MICHELE OGAWA TAKANO ANTEPROJETO DE UM SISTEMA DIGITAL DE PROTEÇÃO E CONTROLE APLICADO EM UMA SUBESTAÇÃO ELÉTRICA INDUSTRIAL Guaratinguetá 2011 MICHELE OGAWA TAKANO ANTEPROJETO DE UM SISTEMA DIGITAL DE PROTEÇÃO E CONTROLE APLICADO EM UMA SUBESTAÇÃO ELÉTRICA INDUSTRIAL Trabalho de Graduação apresentado ao Conselho de Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade de Engenharia do Campus de Guaratinguetá, Universidade Estadual Paulista, como parte dos requisitos para obtenção do diploma de Graduação em Engenharia Elétrica. Orientador: Prof. Dr. Ronaldo Rossi Guaratinguetá 2011 T136 a Takano, Michele Ogawa Anteprojeto de um sistema digital de proteção e controle aplicado em uma subestação elétrica industrial / Michele Ogawa Takano – Guaratinguetá : [s.n], 2011. 119 f : il. Bibliografia: f. 101 Trabalho de Graduação em Engenharia Elétrica – Universidade Estadual Paulista, Faculdade de Engenharia de Guaratinguetá, 2011. Orientador: Prof. Dr. Ronaldo Rossi 1. Confiabilidade (Engenharia) 2. Relés de proteção I. Título CDU 658.56 de modo especial, a meus pais e amigos que sempre me incentivaram em todos os momentos difíceis para que eu pudesse concluir dignamente este curso. AGRADECIMENTOS Em primeiro lugar agradeço aos meus pais Paulino Takano e Lúcia Takano, que me proporcionaram todas as condições para que eu realizasse este curso, mesmo em meio às mais diversas circunstâncias. ao meu orientador Prof. Dr. Ronaldo Rossi por conceder a oportunidade de realizar este trabalho me incentivando e auxiliando sempre que necessário. aos meus amigos que sempre nas horas de dificuldades estavam sempre prontos para me ajudar e apoiar. ao meu mestre Dr. Daisaku Ikeda por todas as palavras de incentivo que sempre me fortaleceram, jamais permitindo desistir dos meus sonhos e objetivos. aos meus familiares por toda força e dedicação e principalmente por sempre acreditarem no meu potencial. às funcionárias da Biblioteca do Campus de Guaratinguetá em particular à Rosana pela dedicação, presteza e principalmente pela vontade de ajudar em todas as situações. TAKANO, M. O. Anteprojeto de um Sistema Digital de Proteção e Controle aplicado em uma Subestação Elétrica Industrial. 2011. 119 f. Trabalho de Graduação em Engenharia Elétrica – Faculdade de Engenharia do Campus de Guaratinguetá, Universidade Estadual Paulista, Guaratinguetá, 2011. RESUMO Com o crescimento da demanda no setor de energia elétrica nas últimas décadas, os sistemas de distribuição e transmissão urbana veem a necessidade cada vez maior de se aprimorar nas subestações, os procedimentos e as técnicas de automação de manobras na operação de tais sistemas, no sentido de atender melhor aos seus índices de qualidade, disponibilidade, continuidade e confiabilidade operativa. Desta forma, o objetivo do presente trabalho é o de realizar um estudo de proteção e controle de um sistema elétrico industrial envolvendo os procedimentos de digitalização e automatismos de manobras utilizando as técnicas operacionais e demais informações pertinentes usadas em um Sistema Elétrico Industrial típico de Alta Tensão. Foram feitas análises de curtos-circuitos a fim de especificar os principais componentes da subestação de 138 [kV], além disso, foram utilizados os relés digitais da linha MiCOM para realizar a proteção dos elementos presentes na mesma. Com isso, foi desenvolvido um programa permitindo que o usuário monitore o estado dos disjuntores através de uma tela de supervisão podendo simular alguns tipos de faltas bem como observar as características de cada dispositivo. Assim, percebe-se a importância de um sistema rápido e confiável que assegure a proteção dos equipamentos e a continuidade do processo industrial devido a falhas no sistema elétrico. Vale ressaltar que toda esta digitalização foi favorecida principalmente pelo avanço da tecnologia digital nos últimos anos, principalmente da microeletrônica, aparecendo também ferramentas de supervisão permitindo o desenvolvimento de sistemas complexos em supervisão e controle de energia elétrica. PALAVRAS-CHAVE: Subestação. Digitalização. Confiabilidade. Relés Digitais. Proteção e Controle. Monitoramento. TAKANO, M. O. Draft of a Digital System Protection and Control applied in an Industrial Electrical Substation. 2011. 119 f. Graduate Work in Electrical Engineering – Faculdade de Engenharia do Campus de Guaratinguetá, Universidade Estadual Paulista, Guaratinguetá, 2011. ABSTRACT With the growth of the demand on electric energy in the last decades, the urban distribution and transmission systems have experienced a bigger necessity to improve on the substations, the automation procedures and techniques on the operation maneuvers of such systems, in a sense that better attends the quality levels, availability, continuity and operational reliability. In this way, the objective of the present paper is to perform a study of protection and control on an electrical industrial system involving the procedures of digitizing and maneuvers automatism utilizing operational techniques and other pertinent information used in a typical high-voltage Industrial Electrical System. Analysis were made on short-circuits to specify the main components of the 138 [kV] substation, in addition, there were used digital MiCOM relays to make the protection of the present elements. With that, a program was developed to allow the user to monitor the condition of circuit-breakers through a supervision screen being able to simulate some kinds of faults, as well as observing the characteristics of each device. This way, the importance of having a fast and reliable system that ensures the equipment’s protection and the industrial process continuity due to faults on the electrical system is noticeable. It’s important to highlight that all this digitizing was mainly favored by the development of digital technology on the last years, mainly on microelectronics, also with the appearance of supervision gadgets allowing the development of complex systems in supervision and electric energy control. KEYWORDS: Substation. Scanning. Reliability. Digital Relays. Protection and Control. Monitoring. LISTA DE FIGURAS Figura 1 – Barramento Singelo ................................................................................................ 18 Figura 2 – Barramento Singelo com acoplamento longitudinal ............................................... 18 Figura 3 – Barramento Principal com barra auxiliar ou de transferência ................................. 19 Figura 4 – Barramento Duplo - disjuntor simples e barra de transferência .............................. 20 Figura 5 – Barramento Duplo – um disjuntor e meio ............................................................... 20 Figura 6 – Barramento em Anel ............................................................................................... 21 Figura 7 – Barramento Duplo com disjuntor duplo .................................................................. 21 Figura 8 – Disjuntores a óleo .................................................................................................... 23 Figura 9 – Disjuntores a vácuo ................................................................................................. 23 Figura 10a – Aspectos construtivos de chaves seccionadoras .................................................. 25 Figura 10b – Chaves Seccionadoras ......................................................................................... 26 Figura 11 – Transformadores de Corrente ................................................................................ 28 Figura 12 – Transformadores de Potencial ............................................................................... 28 Figura 13 – Paralelogramos referentes às classes de exatidão para TC´s de medição ............. 29 Figura 14 – Paralelogramos referentes às classes de exatidão para TP´s ................................. 31 Figura 15 – Relés de Proteção .................................................................................................. 33 Figura 16 – Diagrama Unifilar da SE ....................................................................................... 35 Figura 17 – Diagrama de Impedâncias da SE........................................................................... 42 Figura 18 – Falta na barra k ...................................................................................................... 43 Figura 19 – Falta na barra k1 .................................................................................................... 43 Figura 20 – Falta na barra k2 .................................................................................................... 44 Figura 21 – Falta na barra k3 .................................................................................................... 45 Figura 22 – Falta na barra de MT considerando TF1 e TF2 em paralelo ................................. 45 Figura 23 – Disjuntor a SF6 Siemens de AT ............................................................................ 47 Figura 24 – Chave Seccionadora Siemens de AT .................................................................... 48 Figura 25 – Disjuntor à vácuo Siemens de MT ........................................................................ 49 Figura 26 – Chave Seccionadora Siemens de MT .................................................................... 50 Figura 27 – Transformador de Corrente Siemens de AT ......................................................... 52 Figura 28 – Transformador de Corrente Braspel de MT .......................................................... 53 Figura 29 – Transformador de Potencial Braspel de MT ......................................................... 55 Figura 30 – Pára-raios Siemens de AT ..................................................................................... 56 Figura 31 - Diagrama esquemático de um relé digital.............................................................. 57 Figura 32 – Operação integrada em rede de relés digitais ........................................................ 58 Figura 33 – Relé Digital MiCOM P123 ................................................................................... 60 Figura 34 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P123 ............................................ 61 Figura 35 – Painel frontal de interface com o usuário .............................................................. 64 Figura 36 – Relé Digital MiCOM P632 ................................................................................... 64 Figura 37 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P632 ............................................ 65 Figura 38 – Característica de trip da proteção diferencial ........................................................ 66 Figura 39 – Relé Digital MiCOM P746 ................................................................................... 69 Figura 40 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P746 ............................................ 70 Figura 41 – Relé Digital MiCOM P225 ................................................................................... 73 Figura 42 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P225 ............................................ 74 Figura 43 – Relé Digital MiCOM 343 ..................................................................................... 80 Figura 44 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P343 ............................................ 