi definido que o primeiro e segundo estágios seriam utilizados exclusivamente para
seletividade lógica (67-1 e 67-2 para fase, 67N-1 e 67N-2 para terra) e o terceiro estágio
(67-3 para fase e 67N-3 para terra), quando necessário para a seletividade convencional.
Desta forma o primeiro e o segundo estágios foram configurados “forward” ou
“backward”.
Com esta definição, sabe-se então que pelo menos quatro informações deverão
ser enviadas separadamente por cada relé. A outra informação que precisou ser
conhecida era a quantidade de relés que deveriam receber estas informações. Para isto
foi analisado o diagrama unifilar do sistema em questão verificando-se as adjacências
entre os relés para cada direção. Na Figura 4.1 é mostrado o diagrama unifilar do
sistema com as direções definidas para cada função. Os relés de proteção estão
representados por R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 e R10.
28
2 3 0 K V
D J A -‐ 5 6 C -‐ 2 A D J A -‐ 5 6 A -‐ 2 B
C S A -‐ 5 6 C -‐ 3 B
I S L -‐ 5 6 C -‐ 2
B A R R A A
B A R R A A
D J A -‐ 5 6 C -‐ 3 A
D J A -‐ 5 6 C -‐ 4
I S L -‐ 5 6 C -‐ 1
D J A -‐ 5 6 C -‐ 5
B A R R A B
D J A -‐ 5 6 C -‐ 8 A
A Q F -‐ 5 7 C -‐ 1
D J -‐ 5 7 C -‐ 6 D J -‐ 5 7 C -‐ 1 1
D J -‐ 5 7 C -‐ 5
P M L -‐ 5 6 C -‐ 1
A Q F -‐ 5 6 C -‐ 1
B A R R A A B A R R A B B A R R A C
I S L -‐ 5 6 C -‐ 1 (N O V O )
PRÉ
DIO
DA
SE
-‐57C
-‐1PÁ
TIO
DA
SE
-‐56C
-‐1
T G -‐ 5 7 C -‐ 23 7 , 5 M V A
1 5 2 -‐ L 1
1 8 9 -‐ L 1 B
1 8 9 -‐ L 1 A
1 8 9 -‐ L 1 C
D J A -‐ 5 6 C -‐ 3 B
D J A -‐ 5 6 C -‐ 6
T C -‐ G 5
R 7
T C -‐ G 6T C -‐ G 1
D J A -‐ 5 6 C -‐ 9 A
R 9
T C -‐ 4 . 1
D J A -‐ 5 6 C -‐ 7
R 4
R 2 R 8
B A R R A B
T G -‐ 5 7 C -‐ 33 7 , 5 M V A
D J -‐ 5 7 C -‐ 4 D J -‐ 5 7 C -‐ 1 0
F U T U R O
I S L -‐ 5 6 C -‐ 3
I S L -‐ 5 6 C -‐ 3 (N O V O )
D J A -‐ 5 6 C -‐ 9 B
R 1 0
T C -‐ 4 . 2
D J -‐ 5 7 C -‐ 1 5
PRÉ
DIO
DA
SE
-‐56C
-‐1
V A I P A R AA L B R A S
C A B O 2 3 0 k V
R 3
T C -‐ G 2
T C -‐ G 3 T C -‐ G 4
D J A -‐ 5 6 C -‐ 8 B
R 5
T F A -‐ 5 6 C -‐ 1 B 5 0 /7 0 M V A 2 3 0 /1 3 , 8 K V
T F A -‐ 5 6 C -‐ 1 A 5 0 /7 0 M V A 2 3 0 /1 3 , 8 K V
C S A -‐ 5 6 C -‐ 3 A
R 1
~ ~
B A R R A D
D J -‐ 5 7 C -‐ 1 6
D J -‐ 5 7 C -‐ 1 9
V A I P A R A D J -‐ 5 7 A -‐ 0 4A Q F -‐ 5 7 A -‐ 1
D I R -‐ D I R E Ç Ã O D E A T U A Ç Ã O D A S F U N Ç Õ E S A N S I 6 7 E 6 7 N D O S R E L É S .
L E G E N D A :
{
R 6
S S S
S S
S S
S
S
S
S
S
S
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 1D I R
6 7 -‐ 2D I R
6 7 -‐ 2D I R
Figura 4.1: Diagrama unifilar com as direções definidas para cada relé [14].
Fazendo-se a análise caso a caso, foram montadas então tabelas de envio e
recebimento de bloqueio das funções 67 e 67N para cada relé.
29
Tabela 4.1: Envios de bloqueio direcional de fase (função 67).
SENTIDO DE ATUAÇÃO ENVIA BLOQUEIO PARA:
IED DE PARA R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10
FUNÇÃO 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2
R2 67-‐1 BARRA A BARRA B X 67-‐2 BARRA B BARRA A X X X
R3 67-‐1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C X X X 67-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1
R4 67-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS X X X 67-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1
R5 67-‐1 BARRA B BARRA A X X X 67-‐2 BARRA A BARRA B X X X
R6 67-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS X X X 67-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1
R7 67-‐1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C X X X 67-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1
R8 67-‐1 BARRA B BARRA A X 67-‐2 BARRA A BARRA B X X X
R9 67-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 67-‐2 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C X
R10 67-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 67-‐2 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C X
30
Tabela 4.2: Recebimentos de bloqueio direcional de fase (função 67).
SENTIDO DE ATUAÇÃO RECEBE BLOQUEIO DE:
IED DE PARA R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 FUNÇÃO 67-‐1 67-‐2 67-‐1*1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2 67-‐1 67-‐2
R1 67-‐1 SE-‐56A-‐1 PML-‐56C-‐1 X X 67-‐2 PML-‐56C-‐1 SE-‐56A-‐1
R2 67-‐1 BARRA A BARRA B X X X 67-‐2 BARRA B BARRA A X
R3 67-‐1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C 67-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1 X X X
R4 67-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS 67-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1 X X X
R5 67-‐1 BARRA B BARRA A X X X 67-‐2 BARRA A BARRA B X X X
R6 67-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS 67-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1 X X X
R7 67-‐1*1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C 67-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1 X X X
R8 67-‐1 BARRA B BARRA A X X X 67-‐2 BARRA A BARRA B X
R9 67-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 X 67-‐2*1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C
R10 67-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 X 67-‐2*1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C
31
Tabela 4.3: Envios de bloqueio direcional de terra (função 67N).
