SEL – 354
PROTEÇÃO DE SISTEMAS
ELETROENERGÉTICOS
Proteção em sistemas eletroenergéticos 1
SEL 354 – Proteção em Sistemas Eletroenergéticos
Prof. Denis Vinicius Coury
Æ Fil...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 2
Bibliografia Recomendada
& PHADKE, A. G.; THORP, J. S. – Computer relaying for
po...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 3
& UNGRAD, H.; WINKLER, W.; WISZNIEWSKI, A. –
Protection techniques in electrical ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 4
Proteção em Sistemas Eletroenergéticos
Em oposição à garantia de economia e quali...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 5
1.2 Pode-se diminuir a ação do defeito:
ü Limitando as correntes c.c. (reatores)
...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 6
II Função e importância da proteção
Æ Relés de proteção è provocar, sem demora, o...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 7
IV Efeitos indesejáveis do c.c. (caso persista)
Æ Redução da margem de estabilida...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 8
Quadro I – Ocorrências de faltas sobre os componentes
EQUIPAMENTO DEFEITO (%)
Lin...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 9
VI Classificação dos relés
Æ Tipo construtivo: eletrodinâmico, disco de indução,
...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 10
VI Características funcionais da proteção por
relés
Æ Sensibilidade: capacidade ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 11
Æ Velocidade de atuação: minimiza o vulto dos defeitos e
risco de instabilidade
...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 12
Æ Contato móvel fechará o circuito operativo quando:
Fe > Fm
Æ Se I > Ia è o cir...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 13
t1 t2 t3 t4
Ii
Id
Ia
t1 è I começa a crescer
t2 è I atinge o valor da corrente d...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 14
( ) 0>-= mer FFF
Feo è força eletromagnética de atuação: e + Fmo
Fmo è esforço i...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 15
Æ realizar contatos firmes
Æ manter a sua regulagem
Æ ter baixo custo
A título d...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 16
Æ Um curto-circuito traduz-se por:
ü altascorrentes e quedas de tensão
ü variaçã...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 17
XI Atributos dos sistemas de proteção
1 2 3
T
R T
R
D12 D21
P
D23
Æ O sistema po...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 18
XII Zonas de proteção
~
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Zona 4
Zona 5
Zona 6
Æ Cada zona co...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 19
Æ Problema: se ocorrer falha dentro da zona de
sobreposição è maior porção será ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 20
XIII Proteção de retaguarda
Æ Encarrega-se da proteção no caso da proteção primá...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 21
ü Outra condição:
O sistema de retaguarda deve dar ao sistema primário
tempo suf...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 22
XIV Relés de corrente, tensão e potência
14.1 Relés de indução eletromagnética
Æ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 23
Æ Posição do contato móvel = temporizador
Æ O entreferro é uma fração de polegad...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 24
Æ Força líquida:
Æ Substituindo:
Æ Simplificando:
ü A força sob o disco é consta...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 25
14.2 Relés de indução de duas grandezas de
entrada
Æ Substitui-se o anel de defa...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 26
Consideremos (quadratura entre as grandezas):
Para o relé atuar em conjugado máx...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 27
f - deslocamento de fase introduzido
t - definidor do conjugado máximo (catálogo...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 28
14.3 Equação universal dos relés
K1, K2, K3 e K4 podem ser igualados a zero.
14....
Proteção em sistemas eletroenergéticos 29
Æ Há nomalmente dois tipos de ajuste:
a) ajuste de corrente – ajuste de tapes
Pe...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 30
Embora esses ajustes possam ser feitos de forma
independente, a interdependência...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 31
o Fusíveis
§ Proteção de LTs BT e transformadores distrib.
o Relés sobrecorrente...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 32
o O relé com ajuste mais baixo opera primeiro e
desconecta a carga no ponto mais...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 33
o Desvantagem: faltas próximas à fonte (correntes
maiores) são isoladas em tempo...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 34
Æ Ajuste dos relés de sobrecorrente
o Possuem geralmente um elemento instantâneo...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 35
· Critério de ajuste: depende do elemento
a ser protegido:
1) Linhas entre subes...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 36
Æ Cobertura das unidades instantâneas protegendo
linhas entre subestações
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 37
Mas
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S
S
Z
Z
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( )
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11 +-
= (*)
Exemplo 1:
Se ki = 1,25 e kS = ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 38
Æ Ajuste das unidades de tempo nos relés de
sobrecorrente
o Tempo de operação po...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 39
§ TAP: define a corrente de pickup do relé
· Precisa permitir margem de sobrecar...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 40
Para relés de sobrecorrente padrão:
Tipo de relé a b
Inverso 0,02 0,14
Muito inv...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 41
14.5 Relés de tensão
Equação de conjugado da forma:
Æ Tem funcionamento similar ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 42
A armadura móvel pivoteia em torno do eixo de modo a
bascular a ampola de mercúr...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 43
Æ Relé no limiar da operação (T = 0):
Æ Se desprezarmos o efeito da mola K3 :
Æ ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 44
1
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k
k
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I2
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1
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k
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 45
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ü q aumenta movendo I no...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 46
A linha divisória entre os conjugados negativo e positivo
está deslocada da orig...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 47
Æ Têm usualmente características temporizadas para
impedir sua operação durante ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 48
Æ Exemplo: conexão 90o
, ângulo de atraso de 45º
.
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Ia
Vbc
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 49
XV Relés diferenciais, de freqüência,
de tempo e auxiliares
15.1 Relés diferenci...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 50
Elemento
protegido
Bobina de
operação
I1 – I2
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Æ Elemento protegido:
ü t...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 51
* No caso de transformadores conectados em ligações
Y-D poderá existir diferença...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 52
Bobina de
operação
I1 – I2
I1
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Bobina de
retenção
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K3N1N2
I2
I1
Elemento
pro...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 53
Se I2 = 0
Retenção: I1/2
Operação: I1
 o torque de operação será o dobro
do torq...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 54
ü Voltando a equação universal dos relés sem
desprezar a força da mola (C = 0):
...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 55
ü Ajustes:
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ç
è
æ
1
3
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k
Compensa o efeito da mola, atri...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 56
ü Corrente de falta: 10000 A
ü TC introduz um erro de 20%
Æ Relé amperimétrico: ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 57
15.2 Relés de freqüência
Æ Quedas de freqüência não podem ser toleradas
Æ Rejeiç...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 58
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ISf
ISN
ISF
IEN
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ê f à ê xLé xc à é IL ê IC
é f à é xLê xc ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 59
§ Disponíveis em corrente alternada ou contínua
§ Ampla temporização:
Ø Até 20s ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 60
Æ Relés auxiliares ou intermediários
§ Repetidores: destinados principalmente à
...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 61
XVI Relés de distância
16.1 Introdução
Æ Estes relés geralmente usam estruturas ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 62
Æ Variação da impedância ao longo das linhas em paralelo
(não homogeneidade do s...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 63
~
F
A B
R
ZF
Zl
P
Q
Æ Diagrama R–X (segundo a figura anterior):
Zl
ZF
P
Q
R
Q
P
...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 64
ü A impedância de carga pode cair em qualquer dos
4 quadrantes (depende de P e Q...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 65
Æ Equação de conjugado:
3
2
2
2
1 kVkIkC --=
Para passar de uma região de conjug...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 66
ü Se k3=0, a equação (*) torna-se
2
1
k
k
Z
I
V
==
que é da forma
1
21
k
k
VV
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 67
ü A característica no plano R-X (desprezando K3):
R
X
Z
q
Região de
operação
Lim...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 68
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R
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dispara
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direcionalUnidade ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 69
R
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t
t2
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- torque
- R
- X
t1
t2
t3
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 70
16.5 Relé de reatância
Æ É por definição, um relé de sobrecorrente com restrição...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 71
X
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+C
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q
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Z
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 72
Æ Desvantagem: Não é direcional. Atua para qualquer
carga com reatância menor qu...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 73
16.6 Relé MHO ou de admitância
Æ É basicamente um relé direcional com retenção p...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 74
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 75
Æ Vantagens com relação ao relé de impedância:
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 76
16.7 Relé de impedância modificado
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 77
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 78
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 79
XVII Relés estáticos e semi-estáticos
Æ O desenvolvimento de transistores SCR co...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 80
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 81
a) Relé de impedância (Z), se K4=0 e I
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 82
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dois membros da equação e, qua...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 83
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a condução
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 84
Funcionamento:
Ø Se uma entrada de 6ms ou mais se apresenta ao relé
ocorrerá uma...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 85
A impedância própria do transactor (ZT) estabelece o
alcance da característica.
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Proteção em sistemas eletroenergéticos 86
Transformadores de Corrente - TCs
Æ Conectam relés e/ou aparelhos de medidas ao
...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 87
Æ Caracterização de um TC (ABNT)
§ Corrente e relação nominais
§ Classe de tensã...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 88
Æ Classe de exatidão
§ Erro máximo de transformação esperado,
respeitando-se a c...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 89
I’0 = I0/K = corrente de excitação referida ao
secundário;
Z’m = impedância de m...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 90
Ø Ponto de Joelho (PJ) é definido como aquele
em que, para se ter aumento de 10%...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 91
Æ Fator de sobrecorrente nominal
§ Expressa a relação entre a máxima corrente co...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 92
Æ Seleção de TCs pela curva de magnetização
§ Curva ES X I’O fornecida pelo fabr...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 93
Æ Precauções quando trabalhando com TCs
§ Secundário aberto ® sobretensões eleva...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 94
§ Classe de tensão de isolamento nominal
o Depende da máxima tensão de linha do ...
Proteção em sistemas eletroenergéticos 95
o Minimiza a queda de tensão do circuito auxiliar
o Faz com que a tensão na carg...
The Universal Relay
The Engine for Substation Automation
Marzio P. Pozzuoli
GE Power Management
Entire contents copyright ...
Marzio P. Pozzuoli
GE Power Management
Markham, Ontario, Canada
U
tilities and manufacturers have been speculating
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ple sources can interface. In addition, it can support exist-
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EPRI’s work to date in thi...
The design of a universal relay requires an architecture
that can accommodate all of the above functional blocks in
a modu...
ule level (Figure 4). Configurable input/output (I/O)
combinations can accept plug-in sub-modules, which
means that each s...
scalability and
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ability in that
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scalable (e.g.
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1
PROTEÇÃO RÁPIDA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO COM O USO DE EQUAÇÕES DIFERENCIAIS
RENATA ARARIPE DE MACÊDO
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2
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Apostila protecao-sel354-2003 !!
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  1. 1. SEL – 354 PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELETROENERGÉTICOS
  2. 2. Proteção em sistemas eletroenergéticos 1 SEL 354 – Proteção em Sistemas Eletroenergéticos Prof. Denis Vinicius Coury Æ Filosofia de proteção dos sistemas elétricos Æ Princípios fundamentais dos principais tipos de relés convencionais: Relés de corrente, tensão e potência Relés diferenciais, de freqüência, de tempo e auxiliares Relés de sobrecorrente Relés direcionais Relés de distância e com canal piloto Æ Transformadores de corrente e potencial Æ Redutores de medida e filtros Æ Relés Universais Æ Localizadores de faltas em linhas de transmissão Æ Novas tendências e artigos científicos
  3. 3. Proteção em sistemas eletroenergéticos 2 Bibliografia Recomendada & PHADKE, A. G.; THORP, J. S. – Computer relaying for power systems, John Wiley & Sons Inc., ISBN 0 471 92063 0. & Power system protection – Digital protection and signallig, Edited by Electricity Training Association – IEE, Vol. 4, ISBN 085296 838 8. & JOHNS, A. T.; SALMAN S. K. – Digital protection for power systems, Peter Peregrinus Ltd., ISBN 0 86341 195 9. & Protective relays – Application guide, GEC Measurements. & PHADKE, A. G.; HOROWITZ, S. H. – Power system relaying, Research Studies Press Ltd, ISBN 0 863 801 854.
  4. 4. Proteção em sistemas eletroenergéticos 3 & UNGRAD, H.; WINKLER, W.; WISZNIEWSKI, A. – Protection techniques in electrical energy systems, Marcel Dekker, Inc., ISBN 0 8247 9660 8. & Protective relaying theory and applications, W. A. Elmore ABB Power T & D Company Inc., ISBN 0 8247 9152 5. & CAMINHA, A. C. – Introdução à proteção dos sistemas elétricos, Editora Edgard Blücher Ltda., 1983. & CLARK, HARRISON K. – Proteção de sistemas elétricos de potência, Universidade Federal de Santa Maria, 1979. & GERS, J.M. ; HOLMES, E.J. – Protection of electricity distribution networks, The Institution of Electrical Engineers, London, UK, 1998. & Periódicos científicos que dizem respeito ao assunto.
  5. 5. Proteção em sistemas eletroenergéticos 4 Proteção em Sistemas Eletroenergéticos Em oposição à garantia de economia e qualidade do serviço, além de vida útil razoável das instalações, as concessionárias enfrentam perturbações e anomalias de funcionamento que afetam as redes elétricas e seus órgãos de controle. I Considerações gerais Æ SEP è Proteção eficaz e confiável Æ Atributos cada vez mais exigidos è crescimento, complexidade e interligamentos dos SEP 1.1 Pode-se prevenir os defeitos ü Manutenção preventiva e operação adequada ü Previsão de isolamento adequado ü Coordenação adequada de pára-raios ü Proteção de elementos com cabos aterrados ü Proteção contra a ação destruidora de animais, terra, lixo, etc.
