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PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS Professor Prof essor:: Me. Me. Elton Elton Jeser Diniz dos Sant Santos os

PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

 Alunos:  Aline Priscila Priscila Bortolott Bortolotto o Gomes Ferreira Ferreira  Állan César Felix Felix dos Anjos Mauricio de Souza Dutra Tatiane Tati ane Cris Cristina tina Cunh Cunha a

PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

 Alunos:  Aline Priscila Priscila Bortolott Bortolotto o Gomes Ferreira Ferreira  Állan César Felix Felix dos Anjos Mauricio de Souza Dutra Tatiane Tati ane Cris Cristina tina Cunh Cunha a

Estrutura no Brasil • OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (ONS (O NS). ). Resp Respon onsá sáve vell pela pela coor coorde dena naçã çãoo e cont contro role le da operação da geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional. Regulador das concessionárias; • SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN): Sistema formado por concessionárias de todas as regiões do Brasil, é operado pela ONS. Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN;

SIN

Linhas de transmissão • É um circuito elétrico que interliga subestações com o objetivo de transportar a energia; • Transporte é feito em tensões elevadas com o objetivo de minimizar perdas; • Podem ser Aéreas, subterrâneas ou Submarinas;

Visão geral do caminho da energia Geração Subestação elevadoras Transmissão Subestação abaixadoras

Subestação abaixadoras

Distribuição Consumo

Consumo

Consumo

Distribuição Consumo

Consumo

Norma • ABNT • ANEEL • ONS

SISTEMA DE PROTEÇÃO • SISTEMA DE PROTEÇÃO: conjunto de equipamentos composto por relés de proteção, relés auxiliares, equipamentos de teleproteção e acessórios destinados a realizar a proteção em caso de falhas elétricas, tais como curtoscircuitos, e de outras condições anormais de operação dos componentes de um sistema elétrico (LT, barramentos e equipamentos).

• PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no componente protegido. São exemplos os esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc. • PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no componente protegido e a fornecer proteção adicional para os componentes adjacentes. Em sua aplicação como PROTEÇÃO DE RETAGUARDA, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as proteções de sobrecorrente e as proteções de distância.

• PROTEÇÃO DE RETAGUARDA: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro sistema de proteção. Quando esse sistema está instalado no mesmo local do sistema de proteção a ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está o sistema de proteção a ser coberto, trata-se de retaguarda remota. • PROTEÇÃO PRINCIPAL: esquema de proteção composto por um sistema de proteção unitária ou restrita e um sistema de proteção gradativa ou irrestrita.

• PROTEÇÃO ALTERNADA: esquema composto por um sistema de proteção unitária ou restrita e por um sistema de proteção gradativa ou irrestrita, irrestrita, funcionalmente idêntico a proteção principal e completamente independente desta ; • PROTEÇÃO INTRÍNSECA: conjunto de dispositivos de proteção normalmente normalmente integrados aos equipamentos, equipamentos, tais tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura, temperatura, sensores de nível etc.

Principais riscos em Linhas de Transmissão •  AMPACIDADE  AMPACIDADE : Corrente Corrente máxima que a linha é capaz de transmitir sem aumentar a flecha por aquecimento dos condutores; • EFEITO CORONA: conseqüência do rompimento rompimento do dielétrico do ar ao redor dos condutores, provoca perdas eléctricas no sistema sistema . Quando há sobretensões, o efeito corona amortece tais falhas, agindo como um "escape" desta energia excedente. Para evitar esse efeito são utilizados multiplos condutores por fase;

Problemas que afetam a integridade das LTS • Sobre Sobreten tensõe sõess devido devido adesca adescarg rgas as atmosf atmosfér érica icas; s; • Sobretensõ Sobretensões es devido devido a manobras; manobras; •  Ventania, furacões, furacões, geada e outras outras condições climáticas extremas; • Poluição; •  Vandalismo; • Eletrocorrosão.

Falhas por origens elétricas podem ser minimizados pela utilização • Cabos pára-raios, • Pára-raios (supressores de surto), • Pára-raios de linha, • Procedimentos coordenados de manobra, • Aterramento adequado, • Proteção catódica.

Principais riscos em Linhas de Transmissão • FALHA DO ESPAÇAMENTO: ocorrência de rompimento do isolamento do espaçamento do condutor ao solo ou aos obstáculos atravessados pela linha ou que dela se aproximem; • ARCO-ELÉTRICO: fluxo de corrente entre dois eletrodos condutores, em meio normalmente isolante, resultando em temperatura elevada, capaz de fundir alguns materiais, pode causar grandes danos na instalação;

Falha na PROTEÇÃO DE LT!!!! • Proteção de linhas de transmissão estava desligada, diz ministério • Agência Brasil • 31/10 /2012 • A presidente Dilma mandou passar um pente fino nas linhas de transmissão para verificar se há algum defeito nas redes de proteção disse Nelson Hubner, após reunião da diretoria da agência, nesta terçafeira.

• Na madrugada da última sexta-feira (26), 100% do Nordeste e 77% dos estados do Pará, Tocantins e Maranhão ficaram sem energia. O problema foi na linha de transmissão entre Colinas (TO) e Imperatriz (MA), que interliga os sistemas Norte/Nordeste ao Sul/Sudeste.

