PEA2412 Automação de Sistemas Elétricos de Potência. Prova 1 Parte 1 Aulas 1 a 6. Aula 1 03/ SAS Sistema de Automação de Subestações.
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- Jónatas Carreira Van Der Vinne
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1 PEA2412 Automação de Sistemas Elétricos de Potência Prova 1 Parte 1 Aulas 1 a 6 Aula 1 03/08 1. SAS Sistema de Automação de Subestações Bibliografia: a. Substation Automation Handbook (2003) Klaus Peter Brand, Valter Lohman, Wolfgang Wimmer b. Sistemas Digitais para Automação, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica José Antonio Jardini c. Power System Relaying Stanley H. Horowitz, Arun G. Phedlre Sistema de Supervisão e Controle do Sistema de Potência (SSC) - Este sistema provê os meios para a coordenação da operação do sistema elétrico, visto de forma global. - Este sistema é composto de níveis hierárquicos: No Brasil: COSN Brasília COSR NCO Norte Centro-Oeste (Brasília) COSR NE Nordeste (Recife) COSR SE Sudeste (Rio de Janeiro) COSR S Sul (Florianópolis) 1
2 No SN os 5 centros de operação: - Comandam as (aproximadamente) 50 mil intervenções/dia - Recebem 10 mil informações/segundo - Gravam 10x10 6 registros/dia A principal tarefa do SSC, além do controle direto, é o gerenciamento energético, o qual controla não somente o balanço produção/consumo, mas também o caminho do fluxo de potência na rede de potência, considerando aspectos econômicos, de segurança e de qualidade. No SSC está localizado o sistema computacional responsável pelas funções de alto-nível que fornecem as informações para a operação adequada e segura da rede. Algumas funções são: - previsão de carga - programação hidro-energética de reservatório - fluxo de potência - estimador de estado - análise de segurança - controle de carga frequência - recomposição do sistema Para realizar essas funções o SSC tem de adquirir dados (tensões, correntes, fluxos de potência ativa/reativa, status dos equipamentos, etc) em todos os pontos da rede. Além disso, ele tem de comandar equipamentos, tais como disjuntores, seccionadores, etc. Essa função é denominada SCADA (Supervisory Controle and Data Acquisition). O nível mais baixo do SSC é o sistema de automação da subestação (SAS), responsável pela aquisição das grandezas a serem monitoradas e pela supervisão e controle dos equipamentos primários (disjuntores, seccionadoras, etc). O sistema de automação de subestação integra as funções: - proteção - controle - medição - análise pós-falta 2
3 Fundamentos do Sistema de Proteção Componentes - T: Transformadores de instrumentação (TP e TC). Fornecem a isolação necessária entre o sistema de proteção e a rede de potência. Reduzem a magnitude das tensões e correntes primárias. - EP: Elemento de proteção. Pode variar desde um relé com uma única função de proteção até um dispositivo multifuncional. - CC: Circuito de trip (abertura) - SA: Serviço auxiliar de alimentação DC (por exemplo, 125V) fornecido através de um banco de baterias. Fornece a corrente para o circuito de trip e alimentação dos relés. Tem papel importante na confiabilidade do sistema. - D e R: Equipamentos de display e registro (oscilógrafo). 3
4 Aula 2 10/08 Continuação Sistemas de Proteção O objetivo do sistema de proteção é isolar o equipamento defeituoso de forma rápida, confiável e desegernizando o menor trecho da rede (seletividade). Dentro desse contexto existem alguns princípios que o sistema deve respeitar: 1. Confiabilidade: As falhas no sistema de proteção são classificadas: a. Falha de Segurança (Security): Não existe uma falta dentro da zona de proteção do relé e ele atua individualmente. b. Falha de Operação (Dependability): Existe uma falta dentro da zona de proteção e ela não atua. Security e Dependability são objetivos conflitantes SECURTY DEPENDABLTY Exemplo: Um relé de proteção tem as seguintes probabilidades de falha: p : probabilidade de ocorrer falha de segurança q : probabilidade de ocorrer falha de operação Para aumentar a confiabilidade pode-se pensar em duplicar o sistema de proteção: Proteção Principal + Proteção Alternada. Neste caso, existem duas alternativas para ligações de trip: a. Contatos em Série: b. Contatos em Paraelo: 4
