Proteção de Subestações de Distribuição Filosofia e Critérios

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3 Proteção de Subestações de Distribuição Filosofia e Critérios Revisão 03 12/2014 NORMA ND.62

4 ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A. Diretoria de Operações Gerência Executiva de Engenharia, Planejamento e Operação Rua Ary Antenor de Souza, 321 Jd. Nova América Campinas SP Tel.: (19) Site: ND.62 Proteção de Subestações de Distribuição Campinas SP, páginas

5 Aprovações Giancarlo Vassão de Souza Gerente Executivo de Engenharia, Planejamento e Operação Luis Alessandro Alves Gerente de Subestações e Linhas de Transmissão

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7 Elaboração Bruno Zanão Ferrarini Julio Cesar Bellan Valmir Ziolkowski ND.62 Página 5 Revisão 03 12/2014

8 À ELEKTRO é reservado o direito de modificar total ou parcialmente o conteúdo desta norma, a qualquer tempo e sem prévio aviso considerando a constante evolução da técnica, dos materiais e equipamentos bem como das legislações vigentes. Página 6 Revisão 03 12/2014

9 ÍNDICE CONTROLE DE REVISÕES OBJETIVO CAMPO DE APLICAÇÃO DEFINIÇÕES REFERÊNCIAS NORMATIVAS s técnicas brasileiras s técnicas da ELEKTRO CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO Características das subestações Transformadores de potência Aterramentos FILOSOFIA DE PROTEÇÃO Proteções de entrada de linha Proteções do transformador de potência Proteção contra sobrecorrentes Proteção diferencial Proteção de falta à terra restrita Proteções internas Chaves-fusíveis elos fusíveis Alimentadores de distribuição Alimentadores de Distribuição cuja função é distribuição de energia e recepção de cogeração REQUISITOS DE PROJETOS, ESQUEMAS ESPECIAIS, LÓGICAS E BLOQUEIOS Sistema alternativo de alimentação de corrente contínua Sistema de supervisão de corrente contínua Chave de transferência de proteção de neutro (CTPN) Proteção para transferência de alimentadores Esquema Regional de Alívio de Carga ERAC Seletividade lógica Lógica para falha de disjuntor (62/50BF) Rele em Manutenção / Liberado Quanto a aplicação de relé Quanto aos TRIPs por atuação de proteção Página 7 Revisão 03 12/2014

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11 CONTROLE DE REVISÕES Revisão Data Descrição Revisão e atualização do documento para atender as diretrizes do Sistema de Gestão da Qualidade. Editoração de acordo com o modelo F-SGQ-010. Alteração nos critérios de atuação do sistema de supervisão de corrente contínua (SSCC) ver Revisão de conteúdo. Adequação de forma. Página 9 Revisão 03 12/2014

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13 1 OBJETIVO Uniformizar a filosofia de proteção de subestações de distribuição da ELEKTRO. 2 CAMPO DE APLICAÇÃO Esta norma se aplica: - Na elaboração e análises de estudos de proteção de subestações de distribuição executados pela Gerência de SEs e LTs. - Na elaboração de projetos de ampliações e adequações executadas pela Gerência de SEs e LTs e ou empresas contratadas para tal. - Nas intervenções e adequações nas subestações de distribuição executadas pela Gerência de SEs e LTs e ou empresa contratada para tal. - Na elaboração e análises de estudos de proteção de alimentadores executados pela Gerência de Planejamento Técnico. - Nos testes e ensaios executados pela Gerência de SEs e LTs e ou empresas contratadas para tal. Esta norma não se aplica para subestações de clientes. 3 DEFINIÇÕES Para os efeitos deste documento, aplicam-se os seguintes termos e definições. 3.1 bloqueio inibição de determinada função do equipamento. 3.2 coordenação ajustes feitos na proteção de forma a permitir o restabelecimento automático da proteção de retaguarda no caso de atuação simultânea de duas proteções. 3.3 corrente de infeed corrente que circula do transformador de força para a linha de transmissão, no caso de falta fase terra nesta. 3.4 falta ocorrência acidental e súbita, em um elemento de um sistema elétrico, que pode resultar em falha do próprio elemento e/ou outros acessórios associados. 3.5 seletividade capacidade do dispositivo protetor atuar antes do dispositivo de retaguarda. 3.6 sensibilidade capacidade de detecção ( percepção") de pequenas grandezas de defeitos ou anormalidades. Página 11 Revisão 03 12/2014