81 Figura 45 – Integração de dispositivos de uma SE ................................................................... 86 Figura 46 – Automação de SE’s com barramento de estação IEC 61850-8............................. 88 Figura 47 – Gerador AMG 1600 .............................................................................................. 90 Figura 48 – Subestação Elétrica Industrial ............................................................................... 91 Figura 49 – Tela principal do programa ................................................................................... 92 Figura 50 – Subestação operando em condições normais ........................................................ 93 Figura 51 – Falta da Concessionária na SE .............................................................................. 94 Figura 52 – Mensagem de finalização do processo de entrada do Gerador de Emergência .... 95 Figura 53 – Falta do Transformador 1 na SE ........................................................................... 95 Figura 54 – Falta do Transformador 2 na SE ........................................................................... 96 Figura 55 – Tela de características do Transformador 1 .......................................................... 97 Figura 56 – Tela de características do Transformador 2 .......................................................... 97 Figura 57 – Tela de características do Transformador 3 .......................................................... 97 Figura 58 – Tela de características do Gerador ........................................................................ 98 Figura 59a – Tela de características do Motor de Indução 1 .................................................... 98 Figura 59b – Tela de características do Motor de Indução 2.................................................... 98 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Níveis de isolamento para tensões nominais de 1[kV] até 72,5[kV] ...................... 23 Tabela 2 - Níveis de isolamento para tensões nominais de 92[kV] até 242[kV] ..................... 24 Tabela 3 - Níveis de isolamento para tensões nominais de 92[kV] até 242[kV] ..................... 26 Tabela 4 – Erros em transformadores de corrente – TC’s de Proteção .................................... 28 Tabela 5 – Erros em transformadores de corrente – TC’s de Medição .................................... 29 Tabela 6 – Cargas nominais para Transformadores de Corrente .............................................. 30 Tabela 7 – Classes de Precisão em Transformadores de Potencial .......................................... 30 Tabela 8 – Cargas nominais para Transformadores de Potencial ............................................. 31 Tabela 9 – Especificação do Disjuntor de AT .......................................................................... 47 Tabela 10 – Especificação da Chave Seccionadora de AT ...................................................... 47 Tabela 11– Especificação do Disjuntor de MT ........................................................................ 49 Tabela 12 – Especificação da Chave Seccionadora de MT ...................................................... 50 Tabela 13 – Especificação do TC de AT .................................................................................. 52 Tabela 14 – Especificação do TC de MT ................................................................................. 53 Tabela 15 – Especificação do TP de MT .................................................................................. 55 Tabela 16 – Especificação do Pára-raios de AT ....................................................................... 56 Tabela 17 – Características do Relé Digital MiCOM P123 ..................................................... 60 Tabela 18 – Características do Relé Digital MiCOM P632 ..................................................... 65 Tabela 19 – Características do Relé Digital MiCOM P746 ..................................................... 69 Tabela 20 – Características do Relé Digital MiCOM P225 ..................................................... 74 Tabela 21 – Características do Relé Digital MiCOM P343 ..................................................... 80 Tabela 22 – Características do Gerador de Emergência ........................................................... 90 LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas ANSI - American National Standards Institute ASA - American Standards Association AT - Alta Tensão CLP - Controlador Lógico Programável CPU - Central Processing Unit CTS - Supervisor de Transformador de Corrente DMT - Tempo de Atraso Definido EAT - Extra Alta Tensão EPRI - Power Research Institute FCR - Fator de correlação de relação FP - Fator de Potência GOOSE - Generic Object Oriented Substation Event IDMT - Tempo de Atraso Definido Inverso IEC - International Eletrotechnical Committee IED - Inteligent Eletronic Devices IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers IHM - Interface Homem Máquina LAN - Local Area Network LCD - Liquid Crystal Display MIT - Motor de Indução Trifásico MMS - Manufacturing Message Specification MT - Média Tensão NA - Normal Aberto NBI - Nível Básico de Isolação ONAF - Óleo Natural Ar Forçado ONAN - Óleo Natural Ar Natural PSL - Programmable Scheme Logic PU - Por Unidade P&C - Proteção e Controle RTC - Relação Nominal de Transformação da Corrente RTD - Resistance Temperature Detector RTP - Relação Nominal de Transformação de Potencial RTU - Remote Terminal Unit SAS - Sistemas de Automação de Subestações SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition SE - Subestação Elétrica SEI - Sistema Elétrico Industrial SV - Sampled Values TC - Transformador de Corrente TH - Thèvenin TP - Transformador de Potencial T&D - Transmition & Distribution VTS - Supervisor de Transformador de Potencial UCA - Utility Communications Architecture SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 16 1.1 Subestações Elétricas ........................................................................................................ 17 1.1.1 Configurações Típicas de Barramentos de uma SE ................................................... 17 1.2 Principais componentes de uma SE ................................................................................ 22 1.2.1 Disjuntores ..................................................................................................................... 22 1.2.2 Chaves Seccionadoras ................................................................................................... 24 1.2.3 Transformadores de corrente e potencial ................................................................... 27 1.2.4 Relés de proteção ........................................................................................................... 32 1.3 Descrição da Subestação Elétrica Industrial Proposta ................................................. 33 2 MEMORIAL DE CÁLCULO ............................................................................................ 36 2.1 Valores por unidade (pu) ................................................................................................. 36 2.2 Mudanças de bases ........................................................................................................... 36 2.3 Impedâncias percentuais .................................................................................................. 38 2.3.1 Concessionária ............................................................................................................... 38 2.3.2 Transformadores ........................................................................................................... 39 2.3.3 Motores ........................................................................................................................... 40 2.3.4 Cabos isolados ................................................................................................................ 40 2.3.5 Cargas Dinâmicas .......................................................................................................... 41 2.4 Diagrama de impedâncias percentuais ........................................................................... 41 2.4.1 Cálculo de curto-circuito no barramento k ................................................................. 42 2.4.2 Cálculo de curto-circuito no barramento k1 ............................................................... 43 2.4.3 Cálculo de curto-circuito no barramento k2 ............................................................... 44 2.4.4 Cálculo de curto-circuito no barramento k3 ............................................................... 44 2.4.5 Cálculo de curto-circuito no barramento de MT com TF1 e TF2 em paralelo ....... 45 2.5 Especificação dos componentes da SE ............................................................................ 46 2.5.1 Disjuntores e chaves seccionadoras ............................................................................. 46 2.5.1.1 Barramento de AT ...................................................................................................... 46 2.5.1.2 Barramento de MT ..................................................................................................... 48 2.5.1.2.1 Para a condição de acoplamento do disjuntor entre as barras k1 e k2 operando na condição NA ....................................................................................................................... 48 2.5.1.2.2 Para a condição de operação em paralelo dos transformadores TF1 e TF2 ...... 49 2.5.2 Transformador de corrente .......................................................................................... 51 2.5.2.1 Transformador TF1 ................................................................................................... 51 2.5.2.2 Transformador TF2 ................................................................................................... 53 2.5.3 Transformador de potencial no barramento de MT .................................................. 54 2.5.4 Pára-raios no barramento de AT ................................................................................. 55 3 DIRETRIZES DO AUTOMATISMO DIGITAL DA SE ................................................ 57 3.1 Relés Digitais Microprocessados ..................................................................................... 57 3.2 Descrição da Empresa ...................................................................................................... 58 3.3 Descrição dos Relés de Proteção da SE .......................................................................... 58 3.4 Proteção de Alimentadores .............................................................................................. 60 3.5 Proteção de Transformadores ......................................................................................... 64 3.6 Proteção de Barramentos ................................................................................................. 69 3.7 Proteção de Motores de Indução ..................................................................................... 73 3.8 Proteção de Geradores ..................................................................................................... 80 3.9 Protocolo IEC 61850 ......................................................................................................... 86 4 PROGRAMA DE MONITORAMENTO DA SUBESTAÇÃO ....................................... 