Livro Estudo de Curto Circuito

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9.1
Capítulo 9
Aplicações de cálculo de curto-circuito
São dadas, a seguir, noções básicas sobre aplicações do cálculo de curtocircuito em
sistemas de potência. Os tópicos sucintamente abordados são: proteção, disjuntores,
chaves, transformadores de corrente, malha de aterramento e barramentos.
Proteção
O diagrama unifilar da Figura 9.1 ilustra um sistema típico, que pode ser uma
subestação de distribuição de uma concessionária ou de um consumidor industrial.
Figura 9.1: Diagrama unifilar de um sistema de distribuição típico.
Um sistema como esse deve estar preparado para enfrentar condições anormais,
principalmente os curtos-circuitos. Nessas situações, os equipamentos devem suportar
elevadas correntes e interrompê-las, caso seja necessário, e o sistema deve ser
planejado para um rápido restabelecimento, de tal modo que a interrupção da energia
elétrica seja o mais breve possível.
Para possibilitar essas ações é necessário o conhecimento prévio das valores das
correntes de curtos-circuitos em locais estratégicos do sistema sob análise, que se
consegue através da modelagem conveniente dos componentes elétricos e simulações
adequadas.
Nesse contexto, os estudos de curtos-circuitos têm duas finalidades:
a)
b)
9.1.1
9.1.2
9.2
o dimensionamento dos dispositivos de interrupção, tais como fusíveis, religadores
e disjuntores, que exigem o conhecimento dos valores máximos;
a seleção das características nominais e a definição dos ajustes dos dispositivos de
proteção contra curtos-circuitos, tais como fusíveis, religadores e relés que, neste
caso, além dos valores máximos, é essencial o conhecimento dos valores mínimos
das correntes de curtos-circuitos.
Em sistemas solidamente aterrados é necessário o estudo de curto-circuito fase-terra
para definição dos ajustes dos relés de terra; entretanto, para sistema aterrado através
de resistor o seu valor define praticamente a intensidade da corrente.
Estudos de curtos-circuitos para a determinação da
solicitação nos dispositivos de interrupção
A finalidade destes estudos é determinar a solicitação mecânica no primeiro ciclo e
a solicitação de interrupção em disjuntores de alta tensão, fusíveis limitadores de
corrente e disjuntores de baixa tensão.
Estudos de curtos-circuitos para a coordenação da
proteção e seletividade
A coordenação entre dispositivos de proteção tem a finalidade de isolar
seletivamente somente a parte atingida pelo curto-circuito. Para conseguir a
coordenação mais seletiva possível, são essenciais os conhecimentos das características
de operação dos dispositivos de proteção e das intensidades e distribuição das
correntes de curto-circuito. O valor eficaz máximo das correntes simétricas de curtos-
circuitos é geralmente usado para estabelecer os requisitos básicos para ajustes de
coordenação das unidades temporizadas dos relés. Para os ajustes das unidades
instantâneas dos relés, é necessário conhecer os valores das correntes assimétricas.
Todos esses ajustes devem também satisfazer as condições de valores mínimos de
curtos-circuitos.
As correntes mínimas de curtos-circuitos podem ser próximas às correntes de
máxima carga; portanto, é importante que os ajustes dos relés consigam discriminar
estas duas situações de tal modo que eles não operem sob a condição de carga
máxima.
Disjuntores [70]
A função principal dos disjuntores é interromper os curtos-circuitos o mais
9.2.1
rapidamente possível, para evitar danos nos equipamentos e instalações elétricas que
podem ser causados pelas correntes de elevadas intensidades.
Características relativas à manobra de correntes de falta
Conforme já visto, as correntes de curto-circuito podem ser consideradas como
constituídas de uma componente periódica, geralmente referida como componente CA
e uma componente aperiódica frequentemente denominada componente CC. Durante
o processo de interrupção de um curto-circuito por um disjuntor trifásico, a corrente
em duas ou três fases terá certo grau de assimetria, que dependerá do tipo de falta e
do instante da sua ocorrência. Como o processo de interrupção em cada polo do
disjuntor é independente dos demais, é necessário que cada polo seja capaz de operar
satisfatoriamente na eventualidade da ocorrência simultânea dos valores mais
desfavoráveis possíveis das componentes CA e CC na respectiva fase. A Figura 9.2
permite visualizar os parâmetros que devem ser definidos numa especificação para
garantir a operação correta do disjuntor nessas condições.
t1 – instante da ocorrência da falta;
t2 – instante da energização da bobina de abertura do disjuntor;
t3 – instante da separação dos contatos do disjuntor;
t4 – instante da interrupção da corrente;
tp – tempo de atuação da proteção;
tab – tempo de abertura do disjuntor;
tarc – tempo de duração do arco elétrico;
ti – tempo de interrupção da falta pelo disjuntor;
te – tempo de eliminação da falta;
Ica(pico) – valor de crista da componente CA da corrente de falta;
Icc0
Icc
9.2.2
Iass
Figura 9.2: Evolução da corrente assimétrica de curto-circuito e os parâmetros
característicos.
– valor inicial da componente CC da corrente de falta (Obs.:
para a condição de máxima assimetria admitida, Icc0 =
Ica(pico));
– valor da componente CC da corrente de falta no instante da
separação dos contatos do disjuntor;
– valor de pico máximo da corrente assimétrica.
Com o auxílio da Figura 9.2, são definidos os seguintes parâmetros:
Tempo de interrupção nominal (ciclos)
Corresponde ao maior tempo ti que o disjuntor pode levar para interromper uma
corrente de qualquer valor. É geralmente expresso em ciclos, variando de 2 a 5 ciclos,
dependendo do tipo de disjuntor. O tempo de interrupção nominal tem importância
para a estabilidade do sistema. A redução do tempo de eliminação da falta permite
aumentar a estabilidade transitória do sistema e, consequentemente, aumentar a
capacidade de transmissão de uma interligação. A Tabela 9.1 mostra os valores
recomendados para os níveis de tensões diferentes:
9.2.3
Tensão Nominal (kV) ti (ciclos
750 2
500 2
345 3
220 3
138 3
< 138 5
Tabela 9.1: ti em função do nível de tensão.
Capacidade de interrupção nominal em curto-circuito
É caracterizada pela declaração dos valores das componentes CA e CC para os quais
o disjuntor deve ser testado:
Valor da componente periódica (kA, eficaz)
É um valor escolhido da Tabela XV da norma IEC 56-2, em função dos valores
nominais de tensão e de corrente do disjuntor, devendo exceder por uma certa
margem (por exemplo, 20%) o valor eficaz da maior corrente de curto-circuito
monofásico ou trifásico calculada, nos estudos de planejamento, para a subestação
onde o disjuntor será instalado, ao longo de toda a vida útil do equipamento (25 a 30
anos).
Embora em uma mesma subestação certos disjuntores sejam submetidos a
correntes de curto-circuito menores que outros, dependendo da localização, é
conveniente que todos os disjuntores de idêntica tensão nominal tenham a mesma
capacidade de interrupção nominal.
Valor da componente aperiódica
As normas IEC e ABNT determinam que a componente CC da corrente de falta, no
instante de separação dos contatos do disjuntor, seja especificada em porcentagem do
valor inicial Icco (quando Icco = Ica(pico)), o valor percentual expressará também a relação 
 · 100. As normas determinam, ainda, que o menor tempo possível de abertura
seja considerado para definição dessa componente, juntamente com um tempo de
atuação da proteção de 0,5 ciclo.
O valor da componente CC varia ao longo do tempo, segundo a equação:
9.2.4
sendo
t – tempo contado a partir do início da falta;
τ – constante de tempo do circuito visto dos terminais do disjuntor.
e tendo-se
Para curto-circuito trifásico
e para curto-circuito monofásico
Caso os valores de sejam inferiores a 17,0, recomenda-se adotar τ = 45ms para
cálculo da componente CA, tendo em vista a padronização, na norma IEC 56-2, de um
“decremento padrão” da componente CC de 20% em 10 ms, o que corresponde a uma
constante de tempo de 45 ms que se refere,por sua vez, a = 17,0, para ω = 377 rad/s.
A Tabela 9.2 apresenta os valores da constante de tempo correspondentes a
diversos valores da relação dos circuitos.
Como a norma IEC 56-2 refere-se ao valor da componente aperiódica correspondente
ao menor tempo possível de abertura de contatos do disjuntor e esse tempo não é, em
geral, especificado (o tempo normalmente especificado é o de abertura máximo),
recomenda-se especificar o valor (em %) da componente aperiódica correspondente a
um determinado tempo (em ciclos), supondo como mínimo, indicando também a
constante de tempo (em ms) para que a componente CC seja recalculada caso seja
verificado que o disjuntor é capaz de abrir num tempo ainda inferior ao indicado.
Capacidade de estabelecimento nominal em curto-
circuito (kA, crista)
A capacidade de estabelecimento nominal em curto-circuito é o maior valor
instantâneo de corrente que o disjuntor é capaz de estabelecer, isto é, fechar e engatar
(close and latch) quando operando com tensão nominal. O maior valor instantâneo de
uma corrente de falta corresponde, em geral, ao primeiro pico da corrente após o início
da falta. Este valor pode ser calculado por:
Ief –
F –
9.3
τ (ms) F Icc% tempo(ciclos)
12 32 2,50 46
27
1,5
2,5
17 45 2,59 57
40
1,5
2,5
20 53 2,62 62
46
1,5
2,5
30 80 2,69 73
59
1,5
2,5
40 106 2,72 79
67
1,5
2,5
50 133 2,74 83
73
1,5
2,5
60 159 2,76 85
77
1,5
2,5
100 265 2,78 91
85
1,5
2,5
∞ ∞ 2,83 100
100
1,5
2,5
Tabela 9.2: Constante de tempo correspondente a diversos valores de 
sendo
valor eficaz da corrente de curto-circuito (obtidos nos
programas de curtocircuito);
fator obtido através da equação (9.6).
sendo
t = 8,33 ms para 60 Hz;
t = 10,0 ms para 50 Hz.
Chaves
As chaves desempenham diversas funções nas subestações e podem ser
classificadas da seguinte maneira:
1.
•
•
•
2.
•
3.
•
9.3.1
a.
b.
Seccionadores
“by-passar” equipamentos;
isolar equipamentos;
manobrar circuitos.
Chaves de terra
aterrar componentes do sistema em manutenção.
