Universidade Estadual de Campinas
Faculdade de Engenharia El´etrica e de Computa¸c˜
ao
Departamento de Sistemas de Energia El´etrica
Prote¸c˜
ao de Sistemas de Energia El´etrica
Prof. Fujio Sato
Campinas, maio de 2003
Sum´
ario
1 Sistema el´etrico de potˆencia 1
1.1 Introdu¸c˜ao . . . 1
1.2 Dimens˜ao do problema . . . 2
1.3 Curtos-circuitos . . . 6
1.3.1 As consequˆencias dos curtos-circuitos . . . 8
1.3.2 Condi¸c˜oes anormais de opera¸c˜ao . . . 9
1.4 Configura¸c˜ao do sistema el´etrico . . . 11
1.4.1 sistema radial . . . 11
1.4.2 sistema em anel . . . 12
1.4.3 Arranjos de barras . . . 12
2 Princ´ıpios b´asicos de prote¸c˜ao de sistema el´etrico 16 2.1 Introdu¸c˜ao . . . 16
2.2 Id´eia b´asica de um sistema de prote¸c˜ao . . . 16
2.3 Transformadores de instrumento . . . 19
2.3.1 Transformadores de corrente . . . 19
2.3.2 Transformadores de potencial . . . 26
2.4 Caracter´ısticas funcionais dos rel´es de prote¸c˜ao . . . 29
2.5 Redundˆancia do sistema de prote¸c˜ao . . . 31
3 Princ´ıcpios de opera¸c˜ao de rel´es de prote¸c˜ao 33 3.1 Introdu¸c˜ao . . . 33
3.2 Detec¸c˜ao das faltas . . . 33
4 Tipos construtivos de rel´es de prote¸c˜ao 37 4.1 Rel´es eletromecˆanicos . . . 37
4.2 Rel´es eletrˆonicos . . . 38
5 Prote¸c˜ao de linhas de transmiss˜ao 40 5.1 Introdu¸c˜ao . . . 40
5.2 Fus´ıveis, religadores, seccionadores e rel´es de sobrecorrente . . . 41
5.3 Rel´e de sobrecorrente direcional . . . 49
5.3.1 Caracter´ıstica de opera¸c˜ao e liga¸c˜oes dos rel´es de fase . . . 50
5.3.2 Caracter´ıstica de opera¸c˜ao e liga¸c˜ao do rel´e de terra . . . 52
5.4 Rel´e de distˆancia . . . 54
5.4.1 Princ´ıpio de opera¸c˜ao do rel´e de distˆancia . . . 54
5.4.2 C´alculos das correntes e das tens˜oes no ponto de aplica¸c˜ao dos rel´es de distˆancia sob condi¸c˜oes de curtos-circuitos . . . 56
5.4.3 Respostas dos rel´es de distˆancia fase . . . 66
5.4.4 Respostas dos rel´es de distˆancia terra . . . 70
5.4.5 Tipos de caracter´ısticas de rel´es de distˆancia . . . 73
5.4.6 Equa¸c˜ao do conjugado . . . 74
5.4.7 Linhas multi-terminais . . . 79 i
5.4.8 Equa¸c˜oes de ajustes . . . 79
5.4.9 Unidade mho . . . . 80
5.4.10 Gr´afico representativo do alcance das zonas . . . 80
5.4.11 An´alise das atua¸c˜oes . . . 82
5.5 Rel´e de distˆancia com teleprote¸c˜ao . . . 83
5.5.1 OPLAT . . . 83
5.5.2 Microonda . . . 84
5.5.3 Disparo versus bloqueio . . . . 84
5.5.4 Esquemas de teleprote¸c˜ao . . . 84
6 Prote¸c˜ao de transformadores de potˆencia 87 6.1 Condi¸c˜oes que levam um transformador a sofrer danos . . . 87
6.1.1 Queda da isola¸c˜ao . . . 87
6.1.2 Deteriora¸c˜ao da isola¸c˜ao . . . 87
6.1.3 Sobreaquecimento devido `a sobre-excita¸c˜ao . . . 88
6.1.4 Oleo contaminado . . . .´ 88
6.1.5 Redu¸c˜ao da ventila¸c˜ao . . . 88
6.2 Correntes de excita¸c˜ao e de inrush . . . . 88
6.2.1 Componente de magnetiza¸c˜ao da corrente de excita¸c˜ao . . . 88
6.2.2 Componente de perdas da corrente de excita¸c˜ao . . . 90
6.2.3 Corrente total de excita¸c˜ao . . . 91
6.2.4 Corrente de inrush . . . . 91
6.3 Esquemas de prote¸c˜ao de transformadores de potˆencia . . . 95
6.3.1 Tipos de falhas em transformadores de potˆencia . . . 95
6.3.2 Detec¸c˜ao el´etrica das faltas . . . 95
6.3.3 Detec¸c˜ao mecˆanica das faltas . . . 106
6.3.4 Rel´es t´ermicos . . . 106
7 Prote¸c˜ao de geradores s´ıncronos 108 7.1 Tipos de defeitos . . . 108
7.2 Tipos de esquemas de prote¸c˜ao . . . 108
7.2.1 Prote¸c˜ao diferencial do gerador . . . 109
7.2.2 Prote¸c˜ao diferencial do conjunto gerador-transformador . . . 109
7.2.3 Prote¸c˜ao contra terra-enrolamentos do estator . . . 110
7.2.4 Prote¸c˜ao contra curto-circuito entre espiras dos enrolamentos do estator . . . 113
7.2.5 Prote¸c˜ao contra terra-enrolamento do rotor . . . 114
7.2.6 Prote¸c˜ao contra correntes desequilibradas . . . 115
7.2.7 Prote¸c˜ao contra sobreaquecimentos . . . 116
7.2.8 Prote¸c˜ao contra motoriza¸c˜ao . . . 118
7.2.9 Prote¸c˜ao contra perda de excita¸c˜ao . . . 118
7.2.10 Prote¸c˜ao contra sobretens˜oes . . . 119
7.2.11 Prote¸c˜ao contra sobrevelocidades . . . 120
8 Prote¸c˜ao de redes de distribui¸c˜ao 122
8.1 Correntes de curtos-circuitos . . . 122
8.2 Corrente de inrush . . . 122
8.3 Equipamentos de prote¸c˜ao . . . 122
8.3.1 Chave fus´ıvel/elo fus´ıvel . . . 123
8.3.2 Disjuntor/rel´e . . . 125
8.3.3 Religador autom´atico . . . 127
8.3.4 Seccionador . . . 129
8.4 Prote¸c˜ao de transformadores de distribui¸c˜ao . . . 131
8.4.1 Elos fus´ıveis padronizados . . . 131
8.4.2 Curtos-circuitos no lado y e correntes no lado ∆ . . . 132
8.4.3 Caso-exemplo . . . 137
Lista de Figuras
1 Estados de opera¸c˜ao . . . 2
2 Expectativa de vida dos rel´es de prote¸c˜ao. . . 5
3 Evolu¸c˜ao dos rel´es. . . 5
4 Tens˜oes e correntes durante os curtos-circuitos . . . 6
5 Sistema n˜ao aterrado . . . 7
6 Curto-circuito monof´asico num sistema n˜ao aterrado . . . 8
7 Curto-circuito monof´asico num sistema efetivamente aterrado . . . 8
8 Curva sobrecarga no transformador de potˆencia . . . 10
9 Curva de sobreexcita¸c˜ao de transformador de potˆencia . . . 11
10 Sistema radial . . . 11
11 Sistema em anel . . . 12
12 Arranjos de barras . . . 13
13 Sistema de prote¸c˜ao . . . 17
14 Diagrama unifilar . . . 18
15 Diagrama trifilar de um sistema de prote¸c˜ao . . . 18
16 Circuito equivalente do TC . . . 22
17 Diagrama fasorial do TC . . . 22
18 Caracter´ısticas de magnetiza¸c˜ao de um TC t´ıpico . . . 24
19 Transformador de Potencial Capacitivo . . . 27
20 Circuito Equivalente aproximado de um TPC . . . 27
21 Circuito Equivalente reduzido de um TPC . . . 28
22 Confiabilidade do sistema de prote¸c˜ao . . . 29
23 Zonas de prote¸c˜ao . . . 30
24 Tempos de opera¸c˜ao de um sistema de prote¸c˜ao . . . 32
25 Prote¸c˜ao de sobrecorrente de um motor . . . 33
26 Caracter´ıstica de um rel´e detector de n´ıvel . . . 34
27 Rel´e compara¸c˜ao de m,agnitudes para duas linhas paralelas . . . 35
28 Princ´ıpio da compara¸c˜ao diferencial . . . 35
29 Compara¸c˜ao de fase para faltas numa linha . . . 36
30 Rel´e de distˆancia . . . 36
31 Caracter´ısticas de opera¸c˜ao dos rel´es de distˆancia . . . 37
32 Comprimento da linha . . . 40
33 Sistema de distribui¸c˜ao . . . 42
34 Curva caracter´ıstica de um fus´ıvel . . . 43
35 Esquema de prote¸c˜ao de sobrecorrente . . . 44
36 Diagrama unifilar . . . 46
37 Coordena¸c˜ao entre as unidades temporizadas de Rg e Rr . . . . 47
38 Coordena¸c˜ao entre os rel´es de fase . . . 48
39 Coordena¸c˜ao entre os rel´es de terra . . . 49
40 Caracter´ıstica de opera¸c˜ao . . . 50
41 Diagrama de liga¸c˜ao 900 . . . 51
42 Diagrama fasorial . . . 51
43 Caracter´ıstica de opera¸c˜ao . . . 52
44 Diagrama de liga¸c˜ao . . . 53
45 Impedˆancia vista por um rel´e de distˆancia . . . 54
46 Diagrama de blocos . . . 55
47 Sistema simplificado . . . 56
48 Circuito de sequˆencia positiva para um curto-circuito trif´asico . . . 57
49 Circuitos de sequˆencias positiva e negativa para um curto-circuito bif´asico . 58 50 Circuitos de sequˆencias positiva, negativa e zero para um curto-circuito monof´asico . . . 61
51 Conex˜oes do rel´e de distˆancia com TC’s em delta . . . 66
52 Conex˜oes do rel´e de distˆancia com TC’s em estrela . . . 67
53 Conex˜oes do rel´e de distˆancia terra . . . 72
54 Linhas paralelas com acoplamentos m´utuos . . . 73
55 Caracter´ısticas das zonas de opera¸c˜ao . . . 74
56 Caracter´ıstica da unidade ohm . . . . 75