89 4.1 Descrição do Grupo Gerador-Motor-Diesel .................................................................. 89 4.2 Descrição do Programa .................................................................................................... 92 4.2.1 Manobra dos Disjuntores da SE .................................................................................. 94 4.2.1.1 Falta da Concessionária ............................................................................................. 94 4.2.1.2 Falta do Transformador 1 ......................................................................................... 95 4.2.1.3 Falta do Transformador 2 ......................................................................................... 96 4.2.2 Características dos Equipamentos da SE .................................................................... 96 4.2.2.1 Características dos Transformadores ....................................................................... 97 4.2.2.2 Características do Gerador........................................................................................ 98 4.2.2.3 Características dos Motores de Indução .................................................................. 98 5 CONCLUSÕES .................................................................................................................... 99 REFERÊNCIAS ................................................................................................................... 101 APÊNDICE A – LISTAGEM COMPLETA DO PROGRAMA ...................................... 103 16 1 INTRODUÇÃO O Sistema de Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica vem crescendo amplamente nas últimas décadas, verificando-se a necessidade de aprimorar os procedimentos e as técnicas de automação de manobras nas subestações elétricas (SE’s), a fim de garantir a qualidade, disponibilidade, continuidade e confiabilidade de sua operação. Desta forma, as empresas do setor elétrico propuseram mudanças em seus esquemas operativos visando os automatismos de manobras, transferência de dados via redes de comunicação e conseqüentemente uma maior monitoração dos ajustes de desempenho e parametrizações de seus sistemas de proteção e controle (P&C) (ROSSI, 2010). Para que o monitoramento das medidas das principais grandezas do sistema elétrico possa ser realizado de forma confiável e segura, as SE’s hoje são providas de uma sofisticada estrutura de controle digitalizado, realizado através de uma enorme quantidade de recursos computacionais. Assim, estes recursos auxiliam os processos supervisivos, os quais operando em tempo real, monitoram as funções de controle, alarmes, proteções, diversificados comandos, etc. Com o avanço da tecnologia digital, os novos sistemas destinados à supervisão de redes já apresentam funções específicas de proteção e controle (P&C) destinadas a tais finalidades, integradas num único dispositivo com configurações que se adaptem ao sistema monitorado. Na área de proteção do sistema elétrico, os relés eletromecânicos foram substituídos inicialmente pelos relés eletrônicos estáticos e na década de 90, os relés se tornaram microprocessados a fim de monitorar os processos na velocidade e na intensidade exigida pela nova demanda. Além disso, todos os componentes da subestação como relés de proteção, medidores de faturamento, registradores de perturbação, anunciadores de alarme, etc, tornaram-se computadores em rede e, para simplificar, passaram a ser chamados de Inteligent Eletronic Devices (IED’s). Esta foi uma mudança brusca nos conceitos de automação de subestações, em que a proteção que estava isolada, foi incluída na rede. Assim, o avanço da automação está ligado, em grande parte, ao desenvolvimento da microeletrônica nos últimos anos, propiciando a digitalização da automação. E com a popularização da tecnologia digital no ambiente industrial, nasceram outras ferramentas, como o sistema Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) que, com CLP’s (Controladores Lógicos Programáveis) e RTU’s (Remote Terminal Unit), permitiram o desenvolvimento de complexos sistemas especializados em supervisão e controle de energia elétrica. 17 Desta forma, o objetivo deste trabalho é realizar o desenvolvimento de um estudo de proteção e controle de um sistema elétrico industrial envolvendo os procedimentos de digitalização das funções de P&C e dos automatismos de manobras presentes em uma SE. 1.1 Subestações Elétricas Uma Subestação Elétrica é um centro operativo que agrupa equipamentos, condutores e acessórios, com a função de realizar a proteção, supervisão, medição, manobra e transformação de grandezas elétricas. Assim, é o local onde um conjunto de componentes elétricos é monitorado através de uma lógica de operação, a fim de controlar e transmitir o fluxo de energia deste sistema até os centros consumidores de forma contínua e segura (ROSSI, 2010). Com o aumento da demanda de energia, as SE’s começam a investir em uma estrutura de controle digitalizada, fazendo uso de recursos computacionais para auxiliar nos processos de supervisão e controle das operações. Surge então, a necessidade de um monitoramento das principais grandezas desta SE, utilizando elaborados sistemas de proteção, controle e comando que atuarão sempre que perturbações afetarem a estabilidade do sistema operacional. 1.1.1 Configurações Típicas de Barramentos de uma SE Um barramento de uma SE pode ser entendido como um somatório algébrico de injeções de correntes no ponto considerado. Assim, o barramento é um ponto coletor de linhas ou equipamentos de uma SE. Existe uma grande variedade de conexões de barramentos, sendo que o arranjo escolhido depende da função das condições operativas desejadas, como confiabilidade, flexibilidade, facilidade de manutenção, entre outros. As configurações típicas são: Barramento Singelo Constitui-se no arranjo mais simples existente. É caracterizado por um baixo custo, não apresenta flexibilidade de operação e não possui realimentação. Sua configuração pode ser observada na Figura 1. 18 Figura 1 – Barramento Singelo (JARDINI, 1996) Barramento Singelo com acoplamento longitudinal É considerado uma evolução do barramento singelo, apresentando duas linhas de alimentação tendo, portanto, uma maior de flexibilidade de operação. Assim, permite-se a utilização de apenas uma das linhas enquanto a outra fica em stand-by, ou mesmo uma operação em paralelo das duas linhas. A Figura 2 mostra este tipo de configuração. Figura 2 – Barramento Singelo com acoplamento longitudinal (JARDINI, 1996) Transformador Linha Linha Disjuntor Seccionadora Faca de Terra Transformador Linha Disjuntor Seccionadora Linha 19 Barramento Principal com barra auxiliar ou de transferência É um arranjo muito utilizado nos circuitos de distribuição e de subestações que apresentam uma natureza operativa contendo um grande número de chaveamentos com transferências de circuitos. Assim, possui uma enorme flexibilidade operativa das manobras de disjuntores e chaves seccionadoras. Além disso, os chaveamentos podem ser feitos sem que haja a necessidade de se desconectar um segmento ou derivação de carga quando houver as manobras de transferência de barra. A Figura 3 ilustra este tipo de arranjo. Figura 3 – Barramento Principal com barra auxiliar ou de transferência (JARDINI, 1996) Barramento Duplo com disjuntor simples – arranjo quatro chaves com barra auxiliar de transferência Nesta configuração, podem-se transferir circuitos, retirar equipamentos, até mesmo seções de barras, para fins de manutenção, sem que haja a necessidade de se desconectar as cargas presentes no barramento. Assim, este arranjo apresenta uma alta flexibilidade de operação, sendo bastante confiável e amplamente utilizado em redes de Alta Tensão (AT). A Figura 4 mostra este tipo de configuração. Transferência S21 S23 S22 SP1 SP2 D1 D2 Principal DP Vão de Paralelo S12 S13 S11 20 Figura 4 – Barramento Duplo - disjuntor simples e barra de transferência (JARDINI, 1996) Barramento Duplo – Um disjuntor e meio Esta configuração é muito utilizada em Sistemas de Transmissão de Extra Alta Tensão (EAT). Apresenta três disjuntores para duas barras, isto é, para cada saída, entre as duas barras, existem três disjuntores, daí o nome um e meio disjuntor por saída. Assim, apresenta também uma alta flexibilidade, porém com um custo reduzido se comparado à configuração anterior, pois para cada vão, existe um disjuntor a menos. Esta configuração pode ser observada na Figura 5. Figura 5 – Barramento Duplo – um disjuntor e meio (JARDINI, 1996) Principal 1 (P1) Principal 2 (P2) Linha Sa Transferência (T) S2 D1 SP2 SP1 Linha S1 ST Vão de paralelo 21 Barramento em Anel É uma configuração que apresenta uma grande flexibilidade operativa, já que qualquer circuito pode ser alimentado por dois caminhos diferentes. A proteção do circuito é feito através de um duplo chaveamento dos dois disjuntores adjacentes. É um arranjo que possui um custo elevado sendo usado em subestações de EAT. A Figura 6 ilustra este tipo de configuração. Figura 6 – Barramento em Anel (JARDINI, 1996) Barramento Duplo com disjuntor duplo É utilizado em subestações de EAT devido sua configuração ser a mais confiável e flexível sendo, portanto, a alternativa mais cara existente. É utilizado também em usinas e nos acoplamentos de geradores ao barramento geral. A Figura 7 ilustra este tipo de arranjo. Figura 7 – Barramento Duplo com disjuntor duplo (JARDINI, 1996) Da Db Circuito Principal Principal 22 1.2 Principais componentes de uma SE 1.2.1 Disjuntores São dispositivos eletromecânicos de manobra, cuja função é realizar o chaveamento em redes elétricas, podendo ser em operações de abertura ou fechamento de um ponto qualquer da rede. Assim, ele é capaz de estabelecer, conduzir e interromper correntes em condições normais, bem como em condições anormais, como sobrecarga ou curto-circuito. Os disjuntores são constituídos basicamente de duas partes, uma denominada “câmara de interrupção”, que é o local onde se efetuam as operações de abertura e fechamento de um ponto qualquer de uma rede elétrica. Nessa câmara têm-se um ou mais pares de contatos, denominados fixos e móveis que são os responsáveis por realizar a abertura ou o fechamento da corrente elétrica entre dois terminais de uma rede, seja sob a ação de um comando elétrico ou manual. Desta forma, interrompe-se a corrente e elimina-se o arco voltaico que é gerado durante os processos de manobras realizados pelo disjuntor. E a outra parte que constitui o disjuntor é o “circuito de comando”, que é o local onde ocorrem as ordens operativas de abertura e fechamento do disjuntor. Quando o arco voltaico é estabelecido no interior da câmara de interrupção, ele provoca uma elevação de temperatura, assim, para a eliminação deste, tem-se no interior da câmara um material dielétrico que atua de modo a resfriar o meio interno, diminuindo rapidamente a temperatura dentro da câmara. E o tipo de material dielétrico a ser utilizado é o que define o tipo de disjuntor, sendo os mais comuns: a) Disjuntor a óleo (material dielétrico: óleos isolantes) b) Disjuntor a gás SF6 (material dielétrico: gás SF6) c) Disjuntor a ar comprimido (material dielétrico: ar comprimido) d) Disjuntor a vácuo (material dielétrico: vácuo) e) Disjuntor a ar seco (material dielétrico: ar seco) As Figuras 8 e 9 mostram exemplos de disjuntores a óleo e a vácuo. 