Chaves de aterramento rápido
aterrar automaticamente componentes energizados do sistema sem esquemas de
proteção para possibilitar a transferência de disparo.
Dentre os vários itens da especificação de características técnicas deste
equipamento, com relação à corrente de curto-circuito, destacam-se:
Correntes nominais de curto-circuito
Devem ser selecionadas entre as correntes padronizadas pelas normas, em função
das correntes de curto-circuito encontradas nos locais das instalações.
As correntes especificadas, segundo as normas, são as seguintes:
Corrente suportável nominal de curta duração
ABNT/IEC: Valor eficaz da corrente que a chave pode conduzir por um tempo
especificado (1 segundo ou 3 segundos).
Valores padronizados (em kA): 8, 10, 12,5, 16, 20, 25, 31,3, 40, 50, 63, 80 e 100.
ANSI: Valor eficaz da corrente assimétrica que a chave pode conduzir por um
pequeno intervalo de tempo.
Valores padronizados (em kA): 20, 40, 61, 70, 100 e 120.
Valor de pico nominal da corrente suportável de curta duração.
ABNT/IEC: Valor de pico da corrente que a chave pode conduzir sem deteriorar o
material. Os valores padronizados são 2,5 vezes a corrente nominal de curta duração.
c.
d.
9.3.2
9.4
Corrente momentânea
ANSI: Valor eficaz da corrente assimétrica no pico máximo que a chave pode conduzir
pelo menos durante um ciclo.
Corrente nominal de 3 segundos
ANSI: Valor eficaz da corrente assimétrica no pico máximo que a chave pode conduzir
por 3 segundos.
Esforços mecânicos nominais sobre os terminais
Para os cálculos dos esforços mecânicos nos terminais das chaves são levadas em
consideração a força eletromagnética devido à corrente de curto-circuito e a força
devido à ação do vento.
A força eletromagnética devido à corrente de curto-circuito é determinada através
da equação (9.7).
sendo
Ief – corrente de curto-circuito simétrico (valor eficaz);
d – espaçamento entre fases (m);
K – multiplicador (vide Tabela 9.3).
Norma K
NEMA 0,1414
CIGRE 0,0721
IEEE 0,0562
Tabela 9.3: Multiplicadores.
Transformadores de corrente
Os transformadores de corrente (TCs), juntos com os os transformadores de tensão
(TPs – transformadores de potencial), são chamados de transformadores de
instrumentos. As funções desses equipamentos são:
•
•
9.4.1
9.4.2
9.4.3
9.5
transformar as altas correntes e tensões do sistema de potência para valores
compatíveis com os circuitos secundários;
isolar galvanicamente os relés de proteção e os instrumentos de medidas, ligados
nos enrolamentos secundários dos transformadores de instrumentos, do sistema
de alta tensão.
Os valores nominais dos enrolamentos secundários dos TCs são padronizados para
que relés de proteção e instrumentos de medidas de quaisquer fabricantes possam ser
ligados. A corrente dos enrolamentos secundários dos TCs é padronizada em 5
ampères nominais; entretanto, há também a padronizada em 1 ampère. Muitos dos
novos relés são programáveis para ambos os valores.
Os TCs são projetados para suportar, por poucos segundos, correntes elevadas de
curtos-circuitos, que podem alcançar dezenas de vezes do valor nominal.
As características nominais para a especificação dos TCs, relativos às correntes de
curtos-circuitos, são:
Fator de sobrecorrente nominal
É o fator que multiplica a corrente secundária e o TC se mantém dentro da sua
classe de exatidão, sendo que, para serviço de relés, este fator é 20.
Corrente térmica nominal
É o valor eficaz da corrente primária simétrica que o TC pode suportar por um
tempo determinado (normalmente 1 segundo), com o enrolamento secundário curto-
circuitado, sem exceder os limites de temperatura especificados para a sua classe de
isolamento.
Corrente dinâmica nominal
É o valor de pico da corrente assimétrica primária que um TC é capaz de suportar,
durante o primeiro meio ciclo com o enrolamento secundário curtocircuitado, sem se
danificar mecanicamente, devido às forças eletromagnéticas resultantes.
Malhas de aterramento [71]
A malha de aterramento tem uma importância fundamental para a segurança
humana. Ela deve ser projetada de tal modo que os potenciais dimensionados, quando
da ocorrência de máxima corrente de curto-circuito à terra, sejam inferiores aos
9.6
máximos potenciais de toque e de passo que uma pessoa pode suportar sem que se
chegue ao estado de fibrilação ventricular.
Nas ocorrências de curtos-circuitos à terra (monofásico ou bifásico), em qualquer
ponto de um sistema de potência, as correntes de sequência zero retornarão através do
solo e dos cabos para-raios, chegando até a malha de aterramento das subestações.
A Figura 9.3 ilustra um caso simples, em que ocorre um curto-circuito monofásico
numa linha aérea radial com cabo para-raios. Neste caso, tem-se:
Figura 9.3: Malha de aterramento em uma subestação [71].
A corrente de retorno pelo solo (Isolo) é a responsável pelas tensões de toque e de
passo; portanto, somente ela é que deve ser considerada no dimensionamento da
malha de aterramento.
Na prática,
sendo 0,10 < m < 0,64
Barramentos [72] e [73]
A energia elétrica, transportada através de linhas de transmissão de AT ou de EAT,
chegando à subestação transformadora é coletada no barramento antes de efetuar as
devidas transformações. Sob o ponto de vista de circuito elétrico, o barramento
representa um nó em que se impõe todo o equilíbrio energético.
A convergência de várias linhas de transmissão no barramento, indubitavelmente,
•
•
•
•
•
9.6.1
•
•
faz com que o nível da corrente de curto-circuito seja extremamente elevado neste
ponto. Isso requer o seu dimensionamento bastante criterioso, seguindo as normas e
adotando fatores de segurança compatíveis com a importância deste componente no
sistema elétrico. Outros fatores, que não a corrente de curto-circuito, influenciam no
dimensionamento do barramento, mas por este ser um texto sobre curto-circuito, será
tratada somente a influência desse parâmetro.
Os tipos de barramentos normalmente utilizados são:
flexíveis;
rígidos.Os barramentos flexíveis, que utilizam cabos nus, normalmente são adotados em
subestações de grandes dimensões, em que o espaço não é um fator limitante.
Nos barramentos flexíveis devem-se considerar alguns aspectos negativos:
as oscilações provocadas por forças eletromagnéticas durante os curtoscircuitos
ou por ventos fortes impõem espaçamentos maiores entre condutores das fases;
devido às flechas, os espaçamentos entre o solo e os condutores das fases devem
ser maiores;
em consequência dos espaçamentos maiores, as estruturas metálicas devem ter
dimensões maiores.
Os barramentos rígidos utilizados em subestações de AT normalmente são
tubulares.
Dimensionamento do barramento em função da corrente
de curto-circuito
Para o dimensionamento do barramento em função da corrente de curtocircuito,
devem ser considerados dois critérios:
critério mecânico;
critério térmico.
Critério mecânico
O critério mecânico permite calcular e dimensionar o barramento para suportar os
esforços mecânicos devido às forças eletromagnéticas provocadas pelo fluxo de
corrente de curto-circuito.
A força eletromagnética em duas barras paralelas percorridas por correntes é dada
pela expressão:
em que
Fe – força eletromagnética (N);
I1 e I2 – correntes nas barras (kA);
l – distância entre dois apoios consecutivos (cm);
a – espaçamento entre as barras (cm).
Substituindo µo por 4π10−7 H/m e considerando l >> a, chega-se à expressão:
sendo
Iass – pico máximo da corrente assimétrica (kA).
Em sistema de potência, geralmente, é conhecido o valor eficaz da corrente Ief em
qualquer barramento da subestação, determinado através de um programa
computacional. É preciso, então, transformá-lo no valor de pico máximo da corrente
assimétrica Iass. Para isso basta multiplicar o valor de pico da corrente simétrica pelo
fator multiplicativo χ; portanto,
O fator multiplicativo χ nada mais é do que a equação (7.8) deduzida no Capítulo 7,
ou seja:
em que
Na prática a equação (9.13) é colocada na forma de um gráfico, tendo na abscissa a
relação img_rbyx> e na ordenada o fator multiplicativo χ, mostrado na Figura 9.4.
Tendo-se Fe determina-se o Mf – momento fletor – dado pela equação (9.14):
sendo
Mf – momento fletor (kgf.cm);
Figura 9.4: Fator multiplicativo para obtenção do valor de pico máximo da corrente
assimétrica.
 
Fe – força eletromagnética (kgf);
l – distância entre dois apoios consecutivos (cm).
Em seguida, consulta-se o W – módulo de resistência à flexão – referente ao perfil do
barramento escolhido e à sua especificação será satisfatória se obedecer à seguinte
inequação:
em que
W – módulo de resistência à flexão;
Mf – momento fletor (kgf.cm);
σ – limite de escoamento (kgf/cm2).
O limite de escoamento, ou tensão de escoamento, é a tensão máxima que o
material suporta ainda no regime elástico de deformação; se houver algum acréscimo
de tensão o material não segue mais a lei de Hooke e começa a sofrer deformação
plástica (deformação definitiva).
Os valores de ˙ são fornecidos nos catálogos de fabricantes.
Caso a condição da inequação (9.15) não se verifique, é necessário escolher
barramento com outras medidas para que o cálculo da resistência mecânica ao curto-
circuito seja satisfeito.
Tipo de barramento Valores de σ
Alumínio Cobre
Barra chata 12,5×103 21,0×103
Tubo 12,5×103 22,5×103
Tabela 9.4: Limites de escoamento.
Critério térmico
Durante um curto-circuito, o calor gerado pelo fluxo de corrente é praticamente
todo retido no condutor, pois, considerando-se a rápida atuação do sistema de
proteção, não haverá tempo suficiente para a dissipação do calor no meio ambiente.
O dimensionamento em função do aquecimento devido ao curto-circuito é baseado
no cálculo do tempo de fadiga térmica de um condutor, que é o tempo que ele deve
suportar antes que ocorra o recozimento do material. Esse valor é calculado pela da
equação (9.16).
em que
t – tempo de fadiga térmica do condutor (s);
k – fator relativo às propriedades térmicas do condutor;
A – seção da barra (mm2);
It – corrente térmica (A).