SENTIDO DE ATUAÇÃO ENVIA BLOQUEIO PARA:
IED DE PARA R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10
FUNÇÃO 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 Logica 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2
R2 67N-‐1 BARRA A BARRA B X X 67N-‐2 BARRA B BARRA A X X X X X
R3 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C X X X X X 67N-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1
R4 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS X X X X X 67N-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1 X
R5
Logica X X X X X X
R6 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS X X X X X 67N-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1 X
R7 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C X X X X X 67N-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1
R8 67N-‐1 BARRA B BARRA A X X 67N-‐2 BARRA A BARRA B X X X X X
R9 67N-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 67N-‐2 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C X
R10 67N-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 67N-‐2 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C X
32
Tabela 4.4: Recebimentos de bloqueio direcional de terra (função 67N).
SENTIDO DE ATUAÇÃO RECEBE BLOQUEIO DE:
IED DE PARA R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 FUNÇÃO 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 Logica 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2 67N-‐1 67N-‐2
R2 67N-‐1 BARRA A BARRA B X X X X X X 67N-‐2 BARRA B BARRA A X
R3 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C 67N-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1 X X X X X
R4 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS 67N-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1 X X X X X X
R5 Logica X X X X X X
R6 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 ALBRAS 67N-‐2 ALBRAS PML-‐56C-‐1 X X X X X X
R7 67N-‐1 PML-‐56C-‐1 AQF-‐56C 67N-‐2 AQF-‐56C PML-‐56C-‐1 X X X X X
R8 67N-‐1 BARRA B BARRA A X X X X X X 67N-‐2 BARRA A BARRA B X
R9 67N-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 X 67N-‐2 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C
R10 67N-‐1 AQF-‐57C PML-‐56C-‐1 X 67N-‐2 PML-‐56C-‐1 AQF-‐57C
33
Como pode ser observado do diagrama unifilar da Figura 4.1 e nas Tabelas 4.1 a
4.4 por se tratar de um sistema em anel, cada IED tem interface normalmente com 3
outros IEDs dependendo da direção, ou seja, para função direcional de fase, a maioria
deles precisa de 3 envios para cada direção e deverá também receber na maioria dos
casos de 3 relés diferentes em pelo menos uma direção.
Para a função ANSI 67N (terra) a situação é um pouco mais complicada. O relé
R5 não possui TC GS (Groud sensor) para medição da corrente de terra. Por este
motivo os relés adjacentes a ele que enviariam bloqueio para R5 deverão enviar
bloqueio para as funções 67N dos relés da outra barra. Por exemplo, a função 67N-2 de
R2 deveria enviar bloqueio para a função 67N-1 de R5, como esta não existe por conta
da não existência do TC GS, ela deverá bloquear as funções 67N-2, 67N-1 e 67N-2 dos
relés R6, R7 e R8 respectivamente.
Pelo mesmo motivo, foi criada uma lógica em R5 denominada “lógica de terra”
para detecção e desligamento do DJA-56C-5 por sobrecorrente de terra mesmo sem
medição direta. Esta lógica recebe informações dos seis relés adjacentes a R5 (R2, R3,
R5, R6, R7 e R8) e caso a combinação destas informações aponte para a direção interna
do PML-56C-1, R5 entende que o curto é no PML-56C-1 e abre instantaneamente.
Pode-se dizer que esta lógica é uma espécie de “TC virtual”.
Todas estas necessidades indicaram que devido a grande quantidade de
informações que precisam ser enviadas e recebidas por cada IED, não haveria entradas e
saídas digitais suficientes nos mesmos, já que estas também são utilizadas para os
comandos e intertravamentos dos disjuntores. O resultado desta avalição foi que para
implantação da seletividade lógica conforme foi desejado seria necessário utilizar o
protocolo de comunicação diposnível nos IEDs, que no caso é o IEC 61850.
4.1.1 – Protocolo IEC 61850
Este protocolo foi desenvolvido em 1994 quando o grupo de trabalho ad-hoc
chamado “Controle em Subestações e Interfaces de Proteção” do comitê técnico 57 da
IEC elaborou propostas para uma padronização da comunicação em sistemas de
automação de subestações (SAS). Estas propostas foram aceitas pelos comitês nacionais
da IEC e se tornaram, nove anos depois, em 2003 os relatórios técnicos (TR’s) que
compõem a norma IEC-61850.
34
Um dos principais objetivos da criação desta norma foi padronizar entre os
diversos fabricantes a comunicação entre os dispositivos de proteção e controle dos
sistemas de automação de subestações, já que cada um desenvolvia se próprio protocolo
de comunicação. Esta norma tem como pilares garantir a “interoperabilidade”,
“intercambiabilidade” entre os dispositivos e “longa estabilidade” do protocolo, o que
eles intitulam de “a prova de futuro” [9]
A comunicação utiliza o padrão Ethernet e permite comunicação vertical (cliente
– servidor) e horizontal (diretamente entre os IEDs), apenas esta última foi utilizada
neste projeto para envio e recebimento dos bloqueios através de um telegrama
específico chamado GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event).
4.1.1.1 – Telegrama GOOSE
É um tipo de mensagem horizontal entre dispositivos padronizada pela norma
IEC 61850 e utilizada para aplicações da norma que necessitam de transmissão rápida
de informações só envolvendo as duas primeiras camadas do modelo ISO / OSI, ou seja,
é um telegrama que só usa o meio ethernet, sem passar por maiores codificações [9].
Este tipo de telegrama não foi inventado pelos realizadores da norma, nem
mesmo feito especialmente para estes tipos de aplicações, ele é simplesmente uma
adaptação de um tipo de mensagem bastante comum em redes ethernet tradicionais: a
mensagem multicast. Há somente pequenas diferenças entre estes dois tipos de
mensagens, uma delas é a existência de um tag de prioridade, que garante o tempo
bastante reduzido na transmissão do telegrama GOOSE que é de aproximadamente 5
milissegundos.
4.2 – ETAPA 2: DEFINIÇÃO DA TOPOLOGIA DE REDE
Definida a opção por utilização da rede IEC 61850 para comunicação entre os
IEDs, o próximo passo é definir a topologia desta rede, levando em consideração que
esta deverá ter uma boa confiabilidade mas mantendo o compromisso com o baixo custo
que o projeto deve ter.
Os IEDs utilizados (7SJ64 – Siemens) foram especificados com porta dupla em
fibra óptica. Esta placa de comunicação possui um switch interno que permite a
35
utilização em redes com topologia em “anel” ou “estrela”. O meio físico deverá ser fibra
óptica devido a especificação da placa de comunicação dos IEDs.
Na Figura 4.2 são mostrados o relé 7SJ64 e a placa de comunicação em IEC
61850.
Figura 4.2: IED 7SJ64 com a placa de comunicação em IEC 61850 [15].
Foi realizada então uma avaliação e comparação para definição da topologia de
rede a ser utilizada.