14 3.7 seletividade lógica esquemas lógicos que objetivam garantir que faltas ocorridas na subestação sejam interrompidas em no máximo 250 ms (150 ms de atuação da proteção e 100 ms de tempo máximo de abertura dos disjuntores). 4 REFERÊNCIAS NORMATIVAS 4.1 s técnicas brasileiras ABNT NBR 6855, Transformador de potencial indutivo Especificação ABNT NBR 6856, Transformador de corrente Especificação ABNT NBR 8926, Guia de aplicação de relés para a proteção de transformadores 4.2 s técnicas da ELEKTRO ND.63, Conexão de Consumidores dos Grupos A2 e A3, Clientes Livres, Autoprodutores e Produtores Independentes de Energia ao Sistema Elétrico da ELEKTRO nas Tensões de Fornecimento de 69 kv, 88 kv e 138 kv Critérios Gerais ND.78, Proteção de Redes Aéreas de Distribuição 5 CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO 5.1 Características das subestações As subestações de distribuição da ELEKTRO podem ter as seguintes configurações: Um, dois ou três transformadores de potência com um elo fusível na entrada de AT. Um, dois ou três transformadores de potência com um disjuntor de AT de entrada. Dois transformadores de potência operando em paralelo (lado de BT em barramento fechado) com um único disjuntor de AT na entrada. Dois transformadores de potência operando em paralelo (lado BT em barramento fechado) com um disjuntor de AT para cada transformador. Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e com um único disjuntor de AT na entrada. Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e com um disjuntor de AT para cada transformador. Um transformador de potência operando com dois disjuntores de AT na entrada. Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e com dois disjuntores de entrada de linha. Um transformador de potência e com dois disjuntores de entrada de linha. 5.2 Transformadores de potência As subestações em derivação da ELEKTRO possuem tipicamente os transformadores de potência com os seguintes tipos de ligações: delta estrela aterrada; estrela aterrada estrela aterrada com terciário em delta fechado; estrela aterrada estrela aterrada com terciário em delta aberto por para-raios (ver nota); Página 12 Revisão 03 12/2014

15 estrela isolada estrela aterrada com terciário em delta fechado; estrela aterrada delta com transformador de aterramento instalado do lado delta. NOTA Configuração utilizada somente quando não é possível contornar os riscos de atuação por correntes de infeed para faltas na LT supridora. 5.3 Aterramentos O transformador de potencia das subestações de derivação da ELEKTRO, tem o neutro do secundário solidamente aterrado na malha de aterramento da subestação, o que permite no caso de falta para a terra, o retorno de corrente até a subestação, Esta configuração proporciona, em caso de faltas, correntes de curto circuito elevada e sobretensões devido a curto circuito desprezíveis. As resistências de aterramento das subestações da ELEKTRO devem garantir níveis de corrente de curto-circuito fase-terra suficientes para permitir a atuação da proteção de retaguarda da SE para faltas nos alimentadores atendidos pela SE, considerando inclusive, condições de manobra. Página 13 Revisão 03 12/2014

16 6 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO As proteções das subestações devem: a) Efetuar o isolamento de qualquer falta existente na subestação no menor tempo possível, para evitar danos nos equipamentos existentes na subestação. b) Isolar o menor trecho possível da subestação no caso de defeitos, visando manter a máxima continuidade e fornecimento da subestação, de forma a otimizar os custos. 6.1 Proteções de entrada de linha Nas subestações com tensão acima de 69kV, inclusive, e construídas a partir da data de publicação desta norma, devem ser previstas funções de proteção de sobrecorrente instantâneas de fase e neutro ajustadas para proteger a zona compreendida entre os TCs de entrada de linha da SE até as buchas primárias do transformador. Deverão ser atendidos os requisitos listados a seguir: a) Para as proteções de entrada de linha, devem ser utilizados dois relés para cada circuito, sendo um a proteção principal e o outro a proteção alternada. Poderão ser utilizados relés de fabricante ou tipo diferentes, porém os ajustes aplicados nos relés devem ser os mesmos. Esses relés deverão estar conectados a enrolamentos diferentes nos TCs de entrada de linha. b) As funções de proteção dos relés de entrada de linha, quando atuadas, devem enviar trip físico para o disjuntor de entrada de linha correspondente. Devem ser ajustadas para atuação coordenada com a proteção de primeira zona da LT. c) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de entrada de linha, devem ser ligados de forma que seja aterrada a não polaridade dos TCs, sendo que o aterramento deve ser do lado do transformador de força. d) Estas proteções podem ser dotadas de temporização intencional máxima de 50 ms, a ser definida em estudo específico. 6.2 Proteções do transformador de potência A proteção dos transformadores de potência deve ser definida utilizando as opções abaixo: a) Proteção contra sobrecorrentes realizadas por relés de proteção. b) Proteção contra sobrecorrentes realizadas por elos fusíveis. c) Proteção diferencial. d) Proteção diferencial de terra restrita. e) Proteções internas do transformador Proteção contra sobrecorrentes Devem ser previstas funções de proteção de sobrecorrente de fase e neutro, instantâneas e temporizadas. a) As funções de proteção de sobrecorrentes temporizadas de fase do lado primário dos transformadores de potência têm a finalidade de proteger o equipamento contra curtos-circuitos externos à zona de proteção diferencial. Além disso, deve atuar como proteção de retaguarda da proteção diferencial e das proteções contra sobrecorrentes do lado secundário do transformador. b) As funções de proteção de sobrecorrentes temporizadas de fase devem ser ajustadas para permitir correntes de carga superiores à nominal do transformador de força, sem desligamento do disjuntor. O ajuste deve permitir carregamentos de Página 14 Revisão 03 12/2014