23 Figura 8 – Disjuntores a óleo (Fonte: www.selinc.com.br e www.sprecherschuh.com) Figura 9 – Disjuntores a vácuo (Fonte www.siemens.com e www.abb.com) Para que os disjuntores utilizados na SE estejam dentro das normas vigentes, leva-se em consideração as Tabelas 1 e 2, que apresentam os níveis de isolamento para tensões nominais de 1[kV] até 242[kV], previstos pela ABNT/NBR-7118. Tabela 1 - Níveis de isolamento para tensões nominais de 1[kV] até 72,5[kV] Tensão Nominal Tensão Suportável nominal de Tensão Suportável nominal [kV] (eficaz) impulso atmosférico [kV] (crista) à freqüência industrial Fase-Terra Fase-Fase durante 1 min [kV] (eficaz) 4,76 40 60 19 7,2 40 60 20 15 95 110 36 24 95 125 50 25,8 125 150 60 36 145 170 70 38 170 200 80 48,3 250 250 105 72,5 325 350 140 24 Tabela 2 - Níveis de isolamento para tensões nominais de 92[kV] até 242[kV] Tensão Nominal Tensão Suportável nominal de Tensão Suportável nominal [kV] (eficaz) impulso atmosférico à freqüência industrial [kV] (crista) durante 1 min [kV] (eficaz) 92 380 150 450 185 145 550 230 650 275 242 850 360 950 395 1050 460 Essas tabelas apresentam, portanto, os valores nominais de tensão normalizados para o sistema elétrico brasileiro segundo a ABNT/NBR-7118, os valores normalizados de tensões de ensaios de impulso atmosférico, definindo o nível básico de isolação (NBI) do equipamento sob teste; e também os valores das tensões a serem aplicadas à isolação do equipamento, durante 1 minuto, na frequência industrial (f = 60 Hz), caracterizando-se assim a sua classe de isolação. 1.2.2 Chaves Seccionadoras São dispositivos de manobra cuja função é auxiliar o processo de isolamento ou seccionamento de uma ou mais partes de um ponto qualquer da rede elétrica. Existem dois tipos de chaves seccionadoras, as que podem operar em processo de abertura sob carga e as que não podem. Assim, no primeiro caso, o seccionamento da chave é feito com a passagem de corrente elétrica por ela. E por esta condição, é que as mesmas devem ser dimensionadas de forma similar aos disjuntores, considerando os níveis de corrente nominal passante, o nível de corrente de curto-circuito trifásico, da corrente dinâmica e dos valores de corrente de curta duração para 1 seg e 3 seg. Existem inúmeros tipos de aspectos construtivos de chaves seccionadoras, entre eles pode-se citar: articulada simples com pivotamento lateral, lâmina simples, abertura horizontal ou vertical; articulada dupla com pivotamento lateral, lâmina dupla, abertura horizontal ou vertical; pivotamento central, abertura lateral horizontal; semi-pantográfica, com articulação e engate longitudinal ou vertical; pantográfica com articulação e engate vertical, entre outros, como mostrado na Figura 10a. 25 Figura 10a – Aspectos construtivos de chaves seccionadoras (Fonte: FURNAS, 1985) O acionamento das chaves seccionadoras pode ser feito de forma motorizada para sistemas de AT e manual para sistemas de Média Tensão (MT). Com relação às especificações técnicas das chaves, deve-se atentar além dos valores das correntes, mas também os valores de isolação, face aos níveis de tensão de trabalho da mesma. Além disso, deve-se verificar ainda a elevação de temperatura de seus contatos devido às condições de corrente de carga que lhe é imposta, bem como os espaçamentos necessários à movimentação de suas lâminas. Analogamente aos disjuntores, leva-se em consideração a Tabela 3 para verificar se a chave seccionadora está dentro das normas vigentes. Assim, esta tabela apresenta os níveis de isolamento para tensões nominais de 92[kV] até 242[kV]. 26 Tabela 3 - Níveis de isolamento para tensões nominais de 92[kV] até 242[kV] Tensão Nominal Tensão Suportável nominal de Tensão Suportável nominal [kV] (eficaz) impulso atmosférico [kV] (crista) à freqüência industrial durante 1 min [kV] (eficaz) Fase-Terra Fase-Fase Fase-Terra Fase-Fase 92 380 440 150 175 450 520 185 210 145 550 630 230 265 650 750 275 315 750 860 325 375 242 850 950 360 415 950 1050 395 460 1050 1200 460 530 A Figura 10b mostra exemplos de chaves seccionadoras. Figura 10b – Chaves Seccionadoras (Fonte: www.sprecherschuh.com e www.areva.com) 27 1.2.3 Transformadores de corrente e potencial São equipamentos que têm a função de realizar a adequação de intensidades de correntes para fins de medição, proteção ou controle. Em geral, eles reduzem os altos níveis de correntes para valores compatíveis com os níveis utilizados nos instrumentos de medição citado anteriormente. Desta forma, tem-se uma corrente denominada “corrente primária” que passa pelo circuito receptor do Transformador de Corrente (TC), que são em geral onde se tem as maiores intensidades a serem adequadas ao processo de medição; e tem-se também uma corrente denominada “corrente secundária” que é aquela induzida e liberada nos enrolamentos da saída do TC sendo, portanto, em níveis compatíveis com as dos instrumentos de medição, proteção, monitoramento, etc. Os transformadores de corrente e potencial podem ser utilizados também como transformadores de isolação, por se destinarem a aplicações que exigem uma isolação entre circuitos, sem a necessidade de realizar uma transformação nos níveis das correntes em uso. Segundo ROSSI (2010), esses equipamentos são construídos com base no princípio da indução e transformação eletromagnética, onde um circuito constituído de um condutor (barra) ou de uma bobina de Np espiras, denominado de enrolamento ou circuito primário (P), recebe a corrente da rede elétrica, criando assim, um fluxo magnético que se concentra em seu circuito ferro-magnético, denominado de núcleo do TC ou TP, o qual o vincula, ou o acopla ainda, a um segundo enrolamento, denominado de secundário (S), constituído de uma ou mais bobinas de Ns espiras cada, onde através de seus terminais, se tem disponível a tensão de alimentação da carga secundária, dimensionada para permitir a circulação da corrente segundo os valores desejados e compatíveis com os instrumentos a serem alimentados. De acordo com a Teoria de Transformadores, como o balanço dos ampères espiras precisa ser mantido constante, então, evidentemente, os produtos NpIp = NsIs, onde se conclui que Ip/Is = Ns/Np. Uma vez que Ip>>>Is então, necessariamente, deve-se ter o número de espiras no secundário muito maior que no primário (Ns>>> Np) para os TC’s e vice-versa para os TP’s. No TC, tem-se a chamada “Relação Nominal de Transformação da Corrente” (RTC), que relaciona a corrente do primário com a do secundário da seguinte forma: . Já no TP, a “Relação Nominal de Transformação de Potencial” (RTP), é dada por: . As Figuras 11 e 12 ilustram exemplos de TC´s e TP´s. 28 Figura 11 – Transformadores de Corrente (Fonte: www.areva.com) Figura 12 – Transformadores de Potencial (Fonte: www.areva.com) Os TC’s possuem dois tipos de aplicações – medição ou proteção – sendo que a sua operação deve ser realizada segundo uma classe de exatidão ou de precisão, dependendo da carga a ser atendida. Assim, as Tabelas 4 e 5 mostram as classes de precisão para TC’s de proteção e medição, respectivamente. Tabela 4 – Erros em transformadores de corrente – TC’s de Proteção Núcleos para Serviço de Proteção Classe de Exatidão Erro = 2,5% Erro = 10% ABNT A2,5 B2,5 A10 B10 ASA 2,5H 2,5L 10H 10L ANSI - - - C ou T 29 Tabela 5 – Erros em transformadores de corrente – TC’s de Medição Classe de Exatidão Limites do FCR Limites do Aplicações ABNT ASA 100% - In 10% - In FP da carga 0,3 0,3 0,997 1,003 0,6 - 1,0 Medições de Faturamento 0,6 0,6 0,994 1,006 0,6 - 1,0 Medições de Laboratórios 1,2 1,2 0,988 1,012 0,6 - 1,0 Instrumentos de painéis de distribuição 3,0 3,0 0,970 1,030 0,6 - 1,0 Uso Geral Para analisar as classes de exatidão do TC, deve-se utilizar o paralelogramo de exatidão, normalizado segundo ABNT/NBR 6856, mostrado na Figura 13. Figura 13 – Paralelogramos referentes às classes de exatidão para TC´s de medição (ABNT) 30 Para que as sobrecargas sejam evitadas nos TC´s, a carga nominal deve fazer parte da especificação técnica do equipamento, sendo que estes valores são normalizados de acordo com a Tabela 6. Tabela 6 – Cargas nominais para Transformadores de Corrente Cargas Nominais - Designação Características In = 5[A], 60[Hz] ABNT ASA ASA Resistência Indutância Impedância (Medição) (Proteção) efetiva [Ω] [mH] [Ω] C 2,5 B 0,1 10 0,09 0,116 0,1 C 5 B 0,2 20 0,18 0,232 0,2 C 12,5 B 0,5 50 0,45 0,58 0,5 C 25 B 1,0 100 0,50 2,3 1,0 C 50 B 2,0 200 1,0 4,6 2,0 C 100 B 4,0 400 2,0 9,2 4,0 C 200 B 8,0 800 4,0 18,4 8,0 Analogamente aos Transformadores de Corrente, os Transformadores de Potencial apresentam valores de classes de precisão normalizados pela ABNT e ANSI/IEEE, visualizados pela Tabela 7, sendo que suas aplicações são semelhantes às observadas nos TC´s. Tabela 7 – Classes de Precisão em Transformadores de Potencial Classe de Precisão Limites do FCR Limites do FP da carga 0,3 0,997 - 1,003 0,6 - 1,0 0,6 0,994 - 1,006 0,6 - 1,0 1,2 0,988 - 1,012 0,6 - 1,0 3,0 0,970 - 1,030 - E para análise das classes de exatidão do TP, são utilizados também os paralelogramos de exatidão, normalizados segundo ABNT/NBR 5356. A Figura 14 ilustra estes paralelogramos. 31 Figura 14 – Paralelogramos referentes às classes de exatidão para TP´s (ABNT) Para os TP´s, os valores normalizados das cargas nominais segundo as normas técnicas da ABNT e ANSI/IEEE, estão representados na Tabela 8. Tabela 8 – Cargas nominais para Transformadores de Potencial Cargas Nominais Características Vn = 120[V], 60[Hz] Designação Potência Fator de Resistência Indutância Impedância ABNT ASA Aparente [VA] Potência efetiva [Ω] [mH] [Ω] P12,5 W 12,5 0,10 115,2 3042 1152 P25 X 25 0,70 403,2 1092 576 P75 Y 75 0,85 163,2 268 192 P200 Z 200 0,85 61,2 101 72,0 P400 ZZ 400 0,85 30,6 50,4 36,0 32 1.2.4 Relés de proteção São dispositivos que têm como objetivo monitorar as operações de equipamentos e/ou circuitos em uma determinada instalação elétrica. Assim, quando as grandezas por ele supervisionadas exceder aos valores pré-estabelecidos, estes relés passam a operar podendo emitir ordens de comando, controle, alarme, entre outros, fazendo com que um ou mais receptores específicos atuem de forma a minimizar danos e prejuízos impostos aos equipamentos e circuitos os quais o relé está supervisionando. Porém, para que as providências necessárias possam ser executadas, os relés precisam possuir unidades operativas compatíveis com as funções que lhe são atribuídas. Desta forma, estes dispositivos são constituídos basicamente de duas unidades distintas. A primeira, denominada de Unidade de Medição, que processa as devidas comparações de níveis entre as grandezas supervisionadas e as suas referências ajustadas, e a segunda, denominada de Unidade de Saída, que permite o interfaceamento do relé com a unidade receptora de comando e/ou controle (ROSSI, 2010). Existem cinco categorias aos quais os relés podem ser classificados: 1) Relés de Proteção 2) Relés de Monitoração ou Supervisão 3) Relés de Programação 4) Relés de Regulação 5) Relés Auxiliares E ainda para estas categorias, pode-se ter as seguintes sub-classificações: a) Quanto às grandezas físicas de atuação: elétricas, mecânicas, ópticas, térmicas, etc; b) Quanto à natureza da grandeza a que respondem: corrente, frequência, potência, pressão, temperatura, tensão, etc; c) Quanto ao tipo construtivo: eletromecânicos, mecânicos, eletrônicos, estáticos, digitais (lógicos e microprocessados), etc; d) Quanto à função: sobrecorrente, sobretensão, subtensão, direcional, diferencial, sequência negativa, perda de campo, etc; e) Quanto à forma de conexão: relés primários (conectados diretamente ao circuito ou ao equipamento primário) ou relés secundários (conectados através de redutores de medida como TC’s e/ou TP’s / TPC´s); 33 f) Quanto à fonte de alimentação e atuação: corrente alternada ou corrente contínua; g) Quanto ao grau de importância: principal ou intermediário; h) Quanto à posição dos contatos: normalmente aberto ou fechado; i) Quanto à aplicação: máquinas rotativas (motores, geradores) ou estáticas (transformadores, capacitores, reatores); j) Quanto à temporização: instantâneo ou temporizado. A Figura 15 ilustra exemplos de relés de proteção. Figura 15 – Relés de Proteção (Fonte: www.schneider-eletric.com.br) 1.3 Descrição da Subestação Elétrica Industrial Proposta Para o desenvolvimento deste trabalho será considerado um sistema elétrico industrial, como mostrado na Figura 16, alimentado na tensão nominal = 138 kV em uma barra “k” de um sistema geral de transmissão, o qual possui nessa barra k, uma capacidade de curto- circuito trifásico simétrico Scc = 800 [MVA], relação X/R >>> 10, e relação = 3. Este barramento alimenta dois transformadores e , de potências nominais = 15/20 [MVA], ONAN (Óleo Natural Ar Natural)/ONAF (Óleo Natural Ar Forçado), e = 20/25 [MVA], ONAN/ONAF, com tensões no lado AT de = 138 (+1x2,5% - 4x2,5%) [kV], conexão delta e no lado de MT, tensão nominal de = 13,8 [kV], conexão estrela, grupo de defasamento angular Dy30º, possuindo impedâncias percentuais iguais a = j9,2 [%] e = j10,5 [%], referidas ao tape de suas tensões nominais (138/13,8 [kV]) e nas respectivas bases de suas potências nominais ONAN. Para esses dois transformadores, a relação entre as suas impedâncias sequenciais é de = 0,85. Além disso, nos neutros desses dois transformadores e , existem resistores de aterramento de valores Ra = 20 [Ω], (instalados em cada um) e com suportabilidade térmica para t = 10 [seg]. 