4.2.1 – Topologia estrela simples
Esta topologia possui um switch central e a ele são conectados todos os IEDs da
rede, conforme mostrado na Figura 4.3.
Figura 4.3: Rede com topologia estrela simples
Esta rede apresenta a vantagem de ter uma montagem simples e permitir fácil
manutenção dos IEDs sem interferência nos demais. As desvantagens são a
concentração da rede no switch que em caso de falha a rede deixa de operar, a grande
quantidade de portas necessárias neste switch tornando-o um componente caro e a não
36
existência de uma rota alternativa em caso de falha em qualquer fibra óptica, deixando o
IED fora de comunicação.
4.2.2 – Topologia estrela redundante
Esta topologia possui dois switches onde cada IED é conectado uma porta em
cada switch, conforme mostrado na Figura 4.4.
Figura 4.4: Rede com topologia estrela redundante
Esta topologia apresenta a vantagem de ser mais segura em relação à anterior,
pois resolve o problema da falta de redundância tanto do switch como das fibras óticas e
mantem a fácil manutenção da rede. Em compensação esta segurança tem um impacto
significativo no custo de implantação, pois utiliza um switch a mais com uma grande
quantidade de portas. Lembrando que este componente é um item que tem um dos
valores mais significativos na implantação e este valor está diretamente proporcional a
quantidade de portas que tem este switch.
4.2.3 – Topologia em anel simples
Nesta topologia o switch faz o fechamento das duas extremidades da rede. A
interligação é feita diretamente de IED para IED, conforme mostrado na Figura 4.5.
37
Figura 4.5: Rede com topologia em anel simples
Esta rede apresenta a vantagem de ter uma montagem simples, redundância em
caso de falha em qualquer IED ou até mesmo no switch, pois a rede se recompõe pelo
outo lado que não está em falha; o switch precisa apenas de duas portas de
comunicação, podendo ser utilizado um switch mais barato. Em contrapartida, esta
topologia apresenta a desvantagem de não suportar mais de um dispositivo fora de
operação, caso exista algum ou alguns dispositivos entre estes dois que estão fora da
rede, estes perderão a comunicação com os demais.
Um resumo das vantagens e desvantagens destas três topologias avaliadas é
mostrado na Tabela 4.5.
38
Tabela 4.5: Vantagens e desvantagens das topologias avaliadas.
Topologia Vantagens Desvantagens
Estrela simples
− Fácil manutenção nos
IEDs sem interferência nos
demais;
− Suporta falha nos IEDs
sem interferência no
funcionamento da rede;
− Montagem simples.
− Em caso de falha no
switch a rede para de
funcionar;
− Em caso de falha em
qualquer fibra, IED deste
ramal perde a comunicação
com os demais (inexistência de
rota alternativa);
− Alto custo de instalação
(switch com muitas portas).
− Elevada quantidade e
comprimento das fibras
ópticas.
Estrela redundante
− Redundância de switch;
− Redundância das fibras
(rotas alternativas);
− Fácil manutenção nos
IEDs
− Alto custo de instalação
(dois switches com muitas
portas);
− Elevada quantidade e
comprimento das fibras
ópticas;
Anel simples
− Montagem simples;
− Rota alternativa em caso
de falha em um dispositivo,
inclusive do switch;
− Fibras óticas mais curtas
(ligação direta entre os IEDs);
− Switch simples com
apenas duas portas (mais
barato);
− Baixo custo de instalação
− Não suporta falha dupla
(mais de um dispositivo em
falha);
− A manutenção de um
dispositivo interfere na
topologia da rede
Levando em consideração a segurança e o custo de instalação apresentado para
cada topologia, a escolhida foi a topologia em anel simples. Na Figura 4.6 é mostrada a
arquitetura de rede utilizada no projeto.
39
Figura 4.6: Arquitetura de rede do PML-56C-1 [14].
4.3 – ETAPA 3: ELABORAÇÃO DAS LÓGICAS “OFF-LINE”
A partir da criação das tabelas de envios e recebimentos de bloqueios realizados
da etapa de definição da filosofia, foram criadas off-line as lógicas de envio e
recebimento de gooses para cada IED. Estas lógicas foram feitas através de diagramas
de blocos.
Além da elaboração das lógicas referentes à seletividade lógica, foram criadas
também lógicas para a função Falha de Disjuntor (ANSI 50BF) e outras lógicas de trip
que não são escopo deste trabalho.
Na Figura 4.7 pode ser vista a lógica da seletividade lógica para o relé R2. As
lógicas completas dos demais relés são mostradas no Anexo I deste trabalho
40
Figura 4.7: Lógica “off line”Relé R2.
41
4.4 – ETAPA 4: MONTAGEM ELETROMECÂNICA
Nesta etapa, foram feitas as montagens necessárias para que a rede pudesse
funcionar adequadamente. Nela foram contempladas as seguintes tarefas:
− Montagem do eletrodutos para lançamento das fibras ópticas externas
aos painéis;
− Montagem do switch no interior do PML-56C-1;
− Alimentação do switch através de fonte ininterrupta 125 Vcc;
− Lançamento das fibras ópticas para interligação dos IEDs e switch;
− Conexão das fibras ópticas em todos os componentes da rede;
4.5 – ETAPA 5: CONFIGURAÇÃO DOS IEDs
Após todas as definições e montagens realizadas, a próxima etapa do trabalho foi
a inserção de todas estas informações nos IEDs. Para isto utiliza-se como ferramenta o
software de configuração dos IEDs, no caso dos relés Siemens, este software é o Digsi,
através dele são feitas todas as configurações necessárias, elaboração das lógicas,
ajustes de proteção elétrica, configuração das entradas e saídas, LEDs de sinalização,
etc. As configurações referente à comunicação IEC 61850 são feitas através de uma
ferramenta do Digsi denominada IEC Station. Nesta etapa foram feitas as seguintes
atividades:
− Configuração da rede:
− Configuração dos IPs em cada dispositivo;
− Configuração do Switch;
− Configuração do GPS para sincronismo de horário via rede;
− Inserção das lógicas nos IEDs;
− Inserção dos ajustes definidos no estudo de seletividade;
− Configuração dos GOOSEs;
− Configuração das indicações (LEDs e Display).
Nas Figuras 4.8 a 4.12 são mostradas algumas destas etapas com a utilização do
software dos relés.
42
Figura 4.8: Parte da lógica no Relé R2.
Figura 4.9: Configuração dos ajustes de proteção (67 e 67N).
43
Figura 4.10: Configuração dos IPs através da IEC Station.
Figura 4.11: Configuração dos gooses através da IEC Station.
44
Figura 4.12: Configuração das sinalizações, indicações e display com unifilar.