A seção mínima, portanto, pode ser obtida pela equação (9.17)
O tempo de atuação do sistema de proteção da subestação, que é aquele que
interrompe a corrente de curto-circuito, pode ser assumido como o tempo de fadiga
térmica do condutor. Isso garante que a barra não entre em fadiga térmica antes da
atuação do sistema de proteção
Um curto-circuito no barramento pode ser considerado como uma contingência
múltipla, pois vários disjuntores deverão ser abertos simultaneamente em questão de
alguns ciclos através de um sistema de proteção adequado (relés diferenciais de barra,
por exemplo). Caso haja a recusa de atuação desse sistema de proteção, os disjuntores
deverão ser abertos pela proteção de retaguarda, cujo tempo de atuação é bem
superior à proteção principal. É comum a 2a zona dos relés de distância do outro
terminal das linhas de transmissão, ajustada em 0,5 s, atuar como proteção de
retaguarda remota; portanto, considerar 0,5 s como tempo de fadiga térmica do
condutor seria uma boa decisão.
O fator k, uma grandeza adimensional, quantifica a rapidez com que o condutor
entra em fadiga térmica, cujos valores são dados na Tabela 9.5.
Condutor
Cobre nu
Alumínio nu
Liga de alumínio nu
Tabela 9.5: Fator k.
A corrente térmica It pode ser interpretada como valor constante da corrente que
produz a mesma quantidade de calor que a corrente assimétrica de curto-circuito no
intervalo de tempo t. Esta corrente pode ser expressa pela equação (9.18).
em que
Ief – corrente eficaz da corrente simétrica de curto-circuito (A);
m – fator adimensional;
n – fator adimensional.
Os valores dos fatores m e n quantificam o efeito térmico da corrente de curto-
circuito. O fator m traduz o efeito da componente contínua da corrente de curto-
circuito e do seu amortecimento. O fator n representa o efeito da componente
alternada da corrente de curto-circuito e seu amortecimento. Os valores desses fatores
são obtidos dos gráficos da Figura 9.5.
Para determinar o fator m é necessário conhecer o fator χ, obtido do gráfico da
Figura 9.4, bem como o tempo de atuação do relé de proteção.
Com relação ao fator n, é necessário conhecer, além do tempo de atuação do relé de
proteção, o fator , em que
 – corrente inicial de curto-circuito;
Ik – corrente permanente de curto-circuito.
Este fator é também um parâmetro da rede, análogo ao fator χ, mas que quantifica
o decrescimento da componente alternada da corrente de curtocircuito.
O decrescimento da componente alternada da corrente depende do local da
ocorrência do curto-circuito em relação às máquinas síncronas do sistema, o que leva
as normas a considerarem dois casos: “perto dos geradores” e “longe dos geradores”.
Figura 9.5: Gráficos para a determinação dos fatores m e n (BBC736966 [74]).
O decrescimento da corrente de curto-circuito perto dos geradores é bastante
9.7
9.8
acentuado, o que faz o fator assumir valores elevados. Por outro lado, longe dos
geradores praticamente não haverá o decrescimento da corrente de curto-circuito,
implicando no fator igual a 1.
Portanto, o fator m, que quantifica o efeito térmico da componente contínua da
corrente de curto-circuito é influenciado por χ, sendo que, quanto maior for χ maior
será a componente contínua, o que se traduzirá em uma maior importância do seu
efeito térmico.
Por sua vez, o fator n, que quantifica o efeito térmico da componente alternada da
corrente de curto-circuito, é influenciado por , sendo que, quanto maior for menor
será n e o seu efeito térmico.
Exercício resolvido
Calcule o maior valor instantâneo da corrente de curto-circuito trifásico na barra de
345 kV de uma subestação, tendo-se impedância equivalente de sequência positiva Z+
= (0,0458 + j0,6268)% na base de 100 MVA.
Resolução:
Exercício proposto
Calcule o maior valor instantâneo da corrente de curto-circuito fase-terra na barra
de 345 kV de uma subestação, tendo-se as impedâncias equivalentes de sequências
positiva e zero Z+ = (0,0458 + j0,6268)%e Zo = (0,1529 + j1,1413)% na base de 100
MVA.
Resposta: 50.896,2 A
10.1
Capítulo 10
Noções de proteção de sistemas de energia
elétrica
Neste capítulo serão dadas algumas noções de sistemas de proteção de linhas de
transmissão, transformadores de potência, máquinas síncronas e sistema de
distribuição. O intuito é apenas passar alguns princípios, fazendo uma ligação entre
estes assuntos e os estudos de curtos-circuitos.
Introdução
A energia elétrica é um dos recursos fundamentais da sociedade moderna que está
disponível a qualquer momento na tensão e na frequência corretas e na quantidade
exata que o consumidor necessita. Para alcançar este desempenho notável é preciso
que o sistema de potência seja planejado, projetado, construído e operado obedecendo
a critérios técnicos rígidos e investimentos compatíveis.
Para o consumidor em geral o sistema elétrico parece comportar-se sempre em
estado permanente, imperturbável, constante e capacidade inesgotável; entretanto,
por abranger uma vasta área, ele está sujeito a constantes perturbações causadas por
fenômenos naturais, condições ambientais adversas, falhas de equipamentos ou por
ações humanas inapropriadas. É raro, porém as perturbações quando graves podem
vir a causar um colapso generalizado, comumente conhecido como blecaute. Para
minimizar a área de abrangência de um blecaute e agilizar o restabelecimento da
energia elétrica, a operação do sistema de potência é provido de procedimentos
operativos preestabelecidos e automatismos adequados. Um dos dispositivos
automáticos é o relé de proteção que, junto com outros equipamentos
convenientemente ligados ao sistema de potência, têm a função de detectar as
condições intoleráveis ou indesejáveis dentro de uma zona preestabelecida e isolar a
parte afetada.
Para entender as funções dos relés, deve-se estar familiarizado com a natureza e os
modos de operação de um sistema elétrico de potência. Em geral, os relés iniciam a
sua atuação após a ocorrência de perturbações, o que torna a rapidez da sua resposta
extremamente importante, sendo que tempos da ordem de uns poucos milissegundos
são requeridos frequentemente. Esta característica permite que os equipamentos
envolvidos sejam isolados antes que eles venham a sofrer danos ou, em alguns casos,
•
•
•
limitá-los. As outras funções são: minimizar o perigo às pessoas, reduzir o estresse em
equipamentos adjacentes e, acima de tudo, manter a integridade e a estabilidade do
restante do sistema elétrico para facilitar o seu restabelecimento.
Quando se fala em relés, quase sempre associa-se o seu uso à função proteção;
entretanto, além dela existem outras cinco categorias funcionais.
Relés de proteção: Detectam defeitos ou outras condições perigosas ou intoleráveis em
equipamentos. Estes relés geralmente atuam em um ou mais disjuntores, mas
podem também ser usados para soar um alarme.
Relés de monitoração: Verificam as condições do sistema de potência ou do sistema de
proteção. Nesta categoria incluem-se os relés detectores de falta, unidades de
alarme e relés de monitoração.
Relés de religamento: Estabelecem uma sequência de fechamento de um disjuntor
após a sua abertura por relés de proteção.
Relés de regulação: Restauram os parâmetros de operação, através de equipamentos
suplementares, quando os seus limites desviam de valores preestabelecidos.
Relés auxiliares: Operam em resposta à abertura ou ao fechamento de um circuito
para suplementar outro relé ou dispositivo. Nesta categoria estão os relés
temporizadores, relés multiplicadores-de-contatos, unidades de selo, relés de
bloqueio, relés de fechamento e relés de disparo.
Relés de sincronização (ou verificação de sincronismo): Asseguram a existência de
condições para interligar duas seções de um sistema de potência.
Em sistemas modernos de proteção com tecnologia digital muitas dessas funções
estão incorporadas num único relé.
Além das categorias funcionais, relés podem ser classificados por entrada, princípio
de operação ou estrutura e característica de desempenho. O que se segue são algumas
das classificações e definições descritas no ANSI/IEEE C37.90 (e também no ANSI/IEEE
C37.100 Definitions for Power Switchgear).
a. Entrada:
corrente;
tensão;
potência;
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
pressão;
frequência;
temperatura;
fluxo;
vibração.
b. Princípio de operação ou estrutura:
balanço de corrente;
porcentagem;
multirrestrição;
produto;
estado sólido;
estático;
microprocessado;
eletromecânico;
térmico.
c. característica de desempenho:
diferencial;
distância;
sobrecorrente direcional;
tempo inverso;
tempo definido;
subtensão;
sobretensão;
•
•
•
10.2
•
terra ou fase;
alta ou baixa velocidade;
piloto (comparação de fase, comparação direcional e corrente diferencial).
Ideia básica de um sistema de proteção
Os componentes elétricos de um sistema de potência devem ser protegidos contra
os curtos-circuitos ou condições anormais de operação, geralmente provocadas pelos
próprios curtos-circuitos. Na ocorrência desses eventos é necessário que a parte
atingida seja rapidamente isolada do restante da rede elétrica, de forma a evitar danos
materiais e restringir a sua repercussão no sistema. Esta função é desempenhada pelo
sistema de proteção, cuja ideia básica é apresentada na Figura 10.1 [22].
Figura 10.1: Sistema de proteção.
As condições do sistema de potência são monitoradas constantemente pelo sistema
de medidas analógicas (transformadores de instrumento), que são os transformadores
de corrente (TCs) e transformadores de potencial (TPs). As correntes e as tensões
transformadas em grandezas secundárias alimentam um sistema de decisões lógicas
(relé de proteção), que compara o valor medido com o valor previamente ajustado no
relé. A operação do relé ocorrerá sempre que o valor medido exceder o valor ajustado,
atuando sobre um disjuntor. Os equipamentos que compõem um sistema de proteção
são relacionados a seguir:
Transformadores de instrumento
Os transformadores de instrumento são os redutores de medidas de
corrente (TC) e de tensão (TP), que têm a função de isolar os circuitos dos
relés da alta tensão, além de padronizar os valores secundários.
•
•
Relé de proteção
O relé de proteção é um dispositivo que toma decisões, comparando o valor
medido com o valor ajustado previamente.
Disjuntor
O disjuntor é um equipamento de alta tensão com capacidade para
interromper correntes de curtos-circuitos, isolando a parte sob falta do
restante do sistema.