  6. 6. Proteção em sistemas eletroenergéticos 5 1.2 Pode-se diminuir a ação do defeito: ü Limitando as correntes c.c. (reatores) ü Projetando elementos de circuito mais resistentes capazes de suportar os efeitos mecânicos e térmicos das correntes de defeito ü Isolando com presteza o elemento defeituoso ü Aumentando a estabilidade do sistema ü Analisando o funcionamento adequado do sistema – estatísticas do defeito.
  7. 7. Proteção em sistemas eletroenergéticos 6 II Função e importância da proteção Æ Relés de proteção è provocar, sem demora, o desligamento total do elemento defeituoso. Æ Estudo da proteção è considerações: Ø Elétricas – características do sistema de potência Ø Econômicas – custo do equipamento principal versus custo relativo do sistema de proteção Ø Físicas – facilidades de manutenção, distância entre os pontos de ação dos relés, etc. III Causas dos defeitos Æ Ar è c.c. por aves, roedores, galhos de árvores, etc. Rigidez dielétrica afetada por ionização provocada por frio ou fogo. Æ Isoladores de porcelana curto-circuitados ou rachados Æ Isolação de trafos e geradores afetados pela umidade Æ Descargas atmosféricas Æ Surtos de chaveamento
  8. 8. Proteção em sistemas eletroenergéticos 7 IV Efeitos indesejáveis do c.c. (caso persista) Æ Redução da margem de estabilidade Æ Danos aos equipamentos vizinhos à falha Æ Explosões Æ Efeito cascata V Quadro estatístico dos defeitos Æ Quadro I - Levantamento estatístico ocorrido na Central Electricity Generating Board – Inglaterra üMaior ocorrência de defeitos: Linhas de transmissão Æ Quadro II – Levantamento dos tipos de faltas sobre linhas de transmissão fornecido pela Boneville Power Association (BPA) e Swedish State Power Boord (1951 – 1975)
  9. 9. Proteção em sistemas eletroenergéticos 8 Quadro I – Ocorrências de faltas sobre os componentes EQUIPAMENTO DEFEITO (%) Linhas aéreas 31,3 Proteção 18,7 Transformadores 13,0 Cabos 12,0 Seccionadores 11,7 Geradores 8,0 Diversos 2,1 TC’s e TP’s 1,8 Equipamento de controle 1,4 Quadro II – Incidência dos tipos de defeitos sobre linhas de transmissão Tipo dos BPA SSPB defeitos 500KV 400 KV 200 KV Fase - Terra 93% 70% 56% Fase - Fase 4% 23% 27% Fase – Fase - Terra 2% Trifásico 1% 7% 17%
  10. 10. Proteção em sistemas eletroenergéticos 9 VI Classificação dos relés Æ Tipo construtivo: eletrodinâmico, disco de indução, elemento térmico, fotoelétrico, digital, etc. Æ Natureza do parâmetro ao qual o relé responde: corrente, tensão, potência, freqüência, pressão, temperatura, etc. Æ Grandezas físicas de atuação: elétricas, mecânicas, térmicas, óticas, etc. Æ Método de conexão do elemento sensitivo: direto no circuito primário, através de TP’s e TC’s. Æ Grau de importância: principal ou intermediário Æ Tipo de contatos: NA ou NF Æ Tempo de atuação: instantâneo ou temporizado Æ Tipo de fonte para atuação do elemento de controle: CA ou CC Æ Aplicação: geradores, transformadores, linhas de transmissão, etc.
  11. 11. Proteção em sistemas eletroenergéticos 10 VI Características funcionais da proteção por relés Æ Sensibilidade: capacidade de a proteção responder às anormalidades nas condições de operação e aos c.c. para os quais foi projetada. K – fator de sensibilidade Ipp – valor mínimo da corrente de acionamento do relé Valor usual: 1,5 a 2 Æ Seletividade: üisolar completamente o componente defeituoso; üdesligar a menor porção do SEP e üreconhecer condições onde a imediata operação é requerida daqueles onde nenhuma ou um retardo na operação é exigido. pp cc I I K min=
  12. 12. Proteção em sistemas eletroenergéticos 11 Æ Velocidade de atuação: minimiza o vulto dos defeitos e risco de instabilidade Æ Confiabilidade: é a probalidade de um componente, um equipamento ou um sistema satisfazer uma função prevista, sob dadas circunstâncias. VIII O relé elementar
  13. 13. Proteção em sistemas eletroenergéticos 12 Æ Contato móvel fechará o circuito operativo quando: Fe > Fm Æ Se I > Ia è o circuito deve ser interrompido, onde Ia é a corrente de atuação, de pick-up, de acionamento ou operação do relé. Æ Pelos princípios de conversão eletromecânica temos: Fe è força eletromagnética K è leva em consideração a taxa de variação da permeância do entreferro, número de espiras e ajusta as unidades convenientemente. Æ Força da mola: Æ Há, pois, no relé: Elemento sensor Elemento comparador Elemento de controle 2 KIFe @ KxFm =
  14. 14. Proteção em sistemas eletroenergéticos 13 t1 t2 t3 t4 Ii Id Ia t1 è I começa a crescer t2 è I atinge o valor da corrente de acionamento Ia t3 - t2 è o disjuntor atua abrindo o circuito t3 è a corrente começa a decrescer t4 è Fe < Fm è o relé abre o seu circuito magnético Æ Relação de recomposição: ( Kd varia na prática entre 0,7 – 0,95) Fr è Força residual a d d I I K =
  15. 15. Proteção em sistemas eletroenergéticos 14 ( ) 0>-= mer FFF Feo è força eletromagnética de atuação: e + Fmo Fmo è esforço inicial da mola e è compensação de atrito do eixo, etc. IX Qualidades requeridas de um relé Æ ser tão simples e robustos o quanto possível Æ ser tão rápidos o quanto possível Æ ter alta sensibilidade e poder de discriminação
  16. 16. Proteção em sistemas eletroenergéticos 15 Æ realizar contatos firmes Æ manter a sua regulagem Æ ter baixo custo A título de comparação são dados valores tirados de uma proposta de fabricante, em valores relativos: relé de sobrecorrente, instantâneo, monofásico 1,0 pu relé de sobrecorrente, temporizado, trifásico 3,5 pu relé de sobrecorrente, temporizado, direcional 6,5 pu relé com fio piloto 12,0 pu relé de distância, de alta velocidade 56,0 pu relé digital, incluindo software 56,0 pu X Critérios de existência de falta Defeito ou falta è acidental afastamento das condições normais de operação
  17. 17. Proteção em sistemas eletroenergéticos 16 Æ Um curto-circuito traduz-se por: ü altascorrentes e quedas de tensão ü variação da impedância aparente ü aparecimento de seqüência negativa e seqüência zero de tensão e/ou corrente ü diferenças de fase e/ou amplitude entre a corrente de entrada (Ie) e saída (Is) em um elemento se Id = (Ie – Is) possuir valor elevado è há defeito É baseado nessas condições que, na prática, serão indicados os relés aplicáveis a cada caso.
  18. 18. Proteção em sistemas eletroenergéticos 17 XI Atributos dos sistemas de proteção 1 2 3 T R T R D12 D21 P D23 Æ O sistema pode ser subdividido em: 1- Disjuntores (D) 2- Transdutores (T) 3- Relés (R) e baterias Æ Processo Decisão tomada pelos relés è abertura dos disjuntores è desconexão da L. T. do restante do sistema e eliminação da falta. Todo o processo è 30 a 100 ms. Relé D23 também detecta a falha no ponto P, porém deve ser seletivo de modo a não operar.
  19. 19. Proteção em sistemas eletroenergéticos 18 XII Zonas de proteção ~ Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6 Æ Cada zona contém um ou mais elementos do sistema Zona 1 – proteção do gerador e transformador Zona 2 – proteção do barramento de AT Zona 3 – proteção da LT Zona 4 – proteção do barramento de BT Zona 5 – proteção do transformador Zona 6 – proteção do barramento de distribuição Æ Cada disjuntor está incluído em duas zonas de proteção vizinhas Os disjuntores ajudam a definir os contornos da zona de proteção. Æ Aspecto importante: as zonas vizinhas se sobrepõem. Esta sobreposição garante que nenhuma parte do sistema fique sem proteção.
  20. 20. Proteção em sistemas eletroenergéticos 19 Æ Problema: se ocorrer falha dentro da zona de sobreposição è maior porção será isolada. Região de sobreposição é feita a menor possível. Æ Exemplo: a) Consideremos o sistema de potência mostrado na figura abaixo com fontes geradoras além das barras 1, 3 e 4. Quais são as zonas de proteção nas quais este sistema poderia ser dividido? Que disjuntores operariam para falhas em P1 e em P2? b) Se forem adicionados três disjuntores no ponto 2, como seriam modificadas as zonas de proteção? A B C P1 1 2 4 3 P2
  21. 21. Proteção em sistemas eletroenergéticos 20 XIII Proteção de retaguarda Æ Encarrega-se da proteção no caso da proteção primária falhar. 1 T R 2 A B P 5 F G 3 D C 4 E H ü Para uma falta em P, a proteção primária (principal) deve abrir os disjuntores F e G. ü Um método de proteção de retaguarda èduplicar a proteção primária completamente. ü Outra opção: Função de proteção de retaguarda remota Se F não atuar è transferir a responsabilidade a A, D e H (elimina uma porção maior do sistema)
  22. 22. Proteção em sistemas eletroenergéticos 21 ü Outra condição: O sistema de retaguarda deve dar ao sistema primário tempo suficiente para atuar normalmente ê Retardo de tempo de coordenação: necessário para coordenar a operação dos sistemas primário e de retaguarda ü Outra opção: Sistema local de proteção de retaguarda: B, C e E (barra 1). Também chamado de sistema de proteção de falha de disjuntor. ü Problema: subsistemas comuns a ambos. ü Deve então ser considerada alguma forma de proteção de retaguarda remota para um bom dimensionamento do sistema de proteção.
  23. 23. Proteção em sistemas eletroenergéticos 22 XIV Relés de corrente, tensão e potência 14.1 Relés de indução eletromagnética Æ Usam o princípio de um motor de indução. Æ Operam em C. A.
  24. 24. Proteção em sistemas eletroenergéticos 23 Æ Posição do contato móvel = temporizador Æ O entreferro é uma fração de polegada Æ Se a corrente na bobina de operação for senoidal: F = fluxo máximo produzido q = defasagem provocada pelo anel w = freqüência angular da corrente aplicada Æ Devido à indutância desprezível no rotor: è if1, if2 em fase com ef1, ef2 (e = df/dt) wtsen11 f=F ( )qf +=F wtsen22 wtw dt d i cos1 1 1 f f f @@ ( )qf f f +@@ wtw dt d i cos2 2 2
  25. 25. Proteção em sistemas eletroenergéticos 24 Æ Força líquida: Æ Substituindo: Æ Simplificando: ü A força sob o disco é constante (embora as grandezas de entrada sejam senoidais) e proporcional ao seno do ângulo entre os dois fluxos. ü Relé livre de vibrações 211212 ffff iiFFF -@-= ( ) ( )[ ]qqff +-+µ wtwtwtwtwF cossencossen21 qff sen21KF µ
  26. 26. Proteção em sistemas eletroenergéticos 25 14.2 Relés de indução de duas grandezas de entrada Æ Substitui-se o anel de defasagem por duas grandezas atuantes. 1. As duas grandezas de atuação são correntes: 2. As duas grandezas de atuação são tensões: 3. Uma é a tensão e a outra a corrente ü Estrutura magnética simétrica: f proporcional a I. ü Defasagem entre os fluxos = defasagem entre as grandezas atuantes. 2211 sen KIIKT -= q 2211 sen KVVKT -= q 2111 sen KVIKT -= q
  27. 27. Proteção em sistemas eletroenergéticos 26 Consideremos (quadratura entre as grandezas): Para o relé atuar em conjugado máximo para qualquer q: I2 I1 I1 ’ Ref. Posição de I2 p/ Cmáx +C -C q f t I2 I1 I1 ’ Filtro defasador O processo mais simples de alterar o ângulo de máximo torque inerente, num relé de duas grandezas, é inserir entre qualquer das grandezas atuantes e sua bobina de operação um filtro defasador. 0 901sen =Þ=Þ qqmáxF qsen21IKIF = ( )fq +¢= sen21IIKT
  28. 28. Proteção em sistemas eletroenergéticos 27 f - deslocamento de fase introduzido t - definidor do conjugado máximo (catálogo do fabricante) Tmáx è cos(q - t) = 1 â q = t Tnulo è cos(q - t) = 0 â q = t ± 900 Finalmente: ü Surge o conceito de direcionalidade (C+ è I2 variando desde 0o a 180o ) ü t é denominado ângulo de conjugado máximo do relé. ( ) 43421 t fq fq fq -±= ±=+ =+® 0 0 90 90 1senmáxT ( )tq -¢= cos21IIKT
  29. 29. Proteção em sistemas eletroenergéticos 28 14.3 Equação universal dos relés K1, K2, K3 e K4 podem ser igualados a zero. 14.4 Relés de sobrecorrente (ajuste) Æ Relés não direcionais que respondem a amplitude de suas correntes. Sendo ½Ip½a corrente do enrolamento secundário do TC previamente definida e ½If½a corrente de falta. Æ Descrição funcional: Bloqueio Disparo T1 T2 ½ Ip ½ ½ If ½ ½ If ½>½ Ip ½® disparo ½ If ½<½ Ip ½® bloqueio Re(I) Im(I) { ( ) 43 )cos(212 2 2 )cos(211 2 1 cos KVIKVKIKT VVKIIK +-++= -- tq tqtq 321
  30. 30. Proteção em sistemas eletroenergéticos 29 Æ Há nomalmente dois tipos de ajuste: a) ajuste de corrente – ajuste de tapes Pelo posicionamento do entreferro, tensionamento da mola de restrição, pesos, tapes de derivação da bobina, etc. b) ajuste de tempo – ajuste do dispositivo de tempo DT por meio de dispositivos de temporização diversos.