4.6 – ETAPA 6: VERIFICAÇÃO DAS POLARIDADES DOS TCs E TPs
O objetivo desta etapa é garantir que as direções das correntes lidas pelos relés
através dos transformadores de corrente (TCs) estejam de acordo com o que foi definido
na etapa 1 deste trabalho. Se pelo menos um dos relés não estiver com estas direções
corretas, todo o funcionamento da seletividade lógica é comprometido e em caso de
uma sobrecorrente que o sistema seja solicitado, possivelmente haverá ocorrência de
desligamento indevido por causa do bloqueio da função ter sido enviado para outros
relés.
4.6.1 – Determinação da direção da corrente de falta pelo relé
A função direcional é polarizada por tensão e corrente e a determinação da
direção de falta é executada independentemente para cada um dos quatro elementos
direcionais (três fases e terra).
Basicamente, a determinação da direção é executada determinando-se o ângulo
de fase entre a corrente de falta e a tensão de referência.
Para os elementos direcionais de fases, a corrente de curto-circuito da fase
afetada e a tensão de linha das fases sem falta são usadas como referência.
Para elementos direcionais de falta à terra, a direção é determinada pela
comparação das grandezas de sequência zero do sistema. No elemento de corrente, a
corrente IN é válida, quando a corrente de neutro do transformador está conectada ao
dispositivo. De outra forma, o dispositivo calcula a corrente de terra através da soma das
45
três correntes de fase. No elemento de tensão, a tensão residual VN é usada como tensão
de referência se estiver conectada. Caso contrário, o dispositivo calcula como tensão de
referência, a tensão de sequência zero 3xV0 através da soma das tensões trifásicas.
Figura 4.13: Determinação da direção de corrente pelo relé de proteção [15].
Por todos estes motivos é necessário garantir a correta conexão e funcionamento
de todos estes transformadores de medição de corrente (TCs) e de tensão (TPs). Para
que isto fosse garantido, foram realizadas as seguintes verificações;
4.6.2 – Verificação das conexões do primário e secundário dos TCs e TPs
Foi realizada a conferência visual das conexões do primário (P1 e P2) para
confirmar se estavam de acordo com o projeto. No secundário foram desconectados os
cabos dos bornes S1 e S2 e das entradas de corrente dos relés e identificada cada ligação
por meio de teste de continuidade.
46
Figura 4.14: Ligação dos TCs e TPs do PML-56C-1. Fonte: Arquivo técnico da Hydro
Alunorte.
4.6.3 – Ensaio de polaridade dos TCs e TPs
Para garantir que as polaridades indicadas nos bornes dos transformadores de
tensão e correntes estavam corretas, foi realizado um ensaio com o uso do Medidor de
Relação de Transformação (TTR – Transformer Turn Ratio) que além de medir a
transformação também indica a polaridade do transformador. Na Figura 4.15 é mostrada
uma foto do instrumento e na Figura 4.16 a conexão utilizada para teste de TCs.
Figura 4.15: Testador de relação de transformação (TTR)
[11].
Figura 4.16: Teste de relação de transformação em TC [11].
47
4.6.4 – Injeção de corrente no primário dos TCs
Para ratificar todas estas verificações, foi feito o teste com injeção de corrente no
primário dos TCs e verificado se o sentido da corrente lido pelo relé estava de acordo
com o sentido injetado. Para este procedimento foi utilizada uma fonte de corrente e
tensão trifásica, com a qual foi aplicada tensão simulando os secundários dos TPs e
aplicando uma corrente no primário dos TCs. As correntes do secundário destes TCs
circulam pelo relé de proteção que indica a direção desta corrente. Esta direção é
compara com a direção aplicada pela fonte.
4.7 – ETAPA 7: TESTES DOS IEDs
Nesta etapa foram realizados os testes finais nos IEDs. Estes testes forma
divididos em grupos conforme descrito a seguir.
4.7.1 – Teste de atuação das funções de proteção
Nestes testes foram checados através de injeção de corrente e tensão nos relés se
todas as funções de proteção estavam funcionando de acordo com o que foi definido no
estudo de seletividade. Os tempos de atuação são medidos e comparados com o tempo
esperado. As funções de proteção testadas foram:
− ANSI 50 / 51: Sobrecorrente não direcional de fase instantânea e
temporizada;
− ANSI 50N / 51N: Sobrecorrente não direcional de terra instantânea e
temporizada;
− ANSI 67: Sobrecorrente direcional de fase;
− ANSI 67N: Sobrecorrente direcional de terra;
− ANSI 50BF: Falha de disjuntor;
− ANSI 25: Verificação de sincronismo.
Nestes testes também são verificados se as indicações de atuação estão
funcionando corretamente.
48
4.7.2 – Testes de envio e recebimento dos Gooses
Nesta etapa foram sensibilizadas as funções de proteção 67 e 67N de cada relé
para se verificar se os gooses eram recebidos pelos relés corretos e se as respectivas
funções 67 e 67N destes relés de destino estavam sendo bloqueadas corretamente.
O tempo de envio e recebimento destes gooses também foi avaliado através dos
registros da lista de eventos destes relés, já que os mesmos operam sincronizados pelo
GPS que tem precisão de 1 milissegundo.
Os resultados foram satisfatórios e o tempo total (tempo de envio + tempo de
transmissão + tempo de processamento no destino + tempo de bloqueio da função de
proteção) ficou na ordem de 10 milissegundos.
4.7.3 - Testes de recomposição da rede.
O objetivo deste teste é garantir que em caso de falha em uma fibra óptica ou
outro componente do anel, a comunicação seja roteada pelo outro lado do anel e se
mantenha funcionando normalmente.
Para realização deste teste, foi desconecta a fibra óptica uma de cada vez em
cada dispositivo da rede.
Um outro teste realizado foi o desligamento de um dispositivo de rede por vez
para verificação se a comunicação entre os demais era mantida.
Os testes também apresentaram um resultado satisfatório.
Após todas estas etapas de implantação, o painel PML-56C-1 foi liberado para a
energização e operação.
No capítulo 5 será mostrada uma análise de uma ocorrência real no sistema
elétrico da Hydro Alunorte, onde se pode avaliar a atuação da seletividade lógica.