57 Caracter´ıstica da unidade retˆancia . . . . 76
58 Caracter´ıstica da unidade mho . . . 77
59 Caracter´ıstica da unidade impedˆancia . . . 78
60 Efeito do infeed nos ajustes das zonas dos rel´es de distˆancia . . . 79
61 Alcance das zonas . . . 80
62 Alcance das zonas no diagrama R-X . . . 81
63 Diagrama esquem´atico de corrente cont´ınua . . . 82
64 Areas n˜´ ao protegidas pelas 1as zonas . . . . 83
65 OPLAT . . . 84
66 Esquema compara¸c˜ao direcional com bloqueio . . . 85
67 Esquema transferˆencia de disparo permissivo de sobrealcance . . . 86
68 Tens˜ao aplicada e fluxo na condi¸c˜ao de regime . . . 89
69 M´etodo gr´afico para determina¸c˜ao da corrente de magnetiza¸c˜ao . . . 90
70 Fluxos no transformador durante condi¸c˜oes transit´orias . . . 93
71 M´etodo gr´afico para determina¸c˜ao da corrente de inrush . . . . 94
72 Corrente de inrush t´ıpica de um transformador . . . . 94
73 Esquema simplificado do rel´e diferencial . . . 97
74 Curto-circuito externo . . . 97
75 Curto-circuito interno . . . 97
76 Rel´e diferencial-percentual . . . 98
77 Inclina¸c˜oes caracter´ısticas . . . 99
78 Rel´e diferencial com circuito para desensibilizar a opera¸c˜ao . . . 99
79 Rel´e diferencial percentual com restri¸c˜ao por harmˆonicas . . . 100
80 Liga¸c˜oes corretas dos TCs . . . 102
81 Liga¸c˜oes incorretas dos TCs . . . 102
82 Curto-circuito fase-terra interno . . . 103
83 Curto-circuito fase-terra externo . . . 104
84 Curto-circuito fase-terra externo considerando TCs com liga¸c˜oes incorretas 104 85 Prote¸c˜ao diferencial do gerador . . . 110
86 Gerador aterrado atrav´es de um transformador de distribui¸c˜ao . . . 111
87 Prote¸c˜ao de fase-dividida . . . 114
88 Detector de terra-enrolamento do rotor . . . 115
89 Detector de temperatura . . . 117
90 Trajet´orias das impedˆancias equivalentes e caracter´ıstica do rel´e perda de excita¸c˜ao . . . 120
91 Prote¸c˜oes do grupo gerador/transformador . . . 121
92 Curto-circuito trif´asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . . 135
93 Curto-circuito bif´asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . 135
94 Curto-circuito monof´asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . 136
95 Sistema de distribui¸c˜ao secund´aria . . . 137
96 Curto-circuito monof´asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . 138
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 1
1
Sistema el´
etrico de potˆ
encia
1.1
Introdu¸
c˜
ao
Ser´a que algu´em, olhando para a lˆampada acesa no teto de seu quarto, j´a teve a curiosidade de questionar de onde vem a energia el´etrica que ilumina o ambiente? Provavelmente que sim. Se esta pergunta fosse feita h´a cerca de 80 anos atr´as a resposta seria diferente da de hoje. Naquela ´epoca pod´ıamos afirmar categoricamente que a energia el´etrica provinha de uma determinada usina, pois, o sistema el´etrico operava isoladamente, isto ´e, o que a usina gerava era transportada diretamente para o centro consumidor. Hoje, esta resposta n˜ao teria sentido, pois a necessidade de grandes “blocos” de energia e de maior confiabilidade fez com que as unidades separadas se interligassem formando uma ´unica rede el´etrica, o sistema interligado.
Um sistema interligado, apesar de maior complexidade na sua opera¸c˜ao e no seu plane-jamento, al´em da possibilidade da propaga¸c˜ao de perturba¸c˜oes localizadas por toda a rede, traz muitas vantagens que suplantam os problemas, tais como: maior n´umero de unidades geradoras, necessidade de menor capacidade de reserva para as emergˆencias, intercˆambio de energia entre regi˜oes de diferentes sazonalidades, etc. Esta pr´atica ´e adotada mundi-almente e especificamente no Brasil iniciou-se no final da d´ecada de 50. Atumundi-almente no Brasil existem dois grandes sistemas interligados: o sistema da regi˜ao Sul/Sudeste/Centro-oeste e o sistema da regi˜ao Norte/Nordeste. Estas duas regi˜oes est˜ao interligadas por uma linha de transmiss˜ao de 500 kV com capacidade para transportar cerca de 1000 MW. A filosofia b´asica de opera¸c˜ao desta interliga¸c˜ao ´e a de produzir o m´aximo de energia no sis-tema Norte/Nordeste durante o per´ıodo marcante de cheias naquela regi˜ao (especialemte no Norte, em Tucuru´ı) e exportar para o Sudeste, onde est˜ao localizados os grandes re-servat´orios do pa´ıs, acumulando ´agua. Nos per´ıodos secos, o fluxo se inverte. O “linh˜ao”, com comprimento de 1270 km parte de uma subesta¸c˜ao em Imperatriz, no Maranh˜ao, atravessando todo o estado de Tocantins e chega em Bras´ılia. A finalidade de um sistema de potˆencia ´e distribuir energia el´etrica para uma multiplicidade de pontos, para diversas aplica¸c˜oes. Tal sistema deve ser projetado e operado para entregar esta energia obede-cendo dois requisitos b´asicos: qualidade e economia, que apesar de serem relativamente antagˆonicos ´e poss´ıvel concili´a-los, utilizando conhecimentos t´ecnicos e bom senso.
A garantia de fornecimento da energia el´etrica pode ser aumentada melhorando o projeto prevendo uma margem de capacidade de reserva e planejando circuitos alterna-tivos para o suprimento. A subdivis˜ao do sistema em zonas, cada uma controlada por um conjunto de equipamentos de chaveamento, em associa¸c˜ao com sistema de prote¸c˜ao e configura¸c˜oes de barramentos que permitam alternativas de manobras, proporcionam flexibilidade operativa e garantem a minimiza¸c˜ao das interrup¸c˜oes.
Um sistema de potˆencia requer grandes investimentos de longa matura¸c˜ao. Al´em disso, a sua opera¸c˜ao e o a sua manuten¸c˜ao requer um elevado custeio. Para maximizar o retorno destes gastos necess´ario oper´a-lo dentro dos limites m´aximos admiss´ıveis.
Uma das ocorrˆencias com maior impacto no fornecimento da energia el´etrica ´e o curto-circuito (ou falta) nos componentes do sistema, que imp˜oe mudan¸cas bruscas e violentas na opera¸c˜ao normal. O fluxo de uma elevada potˆencia com uma libera¸c˜ao localizada
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 2 de uma consider´avel quantidade de energia pode provocar danos de grande monta nas instala¸c˜oes el´etricas, particularmente nos enrolamentos dos geradores e transformadores. O risco da ocorrˆencia de uma falta considerando-se um componente isoladamente pequeno, entretanto, globalmente pode ser bastante elevado, aumentando tamb´em a repercuss˜ao numa ´area consider´avel do sistema, podendo causar o que comumente ´e conhecido como
blackout. SEGURO INSEGURO EMERGÊNCIA RECUPERAÇÃO NORMAL Controle de emergência Controle preventivo Controle de recuparação
Transições resultantes de contingências Transições resultantes de ações de controle
Figura 1: Estados de opera¸c˜ao
A Figura 1 mostra o que se denomina estados de opera¸c˜ao. Um sistema el´etrico de potˆencia comumente opera no seu estado normal-seguro. Algumas conting6encias simples podem levar o sistema a operar numa regi˜ao insegura, entretanto, controles preventivos adequados traz novamente `a regi˜ao segura com certa tranquilidade. S˜ao relativamente raras as ocorrˆencias que levam o sistema ao estado de emergˆencia, geralmente causadas por contingˆencias m´ultiplas graves. Neste estado, o sistema sofre um colapso que pode afetar uma grande parte do sistema interligado, necessitando de controles de emergˆencia e de recupera¸c˜ao pelas a¸c˜oes integradas dos Centros de Controle das empresas afetadas, para recompor o sistema.