  31. 31. Proteção em sistemas eletroenergéticos 30 Embora esses ajustes possam ser feitos de forma independente, a interdependência é mostrada nas curvas tempo-corrente, fornecidas no catálogo do fabricante. Æ ½Ip½ - Este ajuste é feito através de tapes do enrolamento de atuação. ½If½>½Ip½ - Função potencial inversa da amplitude da corrente. Æ Ajuste de tempo – característica no tempo pode ser deslocada: ½ - produz a mais rápida atuação no tempo 10 - produz a mais lenta atuação no tempo Proteção de Sobrecorrente Æ Correntes elevadas em SEP Þ causadas por faltas Æ Tipos mais comuns de proteção o Chaves termomagnéticas § Arranjos mais simples § Baixa tensão
  32. 32. Proteção em sistemas eletroenergéticos 31 o Fusíveis § Proteção de LTs BT e transformadores distrib. o Relés sobrecorrente § Dispositivo mais comum para se lidar com correntes excessivas § Devem operar em situações de sobrecorrente e sobrecarga Æ Tipos de relés de sobrecorrente o a) Corrente definida o b) Tempo definido o c) Tempo inverso Æ Relés de corrente definida o Opera instantaneamente quando corrente atinge valor predeterminado o Ajuste: na S/E mais distante da fonte o relé opera com valor baixo de corrente e vice-versa t I t I t I t1 a) b) c)
  33. 33. Proteção em sistemas eletroenergéticos 32 o O relé com ajuste mais baixo opera primeiro e desconecta a carga no ponto mais próximo à falta o Possui baixa seletividade em altos valores de corrente c.c. o Dificuldade em distinguir corrente de falta entre 2 pontos quando a impedância entre eles é pequena se comparada à da fonte o Não são usados como única proteção de sobrecorrente, mas sim como unidade instantânea onde outros tipos de proteção estão em uso Æ Relés de tempo definido o Ajuste variado Þ trata com diferentes níveis de corrente, usando diferentes tempos de operação o Ajuste: disjuntor mais próximo à falta é acionado no tempo mais curto o Disjuntores restantes são acionados sucessivamente, com atrasos maiores, em direção à fonte o Tempo de discriminação: diferença entre os tempos de acionamento para a mesma corrente
  34. 34. Proteção em sistemas eletroenergéticos 33 o Desvantagem: faltas próximas à fonte (correntes maiores) são isoladas em tempo relativamente longo o Ajuste de atraso de tempo é independente do valor de sobrecorrente requerido para operação do relé o Muito usados quando impedância da fonte é grande se comparada àquela do elemento a ser protegido (níveis de falta no relé são similares aos níveis no elemento protegido) Æ Relés de tempo inverso o Operam em tempo inversamente proporcional à corrente de falta o Vantagem: tempos de acionamento menores podem ser obtidos mesmo com correntes altas, sem risco de perda de seletividade o Geralmente classificados conforme sua curva característica (indica a velocidade de operação): § Inversa § Muito inversa § Extremamente inversa
  35. 35. Proteção em sistemas eletroenergéticos 34 Æ Ajuste dos relés de sobrecorrente o Possuem geralmente um elemento instantâneo e um elemento de tempo na mesma unidade o Ajuste envolve seleção de parâmetros que definem a característica tempo-corrente requerida o Ajuste das unidades instantâneas § Mais eficaz quando as impedâncias dos elementos protegidos são maiores que a da fonte § Vantagens · Reduzem o tempo de operação para faltas severas no sistema · Evitam perda de seletividade quando há relés com características diferentes (ajusta-se a unid. instant. para operar antes de cortar a curva característica) t I
  36. 36. Proteção em sistemas eletroenergéticos 35 · Critério de ajuste: depende do elemento a ser protegido: 1) Linhas entre subestações: - Considerar no mín. 125% da corrente simétrica para nível de falta máx. na próxima S/E 2) Linhas de distribuição: - Considerar 50% da corrente máx. de c.c. no ponto do relé ou - Considerar entre 6 e 10 vezes a máx. taxa do circuito 3) Transformadores: - Unid. instant. no primário do trafo deve ser ajustada entre 125 e 150% da corrente c.c. no barramento de BT, referida ao lado AT - Valor elevado a fim de evitar perda de coordenação com as altas correntes inrush
  37. 37. Proteção em sistemas eletroenergéticos 36 Æ Cobertura das unidades instantâneas protegendo linhas entre subestações end pickup i I I k = e element source S Z Z k = ABS pickup XZZ V I + = Onde: V = tensão no ponto do relé ZS = impedância da fonte ZAB = impedância do elemento a ser protegido X = percentagem da linha protegida ABS end ZZ V I + = e ABS ABS i XZZ ZZ k + + = Þ iAB iSABS kZ kZZZ X -+ = ~ ZS ZAB 50 A B x
  38. 38. Proteção em sistemas eletroenergéticos 37 Mas AB S S Z Z k = Þ ( ) i iS k kk X 11 +- = (*) Exemplo 1: Se ki = 1,25 e kS = 1 Então X=0,6 ou seja, a proteção cobre 60% da linha. Exemplo 2: O efeito da redução da impedância da fonte ZS na cobertura da proteção instantânea pode ser notada, usando-se um valor de ki = 1,25 na equação (*): Zs (W) ZAB (W) IA (A) IB (A) % coberta 10 10 100 50 60 2 10 500 83 76
  39. 39. Proteção em sistemas eletroenergéticos 38 Æ Ajuste das unidades de tempo nos relés de sobrecorrente o Tempo de operação pode ser atrasado para garantir que, na presença de uma falta, o relé não atuará antes de outra proteção mais próxima à falta o Diferença de tempo de operação para os mesmos níveis de falta Þ margem de discriminação o Ajuste dos parâmetros: § DIAL: representa o atraso de tempo que ocorre antes do relé operar · ¯ DIAL ¯ tempo de trip t I B A Margem de Discriminação
  40. 40. Proteção em sistemas eletroenergéticos 39 § TAP: define a corrente de pickup do relé · Precisa permitir margem de sobrecarga sobre a corrente nominal: TAP ³ (1,5 Inom) / RTC ¯ valor pode variar dependendo da aplicação (distribuição, relés de falta p/ terra, linhas AT, etc). Os procedimentos podem ser definidos pela seguinte expressão (alternativa ao uso das curvas em papel): 1 . -÷÷ ø ö çç è æ = a b SI I k t t = tempo de operação do relé (s) k = DIAL ou ajuste multiplicador de tempo I = corrente de falta (A) Is = TAP ou corrente de pickup selecionada a , b = determinam a inclinação da característica do relé
  41. 41. Proteção em sistemas eletroenergéticos 40 Para relés de sobrecorrente padrão: Tipo de relé a b Inverso 0,02 0,14 Muito inverso 1,00 13,50 Extremamente inverso 2,00 80,00 Dada a característica do relé Þ calcula-se a resposta no tempo para dado DIAL k, TAP e outros valores da equação. Æ Coordenação com fusíveis o Fusível opera Þ linha permanece aberta o Necessário prevenir operação do fusível o Dilema: seletividade X continuidade do sistema
  42. 42. Proteção em sistemas eletroenergéticos 41 14.5 Relés de tensão Equação de conjugado da forma: Æ Tem funcionamento similar aos relés de corrente. Æ O emprego típico é: a) relé de máxima – efetua a abertura do disjuntor quando a tensão no circuito (V) for maior que a tensão de regulagem (Vr) b) relé de mínima – caso contrário, por exemplo quando V < 0,65 Vr c) relé de partida ou aceleração – usado para curto- circuitar degraus de resistência em dispositivos de partida, para aceleração de motores. 2 2 1 KVKT -=
  43. 43. Proteção em sistemas eletroenergéticos 42 A armadura móvel pivoteia em torno do eixo de modo a bascular a ampola de mercúrio, estabelecendo assim o contato entre os terminais. 14.6 Relé de balanço de correntes Tipo muito usual, tanto para fins de sobrecorrente, como de unidade direcional. Æ Equação de conjugado, supondo I1 e I2 em fase: 3 2 22 2 11 KIKIKT --=
  44. 44. Proteção em sistemas eletroenergéticos 43 Æ Relé no limiar da operação (T = 0): Æ Se desprezarmos o efeito da mola K3 : Æ Voltando a equação do relé no limiar da operação (T =0) e supondo I2 = 0: (limiar da operação) 12 12 3 2 1 2 I IK K K K I -= 2 1 2 1 I K K I = 1 3 1 K K I =
  45. 45. Proteção em sistemas eletroenergéticos 44 1 21 k k tg- I2 I1 T+ 1 3 k k T- ü O efeito da mola é significativo somente nos baixos níveis de corrente. 14.7 Relés direcionais Æ Relé de duas grandezas: tensão e corrente Æ Capaz de distinguir entre o fluxo de corrente em uma direção ou outra Æ Devido a natureza indutiva da bobina è corrente Iv atrasada em relação à tensão ( ângulo a).
  46. 46. Proteção em sistemas eletroenergéticos 45 I Bobina de corrente Bobina de tensão Iv V I V q a t IV ü q aumenta movendo I no sentido anti-horário è T aumenta Tmáx Þ t= q ü q diminui movendo I no sentido horário è T diminui Tmin Þ I coincide com Iv Æ A característica real de funcionamento de um relé de duas grandezas: I V q t Imínimo Conj. positivo Conj. negativo )cos( tq -= KVIT 90o IV a
  47. 47. Proteção em sistemas eletroenergéticos 46 A linha divisória entre os conjugados negativo e positivo está deslocada da origem indicando a mínima corrente necessária para atuar o relé no ângulo de máximo torque. 14.7.1 Relés direcionais de potência Æ Respondem a certa direção do fluxo de corrente sob condições aproximadamente equilibradas. Æ t = 0, Iv 90o em atraso com relação a V Bobina de tensãoBobina de corrente I V C+C- Iv Imínimo qcosVIP = Se alterar t para 0º: Æ Torque positivo Þ I a ± 90o em relação a V. Æ Torque negativo Þ I entre 90o e 270º . Æ Respondem ao fluxo de potência normal Þ conj. máx. quando fp unitário percorre o circuito.
  48. 48. Proteção em sistemas eletroenergéticos 47 Æ Têm usualmente características temporizadas para impedir sua operação durante as momentâneas reversões de energia. 14.7.2 Relés direcionais para proteção contra C. C. Æ Curtos-circuitos envolvem correntes atrasadas com relação ao fp unitário Þ relé deve desenvolver conjugado máximo para tais condições ü Algumas conexões mais usuais (com fp=1): Ia Ia Iaa a a c c cb b b90o 60o 30o Vbc Vac Vbc + Vac Æ Alimentação de relé direcional de curto-circuito: relação de fase para fp = 1
  49. 49. Proteção em sistemas eletroenergéticos 48 Æ Exemplo: conexão 90o , ângulo de atraso de 45º . a b c Ia Vbc Ia Vbc Cmáx C+ C- Obs.: Estes tipos de relés são geralmente usados para suplementar outros tipos de relés (sobrecorrente, distância) que irão decidir se se trata de um curto- circuito de fato. Não são temporizados nem ajustáveis, mas operam sob baixos valores de corrente e têm boa sensibilidade.