49
CAPÍTULO 5
AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DA SELETIVIDADE LÓGICA EM UM
CASO REAL
5.1 – DESCRIÇÃO GERAL DO PROBLEMA
Este capítulo tem como objetivo avaliar um curto-circuito fase para terra real
ocorrido nos cabos de força do turbo gerador nº 1 (TG-57A-1). Este curto-circuito
mesmo fora da zona de autuação da seletividade lógica, foi importante para avaliar o
comportamento da mesma, já que todos os IEDs do anel de 13,8 kV foram
sensibilizados. Este curto-circuito ocorreu dia 18 de julho de 2014 às 07h54min e todas
as fontes de energia para a SE-56C-1 estavam em operação (TFA-56C-1A,
TFA-56C-1B, TG-57A-1, TG-57C-2 e TG-57C-3) e consequentemente contribuíram
para este curto-circuito. Na Figura 5.1 está representada a configuração do sistema antes
da ocorrência e o fluxo de potência no instante imediatamente anterior ao curto-circuito.
Figura 5.1: Configuração e fluxo de potência do sistema antes do curto-circuito.
50
Todas as informações foram obtidas através dos registros de eventos e
oscilografias dos relés de proteção. Na Figura 5.2 é mostrado o ponto onde ocorreu o
curto-circuito e as correntes que circularam devido a contribuições de cada fonte para o
curto, e na Figura 5.3 mostra-se a oscilografia do relé R10.
Figura 5.2: Curto-circuito monofásico para terra nos cabos de força do turbo
gerador TG-57A-1.
Figura 5.3: Oscilografia do relé R10.
PML-‐56C-‐1
50 A
84 A 83 A
134 A
50 A
50 A
217 A
50 A
51
5.2 – AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DO SISTEMA
Na avaliação de desempenho foram levados em consideração alguns fatores
considerados importantes mostrados a seguir.
5.2.1 – Avaliação do sincronismo de relógio
Como o GPS sincroniza o relógio dos IEDs via rede de comunicação IEC 61850,
esta avaliação também foi considerada.
Na Figura 5.4 é mostrado o registro com o horário em que cada IED desta rede
percebeu o curto-circuito.
Figura 5.4: Horário da ocorrência registrado em cada IED.
Como pode ser observado, há uma diferença de 14 ms entre o maior e o menor
tempo registrado. Esta diferença ocorre pelo próprio ciclo de processamento do relé e é
considerada satisfatória.
5.2.2 – Avaliação da direcionalidade
Neste item foi feita a avaliação se todos os IEDs sensibilizados “enxergaram” a
corrente de curto-circuito na direção correta, conforme definido na filosofia de proteção.
Esta avaliação é importante, pois nos testes mostrados no capítulo 4 são
realizados individualmente para cada relé, ou seja, é fisicamente complicado fazer a
injeção de corrente simultaneamente em todos os relés. Na ocorrência real, esta corrente
circula por todo o sistema e se valida os testes realizados individualmente em cada relé.
52
Como o evento analisado foi um curto fase-terra, a função de proteção que
sensibilizada foi a direcional de terra (ANSI 67N) detectada pelos TCs GS (ground
sensors) do sistema. Todos do IEDs foram sensibilizados neste curto-circuito, com
exceção do R5 que não possui TC GS e os relés R3 e R7 que alimentam cargas de
processo que não contribuem significativamente para o curto fase-terra.
Na Figura 5.5 são destacadas as direções que estavam previstas para serem
sensibilizadas para um curto-circuito no TG-1
Figura 5.5: Direções de sensibilização esperadas para um curto-circuito no TG-1.
Na Figura 5.6 são mostrados os registros dos IEDs com as funções que
realmente foram sensibilizadas neste evento.
53
Figura 5.6: Funções 67N sensibilizadas no evento.
5.2.3 – Avaliação dos envios e recebimento dos gooses
Neste item foram avaliados os seguintes pontos:
− Se os envios e recebimentos de bloqueios foram enviados aos IEDs
corretos conforme filosofia definida;
− Se o tempo total (tempo de envio + tempo de transmissão + tempo de
recebimento + tempo de bloqueio da função) foi compatível com o
tempo esperado da ordem de 10 ms;
Nas Tabelas 5.1 e 5.2 são mostrados os envios e recebimentos de bloqueios com
os devidos tempos totais.
54
Tabela 5.1: Envio de bloqueios com os respectivos tempos totais dos gooses.
SENTIDO DE ATUAÇÃO ENVIA BLOQUEIO PARA:
IED DE PARA R2 R3 R4 R6 R7 R8 R9 R10
FUNÇÃO 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2
R2 67N-1 BARRA A BARRA B OK 11ms
R3 67N-2 AQF-56C PML-56C-1
R4 67N-2 TFA-56C-1A PML-56C-1
R6 67N-2 TFA-56C-1B PML-56C-1
R7 67N-2 AQF-56C PML-56C-1
R8 67N-2 BARRA A BARRA B OK 5ms OK
9ms OK 6ms OK
14ms OK 11ms
R9 67N-1 AQF-57C PML-56C-1
R10 67N-2 PML-56C-1 AQF-57C OK 10ms
55
Tabela 5.2: Recebimento de bloqueios com os respectivos tempos totais dos gooses.
SENTIDO DE ATUAÇÃO RECEBE BLOQUEIO DE:
IED DE PARA R2 R3 R4 R6 R7 R8 R9 R10
FUNÇÃO 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2 67N-1 67N-2
R2 67N-1 BARRA A BARRA B OK 5ms
R3 67N-2 AQF-56C PML-56C-1 OK 9ms
R4 67N-2 ALBRAS PML-56C-1 OK 6ms
R6 67N-2 ALBRAS PML-56C-1 OK 14ms
R7 67N-2 AQF-56C PML-56C-1 OK 11ms
R8 67N-2 BARRA A BARRA B OK 10ms
R9 67N-1 AQF-57C PML-56C-1 OK 11ms
R10 67N-2 PML-56C-1 AQF-57C
56
Observando as tabelas, verifica-se que os envios e recebimentos foram
endereçados de acordo com as definições iniciais do projeto. Os tempos para envio até o
bloqueio efetivo das funções nos relés de destino ficaram entre 5 ms e 14 ms, com um
tempo médio de 9,42 ms. Considerando que as funções 67 e 67N têm o menor ajuste de
tempo em 100 ms, Este tempo máximo e médio é considerado aceitável.
No capítulo 6 serão feitas as considerações finais e as propostas de trabalhos
futuros.
57
CAPÍTULO 6
CONSIDERAÇÕES FINAIS
6.1 – CONCLUSÃO
A proposta deste trabalho foi apresentar dentro de um projeto macro de
adequação do sistema elétrico de uma subestação o projeto implantação da seletividade
lógica com o objetivo principal de diminuir os tempos de atuação das proteções do
sistema através da utilização do protocolo de comunicação IEC 61850. Apesar de ser
uma estrutura de rede simples utilizada apenas para a comunicação horizontal
(comunicação direta entre IEDs), a importância e a criticidade dos dados que trafegam
nesta rede são altas, pois são sinais de bloqueios de funções de proteção ou comandos
de trip por falha de disjuntor. Por este motivo, houve um cuidado especial durante a
elaboração das lógicas, para que estas fossem ao mesmo tempo simples e confiáveis,
para não termos atuações (desligamentos) indevidos ou não atuação quando necessário.