1.2
Dimens˜
ao do problema
O gerenciamento de um sistema el´etrico de potˆencia deve cobrir eventos com intervalo de tempo extremamente diversificado, desde v´arios anos para planejamentos, at´e
micros-1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 3
Equipamentos Qtde
Terminais de linhas (138 kV a 750 kV) 2461
Grupos geradores 319
Transformadores de potˆencia 714
Barramentos 872
Reatores 244
Banco de capacitores 116
Compensadores s´ıncronos 59
Compensadores est´aticos 13
Tabela 1: Equipamentos instalados no sistema interligado brasileiro at´e 1994 segundos para transit´orios ultra-r´apidos . Os eventos mais r´apidos s˜ao monitorados e controlados localmente (por exemplo, rel´es de prote¸c˜ao) enquanto que a dinˆamica mais lenta dos sistemas (regime quase-estacion´ario) ´e controlada de forma centralizada (por exemplo, centros de controle).
As estrat´egias de expans˜ao e opera¸c˜ao de um sistema el´etrico s˜ao organizadas hierar-quicamente conforme ilustrado a seguir:
Planejamentos de Recursos e Equipamentos:
• planejamento da gera¸c˜ao : 20 anos
• planejamento da transmiss˜ao e distribui¸c˜ao : 5 a 15 anos
Planejamento de Opera¸c˜ao:
• programa¸c˜ao da gera¸c˜ao e manuten¸c˜ao : 2 a 5 anos
Opera¸c˜ao em Tempo Real:
• planejamento da gera¸c˜ao : 8 horas a 1 semana • despacho : continuamente
• prote¸c˜ao autom´atica : fra¸c˜ao de segundos
Dados de 1994 mostram que o sistema interligado brasileiro possui os seguintes equi-pamentos de transmiss˜ao e gera¸c˜ao de grande porte, mostrados na Tabela 1.
A Tabela 2 mostra que estes componentes sofreraram desligamentos for¸cados causados por v´arios tipos de ocorrˆencias.
As linhas de transmiss˜ao s˜ao os componentes que mais sofrem desligamentos for¸cados. Logicamente isto era de se esperar, pois, perfazendo um total de mais de 86.600 km, elas percorrem vastas regi˜oes e est˜ao sujeitos a todos os tipos de perturba¸c˜oes naturais, ambientais e operacionais. Assim sendo, este tipo de componente necessita ser protegido por um sistema de rel´es de prote¸c˜ao eficiente e de atua¸c˜ao ultra-r´apida, os denominados
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 4
Equipamentos Qtde %
Linhas de transmiss˜ao 4380 67,54
Grupos geradores 678 10,45
Transformadores de potˆencia 502 7,74
Barramentos 93 1,43
Reatores 62 0,96
Banco de capacitores 612 9,43
Compensadores s´ıncronos 118 1,82 Compensadores est´aticos 40 0,62
Tabela 2: Desligamentos for¸cados em 1994
Tipo Qtde
Eletromecˆanico 3281 Est´atico 1409
Digital 10
Tabela 3: Rel´es de distˆancia utilizados no sistema interligado brasileiro at´e 1994 rel´es de distˆancia. As linhas de transmiss˜ao do sistema interligado brasileiro s˜ao protegidas pelos rel´es de distˆancia, conforme os tipos construtivos mostrados na Tabela 3.
Os rel´es de prote¸c˜ao foram os primeiros automatismos utilizados em sistemas el´etricos de potˆencia. At´e a d´ecada de 70 os rel´es de concep¸c˜ao eletromecˆanica dominaram ampla-mente o mercado.
Os primeiros rel´es de prote¸c˜ao de concep¸c˜ao eletrˆonica foram introduzidos no final da d´ecada de 50. O desenvolvimento desses rel´es utilizando componentes discretos cresceu durante a d´ecada de 60, tendo como objetivo melhorar a exatid˜ao, a velocidade e o de-sempenho global. Entretanto, devido a excessiva quantidade de componentes, al´em da sua suceptibilidade `a varia¸c˜ao das condi¸c˜oes ambientais, seu desempenho n˜ao era superi-or aos equivalentes eletromecˆanicos. A consolida¸c˜ao deste tipo de rel´es s´o veio a ocorrer na d´ecada seguinte quando da utiliza¸c˜ao de circuitos integrados, devido a diminui¸c˜ao de componentes e conseq¨uentemente das conex˜oes associadas. O surgimento de componentes altamente integrados e a sua utiliza¸c˜ao na constru¸c˜ao de rel´es de prote¸c˜ao permitiu au-mentar a gama de fun¸c˜oes: por exemplo, a inclus˜ao da capacidade de detec¸c˜ao de falhas evitando a opera¸c˜ao incorreta do rel´e.
O desenvolvimento de microprocessadores com mem´orias de alta velocidade levaram a um r´apido crescimento de computadores pessoais durante a d´ecada de 80. Essas novas tecnologias foram tamb´em utilizadas para o desenvolvimento de rel´es de prote¸c˜ao - os denominados rel´es digitais. A evolu¸c˜ao r´apida dos rel´es eletrˆonicos redundou em duas mudan¸cas importantes na ´area de prote¸c˜ao. A primeira, o tempo que vai da concep¸c˜ao `
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 5 1940 1950 1960 1970 1980 1990 35 30 25 20 15 10 5 Década
Anos para Obsolescência
Figura 2: Expectativa de vida dos rel´es de prote¸c˜ao.
a expectativa de vida de em m´edia 30 anos, com tecnologia eletromecˆanica tradicional, para aproximadamente 5 anos, com tecnologia digital.
A segunda mudan¸ca se refere `a necessidade de softwares para sistemas de prote¸c˜ao digital. A Figura 2 mostra a compara¸c˜ao dos rel´es de prote¸c˜ao no que concerne `as tecno-logias.
1970 1980 1990
Analógico Híbrido A/D Digital Software Hardware 0 100 80 60 40 20 % Conteúdo
Figura 3: Evolu¸c˜ao dos rel´es.
Apesar do n´umero de rel´es digitais instalados no sistema el´etrico brasileiro ser ainda bastante reduzido espera-se um r´apido crescimento devido a duas raz˜oes principais: a. atualmente o mercado oferece maiores facilidades na aquisi¸c˜ao de rel´es do tipo digital,
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 6 b. os rel´es tipos eletromecˆanico e est´atico, em virtude de muitos deles j´a estarem no fim
de suas vidas ´uteis, fatalmente ser˜ao substituidos pelos rel´es digitais.
1.3
Curtos-circuitos
Um sistema el´etrico est´a constantemente sujeito a ocorrˆencias que causam dist´urbios no seu estado normal. Estas perturba¸c˜oes alteram as grandezas el´etricas (corrente, tens˜ao, frequˆencia), muitas vezes provocando viola¸c˜oes nas restri¸c˜oes operativas. Nestes casos s˜ao necess´arios a¸c˜oes preventivas e/ou corretivas para sanar ou limitar as consequˆencias desses dist´urbios.
As perturba¸c˜oes mais comum e tamb´em as mais severas s˜ao os curtos-circuitos, que ocorrem em decorrˆencia da ruptura da isola¸c˜ao entre as fases ou entre a fase e terra. A magnitude da corrente de curto-circuito depende de v´arios fatores, tais como: tipo de curto-circuito, capacidade do sistema de gera¸c˜ao, topologia da rede el´etrica, tipo de aterramento do neutro dos equipamentos, etc.
• Tipos de curtos-circuitos
Para assegurar uma prote¸c˜ao adequada, o comportamento das tens˜oes e correntes durante o curto-circuito deve ser claramente conhecido. Os diagramas fasoriais dos tipos de curto-circuito s˜ao mostrados na Figura 4.
Va Vc Ia Vb Va Vb Vc Ic Ib Vc Ia Ib Va Ic φ Va Ia Ic Ic Vb Vb Vc Ib
Condição normal Curto-circuito trifásico
φ
Curto-circuito bifásico Curto-circuito monofásico
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 7
• Caracter´ısticas dos curtos-circuitos
O ˆangulo de fator de potˆencia de curto-circuito n˜ao depende mais da carga, mas da impedˆancia equivalente “vista” a partir do ponto em que ocorreu o curto-circuito.
• Sistemas de aterramento
O sistema de aterramento afeta significativamente tanto a magnitude como o ˆangulo de da corrente de curto-circuito `a terra. Existem trˆes tipos de aterramento:
– sistema n˜ao aterrado (neutro isolado) – sistema aterrado por impedˆancias – sistema efetivamente aterrado
No sistema n˜ao aterrado existe um acoplamento `a terra atrav´es da capacitˆancia
shunt natural. Num sistema sim´etrico, onde as trˆes capacitˆancias `a terra s˜ao iguais, o neutro (n) fica no plano terra (g), e se a fase a, por exemplo, for aterrada, o triˆangulo se deslocar´a conforme mostrado na Figura 5.
plano terra Va Vb Vc g=n Vag = 0 Vbg Vcg n g=a
Figura 5: Sistema n˜ao aterrado
A Figura 6 mostra um curto-circuito s´olido entre a fase a e terra num sistema n˜ao aterrado e o diagrama fasorial correspondente.
Num sistema efetivamente aterrado um curto-circuito s´olido entre a fase a e terra se comporta como mostra a Figura 7.
