PROTEÇÃO DIGITAL

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PROTEÇÃO DIGITAL

  1. 1. PROTEÇÃO DIGITAL EM SISTEMAS ELÉTRICOS Eng. Severino S. R. Macedo Novembro/2015
  2. 2. PROTEÇÃO DIGITAL EM SISTEMAS ELÉTRICOS  Conceituação de seletividade  Seletividade Convencional por Corrente  Proteção por Zona Definida  Relés Digitais e Seletividade Lógica  Outras Facilidades oferecidas
  3. 3. CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE  É a seleção e o isolamento de um sistema elétrico ou de parte dele quando da ocorrência de uma anomalia que impeça que o mesmo se mantenha operando.  Exemplos de anomalias que disparam a seletividade: Curto circuito fase-terra, curto circuito trifásico, sobrecarga, falta de fase, etc.
  4. 4. CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE  Os objetivos de um sistema seletivo são:  Isolar somente a área afetada causando o menor impacto na produção;  Desligar a falha no menor tempo possível, mitigando os danos causados;  Permitir um rápido diagnóstico reparo e reposição da planta;  Manter o sistema operando durante instabilidades temporárias e suportáveis (partida de motores, magnetização de transformadores, curtos em áreas adjacentes, etc.).
  5. 5. CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE
  6. 6. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  7. 7. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  8. 8. Motor Principal 7315Kw 2400kVAr M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Cargas Auxiliares Área Desligada Gerador 10MVA – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo Prioritário
  9. 9. Seletividade convencional por corrente  Tradicional meio de distinguir e isolar a parte do sistema que está com defeito, onde os dispositivos de proteção recebem apenas a amostra de corrente vinda dos TC`s. Não há interação direta entre os dispositivos de proteção entre si.
  10. 10. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  11. 11. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  12. 12. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  13. 13. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  14. 14. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário 1 2 4 5 34
  15. 15. M 138kV - CEMIG Processo 1 Processo 2 G Gerador 10MVA – 13,8kV Processo Prioritário 1 2 5 34 4 1 Corrente (A) Tempo (s) T1 = 50ms COORDENOGRAMA Icc
  16. 16. M 138kV - CEMIG Processo 1 Processo 2 G Gerador 10MVA – 13,8kV Processo Prioritário 1 2 4 5 34 1 Corrente (A) Tempo (s) 2 T2 = 350ms T1 = 50ms Intervalo de coordenação = 300ms COORDENOGRAMA Icc
  17. 17. M 138kV - CEMIG Processo 1 Processo 2 G Gerador 10MVA – 13,8kV Processo Prioritário 1 2 4 5 34 1 Corrente (A) Tempo (s) 2 T2 = 350ms T1 = 50ms Intervalo de coordenação = 300ms COORDENOGRAMA Icc
  18. 18. M 138kV - CEMIG Processo 1 G Gerador 10MVA – 13,8kV Processo Prioritário 1 2 4 5 34 Tempo (s) T2 = 350ms T1 = 50ms Intervalo de coordenação = 300ms T4 = 950ms T5 = 1250ms T3 = 650ms 1 Corrente (A) 2 3 4 5 COORDENOGRAMA Icc
  19. 19. M 138kV - CEMIG Processo 1 G Gerador 10MVA – 13,8kV Processo Prioritário 1 2 4 5 34 1 Corrente (A) Tempo (s) 2 T2 = 350ms T1 = 50ms 3 4 5 T4 = 950ms T5 = 1250ms T3 = 650ms COORDENOGRAMA Icc
  20. 20. Proteção por Zona Definida  Forma de ligação do dispositivo de proteção pela qual ele não sente faltas fora de uma determinada zona. Princípio de atuação pela diferença entre as correntes que entram e as que saem da zona protegida. Proteção DIFERENCIAL.  Atuação instantânea!