Estas lógicas completas podem ser consultadas no anexo I deste trabalho.
Este processo, mesmo sendo fisicamente simples, na parte lógica é relativamente
complexo, pois o sistema elétrico desta subestação possui várias fontes e cargas
distribuídas em diversos barramentos. Isto torna a utilização da rede de comunicação
totalmente viável, pois como foi apresentado, diferentemente de um sistema radial, em
um sistema em anel um disjuntor ou relé tem interface com vários outros, e se esta troca
de dados fosse realizada via cabo (contatos elétricos) além da quantidade excessiva de
entradas e saídas binárias nos relés, cabeamento e relés auxiliares necessários o sistema
se tornaria relativamente complexo de ser implementado e estaria mais sujeito a falhas.
A opção por esta rede de comunicação em IEC 61850 garante os tempos
necessários para as funções de proteção e tem o recurso auto-monitoramento de sua
integridade física, tornando-a muito mais segura neste sentido.
Após a análise de um evento real no sistema, mesmo este sendo fora da zona de
atuação mais rápida da seletividade lógica, pôde-se verificar que o sistema está
operando conforme projetado e que caso o curto-circuito ocorra no PML-56C-1, o
tempo de atuação que seria da ordem de 1 segundo, será agora de 0,1 segundo. Pode-se
afirmar que os danos provocados por este curto-circuito será muito menor em função da
menor exposição à energia dissipada durante o curto-circuito.
58
6.2 – PROPOSTAS DE TRABALHOS FUTUROS
Esta rede de comunicação utilizada a princípio apenas para comunicação
horizontal, possibilita uma série de futuras aplicações dando andamento a um projeto
mais completo, sendo necessária uma análise de custo benefício para priorizar os
investimentos neste projeto. Na sequência serão mostradas as possíveis aplicações que
complementam este projeto de automação:
6.2.1 - Inclusão de todos os relés da parte de 230 kV e 13,8 kV da SE-56C-1 e
SE-57C-1 na rede de comunicação IEC 61850.
Esta inclusão permitiria a expansão da zona de atuação da seletividade lógica, já
que hoje estes relés não têm como enviar e receber os bloqueios necessários nas lógicas.
6.2.2 - Otimização do sistema de rejeição de cargas
Com a inclusão dos demais relés da SE-56C-1 e SE-57C-1 na rede de
comunicação IEC 61850 em conjunto com o sistema supervisório tem-se todas as
condições e informações como a geração atual, consumo atual e energia atual fornecida
pela concessionária, necessárias para uma tomada de decisão em tempo real do sistema
de rejeição de cargas da refinaria. A utilização deste protocolo garante a velocidade
necessária para este tipo de aplicação e tem a vantagem de diminuir significativamente a
quantidade de cabeamento necessário para a implementação, além da flexibilidade caso
seja necessária alguma alteração no sistema. A proposta é ter um sistema que se baseie
em mais dados para a tomada de decisão da quantidade de carga que deve ser
descartada, diferentemente do sistema atual que se baseia apenas na freqüência da
tensão de entrada em 230 kV e 13,8 kV.
59
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ABB, Calor Emag Medium Voltage Products, Application of Is-Limiters.
Description and Calculation, 2012.
[2] AYELLO, F. P. Características e Vantagens da Seletividade Lógica das
Proteções. Revista Eletricidade Moderna, janeiro, 1997.
[3] BLACKBURN, J. Lewis. Protective Relaying Principles and Applications, 2007.
[4] CAMINHA, Amadeu C. Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos, 1983.
[5] COURY, Denis Vinicius; OLESKOVICZ, Mário; GIOVANINI, Renan. Proteção
digital de sistemas elétricos de potência, 2007.
[6] G&W, Electric Company, Catalog C-clip14, 2014.
[7] HYDRO ALUNORTE. Estudo de Seletividade e Coordenação da Proteção Anel
13,8 kV – Subestação 56C e 57C, 2014.
[8] HYDRO ALUNORTE, Treinamento de Capacitação no Sistema Elétrico da Hydro
Alunorte, 2013.
[9] IEC TR-61850-1. “Communication networks and systems in substations”, 2003.
[10] MARDEGAN, Cláudio. Proteção e Seletividade em sistemas elétricos
industriais. 2012.
[11] MEGABRAS, Catálogo do Medidor de Relação de Espiras de Transformador
DTR8510, 2015.
[12] NASCIMENTO, S. L. C.. Introdução ao Cálculo de Curto-Circuito em
Sistemas Elétricos Industriais. Porto Alegre, 2003.
[13] PROTEÇÃO E SELETIVIDADE, Disponível em <
http://www.osetoreletrico.com.br/web/component/content/article/57-artigos-e-
materias/1660-protecao-e-seletividade.html>. Acesso em 26/02/2015.
60
[14] SANTOS, Sidnei José Gonzaga, Aplicação de Seletividade Lógica através de
rede de comunicação IEC61850 na subestação SE-56C-1 da Hydro Alunorte,
Trabalho de conclusão de curso (Especialização em Automação e Controle de Processos
Industriais, 2013.
[15] SIEMENS, Energy and Automation, Ethernet & IEC 61850 Start Up Manual.
Release E50417-F1176-C324-A2, 2007.
61
ANEXO I - LÓGICAS DOS RELÉS DO PML-56C-1
Figura I.1: Lógica do relé R2.