5 Ligação Probabilidades Falha de Segurança Falha de Operação Série p 2 q(2-q) * Paralelo p(2-p) q 2 * Ativa Corretamente = (1-q)(1-q) = 1 2q + q 2 Falha na operação = 1 (1 2q + q 2 ) = 2q - q 2 = q(2-q) Os critérios de projeto normalmente priorizam a redução na probabilidade de falha de operação em detrimento da falha de segurança normalmente os contatos de proteção duplicada são colocados em paralelo. Causas de Falha de Proteção - Equipamento: relé, transformadores de instrumentação (TP e TC); Circuito de trip: serviço auxiliar, mecanismo de desarme do disjuntor, disjuntor. 2. Seletividade ou Coordenação de Proteção: É a habilidade do sistema de proteção de desernegizar o menor trecho possível da rede, isolando somento o equipamento defeituoso. Existem dois conceitos associados à seletividade: a. Zona de Proteção Primária - O conceito de seletividade é definido em termos de regiões da rede (zona de proteção primária) para os quais um dado sistema de proteção é responsável. - O SP (Sistema de Proteção) é considerado seletivo se ele responde às faltas que ocorrem somente dentro de sua zona de proteção. - A zona de proteção é definida pela posição dos TCs e disjuntores. - Disjuntores são instalados no ponto de conexão entre dois equipamentos. sso permite que somente o equipamento defeituoso possa ser isolado (eventualmente algum disjuntor pode ser eliminado por razões econômicas). - Uma zona de proteção é estabelecida ao redor de cada equipamento. Faltas dentro dessa zona devem provocar a atuação de todos os disjuntores da zona e só desta. - Faltas dentro da área de sobreposição de duas zonas provoca a atuação dos disjuntores destas zonas (porém não existem pontos cegos). 5
6 - A posição das zonas é determinada pela localização dos TCs (transformadores de corrente). Disjuntores de tanque vivo, por razões de isolação, não possuem TC. Usa-se um TC externo. Exemplo: Falta em F1: Proteção da barra detecta e abre A e B Defeito solado Falta em F2: Proteção da barra detecta e abre A e B Porém a falta alimenta pela linha Não existe ponto cego na proteção primária. Falta em F3: Atua proteção da barra e linha. b. Proteção de Retaguarda O Sistema de Proteção Primária pode falhar para atuar. Neste caso, é necessário a existência de um sistema alternativo que isole o equipamento defeituoso, mesmo à custa da desenergização de um trecho maior da rede. As alternativas são: - Proteção Primária Duplicada; - Proteção de back-up remota; - Proteção de back-up local + esquema de falha de disjuntor. b1. Proteção Primária Duplicada: - Proteção Principal + Proteção Alternada: Atuam na mesma velocidade - Comum em sistemas de alta tensão - Pode-se utilizar os mesmos elementos do sistema de proteção ou pode-se também duplicá-los. Para linhas de EHV é comum utilizar TCs separados. Utiliza-se o mesmo TP, porém enrolamento secundário separado. Disjuntores não são duplicados, porém o sistema de serviço auxiliar pode ser duplicado. Em sistemas de tensão mais baixa compartilha-se TP, TC e baterias. 6
7 Aula 3-11/08 Continuação - Proteção de retaguarda - Proteção primária duplicada - Proteção backup remota - Proteção backup local + falha no disjuntor Proteção de Back-Up Remota Caso a proteção primária falhe, um outro sistema de proteção deverá atuar, mesmo às custas de um trecho maior da rede desenergizado. É conveniente que não exista um modo de falha comum entre a proteção primária e a de backup. sso é alcançado se o backup estiver em uma SE diferente - Se E falhar: A e B devem atuar - Se F falhar: e J devem atuar - A e F dão backup remoto para a linha BD - Seletividade entre a proteção primária e backup é alcançada através de um delay de tempo (o backup enxerga a falta, porém atua com atraso). Vantagem: imune aos modos de falhas comum Desvantagem: - atua com atraso - desenergiza trecho maior 7