17 50% acima de sua maior potência, considerando ventilação forçada. A ação relativa à proteção contra sobrecarga dos transformadores (supervisão ou trip) deve ser realizada pelas proteções intrínsecas do transformador (temperatura do enrolamento, temperatura do óleo, imagem térmica etc.) e também pelo monitoramento em tempo real pela área de Operação. c) Para proteção do transformador deve ser considerada a curva de suportabilidade de curta duração conforme mostrada nas figuras 1 e 2 a seguir, devendo a curva de atuação da proteção de sobrecorrente temporizada de fase ficar abaixo da curva correspondente. Curva ANSI/IEEE C Transformadores até 5 MVA segundos Impedância % do transformador 0, x In Figura 1 Curva de suportabilidade de curta duração para transformadores até 5 MVA (Curva ANSI/IEEE C57.109) Página 15 Revisão 03 12/2014

18 Curva ANSI/IEEE C Transformadores acima de 5 MVA segundos Impedância % do transformador 0, x In Figura 2 Curva de suportabilidade de curta duração para transformadores acima de 5 MVA (Curva ANSI/IEEE C57.109) d) O intervalo de seletividade entre duas proteções deve ser definido em estudo específico, porém, de modo geral, considera-se que o valor de 0,4 s entre as curvas quando se tratar de relés eletromecânicos ou 0,3 s quando de relés microprocessados está adequado. Página 16 Revisão 03 12/2014

19 e) A proteção de sobrecorrentes temporizada de neutro do lado primário dos transformadores de potência tem a finalidade de proteger o equipamento contra curtos-circuitos externos à zona de proteção diferencial. Além disso, deve atuar como proteção de retaguarda da proteção diferencial e das proteções contra sobrecorrentes do lado secundário do transformador. Estas proteções devem, dependendo das características da subestação, ser direcionais. Em caso de perda da tensão de polarização, esta proteção deverá ser não direcional. f) Em casos específicos, quando não é possível contornar os riscos de atuação por infeed, a proteção de sobrecorrentes temporizada de neutro do lado primário dos transformadores, pode ser suprimida desde que os riscos sejam avaliados em estudo específico e que se comprove que as condições de proteção estão garantidas. g) As proteções instantâneas de fase e neutro do lado primário do transformador de força devem ser sensíveis às faltas do lado primário do transformador, não devem atuar para faltas do lado secundário, não devem atuar para correntes de infeed geradas durante as faltas na LT supridora e não devem atuar na energização dos transformadores de força (8 a 12 X ONAN por 0,1 s). Caso seja subestação com proteção de entrada de linhas, estas proteções devem estar localizadas nos IEDs de entrada de Linha. h) As proteções de sobrecorrente de tempo definido do esquema de seletividade lógica objetivam garantir que faltas ocorridas na subestação sejam interrompidas em no máximo 250 ms (150 ms de atuação da proteção e 100 ms de tempo máximo de abertura dos disjuntores). Estas proteções podem ser direcionais, dependendo das características da subestação, porém, em caso de perda da tensão de polarização, esta proteção deverá ser bloqueada. A utilização aplicação ou não deste tipo de proteção em uma determinada subestação deve ser definido em estudo específico. i) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de sobrecorrente instantânea e temporizados de fase e neutro do lado primário do transformador, bem como das proteções de sobrecorrente de tempo definido do esquema de seletividade lógico devem ser ligados de forma que seja aterrada a não polaridade dos TCs, sendo que o aterramento deve ser do lado do transformador de força. j) A proteção de sobrecorrente de neutro do lado secundário do transformador tem a finalidade de proteger o equipamento contra curtos-circuitos externos à zona de proteção diferencia, como retaguarda da proteção diferencial e da proteção contra sobrecorrentes de fase e neutro dos alimentadores. Esta proteção pode estar ligada ao transformador de corrente do enrolamento X0 do transformador ou mesmo ao transformador de corrente do cubículo de média tensão. k) O(s) transformador(es) de corrente(s) destinado(s) proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do lado secundário do transformador e pela proteção de tempo definido do esquema de seletividade lógica, devem ser ligados de forma que seja aterrada a não polaridade dos TCs, sendo que o aterramento deve ser do lado do transformador de força. l) Para garantir seletividade com os alimentadores, não são utilizadas funções de proteção contra sobrecorrentes instantâneas no lado secundário do transformador de potência. m) Devido à dificuldade de se conseguir seletividade com os alimentadores, não são utilizadas proteções temporizadas e instantâneas de fase do lado secundário do transformador. As exceções devem ser avaliadas em estudo de proteção específico. Página 17 Revisão 03 12/2014