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
OR
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R9
GOOSE - TRIP 50BF - R4
GOOSE - TRIP 50BF - R3
GOOSE - TRIP 50BF - R5
OR
GOOSE - TRIP 50BF - R1(FUTURO)
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
PARTIDA EXTERNA 50BF
AND
ORCORRENTE t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R3, R4, R5 E R9)
PARTIDA 50BF
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
R2 ENVIA BLOQ. 67-1(ENVIA GOOSE P/ R9 67-1 ER1 67-1(FUTURO))
AND67-2 PICKUP
R2 ENVIA BLOQ. 67-2(ENVIA GOOSE P/ R3 67-2, R4 67-2E R5 67-1)
OR
R4 67N-1 PICKUP
R5 LÓGICA DE TERRAPICKUP
R6 67N-1 PICKUPBLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-1 DOR2
ENTRADA RELÉ R2 SAÍDA
SELETIVIDADE LÓGICAR7 67N-1 PICKUP
ORDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOR2 DISJUNTOR ABERTO(ENVIA GOOSE P/ R5)
POSIÇÃO DISJUNTOR
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
R2 ENVIA BLOQ. 67N-1(ENVIA GOOSE P/ R9 67N-1 ER1 67N-1(FUTURO))
AND67N-2 PICKUP
R2 ENVIA BLOQ. 67N-2(ENVIA GOOSE P/ R3 67N-2, R467N-2, R6 67N-2 E R8 67N-1)
ORR3 67-1 PICKUP
R4 67-1 PICKUP
R5 67-2 PICKUP
BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-1 DO R2
ORR1 67-2 PICKUP
(FUTURO)R9 67-2 PICKUP
BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-2 DO R2
ORR1 67N-2 PICKUP
(FUTURO)R9 67N-2 PICKUP
BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-2 DOR2
R3 67N-1 PICKUP
R8 67N-2 PICKUP
ENTRADA RELÉ R2 SAÍDA
(ENVIA GOOSE 67N-1 PARA R5LÓGICA DE PROTEÇÃO DETERRA EM R5)
FECHADO
62
Figura I.2: Lógica do relé R3.
ENTRADA RELÉ R3 SAÍDA ENTRADA RELÉ R3 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
OR
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R2
GOOSE - TRIP 50BF - R4
GOOSE - TRIP 50BF - R5
OR
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R2, R4 E R5)
PARTIDA 50BF
R3 ENVIA BLOQ. 67-1(ENVIA GOOSE P/ R2 67-1, R4 67-2E R5 67-1)
DISPONÍVEL - R3 NÃO ENVIABLOQ. 67-2(A FUNÇÃO 67-1 DO R7 ESTARÁCOORDENADA COM A CARGA)
SELETIVIDADE LÓGICA
PARTIDA EXTERNA 50BF
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
R3 ENVIA BLOQ. 67N-1(ENVIA GOOSE P/ R2 67N-1, R467N-2, R6 67N-2 E R8 67N-1)
DISPONÍVEL - R3 NÃO ENVIABLOQ. 67N-2(A FUNÇÃO 67N-1 DO R7 ESTARÁCOORDENADA COM A CARGA)
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67N-2 PICKUP
ORR2 67-2 PICKUP
R4 67-1 PICKUP
R5 67-2 PICKUP
BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-2 DO R3
ORR4 67N-1 PICKUPR5 LÓGICA DE TERRA
PICKUP
BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-2 DOR3
R2 67N-2 PICKUP
(ENVIA GOOSE 67N-1 PARA R5LÓGICA DE PROTEÇÃO DETERRA EM R5)
POSIÇÃO DISJUNTORFECHADO
63
Figura I.3: Lógica do relé R4.
SAÍDARELÉ R4ENTRADA ENTRADA RELÉ R4 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
OR
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R2
GOOSE - TRIP 50BF - R3
GOOSE - TRIP 50BF - R5
OR
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE
t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R2, R3 E R5)
PARTIDA 50BF
SELETIVIDADE LÓGICA
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-2 DO R4
PARTIDA EXTERNA 50BF
ORDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOR4 DISJUNTOR ABERTO(ENVIA GOOSE P/ R5)
R4 ENVIA BLOQ. 67-1(ENVIA GOOSE P/ R2 67-1, R3 67-2E R5 67-1)
DISPONÍVEL - R4 NÃO ENVIABLOQ. 67-2
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
R4 ENVIA BLOQ. 67N-1(ENVIA GOOSE P/ R2 67N-1, R367N-2, R6 67N-2 E R8 67N-1)
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67N-2 PICKUP
R4 ENVIA GOOSE 67N-2 PARA R5LÓGICA DE TERRA EM R5
R5 67-2 PICKUP
R3 67-1 PICKUP
R2 67-2 PICKUP
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-2 DOR4
R8 67N-2 PICKUP
R7 67N-1 PICKUP
R6 67N-1 PICKUP
R5 LÓGICA DE TERRAPICKUP
R3 67N-1 PICKUP
R2 67N-2 PICKUPPOSIÇÃO DISJUNTOR
FECHADO
64
Figura I.4: Lógica do relé R5.
ENTRADA RELÉ R5 SAÍDAENTRADA RELÉ R5 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
OR
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R2
GOOSE - TRIP 50BF - R4
GOOSE - TRIP 50BF - R350BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
GOOSE - TRIP 50BF - R6
GOOSE - TRIP 50BF - R7
GOOSE - TRIP 50BF - R8
ORDISJUNTOR R2 ABERTO
ORDISJUNTOR R4 ABERTO
ORDISJUNTOR R6 ABERTO
ORDISJUNTOR R8 ABERTO
ANDTRIP P7/P8
OR
TRIP P7/P8
R7 67N-1 PICKUP
R3 67N-1 PICKUP
R2 67N-1 PICKUP
R4 67N-2 PICKUP
R6 67N-2 PICKUP
R8 67N-1 PICKUP
DISJUNTOR FECHADO
t=0,1s
R5 ENVIA BLOQ. DE TERRA 67N(ENVIA GOOSE P/ R2 67N-1, R467N-2, R6 67N-2, R8 67N-1, R3 67N-2E R7 67N-2)
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE
t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R2, R3, R4, R6,R7 E R8)
PARTIDA 50BF
PARTIDA EXTERNA 50BF
R5 ENVIA BLOQ. 67-1(ENVIA GOOSE P/ R6 67-2, R7 67-2E R8 67-1)
R5 ENVIA BLOQ. 67-2(ENVIA GOOSE P/ R2 67-1, R3 67-2E R4 67-2)
SELETIVIDADE LÓGICA
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-1 DO R5
R3 67-1 PICKUP
R2 67-2 PICKUP
R4 67-1 PICKUP
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-2 DO R5
R8 67-2 PICKUP
R7 67-1 PICKUP
R6 67-1 PICKUP
POSIÇÃO DISJUNTORFECHADO
65
Figura I.5: Lógica do relé R6.
ENTRADA RELÉ R6 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
OR
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R8
GOOSE - TRIP 50BF - R7
GOOSE - TRIP 50BF - R5
OR
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R5, R7 E R8)
PARTIDA 50BF
R6 ENVIA BLOQ. 67-1(ENVIA GOOSE P/ R5 67-2, R7 67-2E R8 67-1)
DISPONÍVEL - R6 NÃO ENVIABLOQ. 67-2
SELETIVIDADE LÓGICA
PARTIDA EXTERNA 50BF
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
ENTRADA RELÉ R6 SAÍDA
ORDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOR6 DISJUNTOR ABERTO(ENVIA GOOSE P/ R5)
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-2 DOR6
R8 67N-2 PICKUP
R7 67N-1 PICKUP
R4 67N-1 PICKUP
R5 LÓGICA DE TERRAPICKUP
R3 67N-1 PICKUP
R2 67N-2 PICKUP
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-2 DO R6
R6 ENVIA BLOQ. 67N-1(ENVIA GOOSE P/ R2 67N-1, R467N-2, R7 67N-2 E R8 67N-1)
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67N-2 PICKUP
R6 ENVIA GOOSE 67N-2 PARA R5LÓGICA DE TERRA EM R5
R5 67-1 PICKUP
R7 67-1 PICKUP
R8 67-2 PICKUP
POSIÇÃO DISJUNTORFECHADO
66
Figura I.6: Lógica do relé R7.