Além desses equipamentos o sistema de proteção necessita de uma fonte de
corrente contínua, fornecida pela bateria. Deve-se prever uma capacidade em Ah
adequada, pois além de alimentar o sistema de proteção ela alimenta também os
sistemas de controle e sinalização e, muitas vezes, a iluminação de emergência da
subestação ou da usina.
Um diagrama unifilar simplificado, destacando o sistema de proteção, é mostrado
na Figura 10.2.
Figura 10.2: Diagrama unifilar de um sistema de proteção.
A Figura 10.3 mostra um diagrama trifilar de um sistema de proteção típico. Trata-
se de um esquema com quatro relés de sobrecorrente (três de fase e um de terra), com
unidades temporizadas (T) e unidades instantâneas (I).
A seguir, são listados os passos da atuação deste sistema, após a ocorrência de um
curto-circuito.
a. Ocorre um curto-circuito.
b. A elevação da corrente no secundário do TC é proporcional ao valor da corrente de
curto-circuito.
c. O circuito de corrente do relé sente a elevação da corrente (sobrecorrente).
d. Dependendo do valor da sobrecorrente e dos ajustes dos relés, opera a unidade
temporizada (T ) ou a unidade instantânea (I), fechando o contato.
10.3
e. O fechamento de qualquer um dos contatos energiza, através da corrente contínua
fornecida pela bateria, a bobina de desligamento (BD) do disjuntor.
Figura 10.3: Diagrama trifilar de um sistema de proteção.
f. A energização da BD (Obs.: Trip Coil, em inglês) provoca a repulsão do núcleo de
ferro (Obs.:a BD é um solenoide).
d. O movimento abrupto do núcleo, provocado pela força eletromagnética, destrava o
mecanismo do disjuntor, que abre os seus contatos.
Deve-se salientar que, qualquer que seja o sistema de proteção, os contatos dos relés
são ligados em série com a bobina de desligamento do disjuntor. Além disso, um
contato “a” do disjuntor é também introduzido no circuito. A posição deste contato
acompanha a posição dos contatos principais do disjuntor, isto é, o contato “a” é
aberto quando o disjuntor é aberto e vice-versa. A finalidade deste contato é evitar a
queima da BD na eventualidade de o contato do relé ficar colado.
Características funcionais dos relés de proteção
Para que o relé de proteção desempenhe a contento as suas funções alguns
requisitos são necessários:
•
•
a. Confiabilidade, fidedignidade e segurança
É o grau de certeza da atuação correta de um dispositivo para a qual ele foi
projetado. Os relés de proteção, diferentes de outros dispositivos, têm duas
alternativas de desempenho indesejado:
recusa de atuação: não atua quando solicitado;
atuação incorreta: atua quando não é solicitado.
Estas duas situações levam a definições complementares: fidedignidade e
segurança.
A fidedignidade é a medida da certeza de que o relé irá operar corretamente
para todos os tipos de faltas para os quais ele foi projetado para operar.
A segurança é a medida da certeza de que o relé não irá operar incorretamente
para qualquer falta.
Considere uma falta f, na linha de transmissão do sistema mostrado na Figura
10.4.
Figura 10.4: Confiabilidade do sistema de proteção.
Na atuação correta, esta falta deve ser sanada através das aberturas dos
disjuntores nos terminais A e B.
Se o sistema de proteção em A não operar (recusa de atuação), haverá o
comprometimento da confiabilidade através da perda da fidedignidade.
Se a mesma falta for sanada pela operação do sistema de proteção no terminal C,
antes da atuação do sistema de proteção em A, haverá o comprometimento da
confiabilidade através da perda da segurança.
1.
2.
b. Seletividade dos relés e zonas de proteção
A segurança dos relés, isto é, o requisito que eles não irão operar para faltas para
os quais eles não foram designados para operar, é definida em termos das
regiões de um sistema de potência – chamadas zonas de proteção – para as
quais um dado relé ou sistema de proteção é responsável. O relé será
considerado seguro se ele responder somente às faltas dentro da sua zona de
proteção. Certos relés possuem várias entradas de correntes alimentadas por
TCs diferentes, os quais delimitam a zona de proteção.
Para cobrir todos os equipamentos pelos seus sistemas de proteção, as zonas de
proteção dever ter os seguintes requisitos:
Todos os componentes do sistema de potência devem ser cobertos por pelo
menos uma zona. Uma boa prática é assegurar que os componentes mais
importantes estão incluídos em pelo menos duas zonas.
Zonas de proteção devem se sobrepor para evitar que qualquer
componente fique desprotegido.
Uma zona de proteção pode ser fechada ou aberta.
A Figura 10.5 mostra exemplos de zonas de proteção e também, alguns pontos
de falta. Uma falta f1, que ocorre dentro de uma zona fechada, deverá ser isolada
pela atuação dos sistemas de proteção de ambos os terminais da linha. O
mesmo deverá ocorrer para uma falta f2, mas, neste caso, a falta cai dentro da
sobreposição de duas zonas de proteção. Na eventualidade da recusa de
atuação do sistema de proteção da linha no terminal A, todos os demais
disjuntores ligados à barra A deverão ser abertos.
Figura 10.5: Zonas de proteção.
A falta f3 ocorre dentro da zona de proteção do gerador, mas também fica dentro
1.
2.
3.
4.
10.3.1
da sobreposição de outras duas zonas de proteção, todas elas zonas fechadas.
A falta f4 ocorre dentro de duas zonas abertas. Neste caso, a falta deverá ser
isolada pela atuação do sistema de proteção da linha de distribuição, mas na
eventualidade de sua falha o sistema de proteção do lado de baixa do
transformador deverá atuar, o que acarretará a falta de energia elétrica em
outros dois circuitos que nada tem a ver com a falta. Este caso ilustra uma
característica muito importante, a seletividade, que é a capacidade de um
sistema de proteção isolar somente a seção atingida do circuito após a ocorrência
de um curto-circuito.
c. Velocidade
É, geralmente, desejável remover a parte atingida pela falta do restante do
sistema de potência tão rapidamente quanto possível para limitar os danos
causados pela corrente de curto-circuito; entretanto, existem situações em que
uma temporização intencional é necessária.
Apesar de o tempo de operação dos relés frequentemente variar numa faixa
bastante larga, a velocidade dos relés pode ser classificada dentro das categorias
a seguir.
Instantâneo: Nenhuma temporização intencional é introduzida no relé. O
tempo inerente fica na faixa de 17 a 100 ms.
Temporizado: Uma temporização intencional é introduzida no relé, entre o
tempo de decisão do relé e o início da ação de desligamento.
Alta-velocidade: Um relé que opera em menos de 50 ms (3 ciclos na base de
60 Hz).
Ultra alta-velocidade: Uma temporização inferior a 4 ms.
A Figura 10.6 mostra os tempos de operação de um sistema de proteção sem
temporização intencional.
Redundância do sistema de proteção
Um sistema de proteção pode não atuar quando solicitado, caracterizando o que
comumente se denomina de recusa de atuação. A recusa pode se originar de várias
causas, tais como: erro de projeto, erro de montagem, defeito no disjuntor, defeito no
relé. O índice de recusa de atuação do sistema de proteção dos componentes de um
sistema de potência é muito baixo, cerca de 1,0% (dado do sistema interligado
brasileiro); entretanto, é essencial prover um sistema alternativo que forneça uma
redundância de proteção. Esta proteção é denominada de retaguarda (back-up) ou
secundária. O sistema de proteção principal, para uma determinada zona de proteção,
é chamado de sistema de proteção primária e deve atuar instantaneamente e isolar o
menor trecho possível do sistema elétrico. Em sistemas de EAT é comum utilizar
sistema de proteção primária redundante. Esta duplicação tem como finalidade cobrir
as falhas dos relés em si; portanto, é recomendável que a redundância seja feita com
relés de outro fabricante, ou relés baseados em princípio de operação diferente. Os
tempos de operação dessas duas proteções são iguais. É economicamente inviável
duplicar todos os componentes de um sistema de proteção, pois em AT e EAT os
transformadores de instrumento e disjuntores são muito caros. Em EAT são comuns
disjuntores com bobinas de desligamento duplicadas.
Figura 10.6: Tempos de operação de um sistema de proteção.
Um sistema de proteção redundante menos oneroso, porém menos seletivo, é a
proteção de retaguarda, cuja atuação é geralmente mais lenta que a proteção primária,
o que pode causar a remoção de mais elementos do sistema de potência para sanar
uma falta. A proteção de retaguarda pode ser local ou remota.
Na proteção de retaguarda local os relés estão instalados na mesma subestação da
proteção primária e os transformadores de instrumento e a bateria que os alimentam
são os mesmos e atuam sobre o mesmo disjuntor; o que na eventualidade de falha em
um desses equipamentos afeta ambos os esquemas.
Na proteção de retaguarda remota os relés, os transformadores de instrumento, a
bateria que os alimenta e o disjuntor no qual eles atuam são completamente
independentes, o que torna também os esquemas independentes.
O sistema de proteção denominado falha de disjuntor é um subconjunto do sistema
de proteção de retaguarda, que tem a função específica de cobrir um defeito no
disjuntor. Este esquema consiste basicamente em relés de sobrecorrente e um relé de
10.4
10.4.1
•
•
•
•
•
•
•
tempo que é energizado sempre que o circuito de desligamento do disjuntor é
energizado. Quando o disjuntor opera normalmente, o relé de tempo é desenergizado.
Se a corrente de faltapersistir por um tempo maior que o ajustado no relé
temporizado, todos os outros disjuntores dos circuitos adjacentes que contribuem com
corrente de curto-circuito serão abertos.
Proteção de linhas de transmissão
Introdução
As linhas de transmissão em corrente alternada são comumente classificadas pela
função, a qual se relaciona com o nível de tensão. A seguir uma classificação típica:
distribuição (2,2 kV a 34,5 kV): circuitos transmitindo potência ao
consumidor final;
subtransmissão (13,8 kV a 138 kV): circuitos transmitindo potência às
subestações de distribuição;
transmissão (69 kV a 765 kV): circuitos transmitindo potência entre
subestações e sistemas interligados.
 As linhas de transmissão são divididas em:
Alta Tensão (AT): 69 kV a 220 kV;
Extra-Alta Tensão (EAT): 345 kV a 765 kV;
Ultra-Alta Tensão (UAT): acima de 765 kV.
As linhas de transmissão são os componentes mais expostos de um sistema de
potência, podendo, portanto, afirmar que a incidência de faltas é consideravelmente
maior que em outros elementos do sistema.