8 Proteção de Backup Local + Falha de Disjuntor Em algumas situações o backup remoto é inviável e, neste caso, utiliza-se o local: 50 função de sobrecorrente instantânea 8
9 Circuito de TRP Principais Funções de Proteção a) Detectores de níveis É o princípio de proteção mais simples. O relé atua quando a grandeza monitorada ultrapassa um valor ajustado (relés de sobre) ou quando fica abaixo desse valor (relés de sub). b) Função de sobrecorrente Essa função é classificada em: -> ANS 50: sobrecorrente instantânea (sem atraso intencional) -> ANS 51: sobrecorrente temporizada: pode ser subclassificada em: - tempo definido - tempo inverso 9
10 Característica tempo de atuação (TA) x corrente PK = corrente de pick-up: o relé atua quando a corrente ultrapassar esse valor m = múltiplo da corrente de atuação Característica de tempo inverso (curvas) a1) Norma ANS nt = multiplicador de tempo (ajuste) curva inversa: K1 = 0,18, K2 = 5,95, P = 2 curva muito inversa: K1 = 0,0963, K2 = 3,88, P = 2 curva exponencialmente inversa: K1 = 0,00262, K2 = 0,
11 11 a2) função de sobre-tensão (ANS 59) função de sobre-tensão (ANS 27) Em condições normais de operação a tensão permanece em uma faixa estreita (+ - 5%). Subtensões > indício de faltas na rede Sobretensões > falha de reguladores b) Função diferencial (87) É um dos princípios de proteção mais sensíveis. Aplica-se a geradores, motores, trafos, barras, reatores, linhas. Ligação Diferencial e p r 0 = = e e e p e p op r r
12 12 Função Diferencial Percentual O relé atua quando: restrição operação τ τ > (analogia com um sistema eletromecânico) Ou: [ ] ( ) K K & & & & + > & & 123 & & restrição de corrente operação de corrente K > + ( ) = + = >> e e p p e p e p op r r r 123 e p r 1 & 2 &
13 & + & 1 2 Regia de atuação K2 Regia de não atuação K1 & & Característica do diferencial percentual. Obs.: Atualmente os reles são equipamentos micro-processados que possibilitam modular a K característica do diferencial, permitindo 2, além da introdução de mais parâmetros K. 1 K 13
14 Aula 4 17/08 Funcões de Proteção 1. Detector de Nível - Sobrecorrente (50/51) - Sobretensão (59) - Subtensão (27) 2. Diferencial (87) 3. Comparação de Ângulo - Direcional de Sobrecorrente (ANS 67) - Direcional de Potência Ativa (ANS 32) Exemplo Esta função de proteção compara o ângulo de duas grandezas alternadas. - Grandeza de Operação - Grandeza de Polarização 67 (fase): Operação: Corrente Polarização: Tensão 67N (neutro): Operação: Corrente ( n ) Polarização: Corrente ( o ) Uma unidade direcional normalmente associada a uma unidade de sobrecorrente nos casos em que esta última sozinha não é capaz de discriminar corretamente o ponto de falta. Exemplo: Função de Distância Baseia-se na medida da impedância vista pelo relé, isto é, na relação entre uma tensão e uma corrente: Z medida = R + jx = V / A função responde de acordo com a posição da impedância medida no plano R - x. 14
15 Plano R x A zona característica do relé é uma curva fechada como indicado pelo região 2. O relé ativa quando a impedância medida cair no interior dessa zona. Tipo de Características Relé de Distância tipo Mho Característica Lenh 15
16 Característica Quadrilateral Característica mpedância 4. Outras Funções - Frequência (ANS 81) sobre ou sub; - Temperatura (ANS 49)... Proteção de Linhas de Transmissão Funções Aplicáveis - Função de Sobrecorrente (só para linhas radiais) (50/51) - Função de Sobrecorrente Diferencial (67) - Função de Distância (21) - Teleproteçào (67, 21) - Diferencial de Linha (87L) Proteção de Linhas por Sobrecorrente 50 Sobrecorrente instantânea (sem atraso intencional) 51 Sobrecorrente temporizada - Tempo ndependente - Tempo nverso 16