  50. 50. Proteção em sistemas eletroenergéticos 49 XV Relés diferenciais, de freqüência, de tempo e auxiliares 15.1 Relés diferenciais Æ Opera quando o vetor da diferença de duas ou mais grandezas elétricas excede uma quantidade pré- estabelecida. Æ 2 tipos: - diferenciais amperimétricos - diferenciais à porcentagem (percentual) 15.1.1 Relé diferencial amperimétrico Relé de sobrecorrente instantâneo conectado diferencialmente, cuja zona de proteção é limitada pelos TCs. Erros sistemáticos neste tipo de proteção: § casamento imperfeito dos TCs; § componente contínua da corrente de c.c.; § erro próprio dos TCs; § corrente de magnetização de transformadores
  51. 51. Proteção em sistemas eletroenergéticos 50 Elemento protegido Bobina de operação I1 – I2 If I1 I2 Æ Elemento protegido: ü trecho de circuito de transmissão ü enrolamento de um gerador ou motor ü seção de barramento ü transformador: - diferença de fase deve ser compensada - corrente de magnetização inicial Sentido das correntes: Defeito interno Defeito externo
  52. 52. Proteção em sistemas eletroenergéticos 51 * No caso de transformadores conectados em ligações Y-D poderá existir diferença de fase entre as correntes primárias e secundárias. Tal fenômeno pode ser compensado pela conexão inversa dos TCs ou pela utilização de TCs auxiliares. 15.1.2 Relé diferencial percentual Æ Versão modificada do relé de balanço de correntes Elemento protegido Bobina de operaçãoI1 – I2 I1 I2 Bobinas de retenção ou restrição
  53. 53. Proteção em sistemas eletroenergéticos 52 Bobina de operação I1 – I2 I1 I2 Bobina de retenção I1 K3N1N2 I2 I1 Elemento protegido ü Corrente efetiva na bobina de retenção: (I1+I2)/2 ü Corrente na bobina de operação: (I1-I2) ü Para uma falta externa: (ou sob corrente de carga normal) I1 = I2 Retenção: (I1 + I1)/2 = I1 Operação: I1 – I1 = 0 plena retenção ü Para uma falta interna: I2 torna-se negativo Retenção: (I1 – I2)/2 è a retenção será enfraquecida Operação: I1 + I2 è operação fortalecida relé ativado
  54. 54. Proteção em sistemas eletroenergéticos 53 Se I2 = 0 Retenção: I1/2 Operação: I1 o torque de operação será o dobro do torque de retenção Para o referido relé podemos escrever a equação universal dos relés: ( ) 3 2 21 2 2 211 2 k II KIIKC -÷ ø ö ç è æ + --= ü Fazendo-se K3 = 0, no limiar da operação (C = 0), temos: 1 221 21 2 K KII II ÷ ø ö ç è æ + =- (equação de uma reta na forma y = ax)
  55. 55. Proteção em sistemas eletroenergéticos 54 ü Voltando a equação universal dos relés sem desprezar a força da mola (C = 0): ( ) 3 2 21 2 2 211 2 k II kIIk +÷ ø ö ç è æ + =- ( ) 12 3 2 21 1 22 21 k kII k k II +÷ ø ö ç è æ + =- Se 1 3 21 21 0 2 k k II II =-Þ®÷ ø ö ç è æ + mostrando o efeito da mola apenas para baixas correntes. 1 21 k k tg- (I1 + I2)/2 I1 – I2 +C 1 3 k k -C a OPERA NÃO OPERA
  56. 56. Proteção em sistemas eletroenergéticos 55 ü Ajustes: a) valor inicial: ÷ ø ö ç è æ 1 3 k k Compensa o efeito da mola, atritos, etc. b) declividade: ÷ ø ö ç è æ - 1 21 k ktg Na prática, é da ordem de 5-20% para geradores e de 10-40% para transformadores Æ Qual o relé mais sensível: Amperimétrico ou percentual Æ Exemplo: F If 10 A 50 A40 A 1000/51000/5 (TC com erro) I1 I2 Elemento protegido
  57. 57. Proteção em sistemas eletroenergéticos 56 ü Corrente de falta: 10000 A ü TC introduz um erro de 20% Æ Relé amperimétrico: para evitar a operação para uma falta externa è sensibilidade mínima ³ 10 A. Æ Relé percentual: Operação: 10 A Retenção: (40+50)/2= 45 A. ü Considerando a curva característica do relé (declividade de 25%): I1 – I2 (operação) Ponto para uma falta externa de 10000 A, 20% de erro em um dos TC’s (I1 + I2)/2 +C -C 20 40 10 2 8 6 4 10 30 25%
  58. 58. Proteção em sistemas eletroenergéticos 57 15.2 Relés de freqüência Æ Quedas de freqüência não podem ser toleradas Æ Rejeição de carga feita em degraus sucessivos, permitindo a recuperação da frequência nominal do sistema Æ Para uma freqüência menor que a nominal, a corrente ISF é preponderante em relação à ICF , defasando IEF de um ângulo menor que 90 graus em relação à ISF e vice- versa. C IS R V IE = IS+ICindutor fixo quadro móvel IC indutor variável f F circuito oscilante paralelo Indutor variável permite ajustar convenientemente o circuito oscilante, tal que o quadro móvel tenha conjugado nulo quando IS e IE são defasadas de 90 graus.
  59. 59. Proteção em sistemas eletroenergéticos 58 V IEf ISf ISN ISF IEN IEF ICF ICN ICf ê f à ê xLé xc à é IL ê IC é f à é xLê xc à ê IL é IC ( )ESES IIIIC ,cos= ü Conjugado na freqüência de regulagem N (60 Hz): °= 90cosENSN IIC ü F < N Þ a bobina se deslocará num dado sentido (ângulo menor que 90o ) ü F > N Þ a bobina se deslocará no sentido contrário (ângulo maior que 90o ) 15.3 Relés de tempo, auxiliares ou intermediários Æ Relés de tempo § Função: definir a ação de outros relés § Valor de retardo regulável
  60. 60. Proteção em sistemas eletroenergéticos 59 § Disponíveis em corrente alternada ou contínua § Ampla temporização: Ø Até 20s em relés de corrente contínua Ø De 25 a 90s para mecanismos tipo relojoaria Ø > 90s para motores com engrenagens § Relé de tempo com circuito RC Ø Fechamento do contato de comando: alimenta o relé e carrega o capacitor Ø Abertura do contato de comando: capacitor descarrega sobre a bobina do relé, retardando o retorno à posição de repouso Ø Resistência R: regula a temporização e evita descarga oscilante do capacitor R C Contato de comando Contatos do relé MolaBobina do relé + _
  61. 61. Proteção em sistemas eletroenergéticos 60 Æ Relés auxiliares ou intermediários § Repetidores: destinados principalmente à multiplicação do nº de contatos do relé principal § Contatores: para manobrar um ou mais contatos de grande poder de corte ou fechamento § São essencialmente instantâneos, robustos, do tipo corrente ou tensão, com contatos normalmente abertos e/ou fechados
  62. 62. Proteção em sistemas eletroenergéticos 61 XVI Relés de distância 16.1 Introdução Æ Estes relés geralmente usam estruturas de alta velocidade e temporizadores. Æ Recebe este nome porque mede a distância (impedância) entre o local do relé e o ponto de falta. Torque positivo Þ níveis de impedância abaixo de um valor específico. Æ Na prática de aplicação desses relés, alguns erros de medida, quedas de tensão outras que a dos condutores, além da impedância Z considerada, podem provocar a imperfeita correspondência do que foi exposto. 16.2 Causas pertubadoras na medição Æ Ruído presente nas ondas. Æ Insuficiência ou inexistência de transposição dos condutores na L. T. (5 a 10% de erro esperado).
  63. 63. Proteção em sistemas eletroenergéticos 62 Æ Variação da impedância ao longo das linhas em paralelo (não homogeneidade do solo). Æ Erros nos redutores de medida de corrente e tensão em conseqüência da saturação dos núcleos sob os grandes valores das correntes de defeito (erro de 3% ou superior). Æ Erros originados pelas variações de temperatura ambiente. Æ A própria construção do relé. Algumas compensações são propostas para que possa atuar de forma confiável. 16.3 Diagrama R-X Æ Será usado para mostrar as características de funcionamento dos relés de distância.
  64. 64. Proteção em sistemas eletroenergéticos 63 ~ F A B R ZF Zl P Q Æ Diagrama R–X (segundo a figura anterior): Zl ZF P Q R Q P X Q P Q P Para curto-circuito: VF e IF – medidas do relé qF – ângulo entre V e I FFFF F F jXRZ I V +== q
  65. 65. Proteção em sistemas eletroenergéticos 64 ü A impedância de carga pode cair em qualquer dos 4 quadrantes (depende de P e Q). ü Relés a distância: podem distinguir entre um local de falta e outro (independente do módulo da corrente). ü O diagrama R-X pode ser construído com ohms primários ou secundários (sem ou com uso de TP’s e TC’s). 16.4 Relé de impedância ou ohm Æ Por definição, é um relé de sobrecorrente com restrição por tensão: K3 V I
  66. 66. Proteção em sistemas eletroenergéticos 65 Æ Equação de conjugado: 3 2 2 2 1 kVkIkC --= Para passar de uma região de conjugado negativo (não- operação) para uma região de conjugado positivo do relé (operação) passa-se obrigatoriamente por C=0 (chamado limiar de operação). Æ Para C = 0 vem: 3 2 1 2 2 kIkVk -= ( ) 2 2 3 2 1 2 2 2 2 Ik k k k I V Ik -=Þ¸ 2 2 3 2 1 Ik k k k Z I V -== (*) Æ Desprezando o efeito da mola (k3 = 0), vem: 2 1 k k Z = = constante ü Equação do círculo com centro na origem, representado em um plano Z = R+jX.
  67. 67. Proteção em sistemas eletroenergéticos 66 ü Se k3=0, a equação (*) torna-se 2 1 k k Z I V == que é da forma 1 21 k k VV ZZ V I === ou também y = ax representando uma linha reta no plano I-V 1 21 k k tg- V I 1 3 k k
  68. 68. Proteção em sistemas eletroenergéticos 67 ü A característica no plano R-X (desprezando K3): R X Z q Região de operação Limiar da operação - O relé é ajustado para um curto valor de Z (pode ser alterado mudando-se K1 e K2); - Opera sempre que enxergar um valor menor ou igual ao ajustado; - O relé é então insensível ao ângulo q entre V e I Þ não é inerentemente direcional. ü Porém, as características do relé de impedância e direcional podem ser combinadas para se obter um relé direcional:
  69. 69. Proteção em sistemas eletroenergéticos 68 R X R X C- C+ + figura = anterior não dispara dispara Unidade direcionalUnidade de impedância não dispara Máx. torque ( ) 21 cos kVIKT --= tq ü Os contatos da unidade direcional estarão em série com os contatos de disparo do relé de impedância ou impedirão a atuação deste por algum meio, tal como abrir o circuito da bobina de tensão do relé de impedância. ü Ainda complementando um relé de impedância para funcionar como relé de retaguarda:
  70. 70. Proteção em sistemas eletroenergéticos 69 R X t1 t t2 t3 Z1 Z2 Z3 + torque - torque - R - X t1 t2 t3 t l1 l2 linha Unidade direcional ü Admitamos Z1 = 80% do comprimento; T1 = 0 Z2 = 120% do comprimento; T2 = 0,5s Z3 = 200% do comprimento; T3 = 1,0s Se a falta ocorre em: Z1è as três zonas sentem –> tempo de abertura t1 Z2è Z2 e Z3 sentem –> tempo de abertura t2 (<t3) Z3è Z3 sente –> tempo de abertura t3
  71. 71. Proteção em sistemas eletroenergéticos 70 16.5 Relé de reatância Æ É por definição, um relé de sobrecorrente com restrição direcional. ( ) 32 2 1 cos kVIkIkC ---= tq Æ Considerando t = 90o , temos: 32 2 1 sen kVIkIkC --= q Æ Na eminência de operação (C = 0), e desprezando o efeito da mola (k3 = 0): qsen2 2 1 VIkIk = ( )2 2 Ik¸ XZ I V k k === qq sensen 2 1 ou . 2 1 cte k k X == No plano R-X representa uma reta paralela ao eixo R.
  72. 72. Proteção em sistemas eletroenergéticos 71 X R -C +C R arco q t Z Z k1/k2 Não atua Atua Æ Tem restrições por ser de característica aberta. Æ Independência quanto ao valor de resistência de arco. X < k1/k2 è torque positivo X > k1/k2 è torque negativo Pode distinguir distância baseando-se apenas na componente reativa da impedância. Æ Vantagem: o relé é insensível à variação de resistência no circuito. Atuaria para um defeito mesmo que a resistência do arco fosse grande.
  73. 73. Proteção em sistemas eletroenergéticos 72 Æ Desvantagem: Não é direcional. Atua para qualquer carga com reatância menor que o ajustado. Por isso este relé é acoplado a um relé de admitância. Æ Relé de impedância angular § Não é geralmente usado como relé de distância, mas constitui parte importante de muitos esquemas que utilizam relés de distância, como os relés de disparo por falta de sincronismo e diversos outros. ( ) 32 2 1 cos kVIkIkC ---= tq § Similar ao relé de reatância, mas com t ¹ 90º na condição de máximo torque. R X C- C+ t = + 45º R X C- C+ t = - 45º t t § Para t = 0º Þ relé de resistência (reta paralela ao eixo X)
  74. 74. Proteção em sistemas eletroenergéticos 73 16.6 Relé MHO ou de admitância Æ É basicamente um relé direcional com retenção por tensão, cuja equação de conjugado é: ( ) 3 2 21 cos kVkVIkC ---= tq Æ C = 0: ( ) 31 2 2 cos kVIkVk --= tq Æ (¸ K2VI) ( ) VIk k k k Z I V 1 cos 2 3 2 1 --== tq Æ k3 = 0 ( )tq -== cos 2 1 k k Z I V ( )tq -= cos 2 1 k k Z A equação representa um círculo passando pela origem, com diâmetro k1/k2 e inclinação de t.