Considerando que uma linha de transmissão é conectada com outras linhas e
equipamentos, o seu sistema de proteção deve ser compatível com o de outros
elementos, de tal modo que possibilite uma ampla coordenação de seus ajustes. Deve-
se prever também que a proteção principal de um trecho de uma linha atue como
proteção de retaguarda das linhas adjacentes.
O comprimento da linha de transmissão tem um efeito direto no ajuste de um relé.
Na Figura 10.7 a linha é considerada, respectivamente, curta e longa:
Zl ≪ Zequ.
•
•
•
•
•
•
•
10.4.2
Zl ≫ Zequ.
Figura 10.7: Comprimento da linha.
Nas linhas curtas a discriminação por níveis de corrente de curto-circuito é
praticamente impossível, pois não há muita diferença entre um um curtocircuito no
início (X) e no fim (Y ). Por outro lado, as linhas longas apresentam outro tipo de
problema: a corrente de curto-circuito no fim da linha (Y ) pode se aproximar da
corrente de carga.
Quanto à proteção dessas linhas, existe uma variedade de esquemas que depende
das características, configurações, comprimentos e importância relativa. Não existe
uma regra inflexível para definir um esquema de proteção.
Comumente são encontrados os seguintes esquemas de proteção:
fusíveis, religadores e seccionadores;
sobrecorrente instantâneo;
sobrecorrente temporizado com característica inversa;
sobrecorrente direcional temporizado e instantâneo;
distância sem teleproteção;
distância com teleproteção.
Fusíveis, religadores, seccionadores e relés de
sobrecorrente
Estes dispositivos são utilizados em larga escala nos sistemas de distribuição, que
são predominantemente radiais como mostra a Figura 10.8.
Durante o curto-circuito surge uma corrente de intensidade elevada que traz efeitos
mecânicos e térmicos aos equipamentos sob falta. Os efeitos mecânicos, cujas forças
são proporcionais ao quadrado da corrente instantânea, podem deformar condutores e
romper materiais isolantes. Já os efeitos térmicos estão ligados ao tempo de
permanência do curto-circuito, podendo produzir um aquecimento excessivo dos
materiais condutores e isolantes, degradando-os e reduzindo as suas vidas úteis. Para
minimizar os efeitos produzidos pelas correntes de curtos-circuitos, são utilizados os
dispositivos anteriormente mencionados.
Figura 10.8: Sistema de distribuição.
As curvas características tempo × corrente de um fusível são apresentadas na forma
de tempo mínimo de fusão e tempo total de interrupção, como mostra a Figura 10.9. O tempo
mínimo de fusão é o intervalo entre o início da corrente de curto-circuito e a iniciação
do arco. O intervalo de duração do arco é o tempo de arco (∆Ta). O tempo total de
interrupção é o tempo mínimo de fusão e o tempo de arco.
Os fusíveis são utilizados em ramais de alimentadores e em equipamentos
(transformadores de distribuição e capacitores) ligados na rede de distribuição.
Os dispositivos de interrupção, além do fusível, são os religadores e seccionadores.
O religador tem uma capacidade de interrupção da corrente de curto-circuito limitada
e religa automaticamente numa sequência programada. Já o seccionador não pode
interromper a corrente de curto-circuito. É um equipamento que possui um sensor de
sobrecorrente e um mecanismo para contagem do equipamento de interrupção que
fica à sua frente, além de contatos e dispositivos para travamento na posição aberta.
Quando ocorre uma sobrecorrente no alimentador passando através do seccionador,
cujo valor seja maior ou igual à corrente de acionamento, o equipamento é armado e
preparado para a contagem. A contagem se inicia quando a corrente que passa por ele
é interrompida pelo equipamento de interrupção à sua frente. Após um número pré-
ajustado dessas ocorrências, ele abre os contatos e permanece na posição aberta,
isolando o trecho sob falta.
Figura 10.9: Curva característica de um fusível.
A análise que se segue é feita referindo-se à Figura 10.8:
a. O curto-circuito fA deverá ser isolado pelo fusível do ramal, deixando o tronco e
outros ramais operando normalmente.
b. O curto-circuito fB deverá ser isolado pelo religador. O religador religará
automaticamente e permanecerá fechado se a falta for fugitiva. No caso de uma
falta permanente o religador obedecerá sequências de aberturas e fechamentos
pré-ajustadas. Para todo o fechamento haverá a passagem da corrente de curto-
circuito, fazendo com que o seccionador seja armado e preparado para a
contagem. Na abertura do religador o seccionador completa a contagem que é
ajustado para abrir antes do último religamento automático. Assim, o trecho sob
falta é isolado pelo seccionador, permitindo que o restante do circuito seja
restabelecido.
c. O curto-circuito fC deverá ser isolado pelo religador. O religador religará
automaticamente e permanecerá fechado se a falta for fugitiva. No caso de uma
falta permanente o religador obedecerá sequências de aberturas e fechamentos
pré-ajustadas.
Nas saídas dos alimentadores geralmente são utilizados disjuntores comandados
por relés de sobrecorrente de fase e de terra, com religamentos automáticos executados
pelo relé religador.
A Figura 10.10 mostra um esquema de proteção simplificado.
Figura 10.10: Esquema de proteção de sobrecorrente.
Os relés de sobrecorrente de fase devem atuar para curtos-circuitos trifásico e
bifásico e o relé de terra deve atuar para curto-circuito monofásico (ou faseterra). Eles
contêm dois elementos (ou unidades): o elemento temporizado e o elemento
instantâneo. A Tabela 10.1 mostra os relés de sobrecorrente e os seus respectivos
elementos e as nomenclaturas.
Relé Elemento Nomenclatura
Fase Temporizado 51
Fase Instantâneo 50
Terra Temporizado 51 N ou 51 GS
Terra Instantâneo 50 N
Tabela 10.1: Nomenclaturas.
As nomenclaturas são números padrões que identificam os relés por função.
O relé de terra denominado 51 GS (Ground Sensor) é ligado em série com o relé 50-51N.
Este relé pode ser ajustado para um valor de pick-up muito baixo, o que permite que ele
atue para curto-circuito monofásico com alta resistência.
Os elementos temporizados possuem basicamente dois ajustes: o tape e o dial de
tempo. O tape é ajustado em função da corrente e o dial de tempo é selecionado de acordo
com as temporizações requeridas para a coordenação.
O valor do tape determina a corrente mínima capaz de iniciar a operação do relé, a
•
•
•
•
chamada corrente de pick-up.
As características de resposta dos relés de sobrecorrente são alocadas num gráfico
em função de múltiplo da corrente de tape × tempo (segundos), para cada ajuste dial de
tempo. Há, pois, uma família de curvas, cujas declividades mais usuais são
denominadas, por:
Tempo definido
O relé de sobrecorrente de tempo definido tem uma característica tempo ×
corrente plana; portanto, acima da corrente de pick-up o relé atuará praticamente
com o mesmo tempo.
Tempo normal inverso
O relé de sobrecorrente de tempo normal inverso é aplicado em redes em que a
faixa de variação da corrente decurto-circuito é larga, causa esta decorrente da
mudança da capacidade de geração. A característica tempo x corrente,
relativamente plana, permite que o relé opere com razoável rapidez para uma
faixa grande de corrente de curto-circuito.
Tempo muito inverso
O relé de sobrecorrente de tempo muito inverso possui uma característica mais
íngreme, que faz com que ele opere lentamente para baixos valores correntes e
opere rapidamente para altas correntes de curto-circuito. Não é adequado para
sistemas com capacidades de geração variáveis
Tempo extremamente inverso
O relé de sobrecorrente de tempo extremamente inverso apresenta uma
característica bastante íngreme, similar à característica de um fusível; portanto,
ele é adequado para sistema que possuem fusíveis como proteção, tornando a
coordenação mais eficaz.
Nos relés eletromecânicos as características são fixas; portanto, se em um
determinado sistema os relés de sobrecorrente utilizados tiverem uma característica
muito inversa e houver necessidade de mudar para uma característica normal inversa,
a única solução é a substituição dos relés. Isto não acontece com os relés de estado
sólido e digital, pois um único relé engloba todas as características, que podem ser
selecionadas conforme a necessidade.
As curvas características dos relés de estado sólido e digital são modeladas através
da equação (10.1).
Nesta equação DT é o Dial de Tempo, I é corrente secundária que passa pelo relé, Is
o tape ajustado e k e α são constantes que dependem de cada tipo de característica. A
relação é denominada múltiplo do valor do tape.
A Tabela 10.2 fornece estas constantes.
Normal Inverso Muito Inverso Extremamente
k 0,1 13,5 80,0
α 0,02 1,0 2,0
Tabela 10.2: Constantes dos relés de estado sólido e digital.
A coordenação de relés é uma tarefa fundamental, pois, na ocorrência de um curto-
circuito, ela permite que os desligamentos dos componentes sejam seletivos. A
seletividade é uma das características mais importantes de um sistema de proteção,
pois restringe os desligamentos somente na região afetada da rede elétrica.
A Figura 10.11 mostra uma rede primária com vários ramais. Para um curto-
circuito no ponto f, somente o sistema de proteção do ramal C2 deve operar,
implicando que os relés Rg e Rr devem estar coordenados. Uma descoordenação entre
estes relés pode provocar a atuação do sistema de proteção da concessionária antes do
sistema de proteção do ramal C2, causando a falta de energia para outros
consumidores (C1, C3, C4 e C5).
A Figura 10.12 ilustra a coordenação entre os elementos temporizados dos relés Rg e
Rr. Deve-se ressaltar que a curva do relé Rg é fornecida pela concessionária e o
consumidor é o responsável pela definição dos ajustes do relé Rr. O ponto de partida
para alocar a curva do relé Rr consiste em deixar um intervalo de tempo, ∆t, em relação
à curva do relé Rg de 0,3 a 0,4 segundo. Como visto anteriormente, os relés de
sobrecorrente possuem também as unidades instantâneas que são ajustadas para
valores elevados de correntes.
A Figura 10.13 mostra a alocação das curvas das unidades temporizada e
instantânea dos relés de fase.
A Figura 10.14 mostra a alocação das curvas das unidades temporizada e
instantânea dos relés de terra. Neste caso precisamos de mais um relé de terra
denominado 51 GS (Ground Sensor).