  21. 21. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  22. 22. 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição G Gerador 10MVA – 13,8kV M 440V Transformador Departamental Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  23. 23. 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição G Gerador 10MVA – 13,8kV M 440V Transformador Departamental Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  24. 24. 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição G Gerador 10MVA – 13,8kV M 440V Transformador Departamental Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  25. 25. PROTEÇÃO DIFERENCIAL CURTO CIRCUITO NA ZONA DE PROTEÇÃO Bobina de operação do relé i1 + i2 > ioperação I1 I2 i1 i2 i1 i2 i2 i1 (MODELO ANALÓGICO)
  26. 26. PROTEÇÃO DIFERENCIAL CURTO CIRCUITO FORA DA ZONA DE PROTEÇÃO Bobina de operação do relé i1 + i2 = 0 I1 I2 i1 i2 i1 i2 i1 i2
  27. 27. MOTORES DE INDUÇÃO DE MÉDIA TENSÃO (COM PROTEÇÃO DIFERENCIAL AUTO-BALANCEADA) Y ALIMENTAÇÃO BOBINA DO MOTOR MOTOR TC In In Irelé = 0
  28. 28. MOTORES DE INDUÇÃO DE MÉDIA TENSÃO (COM PROTEÇÃO DIFERENCIAL AUTO-BALANCEADA) Y ALIMENTAÇÃO BOBINA DO MOTOR MOTOR TC In + Icc In icc Irelé = Icc Icc Icc / icc = Relação de Transformação do TC
  29. 29. Relés Digitais e Seletividade Lógica  A Seletividade Lógica é uma forma de localizar e isolar a falta por meio de detecção da sobrecorrente associada à comunicação entre os dispositivos de proteção.  Atuação muito rápida!  O sistema de seletividade convencional permanece ativo, porém, como forma de retaguarda.
  30. 30. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário
  31. 31. M 138kV - CEMIG Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV Transformador Principal 37MVA – 138-13,8kV Processo 1 Processo 2 Expedição 440V Transformador Departamental G Gerador 10MVA – 13,8kV Motor Principal 7315Kw 2400kVAr Cargas Auxiliares Processo Prioritário 150 251 551 451451 351
  32. 32. Processo Prioritário M Processo 1 Processo 2 G 351 251 551 451451 150 150 Corrente (A) Tempo (s) T1 = 50ms COORDENOGRAMA Icc Travamento do relé anterior com “pick-up” Desligamento do disjuntor
  33. 33. Processo Prioritário M Processo 1 Processo 2 G 351 251 551 451451 150 150 Corrente (A) Tempo (s) T1 = 50ms COORDENOGRAMA Icc Travamento do relé anterior com “pick-up” Desligamento do disjuntor
  34. 34. Lógica interna do relé 150 Imedida > I “pick-up” Enviar sinal para relé a montante, no caso relé 251
  35. 35. Processo Prioritário M Processo 1 Processo 2 G 351 251 551 451451 150 150 Corrente (A) Tempo (s) T1 = 50ms COORDENOGRAMA 251 T2 = 150ms Icc Travamento do relé anterior com “pick-up” Desligamento do disjuntor Intervalo de coordenação = 100ms
  36. 36. Processo Prioritário M Processo 1 Processo 2 G 351 251 551 451451 150 Corrente (A) Tempo (s) COORDENOGRAMA 251 T2 = 150ms Icc Travamento do relé anterior Desligamento do disjuntor
  37. 37. Lógica interna do relé 251 Imedida > I “pick-up” Ausência de I “pick-up” relés a jusante+ Desligamento do Disjuntor Local em t = 150ms Enviar sinal para relés a montante
  38. 38. Processo Prioritário M Processo 1 Processo 2 G 351 251 551 451451 150 150 Corrente (A) Tempo (s) T1 = 50ms COORDENOGRAMA 251 351 451 T2 = 150ms 551 Icc Travamento do relé anterior Desligamento do disjuntor
  39. 39. Processo Prioritário M Processo 1 Processo 2 G 351 251 551 451451 150 150 Corrente (A) Tempo (s) T1 = 50ms COORDENOGRAMA 251 351 451 T2 = 150ms 551 Icc Travamento do relé anterior Desligamento do disjuntor
  40. 40. Processo Prioritário M Processo 1 Processo 2 G 351 251 551 451451 150 Corrente (A) Tempo (s) COORDENOGRAMA 351 451 T2 = 150ms 551 Icc Travamento do relé anterior Desligamento do disjuntor
  41. 41. M 138kV - CEMIG Processo 1 G Gerador 10MVA – 13,8kV Processo Prioritário 1 2 4 5 34 1 Corrente (A) Tempo (s) 2 T2 = 350ms T1 = 50ms 3 4 5 T4 = 950ms T5 = 1250ms T3 = 650ms COORDENOGRAMA Icc
  42. 42. Conexões entre relés (+) (-) Bobina disjuntor Trip Pick-up Entrada Digital 150 251 (+)
  43. 43. Relés Digitais – Outras Facilidades  A utilização da tecnologia digital nos relés de proteção introduziu uma série de facilidades, antes não disponíveis com relés eletromecânicos e mesmo analógicos.  Além de manter todas as funções dos relés anteriores, a utilização da proteção digital veio a facilitar a implantação de várias delas.