17 Característica Tempo de Atuação x Corrente Curva nversa: Norma ANS TA = MT [K1 + K2 / (m p 1)] Ajustes da função PK Corrente de Atuação (Pick-Up) do relé - MT Multiplicador de Tempo. Na tecnologia eletromecânica enfatizam-se 4 unidades de sobrecorrente: 17
18 - Os relés de fase são capazes de detectar defeitos entre fases (trifásico, dupla-fase, dupla-fase-terra) ou fase-terra sem compromisso. - O relé de neutro detecta faltas que envolvem a terra (fase-terra ou duplo fase-terra). Permite ajustes mais sensíveis. - No relé digital tanto as proteções de fase quanto de neutro encontram-se na mesma unidade. Filosofia de Ajuste das funções 50/51 O relé A deve detectar todos os defeitos entre fases ocorrendo entre a barra 10 e 20 (zona de proteção primária). Deve fornecer backup para a falta entre fases no trecho Essas condições devem ser verificadas para todas as situações operativas. Formas de impor seletividade entre relés A e B: - Seletividade por Tempo - Seletividade por Corrente - Seletividade Lógica 18
19 Ajuste da Função 51 - Neste caso a seletividade é obtida por temporização. - Característica de tempo independente (pouco utilizada no Brasil) Ajuste da Corrente de Atuação ( PK ) - O relé não pode atuar para a corrente carga máxima (calculada para a tensão mínima)( L máx ). - O relé deve enxergar o defeito entre fases mínimo no trecho à jusante (backup), que é o curto dupla-fase na barra 30 do exemplo. 51 PK > k1* L máx curto min < k2* 51 PK Onde: 1.5 k k2 3.0 Ajuste do MT da função 51 Para garantir a seletividade (por tempo), para todas as faltas comuns aos relés A e B, deverá existir um intervalo de tempo mínimo ( T) entre o tempo de atuação em A (mais lento) e o tempo de B. T = tempo de coordenação (critério de projeto). T engloba: - O tempo necessário para isolação da falta em B; - Erro de tempo nos relés; - Margem de Segurança 19
20 T = tempo total B + t erro + t segurança Valor típico T = 0,3 seg * * Pode-se adotar valores mais elevados caso exista interferência nos dados. Verificação não frequente dos ajustes (sistema muda). Critério de Ajuste de MT - mpondo-se o critério no T para a máxima corrente de falta comum (normalmente curto trifásico na barra 20) aos dois relés, o critério será atendido para todas as demais faltas. 20
21 Aula 5 18/08 Ajuste da Função 51 - Ajuste de PK - Ajuste do Multiplicdor de Tempo (MT) cc máx = Máxima corrente de falta comum aos dois relés (normalmente curto trifásico na barra 20 com mínima impedância de fonte). Relé B (já ajustado) R B TC Relação do TC B PK Corrente de atuação MT B Multiplicador de tempo Relé A R A TC ajustado A PK ajustado MT A? 21
22 Tempo de atuação do relé B curto no 2 TC = cc máx / R B TC m b = curto no 2 TC / B PK = cc máx / (R B TC * B PK ) - Equação da curva: t b = MT B [ K1 + K2 / (m P B 1) ] - Tempo de atuação do relé B t A t B + T T = tempo de coordenação (critério de projeto) - Ajuste do MT B m A = curto máx / (R A TC * A PK) MT A [ K1 + K2 / (m P A 1) ] t B + T MT A (t B + T) / [ K1 + K2 / (m P A 1) ] Exemplo: Barra 10 Barra 20 Barra 30 FALTA MN (bifásico) FALTA MAX (trifásico) Ajuste do Relé B carga máx = 95 TC B : 100/5 R B TC = 1:20 22
23 Ajuste B PK carga máx no 2 TC = 95/20 = 4,75A curto min no 2 TC = 600/20 = 30A PK > K1 * L-máx 1.5 k1 2.0 curto min > k2 * PK 2.0 k2 3.0 B PK = 10A Ajuste MT B : O relé B não coordena com outra proteção pode-se utilizar um ajuste baixo para o multiplicador de tempo. MT B = 1.0 Hipótese: Curva muito inversa. Tempos de atuação do relé B: - curto mínimo: curto min no 2 TC = 600/20 = 30A m= 2 TC / PK = 30/10 = 3 t B A = [0, ,88/(3 2 1)] = 0,581 segundos - curto máximo: curto máx no 2 TC = 1500/20 = 75A m= 2 TC / PK = 75/10 = 7,5 t B A = [0, ,88/(7,5 2 1)] = 0,166 segundos Ajuste do Relé A carga Max = = 140A TC A : 200/5 R A TC = 1:40 23