Observando-se os dois casos conclui-se que as magnitudes das fases s˜as, quando da ocorrˆencia de um curto-circuito monof´asico, dependem do sistema de aterramento, variando de 1,0 pu a 1,73 pu.
. Vantagens e desvantagens do sistema n˜ao aterrado
– a corrente de curto-circuito para a terra ´e despres´ıvel e se auto-extingue na maioria dos casos, sem causar interrup¸c˜ao no fornecimento de energia el´etrica.
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 8 Vbg Vcg Ia Ic Ib (b) Va Vb Vc Ic Ib Ia g (a)
Figura 6: Curto-circuito monof´asico num sistema n˜ao aterrado
Vbg Vcg plano terra Va Vb Vc g=n g=a Vag = 0
Figura 7: Curto-circuito monof´asico num sistema efetivamente aterrado
– ´e extremamente dif´ıcil detectar o local do defeito
– as sobretens˜oes sustentadas s˜ao elevadas, o que imp˜oe o uso de para-raios com tens˜ao fase-fase
– o ajuste dos rel´es de terra e a obten¸c˜ao de uma boa seletividade s˜ao tarefas bastante dif´ıceis
. Vantagens e desvantagens do sistema efetivamente aterrado
– a corrente de curto-circuito para terra ´e elevada e o desligamento do cir-cuito afetado ´e sempre necess´ario
– consegue-se obter excelente sensibilidade e seletividade nos rel´es de terra – as sobretens˜oes sustentadas s˜ao reduzidas, o que permite o uso de
para-raios com tens˜ao menor
1.3.1 As consequˆencias dos curtos-circuitos
Quando ocorre um curto-circuito, a f em da fonte (gerador) ´e curto-circuitada atrav´es de uma impedˆancia relativemente baixa (impedˆancias do gerador, transformador e trecho da
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 9 linha, por exemplo), o que provoca um fluxo de valor elevado, conhecido como corrente de curto-circuito.
Portanto, um curto-circuito se caracteriza por uma eleva¸c˜ao abrupta das correntes, de valores extremamente elevados, acompanhada de quedas consider´aveis das tens˜oes, trazendo consequencias extremamente danosas ao sistema de potˆencia.
a. A corrente de curto-circuito, de acordo com a lei de Joule, provoca a dissipa¸c˜ao de potˆencia na parte resistiva do circuito. O aquecimento pode ser quantificado por
kIcc2rt. No ponto da falta este aquecimento e o formato do arco podem provocar
uma destrui¸c˜ao que pode ser de grande monta, dependendo de Icc e de t. Portanto,
para uma dada corrente de curto-circuito, o tempo t deve ser menor poss´ıvel para reduzir os danos.
b. A queda de tens˜ao no momento de um curto-circuito provoca graves transtornos aos consumidores. O torque dos motores ´e proporcional ao quadrado da tens˜ao, portan-to, no momento de um curto-circuito o funcionamento destes equipamentos pode ser seriamente comprometido. Cargas como sistemas de ilunina¸c˜ao, sistemas com-putacionais e sistemas de controle em geral s˜ao particularmente sens´ıveis a`as quedas de tens˜ao.
c. Outra grave consequˆencia de uma queda abrupta da tens˜ao ´e o dist´urbio que ela provoca na estabilidade da opera¸c˜ao paralela de geradores. Isto pode causar a desagrega¸c˜ao do sistema e a interrup¸c˜ao de fornecimento para os consumidores. Na condi¸c˜ao de opera¸c˜ao normal o torque mecˆanico da turbina ´e equilibrada pelo anti-torque produzido pela carga el´etrica do gerador; como resultado, a velocidade de rota¸c˜ao de todos os geradores ´e constante e igual a uma velocidade s´ıncrona. A causa de tal desagrega¸c˜ao pode ser explicada pelos seguintes fatos: quando um curto-circuito ocorre na proximidade de uma barra de gera¸c˜ao, a sua tens˜ao atingir´a valor pr´oximo de zero e como consequˆencia, a carga el´etrica e o anti-torque do gerador se anular˜ao. No mesmo instante, a quantidade da ´agua (ou vapor) admitida na turbina continua sendo a mesma e seu torque continua invariante. Isso provocar´a o aumento da velocidade do turbogerador, pois a resposta do regulador de velocidade da turbina ´e lenta e incapaz de evitar a sua acelera¸c˜ao nos instantes iniciais.
Outro fato relevante ´e que mudan¸cas r´apidas na configura¸c˜ao do sistema el´etrico, provocadas pelo desequil´ıbrio entre a gera¸c˜ao e a carga, ap´os a retirada do circuito sob falta, podem causar sub ou sobretens˜oes, sub ou sobrefrequˆencias, ou ainda sobrecargas. Isto pode provocar algumas condi¸c˜oes anormais de opera¸c˜ao.
1.3.2 Condi¸c˜oes anormais de opera¸c˜ao
a. Sobrecarga em equipamentos: ´e causada pela passagem de um fluxo de corrente acima do valor nominal. A corrente nominal ´e a m´axima corrente permiss´ıvel para um dado equipamento continuamente. A sobrecarga frequente em equipamentos acelera a deteriora¸c˜ao da isola¸c˜ao, causando curtos-circuitos. A Figura 8 mostra o
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 10 tempo m´aximo admiss´ıvel para cargas de curta dura¸c˜ao ap´os o regime a plena carga do transformador de potˆencia.
2,0 5,0 10 20 50 1,0 2,0 5,0 10 20 50 100 200 500 1000 2000
Multiplo da corrente nominal com resfriamento natural 100
Tempo (segundo)
Figura 8: Curva sobrecarga no transformador de potˆencia
b. Subfrequˆencia e sobrefrequˆencia: s˜ao causadas pelo s´ubito desequil´ıbrio significa-tivo entre a gera¸c˜ao e a carga.
c. Sobretens˜ao: ´e provocada pela s´ubita retirada da carga. Neste caso, os geradores (hidrogeradores em especial) disparam as tens˜oes nos seus terminais podem atingir valores elevados que podem comprometer as isola¸c˜oes dos enrolamentos. Em siste-mas de extra-alta tens˜ao a sobretens˜ao pode surgir atrav´es do efeito capacitivo das linhas de transmiss˜ao. A Figura 9 mostra a curva de sobreexcita¸c˜ao permiss´ıvel de transformadores de potˆencia.
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 11 0,1 0,2 0,5 1,0 2 5 10 20 50 110 115 120 125 130 135 140 145 Tempo (minutos) Tensao (%)
Figura 9: Curva de sobreexcita¸c˜ao de transformador de potˆencia
1.4
Configura¸
c˜
ao do sistema el´
etrico
A maneira como os componentes el´etricos est˜ao conectados juntos e o layout da rede el´etrica tˆem uma influˆencia muito grande nos rel´es de prote¸c˜ao.
1.4.1 sistema radial
Um sistema radial, como mostra a Figura 10 ´e um arranjo que possui uma ´unica fonte alimentando m´ultiplas cargas e ´e geralmente associada a um sistema de distribui¸c˜ao.
11,9 kV
Figura 10: Sistema radial
A constru¸c˜ao de tal sistema ´e relativamente econˆomico, mas do ponto de vista da confiabilidade deixa muito a desejar, pois a perda da fonte acarreta a falta de energia el´etrica para todos os consumidores. Do ponto de vista do sistema de prote¸c˜ao, um
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 12 sistema radial apresenta uma complexidade menor, pois a corrente de curto-circuito flui sempre na mesma dire¸c˜ao, isto ´e, da fonte para o local da falta. Desde que nos sistemas radiais, os geradores est˜ao eletricamente distantes, as correntes de curtos-circuitos n˜ao variam muito com as mudan¸cas nas capacidades geradoras.
1.4.2 sistema em anel
A Figura 11 mostra um exemplo de um sistema em anel. Normalmente, esta configura¸c˜ao ´e utilizada para sistemas de transmiss˜ao onde as linhas e as fontes interligadas fornecem uma flexibilidade maior.
Figura 11: Sistema em anel
A dire¸c˜ao dos fluxos das correntes de curtos-circuitos ´e impreviz´ıvel. Al´em disso, as magnitudes dessas correntes variam numa faixa muito grande com a mudan¸ca na confi-gura¸c˜ao do sistema e da capacidade de gera¸c˜ao no momento da falta.
1.4.3 Arranjos de barras
As subesta¸c˜oes devem apresentar arranjos de barras que facilitem os servi¸cos de opera¸c˜ao, durante as manuten¸c˜oes preventivas e corretivas dos equipamentos e durante situa¸c˜oes emergenciais. Esta flexibilidade nas manobras repercute decisivamente na confiabilidade de servi¸cos e minimiza¸c˜ao da interrup¸c˜ao de energia el´etrica.
A Figura 12 mostra os arranjos t´ıpicos de barras. Arranjo (a)
-´
E constitu´ıdo de barra simples e apresenta as seguintes desvantagens:
• n˜ao permite o isolamento de qualquer disjuntor, barra ou trecho de barra sem
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 13 (b) (e) (d) (c) (a) (f)
Figura 12: Arranjos de barras
• n˜ao apresenta qualquer flexibilidade operativa;
• n˜ao apresenta qualquer confiabilidade para o sistema durante a manuten¸c˜ao na
subesta¸ca˜ao.