  44. 44. Supervisão de bobinas (+)Trip Continuidade da bobina (+) Bobina abertura disjuntor (-) (-) Estado do disjuntor I/O do relé (+) (1) (1)
  45. 45. Supervisão de bobinas (+)Trip Continuidade da bobina (+) Bobina abertura disjuntor (-) (-) Estado do disjuntor I/O do relé (+) (0) (1)
  46. 46. Função Falha de Disjuntor
  47. 47. Função Falha de Disjuntor  Função que transfere automaticamente o comando de desligamento para o disjuntor de entrada do conjunto de manobras, quando o disjuntor alimentador de saída falha durante ocorrência de defeitos do circuito.  Fundamental em CCM`s de MT.  Visa prover retaguarda para faltas que não geram altas correntes circulantes, tais como, sobrecargas, desequilíbrio de fase, subtensão e outras.
  48. 48. Lógica interna da função Falha de Disjuntor Proteção atuou Corrente permanece > 10% In+ Desligamento do Disjuntor de Entrada em t = 80ms
  49. 49. M Barra “b” – 13,8kV Disjuntor Principal Entrada do barramento Processo 2 Expedição Motor Principal 7315Kw Faltas com baixa intensidade de corrente e que não sensibilizam a proteção de entrada
  50. 50. Relés Digitais e Seletividade Lógica Potencial dos relés digitais:  Seletividade Lógica  Supervisão de bobinas de abertura dos disjuntores  Função de falha de disjuntor (BF)  Supervisão da fonte auxiliar cc  Comunicação em rede  Análise de faltas e auxilio nos diagnósticos (oscilografia e registros de tendência de grandezas)
  51. 51. Comunicação em rede
  52. 52. Comunicação em rede É muito importante a conexão dos relés em rede e a extensão desta rede até os postos de controle das plantas industriais. Ali, devem ser anunciados de forma resumida os eventos de cada relé, de acordo com critérios que facilitem a intervenção do pessoal de manutenção.
  53. 53. Comunicação Local Conexão Local: •Parametrização; •Comissionamento; •Acompanhamento e registro de tendência de grandezas elétricas; •Oscilografia de eventos;
  54. 54. Análise de Faltas e Auxílio no Diagnóstico Uma das grandes vantagens dos relés digitais sobre os analógicos e eletromecânicos, é a capacidade de armazenar o histórico das ocorrências permitindo obter-se após um evento:  Registro de data e hora da ocorrência;  Valores máximos atingidos;  Descrição de envolvimento de uma, duas ou três fases, bem como terra;  Valores pré-falta;  Tempo em que o relé operou;  Tempo em que o disjuntor realmente abriu, se abriu.
  55. 55. FIM Obrigado! Severino S. R. Macedo Av. Prudente de Morais, 135 – 6º andar Belo Horizonte – MG (31) 3292.5113 severino.macedo@sma-eng.com.br www.sma-eng.com.br

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