20 6.2.2 Proteção diferencial A proteção diferencial utilizada em subestações tem por objetivo principal proteger os equipamentos que estão instalados na sua zona de atuação, delimitada pelos transformadores de corrente. A atuação desta proteção deve ser sempre instantânea. a) A proteção diferencial não deve ser sensibilizada pelas correntes de defeito resultantes de faltas ocorridas fora da zona protegida, mesmo considerando erros dos transformadores de corrente. b) Apesar de ser sensível à corrente de energização do transformador, não deve operar durante energização do transformador. c) No caso de utilização de relés eletromecânicos, a conexão dos TC s deve ser tal que as correntes de mesma fase cheguem compensadas ao relé, eliminando a defasagem angular. O tipo de conexão secundária dos TC s (estrela ou triângulo) depende do grupo de ligação do transformador de potência. d) No caso de utilização de transformadores de corrente auxiliares, as relações destes devem ser escolhidas de tal maneira que em condições normais de carga, a corrente na bobina de restrição do relé, seja aproximadamente igual à corrente nominal do relé. Em se tratando de relés numéricos não há necessidade de TC s auxiliares para correção externa visto que os mesmos fazem a correção da defasagem internamente. e) Deve sempre ser utilizada proteção diferencial em transformadores com potência igual ou superior a 10 MVA. Contudo, não há impedimento técnico para instalação desta proteção em transformadores de potência inferior a 10 MVA. f) Os TC s utilizados para esta proteção devem ser ligados de forma que os aterramentos dos transformadores sejam feitos na não polaridade e voltados para o transformador de força. Desta forma, a polaridade dos transformadores de corrente serão dispostas de modo a fazer com que as correntes secundárias dos TC s tenham o mesmo sentido de percurso nos cabos que os ligam ao relé. g) Os aterramentos dos transformadores de corrente do lado AT e do lado BT devem ser efetuados de modo que haja um único ponto de conexão à malha terra da subestação. Página 18 Revisão 03 12/2014

21 6.2.3 Proteção de falta à terra restrita A proteção de falta à terra restrita é destinada a identificar faltas à terra compreendidas na zona entre os transformadores de corrente de fase e neutro, e sendo mais sensível que a função diferencial, é um complemento da mesma. a) Para a aplicação da proteção de terra restrita do lado primário, é necessária a existência de transformador de corrente no terminal H0 do transformador de força. Neste caso, a zona de proteção será compreendida entre o transformador de corrente das fases do primário e o do terminal H0. b) Para a aplicação da proteção de terra restrita do lado secundário, é necessária a existência de transformador de corrente no terminal X0 do transformador de força. Neste caso, a zona de proteção será compreendida entre o transformador de corrente das fases do primário e o terminal H0. c) A proteção de terra restrita não deve ser sensibilizada pelas correntes de defeito resultantes de faltas ocorridas fora da zona protegida, mesmo considerando erros dos transformadores de corrente. d) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de terra restrita, devem ser ligados de forma que os aterramentos sejam ligados na não polaridade e voltados para o transformador de força. e) Todos os aterramentos dos transformadores de corrente devem ser efetuados de modo que haja um único ponto de conexão à malha terra da subestação Proteções internas Além das proteções convencionais, os transformadores de potência superior a 500 kva são fornecidos com outras proteções próprias, cujos ajustes são implementados pelo fabricante quando da sua construção. Tais proteções estão relacionadas abaixo: Sobretemperaturas: - relés térmicos; - termômetros com contatos elétricos. Relé atuados a gás: - relé Buchholz; - relés de súbita pressão. a) Termômetros com contatos elétricos ou relés digitais com sensores de temperatura lmente, os transformadores de potência superiores a 500 kva dispõem de um termômetro ou termopar acoplados com reles digitais, localizado na sua parte superior, para que se tenha informações da temperatura instantânea e da máxima registrada no período. Os termômetros ou reles digitais possuem contatos auxiliares que possibilitam o acionamento de sinalização de alarme nível 1, ou nível 2 que pode ser utilizado para abertura do disjuntor, quando a temperatura atingir níveis pré-estabelecidos. b) Válvula de alívio de pressão Devem possuir também um dispositivo que seja acionado quando a pressão interna do transformador atingir um valor superior ao limite máximo admissível, permitindo uma eventual descarga do óleo. As válvulas utilizadas para esta finalidade devem possuir contatos elétricos auxiliares a fim de permitir o desligamento do disjuntor de proteção. Página 19 Revisão 03 12/2014