Variante deste arranjo:
• n˜ao possui seccionamento de barra, piorando ainda mais os parcos recursos
opera-tivos. Arranjo (b)
-´
E constitu´ıdo de barra dupla, sendo uma de opera¸c˜ao e outra de transferˆencia, por´em com a opera¸c˜ao normal limitada a uma ´unica barra.
Vantagem:
• permite o isolamento de qualquer disjuntor sem a interrup¸c˜ao de servi¸co.
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 14
• n˜ao permite o isolamento da barra de opera¸c˜ao sem interrup¸c˜ao de servi¸co; • restringe a opera¸c˜ao normal a uma ´unica barra;
• apresenta pouca flexibilidade operativa;
• apresenta pouca confiabilidade por ocasi˜ao de impedimentos para a manuten¸c˜ao.
Arranjo (c) -´
E constitu´ıdo de barra dupla de opera¸c˜ao. Vantagens:
• permite o isolamento da barra ou trecho de barra sem interrup¸c˜ao de servi¸co; • permite que a opera¸c˜ao normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras; • apresenta boa flexibilidade operativa;
• apresenta boa confiabilidade para o sistema, por ocasi˜ao de impedimentos para a
manuten¸c˜ao. Desvantagens:
• n˜ao permite o isolamento de qualquer disjuntor sem interrup¸c˜ao de servi¸co;
• quando apresenta superposi¸c˜ao f´ısica de barras, reduz substancialmente a
confiabi-lidade do sistema por ocasi˜ao de certos servi¸cos de manuten¸c˜ao na barra superior. Arranjo (d)
-´
E constitu´ıdo de trˆes barras, sendo duas de opera¸c˜ao e uma de transferˆencia . Vantagens:
• permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup¸c˜ao de servi¸co;
• permite que a opera¸c˜ao normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras
de opera¸c˜ao;
• apresenta ´otima flexibilidade operativa;
• apresenta ´otima confiabilidade para o sistema, por ocasi˜ao de impedimentos para a
manuten¸c˜ao.
Variante deste arranjo:
• apresenta as barras de opera¸c˜ao com seccionamento, portanto, introduz uma
1 SISTEMA EL ´ETRICO DE POT ˆENCIA 15 Arranjo (e)
-´
E constitu´ıdo de barra dupla de opera¸c˜ao, podendo qualquer uma delas ser usada como barra detransferˆencia .
Vantagens:
• permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup¸c˜ao de servi¸co;
• permite que a opera¸c˜ao normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras
de opera¸c˜ao;
• apresenta boa flexibilidade operativa;
• apresenta boa confiabilidade para o sistema, por ocasi˜ao de impedimentos para a
manuten¸c˜ao. Desvantagens:
• quando apresenta superposi¸c˜ao f´ısica de barras, reduz substancialmente a
confiabi-lidade do sistema por ocasi˜ao de certos servi¸cos de manuten¸c˜ao na barra superior;
• n˜ao possui seccionamento de barras.
Arranjo (f ) -´
E constitu´ıdo de barra dupla, sendo ambas de opera¸c˜ao, com a peculiaridade de possuir um disjuntor e meio para cada equipamento.
Vantagens:
• permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup¸c˜ao de servi¸co;
• permite as manobras para a transferˆencia de barra sejam feitas atrav´es de
disjunto-res;
• permite minimizar os riscos de opera¸c˜ao incorreta de seccionadoras, devido n˜ao
somente ao pr´oprio arranjo, mas tamb´em ao esquema relativamente simples de in-tertravamento entre seccionadoras e disjuntores;
• apresenta ´otima flexibilidade operativa;
• apresenta boa confiabilidade para o sistema, por ocasi˜ao de impedimentos para a
manuten¸c˜ao. Desvantagens:
• com o disjuntor fora de servi¸co, a opera¸c˜ao autom´atica do disjuntor adjacente poder´a
causar uma interrup¸c˜ao desnecess´aria do circuito;
• a opera¸c˜ao incorreta de disjuntores, poder´a afetar equipamentos adjacentes e em
casos extremos, separar o sistema da subesta¸c˜ao;
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 16
2
Princ´ıpios b´
asicos de prote¸
c˜
ao de sistema el´
etrico
2.1
Introdu¸
c˜
ao
Para se entender a fun¸c˜ao do sistemas de rel´es de prote¸c˜ao, deve-se estar familiarizado com a natureza e modos de opera¸c˜ao de um sistema el´etrico de potˆencia. A energia el´etrica ´e um dos recursos fundamentais da sociedade moderna que est´a dispon´ıvel a qualquer momento, na tens˜ao e frequˆencia corretas e na quantidade exata que o consumidor neces-sita. Este desempenho not´avel ´e alcan¸cado atrav´es de planejamento, projeto, constru¸c˜ao e opera¸c˜ao cuidadosos de uma complexa rede el´etrica composta por geradores, transfor-madores, linhas de transmiss˜ao e de distribui¸c˜ao e outros equipamentos auxiliares. Para um consumidor, o sistema el´etrico parece comportar-se sempre em estado permanente: imperturb´avel, constante e capacidade inesgot´avel. Entretanto, o sistema de potˆencia est´a sujeito a constantes dist´urbios criadas pelas varia¸c˜oes aleat´orias das cargas, pelas faltas ori´undas de causas naturais, e em alguns casos como resultados de falhas de equipamentos ou humanas. Apesar destas constantes perturba¸c˜oes o sistema el´etrico se mant´em num estado quase permanente gra¸cas a dois fatores b´asicos: o tamanho das cargas ou geradores individuais ´e muito pequena em rela¸c˜ao ao tamanho do sistema e a a¸c˜ao r´apida e correta dos equipamentos de prote¸c˜ao quando da ocorrencias de perturba¸c˜oes .
Um sistema de prote¸c˜ao detecta uma condi¸c˜ao anormal de um sistema de potˆencia e inicia uma a¸c˜ao corretiva t˜ao rapidamente quanto poss´ıvel para que o sistema de potˆencia n˜ao seja levado para fora do seu estado normal. A rapidez de resposta ´e um elemento essencial de um sistema de prote¸c˜ao - tempo da ordem de uns poucos milissegundos s˜ao requeridos frequentemente. A atua¸c˜ao de um sistema de prote¸c˜ao deve ser autom´atica, r´apida e restringir ao m´ınimo a regi˜ao afetada. Em geral, rel´e de prote¸c˜ao n˜ao evita danos nos equipamentos: ele opera ap´os a ocˆorrencia de algum tipo de dist´urbio que j´a pode ter provocado algum dano. As suas fun¸c˜oes, portanto, s˜ao: limitar os danos, minimizar o perigo `as pessoas, reduzir o stress em outros equipamentos e, acima de tudo, manter a integridade e estabilidade do restante do sistema el´etrico, facilitando o restabelecimento.
2.2
Id´
eia b´
asica de um sistema de prote¸
c˜
ao
Os componentes el´etricos de um sistema de potˆencia devem ser protegidos contra os curtos-circuitos ou condi¸c˜oes anormais de opera¸c˜ao, geralmente provocadas pelos pr´oprios curtos-circuitos. Na ocorrˆencia desses eventos ´e necess´ario que a parte atingida seja isolada rapidamente do restante da rede el´etrica para evitar danos materiais e restringir a sua repercu¸c˜ao no sistema. Esta fun¸c˜ao ´e desempenhada pelo sistema de prote¸c˜ao, cuja id´eia b´asica ´e apresentada na Figura 13.
As condi¸c˜oes do sistema de potˆencia s˜ao monitoradas constantemente pelo sistema de medidas anal´ogicas (transformadores de instrumento), que s˜ao os transformadores de corrente (TC’s) e transformadores de potencial (TP’s). As correntes e as tens˜oes transformadas em grandezas secund´arias alimentam um sistema de decis˜oes l´ogicas (rel´e de prote¸c˜ao), que compara o valor medido com o valor previamente ajustado no rel´e. A opera¸c˜ao do rel´e ocorrer´a sempre que valor medido exceder o valor ajustado, atuando sobre
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 17 Disjuntor TC e/ou TP Relé
Sistema
de
Potência
AjusteFigura 13: Sistema de prote¸c˜ao
um disjuntor. Os equipamentos que comp˜oem um sistema de prote¸c˜ao s˜ao itemizados a seguir:
• Transformadores de instrumento
Os transformadores de instrumento s˜ao os redutores de medidas de corrente (TC) e de tens˜ao (TP), que tˆem a fun¸c˜ao de isolar os circuitos dos rel´es da alta tens˜ao, al´em de padronizar os valores secund´arios.
• Rel´e de prote¸c˜ao
O rel´e de prote¸c˜ao ´e um dispositivo que toma decis˜oes, comparando o valor medido com o valor ajustado previamente.
• Disjuntor
O disjuntor ´e um equipamento de alta tens˜ao com capacidade para interromper correntes de curtos-circuitos, isolando a parte sob falta do restante do sistema. Al´em desses equipamentos o sistema de prote¸c˜ao necessita de uma fonte de corrente cont´ınua, fornecida atrav´es da bateria. Deve-se prever uma capacidade em Ah adequada, pois al´em de alimentar o sistema de prote¸c˜ao ela alimenta tamb´em os sistemas de controle e sinaliza¸c˜ao e muitas vezes, a ilumina¸c˜ao de emergˆencia da subesta¸c˜ao ou da usina.
Um diagrama unifilar simplificado, destacando o sistema de prote¸c˜ao ´e mostrado na Figura 14.
