Capítulo 1 Introdução à Proteção de Sistemas Elétricos 1



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_____________ Prof. Ghendy Cardoso Junior_____________________


CAPÍTULO 1

Introdução à Proteção de Sistemas Elétricos

1 Introdução à Proteção de Sistemas Elétricos 1

1.1 O que é proteção? 1

Diagnosticar corretamente o problema (analisar todos os tipos de falta e condições anormais); 1

Resposta rápida; 1

Minimizar os impactos na rede elétrica. 1

1.2 Considerações estruturais dos sistemas de potência 1

Funções de Controle local e centralizada; 1

Ajusta as variáveis do sistema (tensão, corrente, fluxo de potência); 1

Mudam o estado de operação da rede sem mexer na sua topologia. 1

Atuação mais rápida que os equipamentos de controle; 1

Abre ou fecha CBs, mudando a topologia da rede; 1

1.3 Aterramento do neutro em sistemas de potência 1

Razão principal para operar os SPs sem aterramento; 1

A maioria dos curtos-circuitos é para terra  diminuindo o n° de interrupções de serviço. 1

Porém, aumentando o n° de LTs, o acoplamento capacitivo dos condutores dos alimentadores com a terra favorece um caminho para a terra. Uma falta a terra nestes sistemas produz uma Icc 1 capacitiva. 1

Problema para a proteção é detectar a Ig de baixa magnitude; 1

Se Icc 1 > capacidade de interrupção dos CBs 1

Necessário introduzir uma indutância no neutro para limitar a Icc 1. 1

Mais efetivo do que R, pois Zth é muito indutivo, e não há significante perda I2R durante a falta. 1

1.3.1 Sistema isolado ou não-aterrado 1

1.3.1.1 Métodos para detecção de falhas a terra em sistemas não aterrados 4



1.3.2 Sistema efetivamente aterrado (solidamente aterrado) 7

1.3.3 Sistema não efetivamente aterrado 10

1.3.3.1 Aterramento de alta impedância por meio de reator 10

1.3.3.2 Aterramento de alta impedância por meio de Resistor 12

1.3.3.3 Aterramento de baixa impedância por meio de reator ou resistor 18

1.4 Configuração dos sistemas de potência 21

Subtransmissão (100-200 kV) e Transmissão (> 200kV); 22

Saída de um gerador ou LT não implica em grande impacto na confiabilidade do sistema; 22

Todas as LTs em serviço  Icc 3 2 = -j20 pu 23

Saída da LT 2-3  Icc 3 2 = -j10 pu 23

Saída do transformador 2-4  perda de todas as cargas do alimentador; 23

Com o sistema normal  Icc 3 9 = -j0,23 pu 23

Perda de um dos geradores  Icc 3 9 = -j0,229 pu 23

Manutenção na barra, CB, seccionadora  desligar todas as LTs 23

Algumas LTs ligadas à barra 1 e outras à barra 2 (transferência)  evita maiores impactos sobre o sistema durante uma falta na barra; 24

Manutenção do CB (1 por vez)  as linhas são transferidas para a barra 1 exceto a linha conectada ao CB em manutenção, que é transferida para a barra 2 e o CB de interligação passa a ser o disjuntor da linha. 24

O sistema de proteção associado ao disjuntor em manutenção deve ser repassado para o CB de interligação, de modo a acomodar a nova configuração. 24

Requer a operação de 2 CBs para uma falta na linha ; 24

Falta numa barra não afeta a outra, nem as LTs; 24

Oferece uma maior flexibilidade (operação e manutenção), mais caro (n° CB = 2*n° LT) 24

Quando um CB estiver em manutenção o anel é quebrado e perde-se a flexibilidade. 24

Proporciona a mesma flexibilidade do arranjo dupla barra, duplo CB, ao custo de 1,5 CB/LT. 24

1.5 A natureza da proteção 24

Retiram o componente defeituoso do sistema; 24

Aumentam a integridade e estabilidade do resto do sistema; 24

Ajudam a configurar o sistema num ponto de operação aceitável (aspecto de controle). 24

1.5.1 Confiabilidade = disponibilidade + segurança 24

Não confiável por perda de dependability; 24

Não confiável por perda de segurança; 25

1.5.2 Seletividade 25

1.5.3 Velocidade 25

Relé opera tão logo uma decisão segura seja alcançada (1 – 6 ciclos). 25



1.5.4 Proteção primária e de retaguarda 26

Devem operar  abertura de B5 e B1; 27

É a duplicação da proteção primária (R1)  opera com o mesmo tempo que R1 e poderá utilizar os mesmos elementos da cadeia de proteção. 27

Na EAT 27

TCs separados; 27

Mesmo dispositivo de potencial com enrolamentos separados; 27

CB não é duplicado; 27

Alimentação dc (baterias) duplicada. 27

Em níveis de E mais baixos é comum compartilhar os transdutores e circuitos dc; 27

Mais lento que R1 e R2; 27

Enxerga defeitos mais longe; 27

Tenta o trip de B1 e aciona o relé BF: 27

No caso de falha do B1  o relé BF manda abrir B5, B6, B7, B8. 27

Não há modos comuns de falha entre R1 e estes; 27

Mais lento que R1, R2, R3; 27

Tira as linhas BC, BD, BE. 27

1.6 Estatística dos defeitos 27

1.7 Desligamento monofásico, trifásico e religamento 28

É desejável que o transformador seja energizado pelo lado de AT. Portanto, o CB do lado BT só deverá ser fechado depois da energização do transformador. 28

Se os dois sistemas estão em sincronismo 28

Deve-se checar se a diferença angular dos fasores em ambos os lados  limite especificado. 28

Se os dois sistemas não estão em sincronismo, e o fechamento do CB irá sincronizá-los 29

É necessário monitorar os fasores da E (módulo e ângulo) em ambos os lados do disjuntor e fechá-lo assim que os fasores se aproximarem um do outro. 29

Manual  inspecionar equipamento antes de religar o CB. 29

Automático  alta velocidade (< 1 s)  geralmente para faltas g. 29

Temporizado  vários segundos até 1 min. 29

1.8 Elementos de um sistema de proteção 29

No caso de uma falta 3 muito próxima da SE, a |E|ac = 0 29

Indisponibilidade de alimentar o circuito de disparo de CB e lógica de relés. Um banco de baterias é capaz de suprir a potência dc por aproximadamente 8-12 h no caso de blackout na SE. 29

É o elemento mais confiável 29

Na EAT o banco de baterias é duplicado. 29

Relés eletromecânicos produzem transitórios severos na fase de energização de sua bobina, podendo causar falhas no modo de operação de outros relés ou até mesmo danificá-los. Portanto, recomenda-se ligar relés eletromecânicos em baterias separadas daquelas que alimentam os relés estáticos e digitais. 29

O meio de interrupção é um dos parâmetros mais importante na especificação do CB 29

Óleo, gás, ar, vácuo. 29

Óleo é o mais barulhento, porém mais barato. 29

1.8.1 Zonas de sobreposição de TCs (live tank x dead tank) 29

Falta em F1  trip LT (B1 e CB remoto) e 87barra (trip B1 + CBs ligados à barra)  trip desnecessário, mas inevitável. 30

Falta em F2  trip CBs da LT; trip desnecessário dos outros CBs da barra. 30

Falta em F1  proteção de barra (B1 + outros ligados à barra); 30

Falta em F2  trip CBs de barra não elimina a falta (blind spot); 30

Falta em F3  proteção de LT e barra (trip desnecessário); 30



Falta em F4  proteção de LT. 30


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