•
•
•
Figura 10.11: Diagrama unifilar.
Para calcular os ajustes dos relés do consumidor a concessionária deve fornecer:
Correntes de curtos-circuitos no ponto de entrega
São fornecidos os valores de curtos-circuitos trifásico, bifásico e monofásico (sem
e com a impedância de falta). Recomenda-se que estes dados sejam fornecidos
em módulo e ângulo.
Impedâncias no ponto de entrega
São fornecidas as impedâncias de sequências positiva e zero, em módulo e
ângulo no ponto de entrega.
Curvas dos relés da concessionária
Estas curvas são fornecidas em forma de gráfico em uma folha-padrão. Trata-se
de uma folha em escala logarítmica nos eixos horizontal (corrente) e vertical
(tempo), semelhante àquelas em que os fabricantes fornecem as curvas
características de seus dispositivos
Para a coordenação dos relés de fase são necessários os seguintes dados:
•
1.
2.
3.
•
Figura 10.12: Coordenação entre as unidades temporizadas de Rg e Rr.
Capacidade do transformador e/ou demanda do consumidor
Os transformadores de potência (de grande porte) possuem três estágios de
ventilação:
VN (ventilação natural)
VF1 (ventilação forçada – 1ọ estágio)
VF2 (ventilação forçada – 2ọ estágio)
Na VN o transformador fornece a potência nominal. A VF1 e a VF2 devem entrar
em operação automática, respectivamente, quando houver uma sobrecarga de
25% e 66,7%. Neste caso, a corrente de pick-up é determinada baseando-se em 1,5
vezes acima da corrente nominal do transformador.
Nos transformadores de pequeno porte em paralelo é necessário conhecer a
capacidade total e a demanda do consumidor. Neste caso, via de regra, a
corrente de pick-up é determinada baseando-se em 1,5 vezes acima do valor da
demanda.
Corrente de magnetização
Na energização do transformador há uma elevação brusca da corrente. É preciso
que os relés não atuem para esta situação. Na falta de dados do fabricante,
admite-se que a corrente de magnetização seja 8In.
•
Figura 10.13: Coordenação entre os relés de fase.
Valor do curto-circuito trifásico
O valor de curto-circuito trifásico no ponto de entrega, fornecido pela
concessionária, é um dado extremamente importante. Caso exista um trecho de
linha, cuja impedância não se pode desprezar, entre o ponto de entrega e o local
da instalação do sistema de proteção na entrada do consumidor, deve-se calcular
o valor de curto-circuito neste local. Do contrário, pode-se considerar o valor
fornecido pela concessionária. Esta corrente é também utilizada para a escolha
do RTC. A corrente primária do TC multiplicada por 20 deve ser maior do que a
corrente de curtocircuito.
O tape é calculado a partir de 150% da corrente de demanda. Esta corrente deve ser
transformada em corrente secundária (corrente no relé) dividindo pela RTC,
escolhendo-se o valor mais próximo.
Nas curvas características dos fabricantes de relés, o eixo horizontal (eixo da
corrente) é graduado em múltiplos do valor do tape (M) e na folha de verificação
gráfica da seletividade, o eixo horizontal é graduado em ampères primários. Assim,
para transportar a característica do relé para a folha de verificação gráfica da
seletividade, é necessário converter as correntes para o valor primário, aplicando-se a
equação (10.2):
10.4.3
Figura 10.14: Coordenação entre os relés de terra.
O Dial de Tempo deve ser selecionado considerando-se um intervalo de
aproximadamente 0,3 a 0,4 segundo entre as curvas do relé da concessionária e do
consumidor.
Quando um relé é sensibilizado por uma corrente de curto-circuito, após o tempo
decorrido em função da curva característica especificada, acionará o disjuntor,
interrompendo o circuito. Normalmente são previstos dois religamentos automáticos:
o primeiro, ajustado em cerca de 5 segundos, e o segundo em torno de 30 segundos (os
ajustes das temporizações dependem da filosofia adotada nas empresas). Na
ocorrência de um curto-circuito de causa transitória o disjuntor permanecerá fechado
após um dos religamentos e, evidentemente, se o curto-circuito for permanente, o
disjuntor ficará aberto após as duas tentativas automáticas de religamento,
precisando, portanto, da ação humana para o fechamento do disjuntor. Os disjuntores
são dimensionados para suportar a corrente nominal e para interromper a corrente de
curto-circuito máxima do seu ponto de instalação.
Relé de sobrecorrente direcional
Em linhas de transmissão que operam sob a configuração em anel é impossível
conseguir uma boa seletividade através de relés de sobrecorrente. Nestes casos, uma
das maneiras para conseguir coordenar os relés de vários trechos é discriminando a
atuação através dos relés de sobrecorrente direcionais.
Os relés de sobrecorrente direcionais devem responder, commáxima eficiência,
•
•
•
•
somente nas condições de curtos-circuitos. Este requisito é conseguido pelas
características de operação dos relés (como mostrado na Figura 10.15) e pelas ligações
dos transformadores de instrumento.
Figura 10.15: Característica de operação.
Característica de operação e ligações dos relés de fase
 – tensão aplicada na bobina de potencial;
Î – corrente que circula na bobina de corrente;
θ – ângulo de defasagem entre e Î;
τ – ângulo de máximo conjugado.
As ligações dos relés direcionais devem ser feitas de tal modo que as suas
características sejam compatíveis com os comportamentos das tensões e correntes
durante os curtos-circuitos, devendo nestas ocorrências possibilitar um conjugado de
operação mais próximo do máximo. Existem cinco tipos de ligações, mas nenhum
deles é ideal, pois é possível existir algumas condições de faltas no sistema de potência
que podem acarretar operações incorretas de relés. Felizmente, a probabilidade de
ocorrência de tais condições é diminuta. A ligação mais apropriada para a maioria dos
sistemas é a ligação 90, mostrada na Figura 10.16. As grandezas aplicadas nos relés
das fases são mostradas na Tabela 10.3.
Figura 10.16: Diagrama de ligação 90°.
Nesta ligação as grandezas aplicadas no relé, na posição de fator de potência
unitário, devem estar em quadratura conforme os diagramas fasoriais mostrados na
Figura 10.17, daí a denominação ligação 90°.
Relé Tensão Corrente
ΦA bc Îa
ΦB ca Îb
Φ ab Îc
Tabela 10.3: Grandezas aplicadas nos relés direcionais para ligação 90°.
•
•
•
Figura 10.17: Diagrama fasorial.
Característica de operação e ligação do relé de terra
A Figura 10.18 mostra a característica de operação de um relé de terra direcional.
 – tensão aplicada na bobina de potencial;
Î – corrente que circula na bobina de corrente;
τ – ângulo de máximo conjugado.
Nas condições normais de operação do sistema de potência as grandezas aplicadas
na unidade direcional do relé de terra são praticamente nulas, devendo aparecer
somente durante as ocorrências de curtos-circuitos que envolvam a terra (fase-terra e
bifásico-terra). Isto posto, as questões que surgem são:
a. Que grandezas são essas, que surgem somente durante os curtos-circuitos à terra?
Figura 10.18: Característica de operação.
b. Como se deve ligar a unidade direcional para ser sensível a estas grandezas?
Respondendo a essas questões, as grandezas são a tensão e a corrente de sequência
zero, e a unidade direcional deve ser ligada nos filtros de sequência zero, de tal modo
que a composição das grandezas filtradas seja o mais próximo possível da
característica de operação dessa unidade.
As grandezas de sequência zero são filtradas por meio de ligações convenientes dos
secundários dos TCs e TPs.
A Figura 10.19 mostra o diagrama de ligação do relé direcional de terra.
No circuito de corrente, tem-se:
e, portanto, a grandeza filtrada será 3 vezes a corrente de sequência zero.
No circuito de tensão, tem-se:
e, portanto, a grandeza filtrada será 3 vezes a tensão de sequência zero.
10.4.4
Figura 10.19: Diagrama de ligação.
Relé de distância
Com o aumento da complexidade do sistema de potência, houve a necessidade de
combinar duas características operativas em relés de proteção de linhas de
transmissão: a velocidade e a seletividade. O relé de distância é, portanto, o mais
adequado para a proteção desse tipo de componente.
Princípio de operação do relé de distância
O diagrama da Figura 10.20 mostra os elementos básicos que entram na
composição de um esquema de proteção com relé de distância.
Considerando um curto-circuito sólido em f, tem-se a seguinte equação de malha:
•
•
•
Figura 10.20: Impedância vista por um relé de distância.
sendo,
Zf – impedância do trecho da linha de transmissão, da barra até o ponto de curto-
circuito;
A – tensão na barra durante o curto-circuito;
ÎA – corrente de curto-circuito.
A equação (10.6) mostra que pode-se “medir” a impedância da linha em função das
grandezas do sistema elétrico no momento do curto-circuito.
Em termos secundários tem-se:
Como
e
•
•
•
então,
ou
O componente do relé de distância que executa essa medição é denominado elemento
de medida. A saída desse elemento é constantemente comparada com um valor
previamente parametrizado e a operação ocorrerá quando o valor medido for menor
do que o valor ajustado.
Figura 10.21: Diagrama de blocos.
M – unidade de medida;
C – unidade comparadora;
T – temporizador.
Cálculos das correntes e das tensões no ponto de aplicação dos relés de distância sob
condições de curtos-circuitos
A aplicação e a análise de relés de proteção requerem conhecimentos detalhados
das correntes e tensões nos seus pontos de aplicação sob condições de curtos-circuitos.
Os cálculos de curtos-circuitos em sistema de potência (com níveis de
detalhamentos de acordo com as necessidades) são feitos através de um programa
computacional específico. O método dos componentes simétricos é uma “ferramenta”
imprescindível para este tipo de análise.
Em sistemas de potência, existem dez possibilidades distintas de curtoscircuitos:
um trifásico, três bifásicos, três bifásico-terra e três fase-terra.
Neste texto, por conveniência didática, o sistema analisado será simplificado, como
mostra a Figura 10.22.
Figura 10.22: Sistema simplificado.
Este sistema consiste de uma linha de transmissão e duas fontes equivalentes, uma
em cada extremidade. O R é o ponto de aplicação do relé sob análise.
Curto-circuito trifásico: Para o curto-circuito trifásico, somente a rede de sequência
positiva precisa ser representada.
A Figura 10.23 mostra o diagrama unifilar de sequência positiva para um curto-
circuito trifásico em f.