22 c) Relé de súbita pressão É um equipamento de proteção que atua quando o transformador sofre um defeito interno, provocando uma elevação anormal na sua pressão. É destinado aos transformadores selados e nos comutadores sob carga. A atuação do relé de súbita pressão só se efetua mediante uma mudança rápida da pressão interna do transformador, independentemente da pressão de operação em regime normal. O relé, portanto, não opera diante de mudanças lentas da pressão, fato que ocorre durante o funcionamento normal do equipamento, em função das variações de temperatura. d) Relé BUCHHOLZ ou relé de gás É aplicado somente na proteção de transformadores de potência, transformadores com potência superior a 6,25MVA, equipados com conservadores de óleo e sem nenhum espaço a gás dentro do tanque do equipamento. O relé de gás é instalado no tubo que liga o tanque principal ao vaso conservador do óleo. A principal função do relé é a proteção do transformador quando ocorre um defeito entre espiras, entre partes vivas, entre partes vivas e terra, queima do núcleo, vazamento de óleo no tanque ou no seu sistema de resfriamento. O relé de gás atua perante a formação de gases onde há súbita variação do nível de óleo, em virtude de operação anormal do transformador. É capaz de detectar a presença de pequenos volumes de gás no interior do óleo, donde se pode concluir que é capaz de detectar a existência de arcos de baixa energia ou simplesmente descargas parciais. A proteção contra sobrecorrentes do comutador deve atuar no comando do comutador estando o mesmo em processo de comutação, mesmo que este esteja no meio do processo de carregamento da mola este deve ser parado no instante em que haja a sobrecorrente Chaves-fusíveis elos fusíveis São utilizadas para proteger a curva de suportabilidade de curta duração dos transformadores. a) Podem ser utilizadas em subestações com transformador(es) de força, com potência até 6,25 MVA e tensão primária até 34,5KV. b) As chaves fusíveis devem ter capacidade de interrupção compatível com o ponto a ser instalada. c) As chaves fusíveis, quando utilizadas para proteção do transformador, deve ser exclusiva para um transformador. Em subestações com mais de um transformador, devem ser previstos um conjunto de chaves para cada transformador. d) Os elos fusíveis devem ser do tipo EF e dimensionados conforme tabela abaixo. Página 20 Revisão 03 12/2014

23 Tabela 1 Elos fusíveis tipo EF Potência do transformador kva Transformadores trifásicos V V V V V V 10 1 EF 1 EF EF 1 EF EF 2 EF 1 EF 1 EF EF 2 EF 1 EF 1 EF ,5 2 EF 2 EF 1 EF 1 EF EF 2 EF 2 EF 1 EF 1 EF EF 3 EF 2 EF 2 EF 1 EF EF 5 EF 2 EF 2 EF 2 EF 1 EF EF 5 EF 3 EF 3 EF 2 EF 2 EF 112,5 7 EF 5 EF 3 EF 3 EF 2 EF 2 EF EF 7 EF 5 EF 5 EF 3 EF 2 EF EF 10 EF 7 EF 5 EF 5 EF 3 EF EF 10 EF 7 EF 7 EF 5 EF 3 EF EF 15 EF 7 EF 7 EF 5 EF 5 EF EF 15 EF 10 EF 7 EF 7 EF 5 EF EF 15 EF 10 EF 10 EF 7 EF 7 EF EF 20 EF 15 EF 10 EF 10 EF 7 EF EF 25 EF 15 EF 15 EF 10 EF 10 EF EF 30 EF 20 EF 15 EF 15 EF 10 EF EF 40 EF 25 EF 25 EF 15 EF 15 EF EF 65 EF 40 EF 30 EF 25 EF 20 EF EF 80 EF 50 EF 40 EF 30 EF 25 EF EF 100 EF 65 EF 50 EF 40 EF 30 EF EF 125 EF 80 EF 65 EF 50 EF 40 EF EF 150 EF 100 EF 100 EF 65 EF 50 EF EF 100 EF 80 EF 65 EF NOTA Em casos críticos de seletividade pode-se elevar a corrente nominal do elo desde que sejam respeitado os limites impostos pela curva de suportabilidade de curta duração do transformador. 6.3 Alimentadores de distribuição Devem atender aos requisitos da ND.78 em sua última revisão. 6.4 Alimentadores de Distribuição cuja função é distribuição de energia e recepção de cogeração Devem atender aos requisitos da ND.78 e da ND.63 em suas últimas revisões. Página 21 Revisão 03 12/2014