24 Ajuste A PK carga no 2 TC = 140/40 = 3,5A curto min no 2 TC = 600/40 = 15A A PK = 7A Ajuste MT A : Coordenação entre A e B para curto trifásico na barra 20 (pior caso). Curto trifásico na barra 20 (1500A) t B A=0,166 seg t A A t B A + T t A A 0, ,3 t A A >= 0,466 segundos cc = 1500A t A A 0,466 seg m = 1500/(40*7) = 5,36 MT A [ 0, ,88/(5,36 2 1)] >= 0,466 MT A 1,973 Tempo de Atuação da Função 51 24
25 Função 50: Proteção de sobrecorrente de fase instantânea - Para melhorar o desempenho da função 51 (em termos de redução do tempo de atuação) associa-se a função 50 (sobrecorrente instantânea). - A aplicação dessa função torna-se interessante se existe uma substancial diferença entre as correntes de falta no início e final do trecho. Ajuste da Função 50 - Agora a coordenação não pode ser obtida através de temporização. - A corrente de atuação da função 50 deve ter um ajuste superior à máxima corrente de falta no trecho à jusante. PK k1* curto máx no trecho à jusante (curto trifásico na barra 20) k1 = 1,25 critério de projeto Ajuste da unidade 50 do relé B Curto trifásico na barra 30 = 1000A curto no 2 TC = 1000/20 = 50A 50-B PK 1,25 * 50 = 62,5A Ajuste da unidade 50 do relé A Curto trifásico na barra 20 = 1500A curto no 2 TC = 1500/40 = 37,5A 50-A PK 1,25 * 37,5 = 46,9A = 47A - A percentagem do trecho protegido pela função 50 pode ser estimada por: % = ( 10 cc 20 cc ) / ( 10 cc 50 PK) *
26 Aula 6 24/08 Proteção de Linhas pela Função de Sobrecorrente Direcional (67/67N) 67 Direcional de fase 67N Direcional de Neutro - Para redes não radiais ou radiais com circuito em paralelo, somente com as funções 50/51 não é possível alcançar a coordenação entre os relés. - Nestes casos, associa-se às funções 50/51, unidades direcionais (67) que permitem que a sobrecorrente atua para faltas em um sentido e são bloqueadas para falta no sentido contrário. O princípio direcional foi estabelecido no séc. XX utilizando teconologia eletromecânica. Seu princípio consistia em produzir torque (positivo ou negativo) em uma estrutura de disco de indução, a partir de duas grandezs alternadas (grandeza de operação e grandeza de polarização). Φ 1 (t) = Φ 1 cos (wt + Θ) Φ 2 (t)= Φ 2 cos (wt - α) 26
27 Θ = defasagem entre as grandezas de polarização e operação Θ Φ = defasagem entre os fluxos O torque produzido no disco é dado por: Τ = Φ 1 Φ 2 sen Θ Φ Τ = KV sen (Θ - α) O torque será máximo quando Θ Φ = 90 τ - α = 90 -α = 90 - τ Τ = KV sen (Θ + 90 τ) Τ = KV cos (Θ τ) - Para a região de τ > 0, a função libera a sobrecorrente para atuar. Na região de τ < 0 ocorre o bloqueio. - Os relés digitais utilizam o mesmo princípio, mas implementado via software, através da seguinte condição: Τ = Re [ Î* op (^V pol x 1 τ) Îop = R op + j op ^Vpol = V R pol + j V pol (Obs: Î e ^V são vetores, não estou utilizando o Equation para poder disponibilizar o arquivo na versão para Word 2003) Para faltas próximas ao relé (que podem levar ao colapso a tensão de polarização), o software utilzia a tensão de memória. 27
28 2.1. Função Direcional de Fase (67) - Utilizam-se 3 unidades direcionais, uma para cada fase. - Para a tensão de polarização existem várias alternativas, a mais utilizada é a conexão 90 ou quadratura. Elementos direcionais de fase (67) UNDADE Grandeza Operação Grandeza Polarização A Î A ^V BC B Î B ^V CA C Î C ^V AB Unidade da Fase A (67A) Corrente A nos vários tipos de falta (ABC, AB, AC, AN) Hipótese: Ângulo da impedância de linha = 70 Curto Trifásico 28
29 Curtos Bifásicos Curtos A-N 29
30 Unidade Direcional de Neutro (67N) - A grandeza de operação para função 67N é a componente de sequência zero das correntes de linha: 0 = 1/3(Î A + Î B + Î C ) - Para a grandeza de polarização, normalmente, os relés comerciais permitem a seleção entre duas alternativas: a. V polarização = - V 0 = - 1/3[^V AN + ^V BN + ^V CN ] Faltas F1: Libera o 50/51N Faltas F2: Bloqueia o 50/51N Ajuste típico: -60 τ
31 b. Usar uma corrente como grandeza de polarização. Normalmente a corrente de neutro do transformador 31
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