34 Em suas seções e de barras de MT, existe um disjuntor de acoplamento dessas seções, que opera normalmente na condição normal aberto (NA). Na seção , existem várias cargas estáticas conectadas ( , , ....) e um conjunto de cargas dinâmicas ( ) cujo equivalente em corrente, referido à essa barra de MT é de = 1000 -90º. [A]. Na seção existem várias cargas estáticas conectadas ( , , ....) e ainda, um conjunto de cargas dinâmicas ( ) de equivalente em corrente igual a = 2000 -90º [A], referida à barra de MT, além de uma outra saída, provida de um conjunto de cabos isolados, conectados na configuração 3 x 2/c # 500 MCM, os quais possuem uma impedância equivalente = 0,28 90º [ohm/fase/condutor] (admitir relação = 2) e que se destinam a alimentação de uma subestação remota, onde existe um transformador abaixador , de potência nominal = 5000 [kVA], com tensões do lado de AT, = 13,8 (delta) e lado de BT, = 4,16 (estrela) [kV], grupo Dy30º e de impedância percentual dada por = j6 [%] com = = . No neutro desse transformador , existe um resistor de aterramento de valor Ra=6 [Ω] com suportabilidade térmica para t = 10 [seg]. No lado de BT desse transformador , existem dois motores de indução trifásicos conectados, iguais entre si, de potências no eixo iguais a = 2000 [HP] e com relação de correntes de partida iguais a = 5. Além disso, foi utilizado um intertravamento “Kirk” a fim de manter uma segurança operacional envolvendo manobras de chaves seccionadoras e disjuntores. Assim, existe um intertravamento elétrico e mecânico entre chaves e disjuntores realizados através de contatos destes componentes, de tal forma que não é possível abrir uma chave seccionadora, por exemplo, se o sistema estiver energizado com o disjuntor conduzindo corrente e vice-versa. Da mesma, não é possível fechar um disjuntor se uma (ou ambas) as chaves seccionadoras (à montante e à jusante) estiver (em) aberta (s). 35 Figura 16 – Diagrama Unifilar da SE (Fonte: autor) TF3 S3N = 5 [MVA] ZTF3 = j 6% Subestação Remota MIT1 MIT2 C1 C2 C3 L1 L2 D2 D1 Cargas Estáticas Seção k1 Carga Dinâmica Ieq1 = 1000A Carga Dinâmica Ieq2 = 2000A Cargas Estáticas Seção k2 VN = 13,8 [kV] - Seção k1 TF1 S1N = 15/20 [MVA] ZTF1 = j 9,2% Dy30º Ra = 20 [ohm] TF2 S2N = 20/25 [MVA] ZTF2 = j 10,5% Dy30º Ra = 20 [ohm] Concessionária Intertravamento “Kirk” VN = 138 [kV] SCC = 800 [MVA] Z0/Z1 = 3 VN = 13,8 [kV] - Seção k2 NA Cabos Isolados 3x2/c # 500 MCM Zc = 0,28 90º 36 2 MEMORIAL DE CÁLCULO 2.1 Valores por unidade (pu) Por definição, segundo ROSSI (2010), tem-se que o valor por unidade de uma grandeza qualquer “g” e o seu correspondente valor percentual G, são dados pelas seguintes equações: (1) (2) Para sistemas elétricos de potência, em geral, são utilizadas as seguintes grandezas com suas respectivas unidades: - Potência Aparente [kVA] ou [MVA]; - Tensão [V] ou [kV]; - Corrente [A] ou [kA]; - Impedância [Ω]. 2.2 Mudanças de bases Na análise matemática das redes elétricas, os parâmetros representativos de suas grandezas podem ser expressos na forma de valores reais ou na forma de valores unitários ou percentuais, este último ocorrendo muito comumente. Assim, costuma-se adotar os valores correspondentes trifásicos de potências dos componentes, bem como de uma potência base trifásica comum Sbase geralmente em MVA. E para as tensões, costuma-se adotar como valores base, os valores nominais entre fases da rede (valores de linha) nos pontos de interesse de análise desta rede. Pela Lei de Ohm tem-se: (3) Sendo: Z: Impedância 37 V: Tensão I: Corrente Da equação (3), e considerando a definição de valor por unidade, pode-se definir uma expressão matemática que permite encontrar o novo valor de impedância na base escolhida, como segue: (4) Sendo: : Impedância em pu : Impedância base E como o valor da impedância real (valor atual) de um componente em [ohm] não se altera em função dos valores de base e relacionando a definição de valor em pu com a de impedância base, chega-se a seguinte equação: (5) Sendo: : Impedância dada : Impedância nova referente aos valores de base : Potência nominal dada : Potência nominal nova considerada : Tensão nominal dada : Tensão nominal nova considerada E para encontrar o valor da corrente base utiliza-se a definição de potência, como mostrada abaixo: (6) Sendo: : Corrente de base 38 : Potência base : Tensão Nominal 2.3 Impedâncias percentuais Para determinar os valores percentuais dos componentes da SE, foram escolhidas as seguintes bases: 2.3.1 Concessionária De acordo com a Lei de Ohm, tem-se: (7) Sendo: : Impedância de Thevènin : Impedância de curto-circuito : Tensão de operação : Corrente de curto-circuito E também, (8) Assim, dividindo (7) por (8), tem-se: (9) Sendo: : Impedância de Thevènin em pu : Corrente de curto-circuito em pu 39 Em geral, , então: (10) Ou ainda, (11) Assim, para determinar o valor da impedância percentual de uma concessionária, utiliza-se a seguinte expressão: (12) Sendo: : Potência de curto-circuito Substituindo os valores apresentados na descrição da SE, pode-se encontrar o valor da impedância da concessionária na base escolhida. (13) 2.3.2 Transformadores Utilizando-se a equação (5), pode-se encontrar o valor da impedância percentual dos transformadores. Assim, para o transformador TF1, tem-se: (14) Analogamente, para os transformadores TF2 e TF3, tem-se: (15) (16) 40 2.3.3 Motores Neste Sistema Elétrico de Potência (SEI), têm-se dois motores de indução trifásicos (MIT) idênticos, portanto MIT1 = MIT2. Para estes motores tem-se que HP ≈ KVA. A impedância subtransitória de um MIT é expressa pela seguinte equação: (17) Onde m é dado por: (18) Sendo: m: Relação entre a corrente de partida e corrente nominal do motor : Corrente de partida do motor : Corrente nominal Assim, substituindo os valores dados nas equações (17) e (18), tem-se: (19) E, portanto, substituindo este valor na equação (5), pode-se encontrar o valor da impedância percentual dos motores de indução trifásicos: (20) 2.3.4 Cabos isolados Para determinar o valor da impedância percentual dos cabos isolados, utiliza-se a equação (8) e a definição de valor por unidade, como segue abaixo: Ω Ω (21) Assim, substituindo os valores apresentados na descrição da SE, pode-se encontrar o valor da impedância dos cabos isolados na base escolhida: 41 Ω (22) Ω (23) Ω Ω (24) 2.3.5 Cargas Dinâmicas Para determinar o valor da impedância percentual das cargas dinâmicas, utiliza-se a seguinte equação: (25) Sendo: : Corrente de contribuição Assim, para , tem-se: ³ (26) E analogamente, para , tem-se: ³ (27) 2.4 Diagrama de impedâncias percentuais Através dos valores de impedância dos componentes da SE obtidos no item 2.3, tem-se o diagrama de impedâncias, como mostrado na Figura 17. 42 Figura 17 – Diagrama de Impedâncias da SE (Fonte: autor) Para o cálculo de curto-circuito, deve-se considerar o equivalente Thèvenin (TH) ou Norton do sistema, para as cargas dinâmicas. Cargas estáticas não entram no cálculo de curto- circuito. De uma maneira simplificada, pode-se dizer que o equivalente Thèvenin é a impedância e a tensão, vistas pelo ponto de falta. Assim, podem-se calcular os valores dos curtos-circuitos trifásicos simétricos nas diversas barras da SE. 2.4.1 Cálculo de curto-circuito no barramento k O valor da impedância equivalente de Thèvenin no ponto da falta em k, mostrada na Figura 18 é: (28) (29) (30) ZS = j 2,5% MIT1 MIT2 ZTF1 = j 12,3% ZCD1 = j 83,47% ZC = j 1,47% ZTF2 = j 10,5% ZCD2 = j 41,85% ZTF3 = j 24% ZMIT2 = j 200% ZMIT1 = j 200% Barra k Barra k2 Barra k3 Barra k1 Barra k4 43 Figura 18 – Falta na barra k (Fonte: autor) 2.4.2 Cálculo de curto-circuito no barramento k1 Analogamente para o ponto da falta em k1, mostrada na Figura 19, tem-se o valor da impedância equivalente de Thèvenin: (31) (32) (33) Figura 19 – Falta na barra k1 (Fonte: autor) ZS MIT1 MIT2 ZTF1 ZCD1 ZC ZTF2 ZCD2 ZTF3 ZMIT2 ZMIT1 Barra k Barra k2 Barra k3 Barra k1 Barra k4 ZS MIT1 MIT2 ZTF1 ZCD1 ZC ZTF2 ZCD2 ZTF3 ZMIT2 ZMIT1 Barra k Barra k2 Barra k3 Barra k1 Barra k4 44 2.4.3 Cálculo de curto-circuito no barramento k2 Analogamente, no barramento k2, como mostra a Figura 20, tem-se o valor da impedância equivalente de Thèvenin: (34) (35) (36) Figura 20 – Falta na barra k2 (Fonte: autor) 2.4.4 Cálculo de curto-circuito no barramento k3 Analogamente, para o ponto da falta em k3, da Figura 21, tem-se: (37) (38) (39) (40) ZS MIT1 MIT2 ZTF1 ZCD1 ZC ZTF2 ZCD2 ZTF3 ZMIT2 ZMIT1 Barra k Barra k2 Barra k3 Barra k1 Barra k4 45 Figura 21 – Falta na barra k3 (Fonte: autor) 2.4.5 Cálculo de curto-circuito no barramento de MT com TF1 e TF2 em paralelo Para a operação dos dois transformadores em paralelo como mostrado na Figura 22, tem-se o seguinte valor da impedância equivalente de Thèvenin: (41) (42) (43) (44) Figura 22 – Falta na barra de MT considerando TF1 e TF2 em paralelo (Fonte: autor) ZS MIT1 MIT2 ZTF1 ZCD1 ZC ZTF2 ZCD2 ZTF3 ZMIT2 ZMIT1 Barra k Barra k2 Barra k3 Barra k1 Barra k4 ZS MIT1 MIT2 ZTF1 ZCD1 ZC ZTF2 ZCD2 ZTF3 ZMIT2 ZMIT1 Barra k Barra k2 Barra k3 Barra k1 Barra k4 46 2.5 Especificação dos componentes da SE 2.5.1 Disjuntores e chaves seccionadoras Para determinar as especificações dos disjuntores e das chaves seccionadoras são necessários os valores de corrente e potência aparentes de curto-circuito, sendo dadas pelas equações abaixo: (45) (46) Sendo : Corrente de curto-circuito trifásico na barra “K” : Tensão de Thevènin : Impedância de Thevènin : Corrente de base na barra “K” : Potência de curto-circuito trifásico na barra “K” : Tensão nominal : Corrente de curto-circuito 2.5.1.1 Barramento de AT Substituindo o valor encontrado em (30) nas equações (45) e (46), podem-se encontrar os valores para especificar o disjuntor e a chave seccionadora no barramento de AT, como mostrado abaixo: ° ³ ° (47) (48) Assim, pode-se especificar o disjuntor de AT, contendo as características mostradas na Tabela 9, sendo ilustrado na Figura 23. 