24 7 REQUISITOS DE PROJETOS, ESQUEMAS ESPECIAIS, LÓGICAS E BLOQUEIOS 7.1 Sistema alternativo de alimentação de corrente contínua Nas subestações da ELEKTRO o circuito de comando de todos os disjuntores e reles numéricos são alimentados através de circuitos independentes de 125 V cc provenientes do painel No caso de falha no sistema de serviço auxiliar da SE (TR-SA, banco de baterias, inversores etc.) pode ocorrer a perda de alimentação auxiliar de forma gradual ou brusca, provocando a inoperância de todo o sistema de proteção. Como forma de mitigar esse risco e para garantir a integridade dos equipamentos e instalações deve-se dotar a SE de um sistema alternativo de alimentação CC que garanta sua operabilidade em caso de falha do serviço de corrente continua principal. Dependendo do tipo de projeto da subestação e da tecnologia utilizada (reles eletromecânicos ou numéricos) adotar as soluções conforme abaixo. a) SUBESTAÇÕES NOVAS Serão projetadas considerando dois bancos de baterias, dois retificadores, duas alimentações CA e alimentações individuais para as bobinas de abertura dos disjuntores. b) SUBESTAÇÕES EXISTENTES Preferencialmente, deve ser dotada de dois retificadores e dois bancos de baterias. 7.2 Sistema de supervisão de corrente contínua Independente da utilização de dois bancos de baterias e dois retificadores, deve ser previsto esquema de supervisão de alimentação da corrente contínua, através de relés de subtensão. O esquema deve ser dotado de dois níveis de supervisão de tensão CC, sendo um ajuste para o nível de alarme e outro para o trip: Atuação no 1º estágio (SOMENTE ALARME) ocorre quando a tensão da rede de corrente contínua (CC) atinge 120 V, sinalizando no anunciador de eventos Falta VCC no Comando do. Atuação no 2º estágio (TRIP) quando a tensão da rede de corrente contínua (CC) atingir dos 95 V (ou faltar totalmente), o sistema de SSCC deverá enviar comando para abertura do(s) disjuntor(es) do lado de AT da SE e também do(s) disjuntor(es) do(s) alimentador(es) com Cogeração. 7.3 Chave de transferência de proteção de neutro (CTPN) Proteção para transferência de alimentadores Quando da execução de manobras monopolares para transferência de carga entre alimentadores, tanto na subestação quanto na rede de distribuição, surgem correntes de desequilíbrio que podem sensibilizar as proteções de neutro do(s) alimentador(es). Para evitar a atuação indevida dessas proteções, é previsto um esquema próprio para bloqueio destas funções durante as manobras. Em função da diversidade tecnológica dos sistemas e relés de proteção das subestações da ELEKTRO, deve ser adotada uma das opções de esquemas de CTPN listados abaixo em ordem de prioridade: Opção preferencial Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a ser realizada pelas proteções de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es). Página 22 Revisão 03 12/2014

25 Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado: bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI); bloqueio do religamento automático (79); bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N); as funções de proteção bloqueadas nos alimentadores com CTPN transferidas não devem enviar sinas de partida (pick-up) para o esquema de seletividade lógica; as funções de proteção do geral de BT devem permanecer enviando sinais de partida para o esquema de seletividade lógica das proteções de alta do transformador; ativação de uma função de proteção de sobrecorrente instantânea de neutro, destinada ao esquema de seletividade lógica. Esta proteção não deve ser utilizada para trip e deve ser ajustada em 80% da corrente de pick-up da proteção de sobrecorrente instantânea de neutro de BT do transformador da função de seletividade lógica; depois de expirado o temporizador de quaisquer das proteções do geral de BT do transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os alimentadores que estiverem com a função CTPN ativa; se após 250 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa ainda persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT. Primeira alternativa Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a ser realizada pela proteção de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es). Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado: bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI); bloqueio do religamento automático (79); bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N); bloqueio do esquema de seletividade lógica, quando as proteções do alimentador que foram bloqueadas pelo esquema da CTPN, não enviarem sinas de partida (pick-up) utilizadas para o esquema de seletividade lógica; depois de expirado o temporizador do elemento Temporizado de neutro do geral de BT do transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os alimentadores que estiverem com a função CTPN ativa; se após 250 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa, ainda persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT. Segunda alternativa Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a ser realizada pela proteção de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es). Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado: bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI); bloqueio do religamento automático (79); bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N); bloqueio do esquema de seletividade lógica, quando as proteções do alimentador que foram bloqueadas pelo esquema da CTPN, não enviarem sinas de partida (pick-up) utilizadas para o esquema de seletividade lógica; Página 23 Revisão 03 12/2014