  75. 75. Proteção em sistemas eletroenergéticos 74 t ® condição de fabricação do relé. R X t dispara k1/k2 não dispara C+ è Z cai dentro C- è Z cai fora Z Z Æ Tamanho do círculo é aproximadamente independente do valor da tensão e corrente aplicados ao relé. Æ O relé desenvolve torque positivo (desligamento) quando Z cai dentro da característica e torque negativo quando Z fica fora da mesma, onde o I V Z 0Ð= Æ Instalando dois ou três relés mho, podemos garantir proteção instantânea para a seção de linha adjacente bem como proteção de retaguarda retardada para as linhas adjacentes.
  76. 76. Proteção em sistemas eletroenergéticos 75 Æ Vantagens com relação ao relé de impedância: § Direcionalidade inerente § Melhor acomodação de uma possível resistência de arco do que no relé de impedância. Constata-se que para proteger um mesmo trecho de linha sob dada resistência de arco, o relé abrange menor área no plano R-X. Isto é vantajoso quanto à menor sensibilidade às possíveis oscilações do sistema. Æ Relé mho de três zonas: R X Z1 Z2 Z3 Æ A zona Z1 é instantânea. Æ Z2 e Z3 são temporizados.
  77. 77. Proteção em sistemas eletroenergéticos 76 16.7 Relé de impedância modificado Æ Característica deslocada no plano R-X através de artifício de polarização. ü Conjugado: ( ) 3 2 2 2 1 kCIVkIkC ---= Artifício de compoundagem: faz com que o relé de impedância tenha sua característica deslocada no plano R-X, de modo a oferecer resultados semelhantes aos do relé mho no que diz respeito à acomodação de certa resistência de arco voltaico. Isso é feito polarizando-se a bobina de tensão com uma componente CI proporcional à corrente aplicada no relé. ü Para C = 0 e k3 = 0, desenvolve-se a expressão vetorial: 0 2 2 2 1 =-- CIVkIk [ ] 0cos2 222 2 2 1 =+-- ICCVIVkIk q ( )2 I¸
  78. 78. Proteção em sistemas eletroenergéticos 77 0cos 2 2 22 22 2 21 =ú û ù ê ë é +-- I IC I CVI I V kk q [ ] 0cos2 22 21 =+-- CCZZkk q ü E como 222 XRZ += e RZ =qcos [ ] 02 222 21 =+-+- CCRXRkk [ ] 0)( 22 21 =+-- XCRkk ( ) 2 2 122 ÷÷ ø ö çç è æ =+- k k XCR Equação de um círculo com centro deslocado C da origem e com raio igual a 2 1 k k .
  79. 79. Proteção em sistemas eletroenergéticos 78 X R X’ C Z Z’ Rav ü A tensão CI é gerada forçando uma corrente I por uma impedância C e somando este valor a V, ligando CI em série. ü O ângulo de fase e a magnitude de C determinam a direção e a magnitude, respectivamente, do movimento do centro do círculo. ü Outros artifícios mostram que podemos colocar a característica em qualquer ponto R-X.
  80. 80. Proteção em sistemas eletroenergéticos 79 XVII Relés estáticos e semi-estáticos Æ O desenvolvimento de transistores SCR com alto grau de confiabilidade conduziu a construção de relés que utilizam estes elementos. Æ Relés estáticos são extremamente rápidos e não possuem partes móveis. Æ Vantagens básicas com relação a relés eletromecânicos: § Alta velocidade de operação § Carga consideravelmente menor para transformadores de instrumentos § Menor manutenção 17.1 Relés semi-estáticos Æ Ao invés da estrutura eletromecânica pode-se usar duas estruturas retificadoras atuando sobre um sensível relé de bobina móvel.
  81. 81. Proteção em sistemas eletroenergéticos 80 Se chamarmos a corrente de operação de Io e a corrente de restrição de Ir (proporcional a uma tensão aplicada sobre um resistor Z), e k3 sendo uma constante semelhante à ação de uma mola, virá: 3 2 2 2 01 kIkIkC r --= Æ Escolhendo-se convenientemente o tape no enrolamento intermediário do TC pode-se obter três características diferentes:
  82. 82. Proteção em sistemas eletroenergéticos 81 a) Relé de impedância (Z), se K4=0 e I K U £ 3 b) Relé de condutância (G), se K4=1 e II K U £- 3 c) Relé de impedância combinada (Zc), se K4=K4 e IIK K U £- 4 3 Æ O relé de condutância fornece excelente cobertura para faltas com arco voltaico, no entanto, limita o emprego a linhas com ângulo q de até 60 graus. Æ Uma solução intermediária é a característica denominada ohm deslocado ou impedância combinada (Zc) q X R · · · Z Zc G K4K3 K3 2K3
  83. 83. Proteção em sistemas eletroenergéticos 82 Æ Como resultado as pontes fazem a comparação dos dois membros da equação e, quando o conjugado gerado por I for maior que o proporcionado pela restrição (U/K3 – K4 I), uma corrente de desequilíbrio percorrerá o relé de bobina móvel e o disjuntor do trecho de linha correspondente será operado. 17.2 Relés estáticos Æ Relé de sobrecorrente estático Consta basicamente de um certo número de módulos em circuitos independentes denominados: § Módulo básico ou conversor de entrada: o Faz a adaptação das correntes vindas dos TCs do circuito principal o Em geral, transforma as correntes em tensões através de um resistor § Módulo de ajuste da corrente: o Constituído por uma tensão de referência o Enquanto a corrente for inferior ao nível ajustado não há condução. Se a corrente aumenta
  84. 84. Proteção em sistemas eletroenergéticos 83 ultrapassando a tensão de referência, é iniciada a condução § Módulo de ajuste de tempo: o Consta, por ex., de resistores variáveis que modificam o tempo de carga dos capacitores e portanto a temporização desejada § Módulo de sinalização e comando: o No qual diversos sinais de alarme e disparo do disjuntor podem ser obtidos, após a passagem por circuitos de amplificação convenientes § Módulo de alimentação Æ Relé de distância estático § Consistem em circuitos transistorizados que desempenham funções lógicas e de temporização. § Um exemplo de função de temporização é mostrado na figura:
  85. 85. Proteção em sistemas eletroenergéticos 84 Funcionamento: Ø Se uma entrada de 6ms ou mais se apresenta ao relé ocorrerá uma saída. Além disso, mesmo depois de removido o sinal de entrada, o sinal de saída permanece durante 9ms. Ø Se o sinal de entrada tem duração inferior à 6ms, nenhum sinal de saída ocorrerá. Todos os tipos de característica (ohm, mho, reatância, etc.) são obtidas medindo-se o ângulo de fase entre duas tensões. No interior do relé as correntes são transformadas em tensões por meio de transactors (transformador com núcleo de ar que produz uma tensão secundária proporcional à corrente primária). 6 9 ENTRADA SAÍDA 6ms 9ms
  86. 86. Proteção em sistemas eletroenergéticos 85 A impedância própria do transactor (ZT) estabelece o alcance da característica. A unidade mho executa as medidas considerando primeiramente as tensões de entrada senoidais em baixo nível, tal que as formas de onda se assemelhem a ondas quadradas. Suas partes positiva e negativa são separadas e aplicadas a diferentes blocos de funções “E”. Há duas outras características que pode m ser obtidas a partir da unidade mho, simplesmente variando-se o ajuste de picape ou de atuação dos temporizadores; são as características denominadas na literatura de: Ø Lente; Ø Tomate.
  87. 87. Proteção em sistemas eletroenergéticos 86 Transformadores de Corrente - TCs Æ Conectam relés e/ou aparelhos de medidas ao sistema de potência Æ Basicamente constituídos de um núcleo de ferro, enrolamento primário (geralmente o próprio condutor primário do sistema) e enrolamento secundário Æ Adaptam a grandeza a ser medida às faixas de utilização da aparelhagem correspondente Æ Problema: saturação resultante das componentes DC e AC da corrente de defeito ® requerem maior cuidado que os TPs Primário Secundário
  88. 88. Proteção em sistemas eletroenergéticos 87 Æ Caracterização de um TC (ABNT) § Corrente e relação nominais § Classe de tensão de isolamento nominal § Freqüência nominal § Classe de exatidão nominal § Carga nominal § Fator de sobrecorrente nominal § Limites de corrente de curta duração para efeitos térmico e dinâmico Æ Corrente e relação nominais § Corrente nominal secundária = 5A (norma) § Correntes nominais primárias = 5, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1500, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 e 8000 A Æ Classe de tensão de isolamento nominal § Definida pela tensão do circuito ao qual o TC será conectado (tensão máxima de serviço) Æ Freqüência nominal § 50 e/ou 60 Hz
  89. 89. Proteção em sistemas eletroenergéticos 88 Æ Classe de exatidão § Erro máximo de transformação esperado, respeitando-se a carga permitida § TCs de proteção devem retratar com fidelidade as correntes de defeito sem sofrer os efeitos da saturação § Erro de ângulo de fase: geralmente desprezado § Circuito equivalente: Onde: I1 = valor eficaz da corrente primária (A); I’1 = corrente primária referida ao secundário; K = N2/N1 = relação de espiras secundárias para primárias; Z1 = impedância do enrolamento primário; Z’1 = idem, referida ao secundário; I1 I’1 = I1/K Z’1 = K2 .Z1 I’O Z’m Z2 I2 ZCE2 Vt
  90. 90. Proteção em sistemas eletroenergéticos 89 I’0 = I0/K = corrente de excitação referida ao secundário; Z’m = impedância de magnetização referida ao secundário; E2 = tensão de excitação secundária (V); Z2 = impedância do enrolamento secundário (W); I2 = corrente secundária (A); Vt = tensão nos terminais do secundário (V); Zc = impedância da carga (W). § Curva de magnetização Ø Obtida experimentalmente pelo fabricante Ø Relaciona E2 e I’O Ø Permite determinar a tensão secundária a partir da qual o TC começa a saturar (PJ) ES I’O EPJ IPJ 10% EPJ 50% IPJ Corrente de excitação secundária Tensãodeexcitação secundária
  91. 91. Proteção em sistemas eletroenergéticos 90 Ø Ponto de Joelho (PJ) é definido como aquele em que, para se ter aumento de 10% em E2, precisa-se aumentar 50% em I’O . Ø Classificação - ABNT Baseada na máxima tensão eficaz que pode manter em seus terminais secundários sem exceder o erro I’O/I2 especificado de 10 ou 2,5%. Ex.: Seja um TC: B 2,5 F10 C100 - Baixa impedância secundária - Erro máx. de 2,5% - Fator de sobrecorrente 10 In - Capaz de alimentar a carga de 100VA Portanto deve-se especificar a tensão secundária máxima (E2 = ES) a partir da qual o TC passa a sofrer os efeitos da saturação, deixando de apresentar a precisão da sua classe de exatidão. Æ Carga nominal § Zt = R + jX , Zt = ZC + Z2 + ZL § Catálogo ® Z2 e ZC § Deve-se adicionar a impedância dos cabos ZL
  92. 92. Proteção em sistemas eletroenergéticos 91 Æ Fator de sobrecorrente nominal § Expressa a relação entre a máxima corrente com a qual o TC mantém sua classe de exatidão e a corrente nominal § ABNT: 5, 10, 15 ou 20 In Æ Limite de corrente de curta duração para efeito térmico § Valor eficaz da corrente primária que o TC pode suportar por tempo determinado, com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem exceder os limites de temperatura especificados para sua classe de isolamento. § Geralmente é maior ou igual à corrente de interrupção máxima do disjuntor associado. Æ Limite de corrente de curta duração para efeito mecânico § Maior valor eficaz de corrente primária que o TC deve suportar durante determinado tempo, com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem se danificar mecanicamente, devido às forças eletromagnéticas resultantes.
  93. 93. Proteção em sistemas eletroenergéticos 92 Æ Seleção de TCs pela curva de magnetização § Curva ES X I’O fornecida pelo fabricante § Método: construir curva mostrando a relação entre as correntes primária e secundária para um tap e condições de carga especificada. § Procedimento: a) Assumir um valor qualquer para IL (ou I2) b) Calcular VS de acordo com a equação VS = IL (ZC+Z2+ZL) c) Localizar o valor de VS na curva para o tap selecionado e encontrar o valor correspondente da corrente de magnetização Ie ou I’O d) Calcular IH = I1 = (IL + Ie)n referida ao lado primário e) Obtido um ponto da curva IL X IH , repetir o processo para obter outros valores de IL e IH f) Depois de construída, a curva deverá ser checada para confirmar se a máxima corrente primária de falta está fora da região de saturação do TC. Se não, repete-se o processo mudando o tap do TC até que a corrente de falta esteja contida na zona linear da característica.