47 Tabela 9 – Especificação do Disjuntor de AT Fabricante Siemens Tipo 3AP1 Tensão Nominal 145 [kV] Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (fase-terra) 650 [kV] Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (eficaz) 275 [kV] Corrente nominal Até 4000 [A] Corrente de interrupção simétrica Até 40 [kA] Corrente dinâmica/estabelecimento Até 108 [kA] Figura 23 – Disjuntor a SF6 Siemens de AT (Fonte: www.siemens.com) E para a chave seccionadora, as características são mostradas na Tabela 10, sendo ilustrada pela Figura 24. Tabela 10 – Especificação da Chave Seccionadora de AT Fabricante Siemens Tipo BC Tensão Nominal 145 [kV] Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (fase-terra) 650[kV] Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (eficaz) 275 [kV] Corrente nominal Até 1250 [A] Corrente de interrupção simétrica Até 40 [kA] Corrente dinâmica/estabelecimento Até 100 [kA] 48 Figura 24 – Chave Seccionadora Siemens de AT (Fonte: www.siemens.com) 2.5.1.2 Barramento de MT 2.5.1.2.1 Para a condição de acoplamento do disjuntor entre as barras k1 e k2 operando na condição NA Substituindo o valor encontrado em (33) nas equações (45) e (46), podem-se encontrar os valores para especificar o disjuntor e a chave seccionadora no barramento de MT na seção k1, como mostrado abaixo: (49) (50) Analogamente à seção k1, substituindo o valor encontrado em (36) nas equações (45) e (46), podem-se encontrar os valores para especificar o disjuntor e a chave seccionadora no barramento de MT na seção k2, como mostrado abaixo: (51) (52) 49 2.5.1.2.2 Para a condição de operação em paralelo dos transformadores TF1 e TF2 Substituindo o valor encontrado em (44) nas equações (45) e (46), podem-se encontrar os valores para especificar o disjuntor e a chave seccionadora no barramento de MT, como mostrado abaixo: (53) (54) Assim, para especificar os disjuntores de MT devem-se considerar os valores de curto- circuito para a condição de operação dos transformadores TF1 e TF2 em paralelo. A Tabela 11 mostra as características destes disjuntores. Tabela 11– Especificação do Disjuntor de MT Fabricante Siemens Tipo 3AH3 Tensão Nominal 15 [kV] Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (fase-terra) 110 [kV] Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (eficaz) 36 [kV] Corrente nominal Até 3150 [A] Corrente de interrupção simétrica Até 40 [kA] Corrente dinâmica/estabelecimento Até 100 [kA] Figura 25 – Disjuntor à vácuo Siemens de MT (Fonte: www.siemens.com) E para as chaves seccionadoras, as características são mostradas na Tabela 12, sendo ilustrada pela Figura 26. 50 Tabela 12 – Especificação da Chave Seccionadora de MT Fabricante Siemens Tipo 3DC Tensão Nominal 15 [kV] Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (fase-terra) 110 [kV] Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (eficaz) 36 [kV] Corrente nominal Até 800 [A] Corrente de interrupção simétrica Até 20 [kA] Corrente dinâmica/estabelecimento Até 50 [kA] Figura 26 – Chave Seccionadora Siemens de MT (Fonte: www.siemens.com) 2.5.1.3 Entrada da subestação remota Substituindo o valor encontrado em (40) nas equações (45) e (46), podem-se encontrar os valores para especificar o disjuntor e a chave seccionadora na entrada da subestação remota, como mostrado abaixo: (55) (56) Assim, serão utilizados os mesmos tipos de disjuntor e chave seccionadora da seção k1 e k2. 51 2.5.2 Transformador de corrente Para determinar a especificação do transformador de corrente, deve-se atender às seguintes condições: (57) (58) Onde: (59) Sendo, : Corrente máxima de serviço : Potência nominal ONAF : Tensão nominal 2.5.2.1 Transformador TF1 Através das equações (57), (58) e (59), pode-se determinar a especificação do TC no lado de AT do transformador TF1: (60) (61) (62) Assim, define-se o TC no lado de AT com as características descritas na Tabela 13, sendo ilustrado pela Figura 27: 52 Tabela 13 – Especificação do TC de AT Fabricante Siemens Tipo IOSK 145 Classe de Isolação 145 [kV] Tensão Nominal 138 [kV] Corrente nominal primária Até 5000 [A] Corrente nominal secundária 1, 2 ou 5 [A] Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (fase-terra) 650[kV] Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (eficaz) 275 [kV] Figura 27 – Transformador de Corrente Siemens de AT (Fonte: www.siemens.com) Analogamente ao lado de AT, obtêm-se os valores para o lado de MT como mostrado abaixo: (63) (64) (65) Assim, define-se o TC no lado de MT com as características descritas na Tabela 14, sendo ilustrado pela Figura 28: 53 Tabela 14 – Especificação do TC de MT Fabricante Braspel Tipo BCS 13 Classe de Isolação 15 [kV] Tensão Nominal 13,8 [kV] Corrente nominal primária Até 2500 [A] Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (fase-terra) 110 [kV] Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (eficaz) 36 [kV] Corrente nominal secundária 1, 2 ou 5 [A] Classe de Exatidão 10B200 Fator Térmico (1,2-1,5) x In Figura 28 – Transformador de Corrente Braspel de MT (Fonte: www.braspel.com.br) 2.5.2.2 Transformador TF2 Através das equações (57), (58) e (59), pode-se determinar a especificação do TC no lado de AT do transformador TF2: (66) (67) (68) Analogamente ao lado de AT, obtêm-se os valores para o lado de MT como mostrado abaixo: 54 (69) (70) (71) Assim, para o transformador 2, serão utilizados os mesmos tipos de TC tanto para o lado de AT quanto para o lado de MT do transformador 1, descrito no item anterior. 2.5.3 Transformador de potencial no barramento de MT Na descrição da SE considerada, as cargas conectadas no barramento de MT apresentam os seguintes valores: P = 62 [VA] carga total conectada P = 180 [VA] instrumento de medição conectado Para determinar a “Relação Nominal de Transformação de Potencial” utiliza-se a equação abaixo: (72) Sendo : Tensão primária : Tensão secundária Onde: (73) (74) Assim, obtém-se a seguinte relação: (75) Desta forma, define-se o TP no barramento de MT com as características descritas na Tabela 15, ilustrado pela Figura 29: 55 Tabela 15 – Especificação do TP de MT Fabricante Braspel Tipo BPS 13 GL3b Classe de Isolação 15 [kV] Tensão Nominal 13,8 [kV] Tensão Secundária Máxima 660 [V] Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (fase-terra) 110 [kV] Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (eficaz) 36 [kV] Classe de Exatidão 0,3P75 - 1,2P200 Potência Térmica 1000 [VA] Figura 29 – Transformador de Potencial Braspel de MT (Fonte: www.braspel.com.br) 2.5.4 Pára-raios no barramento de AT Para especificar o pára-raios a ser instalado no barramento de AT, utilizam-se as seguintes equações: (76) (77) Sendo : Fator de aterramento : Relação entre impedâncias sequenciais 56 : Tensão nominal do para-raios : Tensão máxima (classe de isolação) Substituindo os valores descritos na SE nas equações (76) e (77), pode-se determinar o valor da tensão nominal que o pára-raios deverá suportar: (78) (79) Assim, pode-se especificar o pára-raios no barramento de AT, como mostra a Tabela 16, sendo este equipamento ilustrado pela Figura 30. Tabela 16 – Especificação do Pára-raios de AT Fabricante Siemens Tipo 3EP4 111-2PE21-2 Classe de Isolação 145 [kV] Tensão Nominal 111[kV] Tensão Suportável a Impulso Atmosférico 550 [kV] Tensão de Operação Contínua 88 [kV] Tensão Residual Máxima para 8/20 μs e 5 [kA] 240 [kV] Impulso de Corrente de longa duração (2ms) 850 [A] Figura 30 – Pára-raios Siemens de AT (Fonte: www.siemens.com) 57 3 DIRETRIZES DO AUTOMATISMO DIGITAL DA SE 3.1 Relés Digitais Microprocessados No início da década de 90, surgiu uma nova tecnologia de relés no mercado brasileiro. Estes componentes apresentavam um elevado grau de desenvolvimento de funções operacionais integradas e apresentando aspectos extremamente evoluídos em relação aos anteriores. Assim, a partir dos anos 2000, consolidou-se a era digital microprocessada de relés (relés numéricos), sendo hoje a tecnologia predominante na fabricação de relés de proteção. Esses relés numéricos são constituídos de um microprocessador e seus periféricos, como mostrados na Figura 31. Além disso, suas funções são totalmente desenvolvidas na CPU (Central Processing Unit), sendo esta provida de um conjunto de periféricos e outras interfaces que através de protocolos realizam as devidas alterações para ter acesso ao meio externo. Os relés digitais podem apresentar funções simples ou múltiplas (Relé Multifunção Digital). E além das funções específicas de proteção, estes relés podem também realizar funções de medição e controle, fornecer recursos de auto-supervisão, oscilografias dos eventos, entre outras facilidades. Figura 31 - Diagrama esquemático de um relé digital (ROSSI, 2010) A Figura 32 mostra o esquema de interligamento de um ou mais relés digitais, operando na concepção de rede com hierarquia pré-estabelecidas. Associado a estes relés estão os seguintes componentes: CPU, conversores A/D e D/A, interfaces, rede de comunicação, modem, protocolos de comunicação, etc. 58 Figura 32 – Operação integrada em rede de relés digitais (ROSSI, 2010) 3.2 Descrição da Empresa Para realizar a proteção dos equipamentos da SE, serão utilizados relés digitais da linha MiCOM. O fabricante desta linha é a empresa AREVA/ALSTOM, que é uma das empresas líder mundial da geração e distribuição de energia, com forte presença industrial em mais de 40 países. 3.3 Descrição dos Relés de Proteção da SE Todos os relés de proteção utilizados no desenvolvimento deste trabalho possuem tecnologia digital numérica, com interface homem-máquina (IHM) composta de teclado e um visor de LCD (Liquid Crystal Display), uma interface serial frontal (RS232) para conexão de um computador portátil e LED’s de sinalização. Apresenta na face traseira a interface serial RS485 para comunicação remota, que disponibiliza informações via protocolo: Modbus, DNP3, K-Bus/Courrier,IEC 60870-5-103 e mais recentemente implantado, o protocolo IEC 61850. Os sistemas de proteção são integrados na instalação, compondo uma rede de supervisão de proteção, permitindo o acesso local ou remoto de ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes a cada um dos sistemas ou relés de proteção, através de um único modem e linha telefônica. 