26 depois de expirado o temporizador do elemento temporizado de neutro do geral de BT do transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os alimentadores que estiverem com a função CTPN ativa; se após 400 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa, ainda persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT. 7.4 Esquema Regional de Alívio de Carga ERAC O Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) utiliza relés/funções de frequência, que atuam tanto no corte quanto no restabelecimento automático de alimentadores e/ou linhas de transmissão sempre que o valor absoluto da frequência do sistema atingir valores predeterminados. Os valores de frequência, tempos de atuação e esquemas de religamento automático, devem observar o estabelecido na Instrução de Operação I-OPE-003 na sua última revisão. NOTA 1 Durante a atuação do esquema do ERAC, somente poderá(ão) ser religado(s) automaticamente o(s) alimentador(es) que foi(ram) desligado(os) pelo ERAC. Qualquer desligamento por atuação das funções de proteção de sobrecorrente bloqueia o religamento alimentador pelo ERAC. NOTA 2 O bloqueio da função de religamento automático (79) deve bloquear também o esquema de religamento automático do ERAC. 7.5 Seletividade lógica Nas subestações onde a tecnologia dos reles de proteção permitir deverá ser adotado o conceito de seletividade lógica. Este esquema permite reduzir o tempo de atuação da proteção para 150 ms para internas a subestação. A lógica deste esquema consiste no emprego de funções de sobrecorrente instantâneas nos reles de proteção de retaguarda (montante) dotadas de bloqueio pelos elementos de partida (pick-up) das proteções de sobrecorrentes dos reles à jusante de forma a se obter uma resposta rápida da proteção para defeitos internos a SE. Para o lado secundário do transformador, deve ser adotada função de sobrecorrente instantâneo de neutro com tempo de atraso de 150 ms. Esta função deve ser bloqueada se houver pick-up de proteção de sobrecorrente de qualquer alimentador a jusante. Para o lado primário do transformador, deve ser adotadas funções de sobrecorrente instantâneas de fase e neutro com tempo de atraso de 150 ms. Estas funções devem ser bloqueadas se houve pick-up de proteção de sobrecorrente de qualquer alimentador a jusante ou do geral de BT. A definição dos ajustes ou mesmo da necessidade de bloqueio de uma ou mais destas funções, deve ser feita em estudo específico. O esquema de seletividade lógica deve considerar as condições operativas e configuração da subestação. Por exemplo, em caso de subestação dotado de 24-1, este esquema deve enviar bloqueio para as proteções da proteção da barra oposta, evitando atuações indevidas. O esquema de seletividade lógica deve ser bloqueada no caso de falha de comunicação entre os relés. 7.6 Lógica para falha de disjuntor (62/50BF) Nas subestações onde a tecnologia permite, deve-se habilitar a proteção de falha do disjuntor (62/50BF). Esta função é utilizada para evitar que ocorrências de pequeno porte evoluam a eventos de grandes proporções no sistema elétrico. Na ELEKTRO, a lógica de falha de disjuntor deve monitorar a presença de corrente passante após o envio de um comando de abertura para um disjuntor. Página 24 Revisão 03 12/2014

27 Após a emissão do sinal de TRIP pela proteção do disjuntor, é disparado um contador de tempo e se, ao término da contagem desse tempo pré-determinado, ainda houver registro de corrente passando pelo disjuntor local, é enviado um sinal de TRIP-50BF ao disjuntor imediatamente à montante. Esse esquema deve ser implantado nos disjuntores de alimentadores e nos disjuntores geral de BT. 7.7 Rele em Manutenção / Liberado. Nas subestações digitalizadas que utilizam o protocolo IEC61850, onde a troca de informações entre reles é feita por meio de mensagens GOOSE, deve ser criado um esquema para possibilitar ensaios/testes de um determinado equipamento/bay sem que isso interfira na operação da instalação como um todo. Durante ativação dessa função nenhuma mensagem GOOSE referente a esquemas de proteção (CTPN, seletividade lógica, 50BF) deverá ser recebida ou enviada pelo rele. Durante ativação dessa função todos os trips externos ao bay desenergizado deverão ser desativados Em condições em que a própria liberação do bay inclua a abrangência dos trips (exemplo bays de entrada de linha DJ com as duas seccionadoras de isolação abertas) essa função não deverá inibir o trip Tratando-se de uma função liberação para manutenção, sua ativação/desativação somente poderá feita de forma local no rele, sem verificação de seccionadoras ou outros equipamentos. Deverá ativar um alarme no sistema supervisório: Relé em manutenção - Trips externos ao bay do relé desativados. 7.8 Quanto à aplicação de relé a) Para as proteções de entrada de linha, devem ser utilizados dois relés para cada circuito. Poderão ser utilizados relés de fabricante ou tipos diferentes, porém os ajustes aplicados nos relés devem ser os mesmos. b) Nos bays de transformadores das subestações com tensão primária maior ou igual a 69 kv, devem ser utilizadas umas das alternativas listadas abaixo em ordem de prioridade: b1) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção: sobrecorrente temporizada de fase; sobrecorrente temporizada de neutro direcional; duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase direcionais; três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro direcionais; e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de proteção: sobrecorrente temporizada de neutro direcional; sobrecorrente temporizada de fase direcional para as subestações dotadas de alimentadores com cogeração; diferencial do transformador; Página 25 Revisão 03 12/2014

