Um ponto de vista comum para aplicação de relés de proteção consiste em segmentar o SEP em porções pré-definidas, denominadas de zonas de proteção, e para essas prover um ou mais esquemas de proteção pertinentes, visando ao reconhecimento e eliminação das faltas, retirando de operação a menor porção do SEP possível com o menor tempo de permanência de falta, implicando em um mínimo de danos e/ou instabilidade sobre o restante do SEP (Elmore, 2004).
As zonas de proteção mais comuns são:
1. Proteção de geradores; 2. Proteção de transformadores; 3. Proteção de barramentos;
4. Proteção de linhas de transmissão e distribuição; 5. Proteção de motores.
A Figura 2.16 apresenta um SEP hipotético com suas respectivas zonas de proteção. Os limites de cada zona são definidos através dos TCs instalados no SEP e suas respectivas conexões aos relés existentes. Pode-se perceber, pela análise da Figura 2.16 , a sobreposição intencional de duas zonas de proteção distintas. Isso é feito para garantir que nenhum elemento do SEP ficará sem algum tipo de proteção (Coury et al., 2007; Elmore, 2004).
M M G G G 5 5 3 Estação C 2 3 3 2 3 1 2 3 3 1 2 1 2 4 4 4 4 4 Estação B Estação D Estação A
Figura 2.16: Representação esquemática das zonas de proteção. Fonte: Coury et al. (2007)
2.6.1 Proteção Principal, Alternada e de Retaguarda
A proteção principal é definida como aquela responsável pela correta eliminação de uma falta, no menor tempo possível, para uma determinada zona de proteção. Contudo, tal proteção está sujeita a apresentar defeito, logo, uma prática usual para sistemas de grande importância, como por exemplo um sistema de EAT, consiste em replicar a proteção principal (Horowitz, 2007).
uso de relés de fabricantes distintos ou com princípios operativos diferentes para evitar falhas comuns a ambas as proteções. Contudo, é praxe utilizar relés idênticos. Os ajustes utilizados e a lógica de trip são os mesmos para a proteção principal e a alternada (Horowitz, 2007). A prática de duplicar os dispositivos de proteção não é aplicada integralmente aos demais subsistemas do SP, como por exemplo os TCs5,devido aos custos associados (Kindermann, 2006).
A proteção de retaguarda é aquela responsável por detectar a mesma falta observada pela proteção principal, porém o seu funcionamento é temporizado de forma intencional para que se aguarde a atuação daquela. Quando de sua atuação, um porção maior do SEP pode ser retirada de operação. Ela pode ser dividida em (Horowitz, 2007):
• Retaguarda Local - é instalada no mesmo lugar físico e utiliza alguns dos subsistemas do SP da proteção principal. Dessa forma, pode falhar pelas mesmas razões da proteção principal; • Retaguarda Remota - é instalada em um local físico distinto sendo completamente inde- pendente dos subsistemas do SP utilizados pela proteção principal, logo não está sujeita aos mesmos problemas daquela.
Cabe dizer, que não necessariamente as funções de proteção de retaguarda são iguais em natureza às da proteção principal ou alternada, podendo ser distintas conforme a filosofia de projeto adotada (Maezono, 2003).
Para a Figura 2.17, R1 e R5 são a proteção principal da Linha de Transmissão (LT) AB; R2 é a proteção alternada de R1; R36 é a retaguarda local para R1 e R2; R4, R9 e R10 representam a retaguarda remota para a LT AB.
2.6.2 Seletividade e Coordenação
Após separar o SEP em zonas de proteção e definir as proteções Principal, Alternada e de Retaguarda, é preciso estabelecer de que forma essas irão interagir. Esse relacionamento é definido a partir dos princípios da seletividade e coordenação, os quais, serão explicados com o uso da Figura 2.18.
Para o sistema radial apresentado na Figura 2.18 são destacadas suas zonas de proteção e, de forma simplificada, as respectivas proteções principais, representadas pelos relés R1 a R8.
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Para esses dispositivos em particular é comum a especificação de um TC com múltiplos núcleos,
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Figura 2.17: Proteção principal, alternada e retaguarda. Fonte: Coury et al. (2007)
A B C D XF D1 D2 D4 D6 D8 R8 R6 R4 R2 R1
Tomando como exemplo a ocorrência de uma falta no ponto F, é de competência da proteção R8 detectá-la e enviar um comando de trip para o disjuntor D8 o mais rápido possível, retirando de operação apenas o elemento em falta pertencente àquela zona de proteção, mantendo o restante do SEP em operação normal. O comportamento da proteção R8para a falta caracterizada ilustra o princípio da seletividade (Sleva, 2009; Cidrás et al., 2009).
Os demais relés, R1 a R7, são sensibilizados pela corrente de defeito associada a falta no ponto F, contudo só devem atuar se houver algum defeito em R8. Quando solicitados, sua operação é encadeada em sentido decrescente, ou seja de R7 para R1 com o objetivo de desligar sempre a menor porção do sistema necessária para a eliminação da falta, contudo mais elementos e zonas de proteção serão envolvidas nesse processo. Esse comportamento é conhecido como coordenação da proteção (Sleva, 2009; Cidrás et al., 2009). Sua obtenção é usualmente feita através das seguintes formas (Prévé, 2006; Engineering e Technology, 1995):
1. Amperimétrica – baseada no fato de que a corrente de falta em diferentes partes do SEP irá apresentar valores distintos, devido as impedâncias envolvidas entre a fonte e o ponto de falta;
2. Temporal – consiste em ajustar temporizações distintas para os vários dispositivos de pro- teção ao longo do sistema, é a técnica mais usual;
3. Lógica – Consiste na troca de informações de bloqueio e permissão para envio do comando de trip entre dispositivos de proteção adjacentes;
4. Direcional – é obtida a partir do uso de funções de proteção sensíveis ao sentido de circulação da corrente de defeito.
Independente da forma pela qual ela é obtida, sua relevância consiste em manter a maior continuidade de fornecimento de energia elétrica possível, a qual, do ponto de vista da proteção do SEP só é atingida a partir da correta atuação, em tempo e sequencia, dos dispositivos de proteção envolvidos (Blackburn e Domin, 2007; Kindermann, 1999).
Cabe ressaltar, que caso a seletividade não seja respeitada, dado um distúrbio qualquer no SEP, uma parcela maior do sistema será retirado de operação, o que pode implicar na instabili- dade do mesmo, levando a um efeito cascata e um desligamento de grandes proporções (Kundur, 2007).