Figura 10.23: Circuito de sequência positiva para um curto-circuito trifásico.
A corrente de curto-circuito é calculada por:
Simplificando
tem-se
A corrente de sequência positiva no ponto de aplicação do relé é calculada pela
equação (10.15).
Simplificando
tem-se
Sabendo-se que
e aplicando a TCS, obtêm-se as correntes de fase:
A tensão de sequência positiva no ponto de curto-circuito f e no ponto de aplicação
do relé são calculadas, respectivamente, pelas equações (10.22) e (10.23):
Sabendo-se que
e aplicando-se a TCS, obtêm-se as tensões de fase:
Curto-circuito bifásico: Para o curto-circuito bifásico, são necessárias as redes de
sequências positiva e negativa.
A Figura 10.24 mostra a conexão das redes de sequência positiva e negativa para
um curto-circuito bifásico (b-c) em f.
Figura 10.24: Circuitos de sequências positiva e negativa para um curtocircuito
bifásico.
A corrente de sequência positiva no ponto de curto-circuito é calculada por:
Simplificando
e
tem-se
Considerando os parâmetros de sequência negativa iguais aos de sequência
positiva, tem-se
E, sabendo-se que
tem-se
As correntes de sequências positiva e negativa no ponto de aplicação do relé são
calculadas, respectivamente, pelas equações (10.35) e (10.36):
Simplificando
tem-se
e
Sabendo-se que
e aplicando a TCS, obtêm-se as correntes de fase:
As tensões de sequências positiva e negativa no ponto de curto-circuito f são
calculadas, respectivamente, pelas equações (10.44) e (10.45):
As tensões de sequências positiva e negativa no ponto de aplicação do relé são
calculadas, respectivamente, pelas equações (10.47) e (10.49):
ou
ou
Sabendo-se que
e aplicando a TCS, obtêm-se as tensões de fase:
Curto-circuito monofásico: Para o curto-circuito monofásico são necessárias as redes de
sequências positiva, negativa e zero.
A Figura 10.25 mostra a conexão das redes de sequência positiva, negativa e zero
para um curto-circuito monofásico (a-terra) em f.
A corrente de sequência positiva no ponto de curto-circuito é calculada por:
Simplificando
Considerando os parâmetros de sequência negativa iguais aos de sequência
positiva, tem-se:
No ponto de curto-circuito, tem-se:
As correntes de sequências positiva, negativa e zero no ponto de aplicação do relé
são calculadas,respectivamente, pelas equações (10.60), (10.61) e (10.62):
Figura 10.25: Circuitos de sequências positiva, negativa e zero para um curtocircuito
monofásico.
Simplificando
tem-se
e aplicando a TCS, obtêm-se as correntes de fase:
As tensões de sequências positiva, negativa e zero no ponto de curto-circuito f são
calculadas, respectivamente, pelas equações (10.71), (10.72) e (10.73):
As tensões de sequências positiva, negativa e zero no ponto de aplicação do relé são
calculadas, respectivamente, pelas equações (10.75), (10.77) e (10.79):
ou
ou
ou
e aplicando a TCS, obtêm-se as tensões de fase:
Resumo: Os resultados dos cálculos das correntes e das tensões no ponto de aplicação
do relé de distância durante os curtos-circuitos são apresentados nas Tabelas que se
seguem.
Correntes Curto-circuito trifásico
IA+ K3F C1
IA− 0
IA0 0
IA K3F C1
IB K3F a2C1
IC K3F aC1
Tabela 10.4: Correntes durante curto-circuito trifásico.
Correntes Curto-circuito bifásico
IA+ K2F C1
IA− −K2F C1
IA0 0
IA 0
IB K2F (a2 − a)C1
IC −K2F (a2 − a)C1
Tabela 10.5: Correntes durante curto-circuito bifásico (b-c).
Correntes Curto-circuito monofásico
IA+ K1F C1
IA− K1F C1
IA K1F C0
IA K1F (C0 + 2C1)
IB K1F (C0 − C1)
IC K1F (C0 − C1)
Tabela 10.6: Correntes durante curto-circuito monofásico.
Correntes Curto-circuito trifásico
VA+ K3F (C1 Zl+ + Rf)
VA− 0
VA0 0
VA K3F (C1 Zl+ + Rf)
VB K3F a2(C1 Zl+ + Rf)
VC K3F a(C1 Zl+ + Rf)
Tabela 10.7: Tensões durante curto-circuito trifásico.
Correntes Curto-circuito bifásico
VA+ K2F (C1 Zl+ + Zeq+ + Rf)
VA− K2F (−C1 Zl+ + Zeq+)
VA0 0
VB K2F (2Zeq+ + Rf)
VB K2F [(a2 − a)C1 αZl+ − Zeq+ + a2Rf]
VC K2F [(a − a2)C1 αZl+ − Zeq+ + aRf]
Tabela 10.8: Tensões durante curto-circuito bifásico (b-c).
Curto-circuito monofásico
VA+ K1F (C1 Zl+ + Zeq− + Zeq0 + 3Rf)
VA− K1F (C1 Zl+ − Zeq−)
VA0 K1F (C0 Zl0 − Zeq0)
VA K1F (2C1 Zl+ + C0 Zl0 + 3Rf)
VB K1F [−C1 αZl+ + C0 Zl0 + (a2 − a)Zeq+ + (a2 − 1)Zeq0
VC K1F [−C1 αZl+ + C0 Zl0 + (a − a2)Zeq+ + (a − 1)Zeq0
Tabela 10.9: Tensões durante curto-circuito monofásico.
Respostas dos relés de distância fase
Um dos esquemas possíveis é mostrado na Figura 10.26 (por questão de
comodidade, foi desenhado apenas um relé). Este esquema tem um inconveniente,
pois os TCs ligados em delta não permitem a circulação da corrente de sequência zero
na linha, inviabilizando a conexão dos relés de terra.
O esquema usual é mostrado na Figura 10.27, em que é possível inserir os relés de
terra no fio neutro.
Em ambos os esquemas, as tensões e correntes aplicadas nos relés são dadas na
Tabela 10.10.
Tensões Correntes
A − B ÎA −ÎB
B − C ÎB −ÎC
C − A ÎC −ÎA
Tabela 10.10: Tensões e correntes delta.
As Tabelas 10.11, 10.12, 10.13, 10.14, 10.15 e 10.16 mostram as correntes e tensões
delta para curtos-circuitos trifásico, bifásico (b-c) e monofásico (aterra).
Figura 10.26: Conexões do relé de distância com TCs em delta.
Correntes Curto-circuito trifásico
IA − IB K3F (1 − a2)C1
IB − IC K3F (a2 − a)C1
IC − IA K3F (a − 1)C1
Tabela 10.11: Correntes delta durante curto-circuito trifásico.
Correntes Curto-circuito bifásico
IA − IB −K2F (a2 − a)C1
IB − IC K2F 2(a2 − a)C1
IC − IA −K2F (a2 − a)C1
Tabela 10.12: Correntes delta durante curto-circuito bifásico.
Figura 10.27: Conexões do relé de distância com TCs em estrela.
Correntes Curto-circuito monofásico
IA − IB K1F 3C1
IB − IC 0
IC − IA −K1F 3C1
Tabela 10.13: Correntes delta durante curto-circuito monofásico.
Tensões Curto-circuito trifásico
VA − VB K3F (1 − a2)(C1 Zl+ + Rf)
VB − VC K3F (a2 − a)(C1 Zl+ + Rf)
VC − VA K3F (a − 1)(C1 Zl+ + Rf)
Tabela 10.14: Tensões delta durante curto-circuito trifásico.
Tensões Curto-circuito bifásico
VA − VB K2F [(−a2 − a)C1 Zl+ + 3Zeq+ + (1 − a2)Rf]
VB − VC K2F [2(a2 − a)C1 Zl+ + (a2 − a)Rf]
VC − VA K2F [(a − a2)C1 Zl+ − 3Zeq+ + (a − 1)Rf]
Tabela 10.15: Tensões delta durante curto-circuito bifásico (b-c).
Tensões Curto-circuito monofásico
VA − VB K1F [(3C1 Zl+ − (a2 − a)Zeq+ − (a2 − a)(Zeq0 + 3
VB − VC K1F [(2(a2 − a)Zeq+ + (a2 − a)(Zeq0 + 3Rf]
VC − VA −K1F [(3C1 Zl+ + (a − a2)Zeq+ + (a − 1)(Zeq0 + 3
Tabela 10.16: Tensões delta durante curto-circuito monofásico.
As Tabelas 10.17, 10.18 e 10.19 mostram as impedâncias “vistas” pelos relés de
distância fase para os curtos-circuitos trifásico, bifásico (b-c) e monofásico (a-terra).
Tabela 10.17: Impedâncias vistas durante curto-circuito trifásico.
Tabela 10.18: Impedâncias vistas durante curto-circuito bifásico (b-c).
1.
2.
3.
Tabela 10.19: Impedâncias vistas durante curto-circuito monofásico (a-terra).
Conclusões:
Para um curto-circuito trifásico os três relés de distância “veem” a impedância
de sequência positiva do trecho da linha, entre o ponto de aplicação dos relés até
o ponto de curto-circuito, mais um múltiplo da resistência do arco.
Para um curto-circuito bifásico somente o relé de distância energizado pela
tensão entre as fases envolvidas no curto-circuito “vê” a impedância de
sequência positiva do trecho da linha, entre o ponto de aplicação dos relés até o
ponto de curto-circuito, mais um múltiplo da resistência do arco.
Para um curto-circuito monofásico as impedâncias que os relés de distância
“veem” são extremamente elevadas, muito além de seus ajustes.
Conclui-se então que os relés de distância fase não atuam para curto-circuito
monofásico, sendo necessário, para este caso, relés de distância terra.
Respostas dos relés de distância terra
Os relés de distância terra devem ser ligados de tal modo que “enxerguem” a
impedância de sequência positiva do trecho da linha, entre o ponto de aplicação dos
relés até o ponto de curto-circuito monofásico. As tensões e as correntes que devem
alimentar estes relés serão mostradas através do desenvolvimento que se segue.