A Figura 15 mostra um diagrama trifilar de um sistema de prote¸c˜ao t´ıpico. Trata-se de um esquema com trˆes rel´es de sobrecorrente, com unidades temporizadas (T) e unidades instantˆaneas (I).
A seguir, s˜ao itemizados os passos da atua¸c˜ao deste sistema, ap´os a ocorrˆencia de um curto-circuito.
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 18 TP TC Equipamento Relé + − Disjuntor Bateria
Figura 14: Diagrama unifilar
a BD T T T I I I − + TCs Relés Disjuntor Barra
Figura 15: Diagrama trifilar de um sistema de prote¸c˜ao
b. A eleva¸c˜ao da corrente no secund´ario do TC ´e proporcional ao valor da corrente de curto-circuito.
c. O circuito de corrente do rel´e sente a eleva¸c˜ao da corrente (sobrecorrente).
d. Dependendo do valor da sobrecorrente e dos ajustes no rel´e, opera a unidade tempo-rizada (T) ou a unidade instantˆanea (I), fechando o contato.
e. O fechamento de qualquer um dos contatos energiza, atrav´es da corrente cont´ınua fornecida pela bateria, a bobina de desligamento (BD) do disjuntor.
f. A energiza¸c˜ao da BD provoca a repuls˜ao do n´ucleo de ferro, normalmente em repouso e envolto pela bobina.
d. O movimento abrupto do n´ucleo, provocado pela for¸ca eletromagn´etica, destrava o mecanismo do disjuntor, que abre os seus contatos.
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 19 Deve-se salientar que, qualquer que seja o sistema de prote¸c˜ao, os contatos dos rel´es s˜ao ligados em s´erie com a bobina de desligamento do disjuntor. Al´em disso, um contato “a” do disjuntor ´e tamb´em introduzido no circuito. A posi¸c˜ao deste contato acompanha a posi¸c˜ao dos contatos principais do disjuntor, isto ´e, o contato “a” ´e aberto quando o disjuntor ´e aberto e vice-versa. A finalidade deste conatato ´e evitar a queima da BD na eventualidade de o contato do rel´e ficar colado.
2.3
Transformadores de instrumento
Os transformadores de instrumento, ou transdutores, s˜ao os transformadores de corrente (TC’s) e de tens˜ao, tamb´em denominado de transformadores de potencial (TP’s). As fun¸c˜oes desses equipamentos s˜ao:
• transformar as altas correntes e tens˜oes do sistema de potˆencia para valores baixos; • isolar galvanicamente os instrumentos ligados nos enrolamentos secund´arios dos
transformadores do sistema de alta tenso.
Os valores nominais dos enrolamentos secund´arios desses transdutores s˜ao padroniza-dos para que rel´es e instrumentos de medidas de quaisquer fabricantes possam ser ligados. Em v´arios paises os enrolamentos secund´arios dos TC’s s˜ao padronizados em 5 amp`eres, enquanto que na Europa usa-se tamb´em o de 1 amp`ere. A tens˜ao do enrolamento se-cund´ario dos transformadores de tens˜ao ´e padronizada em 120 V (tens˜ao de linha), ou 69,3 V (tens˜ao de fase). Os transdutores devem ser projetados para tolerarem altos valores durante condi¸c˜oes anormais do sistema. Assim, os TC’s s˜ao projetados para suportar, por poucos segundos, correntes elevadas de curtos-circuitos, que podem alcan¸car 50 vezes o va-lor da carga, enquanto que os TP’s devem suportar, quase indefinidamente, sobretens˜oes dinˆamicas do sistema da ordem de 20 % acima do valor nominal.
Os TC’s s˜ao dispositivos multi-enrolamentos, enquanto que os TP’s para sistemas de alta tens˜ao podem incluir divisor capacitivo de tens˜ao, conhecido como CCVT (Coupling
Capacitor Voltage Transformer).
Apesar de existirem erros na transforma¸c˜ao, os valores reproduzidos devem manter uma certa fidelidade.
2.3.1 Transformadores de corrente
Existem v´arios tipos de TC’s classificados de acordo com a sua constru¸c˜ao: a. enrolado
b. barra c. janela d. bucha
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 20 f. v´arios enrolamentos prim´arios
g. v´arios n´ucleos
Os valores caracter´ısticos s˜ao: a. corrente e rela¸c˜ao nominais b. n´ıvel de isolamento
c. frequˆencia nominal d. carga nominal e. classe de exatid˜ao
f. fator de sobrecorrente nominal (s´o para prote¸c˜ao) g. fator t´ermico nominal
h. corrente t´ermica nominal i. corrente dinˆamica nominal
• Corrente nominal e rela¸c˜ao nominal
As rela¸c˜oes nominais s˜ao baseadas na corrente secund´aria nominal de 5 A. – Representa¸c˜ao
Devem ser indicadas:
a) as correntes prim´arias nominais em amper`eres e as correntes secund´arias nominais em amper`es ou
b) as correntes prim´arias nominais em amper`eres e as rela¸c˜oes nominais. As correntes prim´arias nominais e as rela¸c˜oes nominais devem ser escritas em ordem crescente, do seguinte modo:
a) o h´ıfen (-) deve ser usado para separar correntes nominais de enrola-mentos diferentes. Por exemplo: 100 - 5 A.
b) o sinal de dois pontos (:) deve ser usado para exprimir rela¸c˜oes nomi-nais. Por exemplo: 120:1.
c) o sinal (x) deve ser usado para separar correntes prim´arias ou rela¸c˜oes obtidas de um enrolamento cujas bobinas devem ser ligadas em s´erie ou em paralelo. Por exemplo: 100 x 200 - 5.
d) a barra (/) deve ser usada para separar correntes prim´arias ou rela¸c˜oes obtidas por meio de deriva¸c˜oes, sejam estas no enrolamento prim´ario ou no secund´ario. Por exemplo: 150 / 200 - 5 A.
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 21
• Carga nominal
As cargas nominais para TC’s s˜ao especificadas na Tabela 4. As cargas nominais s˜ao designadas por um s´ımbolo, formado pela letra C seguida do n´umero de volt-amp`ere em 60 Hz, com a corrente secund´aria nominal de 5 A e fator de potˆencia normalizado.
• Classe de exatid˜ao
– TC para servi¸co de medi¸c˜ao
Os TCs destinados a servi¸co de medi¸c˜ao s˜ao enquadrados em uma das seguintes classes de exatid˜ao: 0,3 - 0,6 - 1,2.
– TC para servi¸co de rel´es
Os TCs destinados a servi¸co de rel´es est˜ao enquadrados na classe de exatid˜ao 10 (erro percentual at´e 10 %).
• Fator de sobrecorrente nominal
A corrente m´axima dever´a ser 20 vezes a corrente nominal.
• Fator t´ermico nominal
Os fatores t´ermicos nominais s˜ao: 1,0 - 1,2 - 1,3 - 1,5 - 2,0
Os TC’s s˜ao equipamentos monof´asicos e o seu desempenho pode ser avaliado atrav´es do circuito equivalente utilizado na an´alise de tranformadores. Os TC’s utilizados pa-ra a medi¸c˜ao devem possuir catacter´ısticas tais que mantenham uma alta precis˜ao nas correntes de carga, entretanto, para correntes elevadas (curtos-circuitos) podem ter erros bastante significativos. Os TC’s utilizados para a prote¸c˜ao s˜ao projetados para terem erros pequenos durante as condi¸c˜oes de curtos-circuitos, enquanto que durante o estado normal de opera¸c˜ao n˜ao h´a a necessidade de eles serem precisos.
A Figura 16(a) mostra o circuito equivalente de um TC. Como o enrolamento prim´ario de um TC ´e ligado em s´erie com o sistema de potˆencia, a sua corrente prim´aria I10 ´e ditada pela rede. Consequentemente, a impedˆancia de dispers˜ao do enrolamento prim´ario, Zd01, n˜ao interfere no desempenho do TC, portanto pode ser ignorada. Referindo todos os valores para o enrolamento secund´ario, obt´em-se o circuito equivalente simplificado, como mostrado na Figura 16(b).
Usando a rela¸c˜ao de espiras (1:n) do transformador ideal da Figura 16(a), ˆ I1 = ˆ I10 n (1) Zm = n2Z 0 m (2)
A impedˆancia de carga do TC, Zb, inclui a impedˆancia de todos os rel´es e instrumentos
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 22 Zm I2 Zd2 Eb Zb Em I1 I m . ^ ^ ^ ^ Z’d1 I 2 Zd2 E2 Eb Zb Z’ m ^ ^ ^ ^ ^ 1 (a) (b) 1:n I’
Figura 16: Circuito equivalente do TC
da distˆancia do p´atio (onde se localizam os TC’s) at´e a casa de controle (onde est˜ao insta-lados os rel´es e medidores) a impedˆancia dos fios ´e uma parte significativa da impedˆancia total da carga.
A impedˆancia Zb ´e tamb´em conhecida como burden do TC e pode ser descrito como
um burden de Zb Ω ou como um burden de I2Zb volt-amp`eres.
Atrav´es do circuito equivalente da Figura 16(b) obt´em-se o diagrama fasorial, mostrado na Figura 17.