  94. 94. Proteção em sistemas eletroenergéticos 93 Æ Precauções quando trabalhando com TCs § Secundário aberto ® sobretensões elevadas o Alta tensão desenvolvida pela corrente primária através da impedância de magnetização § Circuitos secundários devem sempre ser fechados ou curto-circuitados Transformadores de Potencial – TPs Æ Enrolamento primário conectado em derivação com o circuito elétrico Æ Enrolamento secundário destinado a reproduzir a tensão primária em níveis adequados ao uso em instrumentos de medição, controle ou proteção Æ Posição fasorial substancialmente preservada Æ Caracterização de um TP § Tensão primária nominal e relação nominal o ABNT: classes de isolamento de 0,6 a 440kV o Tensões primárias nominais de 115V a 460kV o Tensões secundárias de 115 ou 120V o Seleciona-se a relação normalizada para uma tensão primária igual ou superior a de serviço
  95. 95. Proteção em sistemas eletroenergéticos 94 § Classe de tensão de isolamento nominal o Depende da máxima tensão de linha do circuito § Freqüência nominal o 50 ou 60Hz § Carga nominal o Potência aparente (VA) indicada na placa e com a qual o TP não ultrapassa os limites de precisão de sua classe o ABNT: cargas de 12.5, 25, 50, 100, 200 e 400VA § Potência térmica nominal o Máxima potência que o TP pode fornecer em regime permanente, sob tensão e freqüência nominais, sem exceder os limites de elevação de temperatura especificados o Não deve ser inferior a 1,33 vezes a carga mais alta do TP Æ TPs capacitivos § Tamanho do TP ® proporcional à tensão nominal § TP capacitivo ® solução econômica § Menor precisão que o TP de núcleo de ferro § Divisor de tensão capacitivo § Impedância XL variável
  96. 96. Proteção em sistemas eletroenergéticos 95 o Minimiza a queda de tensão do circuito auxiliar o Faz com que a tensão na carga esteja em fase com a tensão do sistema ZB VP C1 C2 VC2 VS VB XL T
  97. 97. The Universal Relay The Engine for Substation Automation Marzio P. Pozzuoli GE Power Management Entire contents copyright © 1998 by General Electric Power Management. All rights reserved.
  98. 98. Marzio P. Pozzuoli GE Power Management Markham, Ontario, Canada U tilities and manufacturers have been speculating on the feasibility of a Universal Relay™ for a num- ber of years. The ultimate goal for a Universal Relay, from both a technology and economic standpoint, is a unified, modular substation solution that can be net- worked and seamlessly integrated with existing hardware and/or software regardless of the vendor or communica- tions network. A key driving force behind the need for the Universal Relay is implementation cost. By having a platform that is open enough to keep pace with today’s technology and maintains the modularity and flexibility to allow for future upgrades, utilities can not only preserve their intitial tech- nology investment, they can substantially reduce long-term implementation costs in the substation environment. No more stranded relay investments. Although listing the attributes of a Universal Relay in theoretical terms is a relatively easy task, for developers the challenge has been in defining the necessary logistical requirements for the ideal Universal Relay. What building blocks are needed to make it as open as possible given today’s advancements in technology? How do you design a relay with the flexibility to cover every foreseeable protec- tion application - today and in the future? As daunting a proposal as this may seem, one need only look at the evolution of PC technology to see how this can be achieved. In just a few short years, the PC has become the general purpose or ‘universal’ tool and indis- pensable engine of the information age. It is worthwhile to note the key concepts which have made the PC a general purpose tool - i.e. a common hard- ware and software platform, a scalable, modular and upgradable architecture, and a common human-machine- interface (HMI) - are also the key requirements for a uni- versal relay. However, until recently, an essential element that has been missing from the Universal Relay equation is the development of a communication standard within the utili- ty industry. PC technology overcame that hurdle a number of years ago to the point where PCs are so open, they can function in virtually any environment, communicate with any other device on a network, and run almost any soft- ware application without the need for customized inter- faces or configurations. The utility industry has now followed suit with the development of an international standard that is bringing the Universal Relay to the forefront as the utility’s general purpose tool and indispensable engine of the substation environment. *Universal Relay is a trademark of GE Power Management Open Communications Protocols In today’s open systems the ability to share data seam- lessly through company-wide networks is the key to increas- ing efficiency and reducing costs as well as enhancing open connectivity between a company’s related functional areas. This is especially true in the utility industry, where organizations have been grappling with a range of propri- etary hardware and software products that can be neither integrated nor upgraded at a reasonable cost and/or effort. Special communications interfaces or gateways must be used to connect any new equipment to an existing data network if a utility wants to expand beyond its proprietary equipment. The effort to achieve a common protocol that provides high-speed peer-to-peer communications as well as device interoperability for substation automation is being driven in North America by a select group of international utili- ties as well as the manufacturers. This is being done through EPRI (Electric Power Research Institute) in con- junction with the relevant standards-related groups in the IEEE and IEC committees. With the progress being made by EPRI in establishing open-systems communication protocols, hardware and soft- ware from different vendors can be linked and progressive- ly integrated over time, thereby providing a means to cost- effectively upgrade as needs and technology develops. The proposed solution for the substation is implement- ed based on existing standards. These standards include the Manufacturing Message Specification (MMS) and Ethernet as the data link and the physical layer. The intent is that the substation communication will be UCA (Utility Communications Architecture)-compliant in order to elim- inate gateways, and allow maximum interconnectivity among devices at minimum cost. The development and increasing application of the proposed solution has the potential for saving millions of dollars in development costs for utilities and manufactur- ers by eliminating the need for protocol converters (both hardware and software) when integrating devices from dif- ferent manufacturers. Also because of the high-speed peer- to-peer communications LAN (local area network) a great deal of inter-device control wiring can be eliminated by performing inter-device control signaling over the LAN. UCA Version 2 EPRI’s UCA™ Version 1 protocol was introduced in 1991 and represented the first comprehensive suite of open communication protocols to meet the specific needs of the electric utility industry. In 1997, the new UCA Version 2 standard substantially expands the versatility of UCA by including internet compatibility and specifying a common interface standard for electric, gas and water utili- ty systems. UCA2, in being able to provide an interface to differ- ent vendors’ products, ensures that equipment from multi- The Universal Relay - The Engine for Substation Automation
  99. 99. ple sources can interface. In addition, it can support exist- ing and future network protocols. EPRI’s work to date in this area has established that an open communication protocol allows utilities to improve operating and business decisions based on real-time avail- ability of data, combine different local and wide area media with minimal modification costs, reduce system implementation time and cost through using standardized utility devices and eliminate redundant storage, since infor- mation can be accessed wherever it resides. With communication protocols well on their way to becoming standardized, a major stumbling block to the Universal Relay has been removed. It is now time for it to move from the drawing board into the hands of the utilities. The evolution of the relay When GE Power Management embarked on an ambi- tious design program to develop a “next generation” family of protection relays, it relied on the same concepts and technologies that have driven the desktop personal com- puter (PC) market to such phenomenal heights in terms of performance and cost effectiveness to make it a general purpose or “universal” tool and the engine of the informa- tion age. The aim of the program was to provide utilities with a common tool for protection, metering, monitoring and control across an entire power system, one that would serve as the universal engine for substation automation. In order to understand where the technology stands today, perhaps it’s best to look at the evolution and func- tionality of protective relays over the years. IEEE defines a protective relay as “ a relay whose func- tion is to detect defective lines or apparatus or other power system conditions of an abnormal or dangerous nature and to initiate appropriate control circuit action” (IEEE 100- 1984). This definition could best be classified as general rather than ‘universal’ in nature. Traditionally, manufacturers of protective relay devices have produced different designs that are specific to the protection of generation, transmission, distribution and industrial equipment. This approach has its roots from the days of electromechanical and solid-state relay designs, where the widely varying complexities associated with each type of protection had to be implemented in proprietary hardware configurations. For example, there was a signifi- cant difference in cost and complexity between an overcur- rent relay used for feeder protection and a distance relay used for protection of EHV (extreme high voltage) lines. This leads us to an essential requirement of a Universal Relay. A Universal Relay must at minimum, be capable of providing protection for all the sectors of the power system - from simple overcurrent protection for feeders to high- speed distance protection for EHV lines. More importantly, it must offer a cost-effective solution for both. Development milestones One key contributor to the feasibility of the universal relay design has been the advancements made in digital technology and the evolution of microprocessors, as well as the proliferation of numerical/digital relays within the industry. One only need look at the PC industry to see that the power and performance of microprocessors have increased dramatically while prices have decreased. In fact, the tech- nology is now at the point where the performance require- ments of a distance relay and the cost/performance requirements of a feeder relay can be met by the same microprocessor and digital technology. The proliferation of numerical relays, also has allowed manufacturers to develop and perfect software for protec- tive relaying devices across a power system. By leveraging the advancements of microprocessor and digital technology, and combining those with the array of existing and proven software developments, the ‘universal relay’ becomes the logical outcome. Just as the PC is a general-purpose tool that can per- form numerous tasks by running different application pro- grams on the same platform, so can a numerical relay built on a common platform become a general purpose or ‘uni- versal’ protection device by running different protection software for the apparatus being protected. As a general purpose tool, there are a number of essential functional blocks that must be incorporated into the design of a Universal Relay. Universal Relay building blocks Most modern numerical, microprocessor based relays are comprised of a core set of functional blocks: A. Algorithmic and control logic processing, usually per- formed by the main ‘protection’ microprocessor and often referred to as the CPU (central processing unit). Most numerical relays have multiple processors for different functions. B. Power system current and voltage acquisition, usually performed by a dedicated digital signal processor (DSP) in conjunction with an analog-to-digital data acquisition system and interposing current and voltage transformers. C. Digital inputs and outputs for control interfaces, usually required to handle a variety of current and voltage ratings as well as actuation speed, actuation thresholds and differ- ent output types (e.g. Form-A, Form-C, Solid-State). D. Analog inputs and outputs for interfacing to transducer and SCADA (Supervisory Control & Data Acquisition) systems, usually required to sense or output dcmA currents. E. Communications to station computers or SCADA systems, usually requiring a variety of physical interfaces (e.g. RS485, Fiber Optical, etc.) as well as a variety of protocols (e.g. Modbus, DNP, IEC-870-5, UCA 2.0, etc.) F. Local Human Machine Interface (HMI) for local opera- tor control and device status annunciation. G. Power supply circuitry for control power, usually required to support a wide range of AC and DC voltage inputs (e.g. 24-300 VDC, 20-265 VAC).
  100. 100. The design of a universal relay requires an architecture that can accommodate all of the above functional blocks in a modular manner and allow for scalability, flexibility, and upgradability in a cost effective manner for all applications. The biggest challenge for relay designers is the ‘cost effective manner’. The risk they have faced in the past is creating an architecture with all of the above attributes where the base cost of the platform is too high for the more cost sensitive applications such as feeder protection. Today, this has been resolved as a result of cost reduc- tions inherent in the production of a common platform for all applications. Like the PC industry, common compo- nents such as power supplies, network cards and disk dri- ves continue to drop in price, while delivering ever-increas- ing performance levels. While protective relay production is nowhere near the volume of PCs, a next generation relay platform based on a modular architecture which can accommodate all applica- tions will yield significant development and manufacturing cost reductions. The Universal Relay Architecture In defining what a Universal Relay needs to do, it is important to understand the architectural elements that perform the above mentioned functions. Modularity On the hardware side, modularity is achieved through a plug-in card sys- tem similar to that found in program- mable logic con- trollers (PLCs) as well as PCs. A key element in the successful perfor- mance of such a system is the high- speed parallel bus which provides the modules with a common power connection and high-speed data interface to the master processor (CPU) as well as to each other. Figure 1 shows such a system with all the core func- tional blocks implemented as modules. Figure 2 rep- resents a physical realization of the modular architec- ture used in the design of GE Power Management’s Universal Relay - a 19-inch rack-mount platform, 4 rack units in height, capable of accepting up to 16 plug-in mod- ules. Modules plug into a high-speed data bus capable of data transfer rates as high has 80 Mbytes/sec. The high-speed bus should be completely asynchronous, thus allowing modules to transfer data at rates appro- priate to their function. This is crucial in order to maintain a simple, low-cost interface for all modules. The bus should be capable of supporting both paral- lel and serial high-speed communications simultane- ously (up to 10Mbps serial) which allows those mod- ules which must transfer data as quickly as possible to use the high-speed parallel bus (80 Mbytes/sec), while others can use the serial bus to avoid communi- cation bottlenecks. One of the key technical requirements of such a system for protective relaying applications is that the modules must be capable of being completely drawn out or inserted without disturbing field wiring which is terminated at the rear of the unit (see Figure 3). Modularity can also be applied at the sub-mod- High-Speed Data Bus P C D D A C O P S I N O W U P G A M E I I M R O O S LED modules Display module Keypad moduleMODULAR HMI POWER = Power Supply Mode CPU = Main Microprocessor Module DSP = Digital Signal Processor & Magnetics DIGIO = Digital Input/Output Module ANAIO = Analog I/O Module COMMS = Communications Module Figure 1 - System configuration showing a high-speed data bus and modules with a common power connection and high- speed data interface to the zcpu. Figure 2 - A working example of the modular architecture found in a Universal Relay. Figure 3- Plug-in modules can be removed or inserted without dis- turbing wiring.