As tensões de sequências positiva, negativa e zero no ponto de aplicação dos relés
de distância já foram dadas pelas equações (10.74), (10.76) e (10.78). Somando
membro a membro estas equações, tem-se:
Simplificando
Adicionando (ÎA0αZl+ −ÎA0αZl+) no segundo membro da equação (10.84), tem-se:
Rearranjando
ou
Dividindo ambos os membros da equação (10.87) por , tem-se:
Considerando
tem-se
O fator k é denominado de fator de compensação, que compensa o acoplamento
mútuo entre a fase em curto-circuito e as duas fases sãs.
Este fator, em linhas de transmissão aéreas, pode ser considerado um número real
variando entre 1,5 a 2,5. Um bom valor médio para k é 2,0, que corresponde à
impedância de sequência zero da linha igual a três vezes a impedância de sequência
positiva da linha, isto é:
Assim, para que o relé de distância terra “enxergue” o trecho da impedância de
sequência positiva, entre o seu ponto de aplicação e o ponto de curto-circuito, é preciso
alimentá-lo com a tensão de fase e a corrente de fase compensada correspondente.
No termo adicional, a Rf é multiplicada por um fator que a fará um pouco maior ou
menor do que o seu valor. Dependendo dos argumentos de ÎA, ÎAf e ÎAo este fator pode
ser um número complexo; entretanto, a aproximação por um número real não deve
causar maiores consequências.
O modo convencional é ligar um relé por fase, conforme a Tabela 10.20, e o
esquema é mostrado na Figura 10.28 (por questão de comodidade, foi desenhado
apenas um relé).
Tensões Correntes
A ÎA + kÎA0
B ÎB + kÎA0
C ÎC + kÎA0
Tabela 10.20: Tensões e correntes.
Como no caso dos relés de distância fase são necessários três relés de distância terra
para cobrir as três possibilidades de curto-circuito monofásico.
Deve-se notar que, para um curto-circuito trifásico, os relés de distância terra devem
“enxergar” corretamente a impedância de sequência positiva da linha.
Em termos de relés de terra em geral, um problema adicional é a existência de
acoplamentos mútuos de sequência zero entre linhas de transmissão paralelas. A
impedância mútua varia na faixa de 50% a 70% da impedância própria de sequência
zero.
Um curto-circuito fase-terra em uma das linhas paralelas induz corrente de
sequência zero na outra linha e isso pode causar a atuaçãoindevida dos relés de terra.
No caso de relés de distância terra pode-se compensar este efeito (compensação de
mútua); entretanto, como regra geral não é recomendada. Caso esta compensação seja
usada, deve-se tomar cuidado para assegurar a atuação correta dos relés quando
houver a inversão da corrente de sequência zero na linha paralela.
Figura 10.28: Conexões do relé de distância terra.
Baseado na Figura 10.29, o desenvolvimento que se segue mostra a compensação
de mútua.
Considerando-se a queda de tensão provocada pela impedância mútua na equação
(10.84), tem-se:
Adicionando (ÎAo αZl+ − ÎAo αZl+) no segundo membro da equação (10.92), tem-se:
10.4.5
Figura 10.29: Linhas paralelas com acoplamentos mútuos.
Rearranjando
Colocando em evidência Zl+ na expressão entre colchetes do segundo membro:
Dividindo por ambos os membros da equação (10.95):
Considerando
tem-se
O fator m é denominado de fator de compensação do acoplamento mútuo, entre
linhas paralelas.
Proteção de linhas com canal piloto
O canal piloto é um meio de comunicação por onde se transmitem sinais de um
terminal para o outro de uma linha de transmissão para melhorar a rapidez e a
seletividade do sistema de proteção. A associação de relés de proteção ao canal piloto é
comumente denominada de teleproteção.
Gráfico representativo dos alcances das zonas do relé de
distância
Antes de discutir os alcances das zonas dos relés de distância é importante entender
os significados de subalcance e sobrealcance da proteção.
Subalcance da proteção é a forma de proteção na qual o relé de um determinado
terminal não irá operar para um curto-circuito no local remoto do equipamento
protegido. Esta definição estabelece que o relé é ajustado de modo que ele não
enxergará um curto-circuito além de uma determinada distância.
Sobrealcance da proteção é a forma de proteção na qual o relé de um determinado
terminal irá operar para um curto-circuito além do terminal remoto do equipamento
protegido.
Nos relés de distância o subalcance e o sobrealcance são definidos através dos
ajustes de suas zonas de proteção.
Comumente, os alcances das zonas do relé de distância são representados em um
diagrama unifilar, ilustrado pela Figura 10.30, em que é possível notar que a 1a zona
está com subalcance e as 2a e 3a zonas estão com sobrealcance.
Figura 10.30: Alcance das zonas.
Em consequência de algumas incertezas nos parâmetros que definem os ajustes, os
alcances das zonas dos relés de distância não possuem a exatidão desejada.
Considerando essas incertezas, deve-se impor que o ajuste da 1a zona não
sobrealcance um curto-circuito no terminal remoto da linha. Comumente, ajusta-se a
1a zona entre 85% e 90% da impedância total da linha (por exemplo, a linha de
transmissão com os terminais X e Y ) e a sua operação deve ser instantânea (sem
temporização intencional); portanto, a 1a zona não protege integralmente a linha, isto
é, o trecho da linha entre o fim da 1a zona e a barra Y não estará protegido por um
elemento de atuação instantânea. Consequentemente, o relé de distância é equipado
com outra zona, que deliberadamente é ajustada para sobrealcançar além do terminal
remoto da linha. Esta é conhecida como 2a zona do relé de distância, que deve ser
temporizada a fim de que, para faltas próximas ao terminal Y da linha adjacente Y -Z
(f2 na Figura 10.30), a sua 1a zona opere antes da 2a zona da linha X-Y. A temporização
da 2a zona é usualmente ajustada em 0,5 segundo e o seu alcance costuma ser
•
•
•
•
•
•
ajustado entre 120% e 150% da impedância total da linha X-Y, tendo-se em mente que
este ajuste não deverá ultrapassar o ajuste da 1a zona da linha adjacente Y-Z.
Deve-se salientar que a 2a zona atua como proteção de retaguarda para uma parte
da linha adjacente. Para fornecer uma proteção de retaguarda para todo o
comprimento da linha adjacente o relé de distância é provido de 3a zona. O alcance
desta zona é ajustado para cerca de 120% a 180% da linha adjacente e com uma
temporização de 1,0 segundo.
A Figura 10.31 mostra as impedâncias das linhas e os alcances das zonas de um relé
de distância com característica quadrilateral no diagrama R-X. Estão também
representados os locais das faltas (f1, f2 e f3) para a análise das atuações das zonas.
A Figura 10.32 mostra a lógica de atuação das zonas de um relé de distância,
comumente conhecida como diagrama esquemático de corrente contínua.
Z1, Z 2 e Z 3 – as três zonas do relé de distância;
Z4 – zona reversa do relé de distância;
T1, T 2 e T 3 – indicadores de atuações das zonas;
TD2 e TD3 – temporizadores das 2a e 3a zonas;
52a – contato auxiliar “a” do disjuntor;
52/BD – bobina de desligamento do disjuntor (trip coil).
Figura 10.31: Alcance das zonas de relé com característica quadrilateral no diagrama
R-X.
Figura 10.32: Lógica de atuação das zonas de um relé de distância.
Análise das atuações
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Curto-circuito em f1:
os contatos Z1, Z2 e Z3 fecham, pois as três zonas enxergam o curtocircuito em f1;
a bobina de desligamento do disjuntor é energizada através de Z1;
o disjuntor do terminal X abre.
Curto-circuito em f2:
os contatos Z2 e Z3 fecham, pois as duas zonas enxergam o curto-circuito em f2;
temporizadores TD2 e TD3 são energizados respectivamente através dos contatos
Z2 e Z3;
na eventualidade da falha da 1a zona da linha adjacente (Y -Z) o contato TD2
fecha, energizando a bobina de desligamento do disjuntor do terminal X;
o disjuntor do terminal X abre.
Curto-circuito em f3:
os contatos Z3 fecham, pois somente a 3a zona enxerga o curto-circuito em f3;
temporizador TD3 é energizado através do contato Z3;
na eventualidade da falha da 2a zona da linha adjacente (Y -Z) o contato TD3
fecha, energizando a bobina de desligamento do disjuntor do terminal X;
o disjuntor do terminal X abre.
Relé de distância com canal piloto
Conforme foi visto no item anterior, os alcances das 1as zonas dos relés de distância
são ajustados entre 85% e 90% das impedâncias totais das linhas, portanto, além desse
ajuste até a barra terminal (regiões sombreadas na Figura 10.33), serão protegidos
pelas 2as zonas, que são temporizadas.
A questão é: o que fazer para que a ocorrência de uma falta em qualquer ponto da
linha seja isolada instantaneamente através das aberturas de disjuntores em ambas as
extremidades? A solução é a utilização de relés de distância com canal piloto,
formando um esquema de teleproteção.
Figura 10.33: Trechos não protegidos pelas primeiras zonas.
Canais piloto
a. OPLAT (Onda Portadora através de Linhas de Alta Tensão);
b. micro-onda;
c. fibra ótica;
d. cabo telefônico.
Esquemas de teleproteção
a. comparação direcional com bloqueio;
b. comparação direcional com desbloqueio;
c. transferência de disparo direto por subalcance;
d. transferência de disparo permissivo por sobrealcance;
e. transferência de disparo permissivo por subalcance;
f. comparação de fase.
Dentre os canais piloto e os esquemas de teleproteção, previamente citados,
detalharemos respectivamente a OPLAT (conhecida também como carrier) e a
Transferência de disparo permissivo por sobrealcance, conhecida também pela sigla
POTT (Permissive Overreach Transfer Trip).
A Figura 10.34 mostra um diagrama unifilar com os principais componentes da
OPLAT.
Este canal piloto opera em um modo on-off pela transmissão de um sinal de rádio
frequência na faixa de 10 a 490 kHz através da linha de transmissão.
Quanto ao esquema de teleproteção, por ser um esquema que utiliza zona com
sobrealcance, o canal piloto está associado à 2a zona. Além dessa unidade, pode-se
associar a 3a zona e também o relé de terra direcional (67N) de alta sensibilidade.
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A Figura 10.35 mostra o esquema, cujas principais unidades são:
Figura 10.34: Canal piloto por OPLAT.
P – contato da 2a zona ou da 3a zona ou do relé de terra direcional;
R – contato do relé receptor de sinal (fecha com a presença do sinal);
RX – receptor de sinal;
TX – transmissor de