I
^
m
I
^
1
I
^
2
E
^
b
E
^
m
I
^
2
Z
d2
.Figura 17: Diagrama fasorial do TC
A tens˜ao ˆEm na impedˆancia de magnetiza¸c˜ao, Zm, ´e dada pela express˜ao
ˆ
Em = ˆEb + Zd2Iˆ2 (3)
e a corrente de magnetiza¸c˜ao, Im, ´e dada por
ˆ Im = ˆ Em Zm (4) A corrente prim´aria ,I1, referida ao enrolamento secund´ario, ´e dada por
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 23
ˆ
I1 = ˆI2+ ˆIm (5)
Para pequenos valores de impedˆancia de carga, Eb e Em tamb´em s˜ao pequenos, e
consequentemente Im tamb´em. O erro de transforma¸c˜ao da corrente em pu ´e definido por
ε = ˆ I1− ˆI2 ˆ I1 = ˆ Im ˆ I1 (6)
que ´e pequeno para valores pequenos de Zb. Em outras palavras, TC’s trabalham com
menor erro quanto menor for a carga.
Mais frequentemente, o erro no TC ´e apresentado em termos de uma Rela¸c˜ao de Fator de Correta¸c˜ao R, inv´es de ε. O R ´e definido como uma constante com a qual a rela¸c˜ao de espiras real n (dado de placa) de um TC deve ser multiplicada para obter a rela¸c˜ao de espiras efetiva.
A rela¸c˜ao de espiras efetiva ´e dada por ˆ
I1n
ˆ
I2 (7)
Pela defini¸c˜ao tem-se
Rn = Iˆ1n ˆ I2 (8) ou R = ˆ I1 ˆ I2 = ˆ I2+ ˆIm ˆ I2 = 1 + ˆ Im ˆ I2 = 1 + ε ˆI1 ˆ I2 = 1 + εR (9) Finalmente, R = 1 (1− ε) (10)
Apesar de ε e R serem n´umeros complexos, consider´a-los como n´umeros reais iguais aos seus respectivos m´odulos n˜ao se incorre em um erro consider´avel.
Desde que o ramo de magnetiza¸c˜ao de um transformador real ´e n˜ao-linear, Zm n˜ao ´e
constante e a caracter´ıstica real de excita¸c˜ao do transformador deve ser considerada no fator R para uma dada situa¸c˜ao. A Figura 18 mostra as caracter´ısticas de magnetiza¸c˜ao de um TC t´ıpico cuja abscissa ´e a corrente de magnetiza¸c˜ao e a ordenada a tens˜ao secund´aria, ambas em rms.
Estas caracter´ısticas servem para determinar o fator R. Obt´em-se Im e Em para uma
determinada curva e atrav´es das Equa¸c˜oes 5, 6 e 10 determina-se o R. Este m´etodo depende da disponibilidade da curva de satura¸c˜ao e ´e relativamente trabalhoso.
Um m´etodo aproximado, por´em muito mais simples ´e descrito a seguir.
A Norma EB-251.2 da ABNT agrupa os TC’s para prote¸c˜ao, em fun¸c˜ao da impedˆancia do enroalemnto secund´ario, em duas classes:
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 24
Figura 18: Caracter´ısticas de magnetiza¸c˜ao de um TC t´ıpico
1. Classe B: apresenta baixa impedˆancia interna, isto ´e, a reatˆancia de dispers˜ao ´e desprez´ıvel;
2. Classe A: apresenta alta impedˆancia interna, isto ´e, a reatˆancia de dispers˜ao ´e apreci´avel.
Atualmente no Brasil, os TC’s para a prote¸c˜ao devem satisfazer as duas condi¸c˜oes seguintes:
1. Somente devem entrar em satura¸c˜ao para corrente de valor acima de 20 vezes a sua corrente nominal (fator de sobrecorrente nominal);
2. Devem ser de classe de exatid˜ao 10, isto ´e, o erro de rela¸c˜ao percentual n˜ao deve exceder de 10 % para qualque valor da corrente secund´aria, desde 1 a 20 vezes a corrente nominal, e qualquer carga igual ou inferior `a nominal.
A primeira condi¸c˜ao leva ao estabelecimento da tens˜ao secund´aria nominal, que pode ser definida como a tens˜ao que aparece nos terminais da carga nominal (dada na Tabela 4) posta no secund´ario do TC quando a corrente que percorre ´e igual a 20 vezes o valor da corrente secund´aria nominal, ou seja, 100 amp`eres.
Cada carga nominal para TC padronizada pela ABNT correnponde ent˜ao a uma tens˜ao secund´aria nominal, a qual ´e obtida multiplicando por 100 a imped6ancia daquela caraga bominal.
Na especifica¸c˜ao de um TC para a prote¸c˜ao ´e necess´ario indicar a classe (A ou B), com tamb´em a tens˜ao secund´aria nominal que o usu´ario deseja. N˜ao ´e necess´ario citar a classe de exatid˜ao, uma vez que atualmente no Brasil somente h´a a classe de exatid˜ao 10.
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 25 Designa¸c˜ao VA FP R Ω L mH Z Ω C 2,5 2,5 0,90 0,09 0,112 0,1 C 5,0 5,0 0,90 0,18 0,232 0,2 C 12,5 12,5 0,90 0,45 0,580 0,5 C 25,0 25,0 0,50 0,50 2,300 1,0 C 50,0 50,0 0,50 1,00 4,600 2,0 C 100,0 100,0 0,50 2,00 9,200 4,0 C 200,0 200,0 0,50 4,00 18,400 8,0
Tabela 4: Cargas nominais padronizadas para ensaios de TC’S
Atrav´es da Tabela 4 foi elaborado a Tabela 5, onde s˜ao mostrados os valores das tens˜oes secund´arias nominais normalizadas no Brasil, como tamb´em os tipos de TC’s para prote¸c˜ao das classes A e B.
Carga Z Ω Tens˜ao V Classe A Classe A
C 2,5 0,1 10 A 10 B 10 C 5,0 0,2 20 A 20 B 20 C 12,5 0,5 50 A 50 B 50 C 25,0 1,0 100 A 100 B 100 C 50,0 2,0 200 A 200 B 200 C 100,0 4,0 400 A 400 B 400 C 200,0 8,0 800 A 800 B 800
Tabela 5: Tens˜oes secund´arias nominais normalizadas dos TC’S
Exemplo 1:
Um TC para prote¸c˜ao B 200 significa:
• TC de classe de exatid˜ao 10;
• TC de classe B, isto ´e, de baixa impedˆancia interna;
• Tens˜ao secund´aria nominal 200 V ( est´a implicito que a carga secund´aria nominal
deve ser C 50 cuja impedˆancia ´e 2 Ω, pois, V = 20x5x2 = 200V) Exemplo 2:
Um TC para prote¸c˜ao A 400 significa:
• TC de classe de exatid˜ao 10;
• TC de classe A, isto ´e, de alta impedˆancia interna;
• Tens˜ao secund´aria nominal 400 V ( est´a implicito que a carga secund´aria nominal
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 26 O dimensionamento da tens˜ao secund´aria nominal, para especifica¸c˜ao de TC’s de pro-te¸c˜ao, ´e feito levando-se em conta o valor da impedˆancia total Ztot que poder´a vir a ser
imposta ao seu secund´ario:
Ztot =
q
(Rr+ 2rf)2+ Xr2 (11)
onde
Rr = resistˆencia pr´opria do rel´e
Xr = reatˆancia pr´opria do rel´e
r = resistˆencia do condutor (2r = total)
Observa¸c˜ao: A norma americana AN SI − C57.13 agrupa tamb´em os TC’s para prote¸c˜ao em duas classes: H e L (correspondentes respectivamente `as classes A e B da
ABN T ). Ela admite duas classes de exatid˜ao: 2,5 e 10. Por exemplo, a especifica¸c˜ao brasileira A400 corresponde `a 10H400 americana. Atualmente a AN SI est´a empregando as letras T e C no lugar de H e L, respectivamente.
2.3.2 Transformadores de potencial
Normalmente em sistemas acima de 600 V, as medi¸c˜oes de tens˜ao so feitas atrav´es de TP’s.
Existem v´arios tipos de TP’s classificados de acordo com a sua constru¸c˜ao: a. TP’s indutivos (TPI)
b. TP’s capacitivos (TPC) c. divisores capacitivos d. divisores resistivos
e. divisores mistos (capacitivo/resistivo)
Os divisores capacitivos, resistivos e mistos, normalmente, tem suas aplica¸c˜oes nos circuitos de ensaio e em laborat´orios.
Para tens˜oes compreendidas entre 600 V e 138 kV, os transformadores indutivos so predominantes.
Para tens˜oes superiores a 138 kV os TP’s capacitivos so mais utilizados. Os TP’s indutivos s˜ao semelhentes aos transformadores de potˆencia.
Os TP’s capacitivos s˜ao menos dispendiosos, mas podem ser inferiores no desempenho transit´orio.
A Figura 19 mostra um Transformador de Potencial Capacitivo (TPC).
Estes equipamentos s˜ao constituidos por conjunto de capacitores C1 e C2, cujas fun˜oes s˜ao de divisor de tens˜ao e de acoplar o sistema de comunica¸c˜ao “carrier” ao sistema de potˆencia. A tens˜ao prim´aria do Transformador de Potencial Indutivo (TPI) ´e cerca de 15 kV e o circuito equivalente abtido atrav´es da modelagem ´e semelhante ao transformador de potˆencia convencional.