28 NOTA diferencial de terra restrita para enrolamentos dos transformadores ligados em estrela aterrada. todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes. b2) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção: sobrecorrente temporizada de fase; sobrecorrente temporizada de neutro direcional; duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase direcionais; três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro direcionais; e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de proteção: sobrecorrente temporizada de neutro; sobrecorrente temporizada de fase para as subestações dotadas de alimentadores com cogeração; NOTA diferencial do transformador. todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes. b3) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção: sobrecorrente temporizada de fase; sobrecorrente temporizada de neutro; duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase; três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro; e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de proteção: sobrecorrente temporizada de neutro; sobrecorrente temporizada de fase para as subestações dotadas de alimentadores com cogeração; NOTA diferencial do transformador. todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes. c) Nos bays de transformadores de até 6,3 MV em subestação com tensão primária até 34,5 kv, além das configurações listadas em ordem de prioridade no item acima, admitese, como última hipótese, a utilização de elos fusíveis para a proteção do lado primário do transformador de força. d) Para proteção de alimentadores, deverão ser utilizados relés exclusivos por alimentador, com as funções de proteção apresentadas na ND.78 em sua última revisão. 7.9 Quanto aos TRIPs por atuação de proteção. a) As funções de proteção dos relés de entrada de linha, quando atuadas, devem enviar trip físico para o disjuntor de entrada de linha correspondente. Devem ser ajustadas para atuação coordenada com a proteção de primeira zona da LT. Página 26 Revisão 03 12/2014

29 b) A atuação da proteção diferencial do transformador deverá enviar trip físico para os disjuntores do lado primário e secundário do transformador, isolando o transformador. Caso não seja utilizado disjuntor do lado secundário, deverá ser enviado trip para os alimentadores conectados na barra. c) A atuação das proteções internas do transformador deverão enviar trip físico para os disjuntores do lado primário e secundário do transformador, isolando o transformador. Caso não seja utilizado disjuntor do lado secundário, deverá ser enviado trip para os alimentadores conectados na barra. d) As funções de proteção do lado primário e secundário do transformador deverão enviar trip físico para os disjuntores que garantam o isolamento da falta. Quando não houver impacto no número de clientes interrompidos, poderá ainda enviar trip físico para a abertura de outros disjuntores que irão facilitar o restabelecimento. e) Para o esquema de falha do disjuntor (50BF) deve-se, preferencialmente, utilizar trip físico, sendo admitido trip via GOOSE. f) Para o esquema de CTPN, deve-se, preferencialmente, utilizar trip físico, sendo admitido trip via GOOSE. g) Para garantir que todas as fontes de contribuição para faltas serão isoladas, deverão ser considerados a existência de cogeração em alimentadores. A tabela seguinte apresenta resumo do critério de atuação de proteção para cada tipo de subestação. Página 27 Revisão 03 12/2014

30 Equipamentos de entrada lado AT Quantidade de transformadores Quantidade de disjuntores lado BT Tabela 2 Resumo de atuação das proteções Configuração barramento lado BT 1 disjuntor 1 - ÚNICA 1 disjuntor 1 1 ÚNICA 1 disjuntor 2 2 ÚNICA 1 disjuntor 2 2 SEPARADA 2 disjuntores 2 2 ÚNICA 2 disjuntores 2 2 SEPARADA Atuação proteção interna do transformador Disjuntores dos alimentadores Disjuntor BT 2 Disjuntores BT 2 Disjuntores BT Disjuntor BT Disjuntor BT Atuação da proteção contra sobrecorrentes lado AT Disjuntores dos alimentadores Disjuntor BT Disjuntores BT Disjuntor BT Disjuntor BT Disjuntor BT Atuação da proteção contra sobrecorrentes lado BT Disjuntores dos Alimentadores Relé de bloqueio Disjuntor BT Relé de bloqueio 2 Disjuntores BT Relé de bloqueio 2 Disjuntores BT Relé de bloqueio Disjuntor BT Relé de bloqueio Disjuntor BT Relé de bloqueio Atuação da proteção diferencial Disjuntores dos alimentadores Disjuntor BT 2 Disjuntores BT 2 Disjuntores BT Fusível ÚNICA - Alimentadores - - Disjuntor BT Disjuntor BT Fusível ÚNICA - Disjuntor BT - - Página 28 Revisão 03 12/2014

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