ENTRADA RELÉ R7 SAÍDAENTRADA RELÉ R7 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
OR
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R8
GOOSE - TRIP 50BF - R6
GOOSE - TRIP 50BF - R5
OR
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE
t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R5, R6 E R8)
PARTIDA 50BF
PARTIDA EXTERNA 50BF
R7 ENVIA BLOQ. 67-1(ENVIA GOOSE P/ R5 67-2, R6 67-2E R8 67-1)
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
R7 ENVIA BLOQ. 67N-1(ENVIA GOOSE P/ R2 67N-1, R467N-2, R6 67N-2 E R8 67N-1)
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67N-2 PICKUP
SELETIVIDADE LÓGICA
DISPONÍVEL - R7 NÃO ENVIABLOQ. 67-2(A FUNÇÃO 67-1 DO R3 ESTARÁCOORDENADA COM A CARGA)
DISPONÍVEL - R7 NÃO ENVIABLOQ. 67N-2(A FUNÇÃO 67N-1 DO R3 ESTARÁCOORDENADA COM A CARGA)
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-2 DO R7
R6 67-1 PICKUP
R8 67-2 PICKUP
R5 67-1 PICKUP
OR
R5 LÓGICA DE TERRAPICKUP
R6 67N-1 PICKUP BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-2 DOR7R8 67N-2 PICKUP
(ENVIA GOOSE 67N-1 PARA R5LÓGICA DE PROTEÇÃO DETERRA EM R5)
POSIÇÃO DISJUNTORFECHADO
67
Figura I.7: Lógica do relé R8.
ENTRADA RELÉ R8 SAÍDA ENTRADA RELÉ R8 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
OR
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R10
GOOSE - TRIP 50BF - R6
GOOSE - TRIP 50BF - R7
GOOSE - TRIP 50BF - R5
OR
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R5, R6, R7 E R10)
PARTIDA 50BF
PARTIDA EXTERNA 50BF
R8 ENVIA BLOQ. 67-1(ENVIA GOOSE P/ R10 67-1)
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
R8 ENVIA BLOQ. 67N-1(ENVIA GOOSE P/ R10 67N-1)
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67N-2 PICKUP
SELETIVIDADE LÓGICA
R8 ENVIA BLOQ. 67-2(ENVIA GOOSE P/ R5 67-2, R6 67-2E R7 67-2)
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-1 DO R8
R6 67-1 PICKUP
R5 67-1 PICKUP
R7 67-1 PICKUP
ORDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOR8 DISJUNTOR ABERTO(ENVIA GOOSE P/ R5)
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-1 DOR8
R7 67N-1 PICKUP
R6 67N-1 PICKUP
R4 67N-1 PICKUP
R5 LÓGICA DE TERRAPICKUP
R3 67N-1 PICKUP
R2 67N-2 PICKUP
TAMBÉM ENVIA GOOSE 67N-1PARA R5 LÓGICA DE PROTEÇÃODE TERRA EM R5
R8 ENVIA BLOQ. 67N-2(ENVIA GOOSE P/ R2 67N-1, R467N-2, R6 67N-2 E R7 67N-2)
BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-2 DO R8R10 67-2 PICKUP
BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-2 DOR8
R10 67N-2 PICKUP
POSIÇÃO DISJUNTORFECHADO
68
Figura I.8: Lógica do relé R9.
ENTRADA RELÉ R9 SAÍDA ENTRADA RELÉ R9 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R2
OR
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R2)
PARTIDA 50BF
GOOSE - TRIP 50BF - R1(FUTURO)
OR
PARTIDA EXTERNA 50BF
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67N-2 PICKUP
SELETIVIDADE LÓGICA
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-1 DO R9R2 67-1 PICKUP
R9 ENVIA BLOQ. 67-2(ENVIA GOOSE P/ R2 67-2 ER1 67-1(FUTURO))
DISPONÍVEL - R9 NÃO ENVIABLOQ. 67-1
DISPONÍVEL - R9 NÃO ENVIABLOQ. 67N-1
R9 ENVIA BLOQ. 67N-2(ENVIA GOOSE P/ R2 67N-2 ER1 67N-1(FUTURO))
R1 67-2 PICKUP(FUTURO)
OR BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-1 DOR9
R2 67N-1 PICKUP
R1 67N-2 PICKUP(FUTURO)
POSIÇÃO DISJUNTORFECHADO
69
Figura I.9: Lógica do relé R10.
ENTRADA RELÉ R10 SAÍDA
TRIP GERAL
50BF RECEBIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND BO.3 (TRIP DESLIGA DISJUNTOR)
GOOSE - TRIP 50BF - R8
OR
50BF RECEBIDO
PARTIDA EXTERNA 50BF
TRIP GERAL
PARTIDA EXTERNA E TRIP 50BF
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADOBLOQUEIO FUNÇÃO 50BF
BLOQUEIO 50BF
ORTRIP GERAL RELÉ
AND
ORCORRENTE t=0,25s
TRIP FUNÇÃO 50BF(ENVIA GOOSE P/ R8)
PARTIDA 50BF
PARTIDA EXTERNA 50BF
67-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67-2 PICKUP
67N-1 PICKUP
ANDDISJUNTOR INSERIDO
DISJUNTOR FECHADO
AND67N-2 PICKUP
SELETIVIDADE LÓGICA
R10 ENVIA BLOQ. 67-2(ENVIA GOOSE P/ R8 67-2)
DISPONÍVEL - R10 NÃO ENVIABLOQ. 67-1
DISPONÍVEL - R10 NÃO ENVIABLOQ. 67N-1
R10 ENVIA BLOQ. 67N-2(ENVIA GOOSE P/ R8 67N-2)
R8 67-1 PICKUP BLOQUEIA A FUNÇÃO 67-1 DOR10
R8 67N-1 PICKUP BLOQUEIA A FUNÇÃO 67N-1 DOR10
ENTRADA RELÉ R10 SAÍDA
POSIÇÃO DISJUNTORFECHADO