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 27
TPI
V
s
C
1
C
2
X
L
E
p
Figura 19: Transformador de Potencial Capacitivo
X
eq
E
p
XC
1
XC
2
EC
2
a
Z
b
2
aV
s
Figura 20: Circuito Equivalente aproximado de um TPC
Desprezando-se as partes resistivas e a impedˆancia de magnetiza¸c˜ao ob´em-se, para regime permanente, o circuito equivalente aproximado, mostrado na Figura 20.
onde:
Xeq = XL+ Xp + a2Xs (12)
ou, reduzindo-se a uma forma mais simplificada tem-se o circuito equivalente mostrado na Figura 21: onde: Ec2 = Ep( Xc2 Xc1 + Xc2 ) (13) Zeq= j(Xeq− Xc2 Xc1 + Xc2 ) (14)
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 28
Z
b
a
2
aV
s
C
Z
eq
E
2
Figura 21: Circuito Equivalente reduzido de um TPC
Portanto, XL dever´a ser ajustado de tal forma que Zeq seja pr´oximo de zero e
conse-quentemente: XL= ( Xc2 Xc1+ Xc2 )− Xp− a2Xs (15) e com isso: aVs = Ec2 = Ep( Xc2 Xc1 + Xc2 ) = Ep( C1 C2+ C2) (16) Normalmente, os TPC’s apresentam o reator de compensa¸c˜ao e o transformador indu-tivo com deriva¸c˜oes acess´ıveis para ajustes finos. Atrav´es do reator ´e feito o ajuste para o ˆangulo de fase e pelo transfornador indutivo faz-se o ajuste da amplitude.
Para a especifica¸c˜ao dos principais requisitos el´etricos de um TP devem ser mencio-nados, no m´ınimo, as seguintes caracter´ısticas:
a. tens˜ao m´axima b. n´ıvel de isolamento c. frequˆencia nominal d. carga nominal e. classe de exatid˜ao
f. n´umero de enrolamentos secund´arios g. rela¸c˜ao de transforma¸c˜ao nominal h. conex˜ao dos enrolamentos secund´arios
i. carregamento m´aximo dos enrolamentos secund´arios j. potˆencia t´ermica de cada enrolamento
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 29 k. uso interno ou externo
l. capacitˆancia m´ınima (somente para os TPC’s)
m. faixa de frequˆencia do “carrier” (somente para os TPC’s) n. varia¸c˜ao da frequˆencia nominal (somente para os TPC’s)
2.4
Caracter´ısticas funcionais dos rel´
es de prote¸
c˜
ao
Para que o rel´e de prote¸c˜ao desempenhe a contento as suas fun¸c˜oes alguns requisitos s˜ao necess´arios:
a. Confiabilidade, fidedignidade e seguran¸ca ´
E o grau de certeza da atua¸c˜ao correta de um dispositivo para a qual ele foi proje-tado. Os rel´es de prote¸c˜ao, diferentes de outros dispositivos, tem duas alternativas de desempenho indesejado.
• recusa de atua¸c˜ao: n˜ao atuam quando deveriam; • atua¸c˜ao incorreta: atuam quando n˜ao deveriam.
Estas duas situa¸c˜oes levam a defini¸c˜oes complementares: fidedignidade e seguran¸ca. A fidedignidade ´e a medida da certeza de que o rel´e ir´a operar corretamente para todos os tipos de faltas para os quais ele foi projetado para operar.
A seguran¸ca ´e a medida da certeza de que o rel´e n˜ao ir´a operar incorretamente para qualquer falta.
Considere uma falta f , na linha de transmiss˜ao do sistema mostrado na Figura 22.
Equ. D Equ. TC TP 21 A TC TP 21 TC TP 21 B C f
Figura 22: Confiabilidade do sistema de prote¸c˜ao
Na atua¸c˜ao correta, esta falta deve ser sanada atrav´es das aberturas dos disjuntores nos terminais A e B.
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 30 Se o sistema de prote¸c˜ao em A n˜ao operar (recusa de atua¸c˜ao), haver´a o compro-metimento da confiabilidade atrav´es da perda da fidedignidade.
Se a mesma falta, for sanada pela opera¸c˜ao do sistema de prote¸c˜ao no terminal
C, antes da atua¸c˜ao do sistema de prote¸c˜ao em A, haver´a o comprometimento da confiabilidade atrav´es da perda da seguran¸ca.
b. Seletividade dos rel´es e zonas de prote¸c˜ao
A seguran¸ca dos rel´es, isto ´e, o requisito que eles n˜ao ir˜ao operar para faltas para os quais eles n˜ao foram designados para operar, ´e definida em termos das regi˜oes de um sistema de potˆencia - chamadas zonas de prote¸c˜ao - para as quais um dado rel´e ou sistema de prote¸c˜ao ´e respons´avel. O rel´e ser´a considerado seguro se ele responder somente `as faltas dentro da sua zona de prote¸c˜ao. Certos rel´es possuem v´arias entradas de correntes alimentadas por TCs diferentes, os quais delimitam a zona de prote¸c˜ao.
Para cobrir todos o equipamentos pelos seus sistemas de prote¸c˜ao, as zonas de prote¸c˜ao dever ter os seguintes requisitos:
1. Todos os componentes do sistema de potˆencia devem ser cobertos por pelo menos uma zona. Uma boa pr´atica ´e assegurar que os componentes mais importantes est˜ao inclu´ıdos em pelo menos duas zonas.
2. Zonas de prote¸c˜ao devem se sobrepor para evitar que qualquer componente fique desprotegido.
Uma zona de prote¸c˜ao pode ser fechada ou aberta.
f4 3 f 2 f f1 Equ. D B A C Equ.
Figura 23: Zonas de prote¸c˜ao
A figura 23 mostra exemplos de zonas de prote¸c˜ao e tamb´em, alguns pontos de falta. Uma falta em f1, que ocorre dentro de uma zona fechada, dever´a ser isolada pela atua¸c˜ao dos sistemas de prote¸c˜ao de ambos os terminais da linha. O mesmo dever´a
2 PRINC´IPIOS B ´ASICOS DE PROTEC¸ ˜AO DE SISTEMA EL ´ETRICO 31 ocorrer para uma falta em f2 mas, neste caso, a falta cai dentro da sobreposi¸c˜ao de duas zonas de prote¸c˜ao. Na eventualidade da recusa de atua¸c˜ao do sistema de prote¸c˜ao da linha no terminal A, todos os demais disjuntores ligados `a barra A dever˜ao ser abertos.
A falta f3 ocorre dentro da zona de prote¸c˜ao do gerador, mas tamb´em fica dentro da sobreposi¸c˜ao de outras duas zonas de prote¸c˜ao, todas elas zonas fechadas. A falta em f4 ocorre dento de duas zonas abertas. Neste caso, a falta dever´a ser isolada pela atua¸c˜ao do sistema de prote¸c˜ao da linha de distribui¸c˜ao, mas na evetu-alidade de sua falha o sistema de prote¸c˜ao do lado de baixa do transformador dever´a atuar, o que acarretar´a a falta de energia el´etrica em outros dois circuitos que nada tem a ver com a falta. Este caso ilustra uma caracter´ıstica muito importante, a seletividade, que ´e a capacidade de um sistema de prote¸c˜ao isolar somente a se¸c˜ao atingida do circuito ap´os a ocorrˆencia de um curto-circuito.
c. Velocidade ´
E, geralmente, desej´avel remover a parte atingida pela falta do restante do sistema de potˆencia t˜ao rapidamente quanto poss´ıvel para limitar os danos causados pela corrente de curto-circuito, entretanto, existem situa¸c˜oes em que uma temporiza¸c˜ao intencional ´e necess´aria.
Apesar de o tempo de opera¸c˜ao dos rel´es frequentemente variar numa faixa bastante larga, a velocidade dos rel´es pode ser classificado dentro das categorias a seguir:
1. Instantˆaneo: Nenhuma temporiza¸c˜ao intencional ´e introduzida no rel´e. O tempo inerente fica na faixa de 17 `a 100 ms.
2. Temporizado: Uma temporiza¸c˜ao intencional ´e introduzida no rel´e, entre o tempo de decis˜ao do rel´e e o in´ıcio da a¸c˜ao de desligamento.
3. Alta-velocidade: Um rel´e que opera em menos de 50 ms (3 ciclos na base de 60 Hz).
4. Ultra alta-velocidade: Uma temporiza¸c˜ao inferior `a 4 ms.
A Figura 24 mostra os tempos de opera¸c˜ao de um sistema de prote¸c˜ao sem tempo-riza¸c˜ao intencional.
2.5
Redundˆ
ancia do sistema de prote¸
c˜
ao
Um sistema de prote¸c˜ao pode n˜ao atuar quando solicitado, caracterizando o que comu-mente se denomina de recusa de atua¸c˜ao. A recusa pode se originar de v´arias causas, tais como: erro de projeto, erro de montagem, defeito no disjuntor, defeito no rel´e. O ´ındice de recusa de atua¸c˜ao do sistema de prote¸c˜ao dos componentes de um sistema de potˆencia ´e muito baixo, cerca de 1,0 % (dado do sistema interligado brasileiro), entretanto, ´e essenci-al prover um sistema essenci-alternativo que forne¸ca uma redundˆancia de prote¸c˜ao. Esta prote¸c˜ao ´e denominada de retaguarda (bach-up) ou secund´aria. O sistema de prote¸c˜ao principal,