  101. 101. ule level (Figure 4). Configurable input/output (I/O) combinations can accept plug-in sub-modules, which means that each sub-module can be configured for virtual- ly any type of I/O interface desired, to meet both present and future demands. This gives the relay a ‘universal’ inter- face capability. Scalability and flexibility A modular architecture of this type allows for both scalability and flexibility. In particular, scalability is found in the ability to configure the relay from minimum to max- imum I/O capability according to the particular require- ments. The flexibility lies in the ability to add modules con- figured with the desired sub-module I/O. This allows for maximum flexibility when interfacing to the variety of con- trol and protection applications in the power system (Figure 5). Upgradability and Enhancements Another obvious benefit of this architecture is the abil- ity of users to upgrade or enhance their relay simply by replacing or adding modules. For example: * Upgrading from a twisted pair copper wire communi- cations interface to high-speed fiber optics communi- cations. * Enhancing a transformer protection application by adding an Analog I/O (ANIO) module with the sub-modules to detect geomagnetic induced currents, sense and adapt to tap-position, perform on-load tap- changer control, or detect partial discharge activity. * Upgrading the CPU module for more powerful microprocessor technology allowing for more sophisti- cated and protection algorithms (e.g. “Fuzzy Logic”, “Neural Networks”, “Adaptive”). * Enhancing the metering capability of the relay by adding a second DSP module with current and voltage transformer sub-modules capable of revenue class metering accuracy. * Enhancing the control capabilities by adding a Digital I/O (DIGIO) module with customized labeling to cus- tomize the reporting of events. * Enhancing the HMI capabilities by adding an LED module with customized labeling to customize event reporting. Modular Software Scalability and flexibility issues are not exclusive to hardware. Software must be able to support the same features. In fact, the software has its own form of modularity based on functionality. These include: * Protection elements * Programmable logic and I/O control * Metering * Data and Event capture/storage * Digital signal processing * HMI control * Communications The key advancement in software engineering that has come to dominate the software industry is Object Oriented Programming and Design (OOP/OOD). This involves the use of ‘objects’ and ‘classes’. By using this concept one can create a protection class and objects of the class such as Time Overcurrent (TOC), Instantaneous Overcurrent (IOC), Current Differential, Under Voltage, Over Voltage, Under Frequency, Distance Mho, Distance Quadrilateral, etc. These represent software modules that are completely self-contained or ‘encapsulated’ (Figures 6a and 6b). The same can be done for metering, programmable logic and I/O control functions, HMI and communica- tions or, for that matter, any functional entity in the system. Therefore, the software architecture is able to offer Figure 5 - An example showing minimum and maximum module I/O capability. Figure 4 - Configurability at a sub-module level.
  102. 102. scalability and flexibility: scal- ability in that the number of objects in an application are scalable (e.g. multiple IOC elements); flex- ibility in that objects can be combined to create custom combinations to suit the application (e.g. TOC, IOC, Distance Underfrequency and Directional IOC). In combining these attributes - modularity, scalability, flexibility, upgradability and modular software - the capabil- ity is there to run a wide variety of applications on a com- mon platform. Figure 7 shows the concept of a common platform Universal Relay capable of running multiple applications. The benefits Overall, the ability to standard- ize on one hard- ware configura- tion that can address the major- ity of specific applications is a major potential benefit to users. As a common plat- form, the Universal Relay can be used to run any variety of the appropriate application soft- ware. Standardizing on a common platform also potentially reduces engineering and commis- sioning costs through simplified wiring diagrams, reduced drafting expenses, simplified commissioning and test pro- cedures, as well as reduced learning time when applying the device to different applications. The key element which results from a common plat- form approach in simple terms is that of a ‘common look and feel’ across the entire family of applications - the ideal scenario for substation automation. The Universal Relay’s role in substation automation As mentioned earlier, utilities worldwide have been clamoring for a standard that will allow different devices from different manufacturers to communicate with a com- mon protocol and to interoperate. Now that the standard issue is being resolved, one can look to add value by net- working protective relaying devices. This is achieved by leveraging their ability to communicate among themselves (i.e. peer-to-peer) and to the station interface. Since the Universal Relay offers a modular hardware and software architecture that is scalable, flexible, and upgradable, as well as advanced peer-to-peer communica- tions, it can accommodate the requirements of any substa- tion automation proposal. In addition, the configurable object oriented software can handle both new and legacy communications proto- cols, which means a Univeral Relay can coexist in today’s environments, as well as handle any future migration to Ethernet or other future technology without incurring the significant investments normally associated with system conversions or upgrades. As performance and functional requirements evolve to take advantage of the new possibilities brought about by high-speed peer-to-peer communications the Universal Relay can just as easily evolve to remain in-step with users’ requirements and budgets. Fiber Optic Hub #1 Fiber Optic Hub #2 DISTANCE RELAY LINE DIFFERENTIAL TRANSFORMER FEEDER CONTROLLER ROUTER HUB BRIDGE OTHER VENDORS IEDs WAN ENTERPRISE NETWORK Figure 8 - Schematic of entire Universal Relay setup, from workstation to relays. Protection Metering Control HMI Comms DSP CLASSES Application Software Common Core Software • TOC • IOC • Distance • Differential • Frequency • Volts/Hz • etc. Protection ClassObjects Figures 6a and 6b - The OOP/OOD concept uses objects and classes to create self-con- tained software modules. Figure 7 - The elements of the Universal Relay platform SUBSTATION AUTOMATION USING EPRI MMS/ETHERNET & GEPM IEDS
  103. 103. 1 PROTEÇÃO RÁPIDA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO COM O USO DE EQUAÇÕES DIFERENCIAIS RENATA ARARIPE DE MACÊDO 1 DENIS VINICIUS COURY 2 Departamento de Engenharia Elétrica Escola de Engenharia de São Carlos - ESSC-USP CP 359 - CEP 13560-970 FONE: (016) 273-9363 FAX (016)273-9372 São Carlos - SP rmacedo@sel.eesc.sc.usp.br1 coury@sel.eesc.sc.usp.br2 RESUMO – Este trabalho apresenta uma implementação de proteção rápida para linhas de transmissão de alta tensão. O algoritmo proposto calcula a distância em que a falta ocorreu na linha através da equação diferencial da mesma. A determinação numérica da distância da falta é feita pelo cálculo dos parâmetros de linha, ou seja, a sua resistência e indutância. Para este esquema, as tensões e correntes trifásicas foram empregadas como entradas. O software “Alternative Transients Program” - (ATP) é usado para gerar os dados referentes a uma linha de transmissão (440 kV) em condições de falta. O objetivo dos testes foi demonstrar que o algoritmo converge em menos de dois ciclos e que pode analisar corretamente várias situações de faltas sobre a linha de transmissão protegida. Os resultados utilizando-se da técnica proposta demonstram que o método apresenta bastante precisão e rapidez no cálculo da distância da falta para efeitos de proteção. ABSTRACT - This work presents a proposal for fast protection of high voltage transmission lines. The proposed algorithm calculates the distance that the fault occurred in the line through its differential equation. The numerical determination of the fault distance is made through the calculation of the line parameters: its resistance and inductance. For this scheme, the three-phase voltage and current signals were used as inputs. The software Alternative Transients Program - (ATP) was used to generate the data related to the transmission line (440 kV) in faulted condition. The objective of the tests was to prove that the algorithm converged in less than two cycles, analyzing several situations of faults correctly on the protected line. Results using the technique demonstrate that the method presents high precision in the calculation of the fault distance for protection purposes. Key Words - System Protection, Digital Protection, Differential Equation. 1 Introdução A função do sistema de proteção é detectar faltas ou condições anormais no sistema elétrico de potência, e removê-las o mais rápido possível. Este sistema deve retirar de operação apenas o elemento sob falta, visando a continuidade do fornecimento de energia elétrica. A interrupção no fornecimento de energia elétrica deve então ser minimizada ou, se possível, evitada. Dentre as características mais desejáveis de um sistema de proteção destacam-se: rapidez, seletividade, sensibilidade e confiabilidade. O relé é o dispositivo lógico do sistema de proteção. Este detecta as condições anormais, e inicia sua operação para a abertura ou não dos disjuntores adequados, a ele associados. O relé deve ser capaz de estabelecer uma lógica entre os parâmetros do sistema e tomar uma decisão correta de abertura. Os parâmetros que mais comumente refletem a presença da falta no sistema são os sinais de tensão e corrente, obtidos nos terminais do relé. Normalmente estes parâmetros são usados em relés de distância na proteção de linhas de transmissão. Estes calculam a impedância aparente entre a localização do relé e a falta. Como a impedância por quilômetro da linha de transmissão é considerada constante, através do cálculo da impedâcia aparente, o relé aponta a distância da falta na linha. A escolha do algoritmo mais adequado para a proteção está , dentre outras coisas, baseada no tempo no qual o algoritmo leva para extinguir a falta no sistema. Este deve ser o menor possível reduzindo, assim, a possibilidade de instabilidade transitória do sistema, danos aos equipamentos e riscos pessoais. Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um algoritmo baseado na modelagem do sistema de transmissão por meio de equações diferenciais, formuladas através dos parâmetros resistência e
  104. 104. 2 indutância da linha de transmissão a ser protegida. Nesta abordagem não é necessário que a entrada do algoritmo seja puramente senoidal, admitindo a presença de harmônicos e componentes CC presentes na linha como parte da solução do problema, quando da ocorrência de uma falta ou algum distúrbio no sistema. Os fundamentos teóricos utilizados para o desenvolvimento do algoritmo são citados na literatura em trabalhos de Phadke & Thorp (1994), e por Johns & Salman. (1995). Outros trabalhos podem ser citados como referências: Mann & Morrison (1971), sugeriram um algoritmo para o cálculo da impedância da linha baseado na predição dos valores de pico das formas de onda de tensão e corrente de entrada. Ranjbar & Cory (1975), propuseram um melhoramento no método que utilizava o modelo de uma linha de transmissão RL-série que resultava em uma equação diferencial de 1a ordem, com seus limites de integração definidos previamente. Esta técnica também foi estudada por Smolinsk (1979) e Breingan, Chen & Gallen (1979). Jeyasuray & Smolinski (1983), apresentam um estudo comparativo entre diversos tipos de algoritmos para a determinação da impedância aparente da linha, e baseado nestes estudos, concluíram que a combinação de filtros com o algoritmo baseado na equação diferencial da linha apresenta o melhor resultado na implementação deste em tempo real. O algoritmo introduz alguns erros que são analisados por Phadke & Thorp (1994), onde sugere-se a eliminação destes através de uma pré filtragem das estimativas. Outros autores tais como, Gilbert, Undren e Sackin (1977), estudaram diversos algoritmos e concluíram a eficácia do modelo baseado na equação diferencial da linha. Akke e Thorp (1998) apresentam um novo método de filtragem digital das estimativas para a eliminação de erros introduzidos no algoritmo. Mais recentemente a aplicação de técnicas de Inteligência Artificial na detecção e localização rápida de faltas em linhas tem sido objeto de estudo. 2 O sistema de potência analisado Neste artigo utilizou-se o software ATP (ATP - Rule Book, 1987) para a modelagem do sistema elétrico estudado e a obtenção do conjunto de dados para análise e testes. Foi utilizada a representação da linha de transmissão com parâmetros distribuídos, que permite uma simulação detalhada do sistema elétrico, possibilitando a utilização de seus resultados na implementação do algoritmo estudado. O software ATP permite a representação detalhada da linha de transmissão através das características dos condutores e suas respectivas disposições geométricas nas torres de transmissão, além da modelagem das diversas manobras e defeitos que afetam o mesmo, buscando uma aproximação com uma situação real. A linha de transmissão utilizada para o cálculo dos parâmetros foi uma linha típica da CESP de 440kV. Esta linha corresponde ao trecho Araraquara – Baurú. Os dados de seqüência obtidos, através do software ATP, foram utilizados em todos os estudos. Os dados obtidos através do software ATP foram: R0 = 1.86230 Ω R+ = 0.03852 Ω L0 = 2.23 mH L+ = 0.741 mH A topologia utilizada nas simulações é de um sistema de transmissão perfeitamente transposto. A falta foi aplicada entre os terminais P e T da linha simulada e os dados foram obtidos no terminal P do sistema. A topologia do sistema estudado e é apresentada na Figura 1. 150 km 100 km 80 km P T Q R 1.120o 10 GVA 1.10o 9 GVA 0.910o 9.5 GVA FIGURA 1 - Sistema elétrico analisado Para a aplicação em questão, foram utilizadas amostras de tensão e corrente trifásicas de pré e pós-falta com relação ao barramento P a uma taxa amostral de 1 kHz, sendo a freqüência do sistema de 60 Hz. Assim, foram realizadas simulações das situações que o relé experimenta na prática, tais como faltas dentro e fora de sua zona de proteção. Este artigo mostra alguns aspectos relacionados à proteção de distância em linhas de transmissão, e descreve as simulações realizadas, apresentando resultados bastante satisfatórios. 3 Derivação da equação diferencial da linha O propósito do algoritmo estudado é descrever a dinâmica de uma linha de transmissão sob falta através de sua representação por uma equação diferencial. Deve-se assumir que o comprimento da linha seja tal que a capacitância shunt possa ser negligenciada, ficando a linha composta apenas por resistência e indutância. A linha de transmissão trifásica, sob falta, pode ser modelada através da equação de 1a ordem: V=Ri+L dt di (1) onde L e R são a indutância e a resistência da linha, e V e i são a tensão e a corrente medidas no relé, respectivamente. A equação (1) representa uma linha de transmissão curta, na qual este estudo foi baseado. Para