59 Os relés permitem a gravação das últimas faltas ocorridas, indicando o número da falta, a data e hora, o grupo de ajuste ativo, a fase ou fases da falta, entre outros dados e, além disso, possuem funções de automonitoramento contínuo de todos os circuitos. Pode realizar também a gravação de distúrbios e eventos ocorridos. A AREVA/ALSTOM, fabricante da linha de relés digitais MiCOM, desenvolveu o programa aplicativo MiCOM S1 com a finalidade de analisar os dados apresentados pelos relés. Este programa opera em ambiente Windows, proporcionando interface entre os relés e o usuário, análise de oscilografias, parametrização e programação por lógica PSL – Programmable Scheme Logic. Para que os sistemas de proteção atendam aos requisitos existentes de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, de modo a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico em condições de regime ou durante perturbações, os equipamentos devem respeitar às seguintes normas: - IEC-255-11: (Teste de Imunidade a Interrupções e Chaveamentos Rápidos na Alimentação DC e AC); - IEC-255-21-1: Classe I (Teste de Vibração); - IEC-255-22-1: Classe III (Teste de Perturbação Elétrica para Relés de Medição e Equipamentos de Proteção – Teste de Perturbações de Ruptura de 1 [MHz]); - IEC-255-22-2: Classe III (Teste de Perturbação Elétrica para Relés de Medição e Equipamentos de Proteção – Teste de Descarga Eletrostática); - IEC-255-22-3: Classe III (Teste de Perturbação Elétrica para Relés de Medição e Equipamentos de Proteção – Teste de Perturbação de Campo Eletromagnético Irradiado); - IEC-255-22-4: Classe IV (Teste de Perturbação Elétrica para Relés de Medição e Equipamentos de Proteção – Teste de Perturbação de Transitórios Rápidos); - IEC-255-4: Classes II e III (Teste de Interferência e Impulso); - IEC-255-5: Classe C (Teste de Isolação para Relés Elétricos); - IEC-255-6: (Teste de Alta Frequência); - IEC-256-6: Classe III (Teste de Impulso e Interferência); - IEC-57(C022): (Teste de Temperatura); - IEC-68-2-3: (Teste de Umidade); - IEC-C15-PR11: (Radio Disturbance). - DIN-40046: (Teste de Resistência Mecânica em Operação); 60 3.4 Proteção de Alimentadores Para a proteção dos alimentadores será utilizado o modelo de relé MiCOM P123, mostrado na Figura 33. A Tabela 17 mostra algumas características deste relé. Figura 33 – Relé Digital MiCOM P123 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) Tabela 17 – Características do Relé Digital MiCOM P123 Tensão Nominal Auxiliar (Vx) 24-60[Vdc] 48-250[Vdc]/48-250[Vac] Faixa de Operação DC: ± 20% de Vx AC: ± -20%, +10% de Vx Freqüência Nominal 50/60[Hz] Capacidade Térmica Durante 1[s]: 100xIn Durante 2[s]: 40xIn Contínuo: 4xIn Entradas e saídas 5 I/P e 8 O/P Corrente de Entrada de Fase e de Terra 1 e 5[A] por conexão Tempo de reconhecimento de entrada lógica < 5[ms] Capacidade dos contatos de saída Continuamente: 5[A] Corrente de curta duração Durante 3[s]: 30[A] Capacidade de Interrupção 135[Vdc]; 0,3[A] (L/R = 30[ms]) 250[Vdc], 50[W] resistiva ou 25[W] indutiva (L/R = 40[ms]) Tempo de operação < 7[ms] As funções de proteção deste relé podem ser observadas na Figura 34 e descritas a seguir: 61 Figura 34 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P123 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) Proteção de Sobrecorrente de Fase e Fase-Terra Instantânea e Temporizada (50/51/50N/51N) Estão disponíveis três estágios independentes para a proteção contra falhas entre fases e fase-terra. Nos primeiro e segundo estágios, tem-se a possibilidade de selecionar de forma independente o tempo definido de atraso (DMT) ou o tempo inverso de atraso (IDMT) com diferentes tipos de curvas. O terceiro estágio pode ser configurado para a detecção de picos e contém apenas o modo de tempo definido. Cada estágio e tempo de atraso relacionados, podem ser programados para fornecer a seletividade máxima. Além disso, os estágios IDMT têm um reset definido ou reduz o tempo de folga quando ocorrem faltas intermitentes. Proteção de Sobrecorrente de Seqüência Negativa (46) O relé MiCOM P123 disponibiliza uma função programável especialmente projetada para detectar cargas desequilibradas e condições de falta. Possui três estágios de sobrecorrente de seqüência negativa contendo a mesma configuração e faixas de tempo de atraso que a função de sobrecorrente de fase. Proteção contra Sobrecarga Térmica (49) O relé suporta correntes que contém até a décima harmônica, para isso, inclui uma reprodução exata de um elemento térmico baseado no valor true RMS de corrente. Nesta 62 função, os alarmes, limiares de sobrecarga e constantes de tempo são totalmente programáveis de acordo com as exigências de aplicação. Proteção de Subcorrente (37) O relé fornece uma proteção de subcorrente de tempo definido. Esta função permite detectar aplicativos típicos, como perda de carga ou detecção de condutores rompidos. Proteção contra Falha do Disjuntor (50BF) Esta função pode ser ativada pela excursão de uma proteção genérica e/ou comando externo de entradas digitais. Além disso, pode ser utilizada também para realizar a abertura de disjuntores. Função de Religamento (79) O relé permite até quatro tentativas de religamento. Todas as funções de proteção programáveis podem, de forma independente, iniciar qualquer uma das tentativas e o usuário pode programar funções que são permitidas depois de qualquer uma das tentativas. Tempos mortos e de recuperação são livremente ajustáveis. Um contador armazena o número de religamentos realizados, sendo que esta informação pode ser lida localmente ou remotamente. Relé de Bloqueio (86) No relé MiCOM P123, qualquer saída, incluindo a excursão, pode ser bloqueada. O reset das saídas bloqueadas é possível através de uma entrada lógica, podendo ser feito pelo painel frontal de interface do usuário ou por comunicação remota. A seguir são apresentadas outras funções e características do relé MiCOM P123: 63 Relé de seletividade de esquema lógico Através de uma entrada digital dedicada, podem-se alterar temporariamente as configurações de tempo de atraso em resposta da condição de início de falta fase-terra de um relé a jusante. Desta forma, os relés da linha MiCOM permite a eliminação das faltas mais rápido e corretamente quando usados em esquema de cascata. Monitoramento e Supervisão de disjuntores Através de uma entrada específica, o relé permite uma supervisão do circuito de excursão, sendo que o resultado deste monitoramento pode ser visto localmente ou remotamente. Além disso, o relé P123 permite o acúmulo de todas as faltas de corrente de fases, informando a corrente total interrompida. Gravação de Eventos Podem ser armazenados até 75 eventos de lógica, sendo configurados para 1ms cada. Estes eventos incluem entradas/saídas, mudança de status, alarmes e operações de contato. Gravação de Falhas São armazenadas as últimas cinco falhas, sendo que cada falha inclui número recorde, tempo de falha, grupo de ajustes ativo, operação de proteção e magnitude das grandezas de entrada. Gravação de Distúrbios Podem ser armazenados até cinco registros de distúrbios de no máximo três segundos cada. Esta função é acionada por qualquer limiar programado por uma entrada externa ou através de comunicação. Além disso, toda informação lógica e analógica é armazenada na memória, podendo ser transferidas para um analisador de dados externos através das portas de comunicação frontal ou traseira. 64 Interface com o usuário Através do painel frontal de interface com o usuário, é possível programar e modificar todas as funções de proteção disponíveis no relé, incluindo itens de automação, comunicação, LED’s, entradas e saídas. As informações sobre ajustes, medições, faltas, etc, são feitas por um LCD. Além disso, os menus têm uma estrutura “pull-down” permitindo o acesso fácil e rápido de quaisquer dados. A Figura 35 mostra esta interface com o usuário. Figura 35 – Painel frontal de interface com o usuário (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) 3.5 Proteção de Transformadores Para a proteção dos transformadores será utilizado o modelo de relé MiCOM P632, mostrado na Figura 36. A Tabela 18 mostra algumas características deste relé. Figura 36 – Relé Digital MiCOM P632 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) 65 Tabela 18 – Características do Relé Digital MiCOM P632 Tensão Nominal Auxiliar (Vx) 24-60[Vdc] 48-150[Vdc] 130-250[Vdc]/100-250[Vac] Faixa de Operação 19-60[Vdc] 32-150[Vdc] 48-250[Vdc], 48-250[Vac] Tensão Nominal 57-130[V] ou 220-480[V] fase-fase Frequência Nominal 50/60[Hz] Capacidade Térmica Durante 1[s]: 100xIn Durante 2[s]: 40xIn Contínuo: 4xIn Corrente Nominal 1 e 5[A] Tempo de reconhecimento de entrada lógica 5[ms] para Vdc 7,5[ms] para Vac Capacidade dos contatos de saída Continuamente: 5[A] Corrente de curta duração Durante 3[s]: 30[A] Capacidade de Interrupção 135[Vdc]; 0,3[A] (L/R = 30[ms]) 250[Vdc], 50[W] resistiva ou 25[W] indutiva (L/R = 40[ms]) 250[Vac], 5[A] (cosø = 0,6) Tempo de operação < 7[ms] As funções de proteção deste relé são mostradas na Figura 37 e descritas a seguir: Figura 37 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P632 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) 66 Proteção Diferencial (87) A característica de trip do dispositivo de proteção diferencial apresenta duas curvas. A primeira depende da configuração básica do valor limiar Id> e a segunda curva é definida por um ajuste, como mostra a Figura 38. Acima do nível de corrente diferencial selecionada pelo usuário, a corrente de restrição não é mais levada em conta. Assim, até certo limite, a estabilidade do equipamento em caso de falhas externas é assegurada por meio da inclinação da reta. E como no relé está presente a característica de tripla-inclinação de disparo, a estabilização é particularmente pronunciada para altas correntes. Figura 38 – Característica de trip da proteção diferencial (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) Proteção Restrita de Falta à Terra (64) Esta proteção baseia-se no princípio de comparação de variáveis medidas com as correntes residuais. Esta função é aplicada em transformadores, a fim de detectar faltas à terra em um determinado enrolamento mais sensível do que em geral uma proteção diferencial de transformador é capaz de fazer. A vantagem da proteção diferencial de terra reside na dependência linear da sensibilidade sobre a distância entre a falta e o ponto de neutro. Proteção de Sobrecorrente a Tempo Definido e Inverso (50/51) Para a avaliação das correntes de fase, da corrente de sequência negativa e corrente residual, utilizam-se sistemas de medição separados. A proteção de sobrecorrente de tempo 67 definido é fornecida a cada um dos três estágios por três sistemas de medição de proteção de sobrecorrente de tempo definido, e a proteção de sobrecorrente de tempo inverso oferece uma infinidade de características de disparo para os sistemas de medição individual. Proteção contra Sobrecarga Térmica (49) Para localizar a primeira ordem de reprodução exata térmica considera-se a maior das três correntes de fase. Pode-se considerar a temperatura de refrigeração média levando em conta a réplica térmica usando a entrada opcional PT-100 ou a entrada 0-20mA. O usuário tem a opção de usar uma réplica térmica com base na temperatura absoluta ou relativa. Além disso, um sinal de aviso pode ser emitido conforme o nível de temperatura definido. Proteção de Sobretensão e Subtensão (27/59) Esta função permite avaliar a componente fundamental da tensão por meio de dois tempos definidos de sobretensão e subtensão de cada estágio. Proteção de Sobrefrequência e Subfrequência (81) No relé P632 pode-se realizar o monitoramento puro de sobrefrequência e subfrequência podendo também ser combinado com o monitoramento do gradiente de frequência (df/dt) para o sistema de desacoplamento de aplicações ou com um monitoramento do gradiente de frequência médio (Δf/Δt) para aplicações de perda de carga. Proteção de Sobreexcitação (24) A função de sobreexcitação do relé P632 permite detectar uma alta densidade de fluxo magnético inadmissível no núcleo de ferro dos transformadores de potência que pode ser causado pelo aumento de tensão e/ou diminuição da frequência. Esta proteção transforma a relação de tensão pela frequência (V/f) em relações de valores nominais. Além disso, estão disponíveis um alarme de estágio de tempo definido e um estágio de disparo de tempo definido. 68 Proteção contra Falha do Disjuntor (50BF) Se a corrente não cair abaixo do limiar definido dentro do tempo permitido, esta proteção irá atuar. Como um adicional, em caso de condições de disparo sem a efetiva falta de corrente, pode-se monitorar a condição de contato aberto de um disjuntor auxiliar. O relé permite também um segundo comando de (re)disparo e um comando de disparo do disjuntor a montante. Além disso, fornece também uma função de disparo em caso de falhas do disjuntor a jusante, proteção no ponto da barra e monitoramento discrepante dos pólos. A seguir são apresentadas outras funções e características do relé MiCOM P632: Medição de entrada e saída de dados Com o objetivo de se adquirir uma variável de medição externa ou saída de dados, o relé fornece opcionalmente uma entrada 0-20mA e duas saídas 0-20mA, sendo que uma escala ajustável permite uma simples adaptação das faixas de entrada e saída (como, por exemplo, 0-10mA, 4-20mA). Interface de informação Para realizar a troca de informações entre o relé e o usuário, utiliza-se o painel de controle local, a interface do PC e duas interfaces de comunicação opcional, sendo que a primeira interface de comunicação é ajustada segundo os protocolos IEC 60870-5-103, IEC 60870-5-101, DNP 3.0, Modbus e Courier (COMM1) ou fornecendo protocolos alternativos conforme IEC 61850. Esta interface é destinada para realizar a integração com sistemas de controle de subestações. Já a segunda interface de comunicação (COMM2) está em conformidade com a IEC 60870-5-103 e destina-se às configurações centrais ou acesso remoto. E para a sincronização do relógio utiliza-se um dos protocolos citados anteriormente ou usando o sinal de entrada IRIG-B. 69 3.6 Proteção de Barramentos Para a proteção dos barramentos será utilizado o modelo de relé MiCOM P746, mostrado na Figura 39. A Tabela 19 mostra algumas características deste relé. Figura 39 – Relé Digital MiCOM P746 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) Tabela 19 – Características do Relé Digital MiCOM P746 Tensão Nominal Auxiliar (Vx) 24-48[Vdc] 48-110[Vdc]/40-100[Vac] 110-250[Vdc]/100-240[Vac] Faixa de Operação 19-65[V] 37-150[Vdc], 32-110[Vac] 87-300[Vdc], 80-265[Vac] Tensão Nominal 100-120[V] fase-fase Frequência Nominal 50/60[Hz] Capacidade Térmica Durante 1[s]: 100xIn Durante 10[s]: 30xIn Contínuo: 4xIn Corrente Nominal 1 e 5[A] Tempo de reconhecimento de entrada lógica 7[ms] Capacidade dos contatos de saída Continuamente: 10[A] Corrente de curta duração Durante 3[s]: 30[A] Capacidade de Interrupção DC: 50[W] resistiva ou 62,5[W] indutiva (L/R = 50[ms]) AC: 2500[VA] resistiva ou 2500[VA] indutiva (cosø = 0,7) Tempo de operação < 5[ms] As funções de proteção deste relé são mostradas na Figura 40 e descritas a seguir: 70 Figura 40 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P746 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) Proteção Diferencial de Barramento (87) Esta proteção baseia-se no princípio de proteção diferencial de alta velocidade de fase segregada. Assim, utilizando-se a aplicação numérica da Lei de Kirchoff permite-se a detecção seletiva e o isolamento em alta velocidade de um segmento com falha do barramento. Para garantir a fácil adaptação do relé a qualquer tipo de configuração do barramento, o P746 incorpora um algoritmo universal que determina a zona de disparo ideal com base no estado atual dos seccionadores e/ou dos disjuntores da estação. Para assegurar a estabilidade da proteção para falhas externas, o P746 emprega algoritmos, nos quais a corrente diferencial é comparada com uma corrente de restrição. Além disso, para aumentar a segurança da proteção diferencial, o elemento diferencial é supervisionado por um elemento global de Verificação de Zonas, garantindo a estabilidade até no estado errôneo dos contatos auxiliares dos seccionadores e dos disjuntores da estação. Proteção de Sobrecorrente de Fase e de Falta à Terra (50/51/50N/51N) Estão disponíveis dois estágios independentes de proteção de sobrecorrente para faltas fase-fase e faltas à terra. O primeiro estágio pode ser programado com um tempo de atraso definido (DMT) ou de tempo inverso (IDMT). Já o segundo estágio pode ser programado somente como tempo definido. 71 Proteção de Falha de Disjuntor (50BF) Como em geral a proteção de falha de disjuntor é executada fase a fase, possibilita-se receber ordens de disparo monopolar. Além disso, o relé P746 pode funcionar em coordenação com relés de falha de disjuntor externos. Assim, o recebimento de um comando de falha de disjuntor externo resulta no disparo de todos os disjuntores adjacentes, através do sistema de reconhecimento topológico que sabe qual disjuntor está conectado a qual zona. Proteção de Zona Morta ou Ponto Cego (50ST) Os seccionadores ou os TC’s abertos em torno do barramento definem os limites das zonas principais, assim, quando um seccionador de um alimentador for aberto é criada uma zona morta ou ponto cego em torno do TC associado. Desta forma, o relé MiCOM P746 detecta esta condição automaticamente, protegendo esta zona. A seguir são apresentadas outras funções e características do relé MiCOM P746: Ajuste da Corrente diferencial Em algumas operações de manobra na subestação, podem ocorrer réplicas de topologia incorretas, gerando uma corrente diferencial. O relé P746 opera se esta corrente atingir um liminar o qual é ajustado normalmente acima do maior valor de corrente de carga quando não forem usados critérios de tensão. Hardware O relé P746 inclui: um display de cristal líquido com iluminação de fundo, LED’s tricolores, teclas de função, teclas de atalho, porta frontal (RS232) e porta traseira (RS485 / K-bus), placa de comunicação traseira opcional Ethernet, segunda placa de comunicação opcional traseira, porta opcional IRIG-B, porta Frontal de Download/Monitoramento, bateria (supervisionada), contatos de vigilância NA e reversíveis, tensão de campo +48 V supervisionada, entradas de TC de 1A e 5A, entradas ópticas universais com limiar de tensão programáveis. 72 Registrador de Eventos O relé permite armazenar até 512 registros na memória com bateria reserva, sendo que as informações podem ser extraídas pela porta de comunicação ou visualizadas no display do painel frontal. Registrador de Falhas São armazenados na memória os últimos cinco registros de falhas, sendo que cada falha inclui: fase defeituosa, indicação da zona com falha, data e horário, elemento de proteção operado, grupo de ajustes ativo, duração da falha, correntes, frequência e tensão. Registrador de Perturbações O MiCOM P746 possui um recurso independente de registro de perturbações, podendo registrar 18 canais analógicos e 32 canais digitais além de um canal de tempo. Portas de Comunicação Local e Remota No relé MiCOM P746, estão disponíveis duas portas de comunicação. Uma porta traseira que proporciona comunicações remotas, sendo que o protocolo padrão é o Courier / RS 485 ou K-bus, porém o IEC60870-5-103 ou o Modbus ou DNP 3.0 podem ser selecionados. E uma porta frontal que proporciona comunicações locais. Como opcional pode ser adicionada uma segunda porta traseira Ethernet, utilizando o protocolo IEC61850-8.1. Este protocolo oferece troca de dados de alta velocidade, comunicação não hierárquica, geração de relatórios, extração de registros de perturbações e sincronização da hora. Lógica de Esquema Programável O relé P746 disponibiliza uma poderosa ferramenta de programação lógica (PSL – Programmable Scheme Logic) que permite ao usuário customizar as funções de proteção e 73 controle. Além disso, esta lógica pode ser usada também para programar as funções das entradas opticamente isoladas, saídas de relés e indicações de LED’s tricolores. A PSL contém portas lógicas e temporizadores de uso geral, sendo que as portas lógicas incluem funções OR, AND, inversores e a maioria das funções de portas, com a capacidade de inverter as entradas e saídas e oferecer feedback. IHM Remota Através da Interface Homem-Máquina (IHM) remota permite-se monitorar a posição de disjuntores e seccionadores no esquema do barramento, bem como correntes, alarmes, etc. TRIP Simultâneo ou Sequencial Para que ocorra a desconexão de alta velocidade da barra com o sistema e atrasar o trip de alimentadores de geração (altamente recomendados), o relé MiCOM P746 permite atraso em todos ou em cada contato de disparo. 3.7 Proteção de Motores de Indução Para a proteção dos motores de indução, será utilizado o modelo de relé MiCOM P225, mostrado na Figura 41. A Tabela 20 mostra algumas características deste relé. Figura 41 – Relé Digital MiCOM P225 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) 74 Tabela 20 – Características do Relé Digital MiCOM P225 Tensão Nominal Auxiliar (Vx) 24-60[Vdc] 48-150[Vdc] 130-250[Vdc]/100-250[Vac] Faixa de Operação 19-60[Vdc] 32-150[Vdc] 48-250[Vdc], 48-250[Vac] Tensão Nominal 57-130[V] ou 220-480[V] fase-fase Freqüência Nominal 50/60[Hz] Capacidade Térmica Durante 1[s]: 100xIn Durante 2[s]: 40xIn Contínuo: 4xIn Corrente Nominal 1 e 5[A] Tempo de reconhecimento de entrada lógica 5[ms] para Vdc 7,5[ms] para Vac Capacidade dos contatos de saída Continuamente: 5[A] Corrente de curta duração Durante 3[s]: 30[A] Capacidade de Interrupção 135[Vdc]; 0,3[A] (L/R = 30[ms]) 250[Vdc], 50[W] resistiva ou 25[W] indutiva (L/R = 40[ms]) 250[Vac], 5[A] (cosø = 0,6) Tempo de operação < 7[ms] As funções de proteção deste relé são mostradas na Figura 42 e descritas a seguir: Figura 42 – Funções de Proteção do Relé Digital MiCOM P225 (Fonte: www.areva-td.com/protectionrelays) 75 Proteção contra Sobrecarga Térmica (49) O relé MiCOM P225 permite a proteção simultânea dos enrolamentos do estator e do rotor de um motor, mesmo sob condição de operação de subcarga e sobrecarga durante a partida com o rotor bloqueado ou o motor desligado. A fim de evitar o superaquecimento nos enrolamentos do estator, causado por um desequilíbrio de corrente ou pela presença de componentes harmônicos, o relé P225 separa a corrente de sequência negativa e a reconstitui com o valor true RMS da corrente do estator absorvida pelo motor, melhorando a proteção contra sobrecargas e, consequentemente, diminuindo o risco de danos do motor. Proteção de Sobrecorrente a Tempo Definido e Inverso (50/51) No relé P225, existe um elemento de sobrecorrente de fase que permite detectar faltas entre fases. Além disso, a fim de proporcionar uma melhor seletividade, o relé disponibiliza um limiar de curto-circuito, um sinal de tempo de atraso e um sinal instantâneo. Monitoramento da Temperatura (38/49) Para monitorar a temperatura do motor, podem ser conectados ao relé P225, dez RTD’s (Resistance Temperature Detector), sendo que para cada um dos dez canais de RTD, estão disponíveis dois limiares de temperatura com configurações individuais de tempo de atraso. Portanto, pode-se monitorar separadamente os enrolamentos do estator, bem como os enrolamentos de giro do motor e as cargas envolvidas. Além disso, se o motor estiver equipado com termistores, o relé P225 monitora a temperatura através destas três entradas de termistores. Rotor Bloqueado durante o funcionamento ou o star-up do motor (50S/51LR) No relé P225, um limiar de corrente detecta a parada do motor quando este estiver operando em condições normais. Já durante a partida do motor, o rotor bloqueado é detectado com a ajuda de um interruptor de entrada veloz. 76 Proteção de Sobrecorrente de Sequência Negativa (46) Estão disponíveis no relé MiCOM P225, dois elementos de sobrecorrente baseados na componente de sequência negativa de corrente, sendo que um deles é associado a uma característica de tempo inverso (IDMT) e o outro tem características de tempo definido (DMT). Proteção de Sobrecorrente de Falta à Terra (50N/51N) Estão disponíveis no relé dois elementos de fase de sequência zero de sobrecorrente. Cada limiar de corrente de terra tem à sua disposição um sinal instantâneo e de atraso, sendo que a sua faixa de ajuste varia de 0.002 a 1 Ion, permitindo a máxima sensibilidade para detecção de falta à terra. Perda de Carga (37) No relé P225, a perda de carga, causada pela ruptura