  105. 105. 3 linhas médias e longas compensações extras são necessárias. Para resolver a equação (1) foram introduzidos os parâmetros que limitarão a solução. Assumindo uma falta na linha PT, ilustrada pela figura 1, a uma distância k do relé, os valores instantâneos da tensão e da corrente podem ser calculados pela equação (2), para uma linha trifásica:           +           =           c b a l c b a r c b a i i i dt d Lk i i i Rk v v v (2) onde va, vb e vc, ia, ib e ic são as tensões e correntes trifásicas nas respectivas fases a, b e c da linha, e os parâmetros kr e kl são o comprimento relativo da linha para a resistência e a indutância, respectivamente. Para uma falta na linha PT, estes parâmetros assumirão um valor entre 0 e 1, que representa a distância entre a falta e a localização do relé, que em condições ideais seriam iguais. As matrizes R e L são as matrizes resistência e indutância para a linha modelada, respectivamente. Assumindo uma transposição perfeita, tem-se:           = smm msm mms RRR RRR RRR R e           = smm msm mms LLL LLL LLL L (3) onde os índices s e m significam própria e mútua, respectivamente. Os índices 0 e + são utilizados na representação do sistema através das componentes de seqüência zero e positiva, respectivamente. A relação entre os parâmetros são: L+ = Ls - Lm (4) R+ = Rs - Rm L0 = Ls – 2Lm R+ = Rs - 2Rm De (4) , segue que: 3Lm = L0 – L+ (5) 3Rm = R0 – R+ Foram usadas as equações (4) para rescrever a equação (1) como: ( ) ( )           −+           −+           +           =           ++++ 0 0 0 0 0 0 0 0 a i i i dt d LLk i i i RRk i i i dt d Lk i i i Rk v v v lr c b a l c b a r c b (6) Com a corrente de seqüência zero igual a: i0 = (ia + ib + ic)/3 (7) A seguir serão derivadas a equações para os tipos de faltas estudados. 3.1 Falta fase-terra. Assumindo uma falta fase-terra, ocorrendo na fase a e a uma distância k do relé, o valor instantâneo da tensão va, que é a tensão da fase a no ponto do relé, pode ser calculada usando a equação (8). Os parâmetros kr e kl, que são os fatores multiplicadores da resistência e indutância, respectivamente para uma falta na linha, podem ser escritos na forma: ( )[ ] ( )       −++−+= ++++ dt di LL dt di LkiRRiRkv a lara 00 0 0 (8) e a expressão pode ser escrita na forma geral como: dt di kikv l lrr += (9) Onde: ( ) ( )0 0 0 0 iLLiLi iRRiRi vv al ar a ++ ++ −+= −+= = (10) 3.2 Falta fase-fase-terra ou fase-fase Considerando uma falta entre as fases a e b, a uma distância k, envolvendo ou não a terra, a sua equação pode ser representada pela expressão: ( ) ( )       −+      −+      +      =      ++++ 0 00 0 00 i i dt d LLk i i RRk i i dt d Lk i i Rk v v lr b a r b a r b a (11) e na sua forma geral dt di kikv l lrr += (12) Onde: ( ) ( )bal bar ba iiLi iiRi vvv −= −= −= + + (13) 3.3 Falta trifásica Para uma falta trifásica a uma distância k do relé, desde que a falta seja simétrica, a equação (6) pode ser rescrita da forma:           +           =           ++ c b a l c b a r c b i i i dt d Lk i i i Rk v v va (14) Definimos os componentes αβ por:           =        c b a v v v M v v β α onde       = − −− 2 3 2 3 2 1 2 1 0 1 3 2 M (15) As três quantidades a, b, c são convertidas em duas novas quantidades ortogonais entre si, ficando a equação geral da forma:
  106. 106. 4         +        =        ++ β α β α β α i i dt d Lk i i Rk v v rr (16) 3.4 A solução da equação diferencial Para as faltas do tipo fase-terra, fase-fase e fase-fase- terra, tem-se a solução da equação geral (9) pela regra trapezoidal. Os dois parâmetros desconhecidos kl e kr são estimados por estas equações , utilizando-se três amostras consecutivas, n-2, n-1 e n. As estimativas são: ( )( ) ( )( ) ( )( ) ( )( )211121 211 121 ^ −−−−−− −−− −+−−+ +−−+− = −−− nnnnnnnn nnnn n llrrllrr nnllnnll r iiiiiiii vviivvii k (14) ( )( ) ( )( ) ( )( ) ( )( )211121 211 121 ^ 2 −−−−−− −−− −+−−+ ++++−− = −−− nnnnnnnn nnnn n llrrllrr nnrrnnrr l iiiiiiii vviivviih k (15) A solução da equação diferencial, resultará na distância em que a falta ocorreu na linha em termos percentuais. Os valores de kr e kl serão valores numéricos entre 0 e 1, conforme citado anteriormente, e indicarão a existência da condição ou não de trip do disjuntor. A solução para falta trifásica é similar a representada acima. Foi desenvolvido um programa computacional em linguagem Fortran para testar o princípio descrito anteriormente para a proteção digital baseada na modelagem da linha de transmissão. 4 Filtragem das estimativas O uso direto das equações descritas anteriormente não produz uma estimativa aceitável para ser usada em relés digitais por possuírem convergência em tempos normalmente superiores a dois ciclos. Assim, foi feita uma filtragem das respostas do algoritmo, proporcionando um diagnóstico mais rápido das estimativas. Para isso foi usado um filtro de mediana de 5ª ordem na localização da falta. O filtro de mediana é uma técnica de processamento digital de sinais que é útil para supressão de ruídos em imagens. O filtro consiste em uma janela móvel de dados englobando um número ímpar de amostras. A amostra central da janela é substituída pela mediana do conjunto dentro da janela, rejeitando totalmente os valores extremos das amostras e suavizando o gráfico. Uma solução alternativa consiste em calcular a função acumulativa local sobre a metade do valor numérico amostrado. Esta avaliação do histograma é vantajosa apenas quando é usado uma janela de 5x5 amostras ou mais, Pratt, W.K. (1978). Melhores resultados foram obtidos usando-se estimativas recursivas para valores medianos para amostras consecutivas. Os filtros digitais recursivos são assim denominados por que há uma realimentação da entrada, portanto a saída será dependente tanto da seqüência de entrada quanto das saídas anteriores. Em alguns casos, filtros recursivos são mais eficientes computacionalmente. Uma vantagem é a redução de armazenamento de dados requeridos (Chen, C. H. (1988)). 5 Resultados obtidos Uma extensiva série de testes realizados com o algoritmo apresentaram respostas de acordo com o esperado. A estimativa da localização da falta, ou seja, o cálculo da distância através da resistência e da indutância, mostrou ser um critério coerente com as expectativas do algoritmo. Por motivo de brevidade, somente alguns resultados serão apresentados. As figuras abaixo resumem os resultados obtidos. Algumas estimativas de localização para uma falta fase-terra são ilustradas nas figuras 2, 3, 4 e 5, que ilustram uma resposta típica do algoritmo, com e sem filtragem, para faltas a 30 km (20% da linha) e 105 km (70% da linha), onde se variou a resistência de falta (1 e 80Ω ). É observado uma diferença de estimativa entre os gráficos de kr e kl. Como esperado, esta diferença se acentua profundamente na existência de valores mais altos de resistência de falta (figura 5). Assim, os resultados que melhor satisfazem o problema são os valores do kl, uma vez que são imunes as variacões da resistência de falta. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,194 0,196 0,198 0,200 0,202 0,204 0,206 KL Filtro KL-20%dalinha Tempo(s) FIGURA 2: Estimativa do kl a 20% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 1 Ω . 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,200 0,202 0,204 0,206 0,208 0,210 KR Filtr KR-20%dalinha Tempo(s) FIGURA 3: Estimativa do kr a 20% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 1 Ω .
  107. 107. 5 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,76 0,78 0,80 0,82 0,84 0,86 0,88 0,90 0,92 0,94 KL Filtro KL-70%dalinha Tempo(s) FIGURA 4: Estimativa do kl a 70% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 80 Ω . 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 1,95 2,00 2,05 2,10 2,15 2,20 2,25 KR FiltroR KR-70%dalinha X axis title FIGURA 5: Estimativa do kr a 70% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) com resistência de falta de 80 Ω . As figuras 6, 7 e 8 apresentam o gráfico do cálculo do kl em relação ao tempo com resistência de falta de 10 Ω para uma falta do tipo fase-terra, fase-fase e fase- fase-terra, a 45 km (30% da linha), 75 km (50% da linha) e 135 km (90% da linha), respectivamente. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,25 0,26 0,27 0,28 0,29 0,30 0,31 0,32 kl Filtro KL-30%dalinha Tempo(s) FIGURA 6: Estimativa do kl a 30% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) para falta fase terra. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,40 0,42 0,44 0,46 0,48 0,50 0,52 0,54 0,56 0,58 KL FILTRO KL-50%dalinha Tempo(s) FIGURA 7: Estimativa do kl a 50% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) para falta fase-fase. 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,84 0,86 0,88 0,90 0,92 0,94 0,96 0,98 KL FILTRO KL-90%dalinha Tempo(s) FIGURA 8: Estimativa do kl a 90% da linha sem filtragem (sólido) e com filtragem (tracejado) para falta fase-fase-terra. Deve ser ressaltado que a filtragem das estimativas resultam em uma rápida convergência dos valores de kl e kr calculados pelo algoritmo. A filtragem mencionada possibilita o uso de tal filosofia para proteção de distância rápida de linhas de transmissão. Deve ainda ser mencionado que as estimativas são mais precisas para faltas até 50% do comprimento da linha, para valores de kl. No entanto, de uma forma geral para diferentes distâncias, resistências de falta e tipos de falta a filosofia descrita pode ser empregada para proteção rápida de linhas de transmissão. 6 Conclusões A técnica apresentada neste trabalho mostra a utilização de uma modelagem dos parâmetros da linha de transmissão, através de um algoritmo de equações diferenciais, para o cálculo da localização da falta. Pela apresentação do algoritmo estudado, os resultados não são afetados pela presença de harmônicos ou componentes CC introduzidos no sistema quando da ocorrência da falta. Esta técnica pode ser aplicada para qualquer tipo de falta com ou sem a presença de resistência de falta. Conforme esperado, a presença de resistência de falta modifica apenas os valores do kr. Este fato não
  108. 108. 6 afeta a decisão do algoritmo na abertura dos disjuntores a ele associados, pois na tomada de decisões só é levado em consideração os valores de kl . Para os tipos de falta testados, a estimativa da localização da falta através dos parâmetros kl, mostrou-se altamente satisfatória para a finalidade de proteção. O trabalho mostrou que a resposta do algoritmo converge em menos de 2 ciclos de pós-falta, após a filtragem das estimativas, imprimindo maior velocidade de resposta para os relés digitais. Agradecimentos Os autores gostariam agradecer ao Departamento de Engenharia Elétrica da Escola de Engenharia de São Carlos /Universidade de São Paulo (USP/EESC) pelas facilidades proporcionadas quando do desenvolvimento deste trabalho, bem como ao apoio financeiro recebido por parte da CAPES – Conselho de Aperfeiçoamento do Pessoal de Ensino Superior. Referências Bibliográficas Phadke, A.G. e Thorp J.S. (1988). Computer relaying for power systems, Research Studies Press Ltd., Taunton, Somersct, England. Johns, A.T. e Salman, S.K. (1995) Digital protection for power systems, Peter Peregrinus Ltd., on behalf of IEE, London, United Kingdom. ATP - Rule Book, 1987, Leuven EMTP Center (LEC). Mann, B.J. e Morrison I.F. (1971) Digital Calculation of Impedance for Transmission Line Protection, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-90, No. 1, Jan/Fev., (1971). . Ranjbar, A.M. e Cory, B.J. (1975) An improved method for the digital protection of high voltage transmission line, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-94, p. 544-550. Gilbert, J.G. ; Undren, E.A. e Sackin, M. (1977) Evaluation of Algorithms for Computer Relaying, IEEE PES Summer Meeting, Mexico City, Mex., July 17-22. Smolinski, W..J. (1979) An algorithm for digital impedance calculation using a single PI section transmission line model, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, p. 1546-1551. Breigan, W.D. ; Chen M.M. e Gallen T.F. (1979) The laboratory investigation of digital systems for protection of transmission lines, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, p. 350-368. Jeyasuray, B. e Smilinski W.J. (1983) Identification of a best algorithm for digital distance protection of transmission line, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-103, p. 3358- 3369 Akke, M.A. e Thorp, J.S. (1998) Some improvements in the three-phase differential equation algorithm for fast transmission line protection, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol. 13, n. 1, January, p. 66-72 Phadke, A.G. ; Ibrahim M. e Hlibka T. (1977) Fundamental basis for distance relaying with symmetrical components, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-96, p. 635-646. Pratt, W.K. (1978) Digital Image Processing John Wiley & Sons, Inc. Chen, C. H. (1988) Processing Handbook, edited by C.H. Chen

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