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Nelson Hübner, disse: • “A proteção do equipamento não foi devidamente programada”, completou ele, referindo-se à proteção da linha de transmissão entre as subestações de Colinas (TO) e Imperatriz (MA), que ficou inoperante na sexta-feira.

“Se a proteção estivesse ativa, não teríamos tido essa ocorrência no sistema Norte e Nordeste”, disse o ministro interino de Minas e Energia, Márcio Zimmermann. Segundo ele, houve falha de procedimento da empresa Taesa, responsável pela linha de transmissão, que não realizou testes para checar o funcionamento do sistema após o desligamento.

O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Hermes Chipp, disse que a falha de não ativar a proteção não é normal, mas ocorre. “Existem testes funcionais para checar o serviço que foi feito, e esses testes não foram realizados, então a falha não foi identificada”, disse.  A origem do problema ainda não foi identificada pelos técnicos do governo. Segundo Chipp, uma chave sofreu um curto-circuito e derreteu, porém não havia descargas elétricas no momento do blecaute.

Ministério de Minas e Energia Gabinete do Ministro PORTARIA No 576, DE 31 DE OUTUBRO DE 2012. •  Art. 1 Estabelecer, na forma desta Portaria, as diretrizes para realização de avaliação dos sistemas de proteção das instalações da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN. •  Art. 5 Deve a ANEEL incluir nos procedimentos operativos a supervisão da avaliação periódica dos sistemas de proteção das instalações elétricas.

“Não acredito que tenha sido intencional, mas houve falha humana”, disse. Segundo Hubner, essas falhas “não podem acontecer”. “Isso precisa ser corrigido. Houve falha na programação do equipamento. Temos que coibir que falhas como essas possam acontecer”, completou.

Da avaliação Execução da avaliação, abordando os seguintes tópicos, conforme detalhado neste documento (apresentação de evidências objetivas, sempre que cabível): • Condição Material das instalações: sala de controle, sala de relés, cablagem, canaletas, painéis, pátio da subestação (Transformadores de Corrente – TCs e Transformadores de Potencial – TPs, em particular); •  Verificação da existência dos aterramentos e estado das conexões dos painéis de proteção; •  Verificação da tecnologia, peças de reposição, dificuldades de manutenção e estado de conservação do sistema de proteção; •  Verificação da funcionalidade desse sistema e adequação à operação;

•  Verificação do histórico do desempenho do sistema de proteção por modelo e tipo; •  Verificação do conhecimento da abrangência dos sistemas especiais de proteção e suas ações no SIN; •  Verificação do Programa de Manutenção Preventiva e histórico de manutenção, incluindo preventiva e corretiva e registros das últimas manutenções da proteção; • Gestão do banco de dados de ajustes: qualidade e atualização; •  Verificação da qualificação, programas de treinamento, prática de trabalho e eventuais deficiências na composição da equipe responsável pela instalação;

• Verificação quanto à adequação, tecnologia e conservação do ferramental e equipamentos para testes e manutenção; • Verificação da segurança das redes de comunicação que atendem à proteção e controle, observando sua vulnerabilidade em relação às redes de gestão e de acessantes; • Verificação da atualização e disponibilidade para acesso local da documentação técnica (desenhos, manuais, ajustes);

ABRANGÊNCIA • Sistemas de proteção, sistemas de telecomunicação e de supervisão associados à proteção, Sistemas Especiais de Proteção, serviços auxiliares, painéis, transformadores de corrente e de potencial e cablagem. Adicionalmente, devem ser avaliadas as condições da instalação, equipamentos e ferramentas de testes de manutenção, práticas de trabalho, documentação técnica, indicadores de desempenho e histórico de ocorrências e atendimento de determinações da ANEEL e recomendações de organismos setoriais.

7.9.1. Requisitos Gerais de Engenharia  Verificar nos projetos dos sistemas de proteção se as instalações de transmissão estão atendendo aos seguintes critérios: •  As informações de tensão e corrente para cada conjunto de proteção são obtidas de núcleos secundários dos transformadores de corrente e de enrolamentos secundários dos transformadores de potencial da linha e da barra, diferentes; • Cada conjunto de proteção é alimentado por conjuntos de baterias, carregadores e circuitos de alimentação de corrente contínua independente e segregada;

• O sistema de proteção foi concebido de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota do sistema de transmissão; • Os cabos dos circuitos secundários de corrente e potencial (TCs e TPs) são blindados; • Estão instalados, dois conjuntos de relés de disparo atuando nas duas bobinas do disjuntor; • Cada um dos conjuntos de relés de disparo, conjunto de abertura 1 e conjunto de abertura 2, deverá ser alimentado independentemente por fonte exclusiva de alimentação em corrente contínua. Cada uma destas fontes deverá ser supervisionada por relés de perda de tensão, que deverão provocar alarmes locais e remotos;

• Todos os contatos que atuam diretamente nas  bobinas de disparo do disjuntor deverão ser isolados por chaves de testes. Todos os contatos que partem o esquema para falha de disjuntor também deverão ser isolados por chaves de teste; • Se o projeto de serviços auxiliares de corrente contínua de Proteção e Telecomunicações, possui dois conjuntos de bancos de baterias e retificadores independentes; • Se o projeto de serviços auxiliares de corrente alternada possui duas fontes de alimentação independentes e com transferência automática.  Adicionalmente, a configuração da subestação deve ter grupo motor-gerador com partida automática.

7.9.2. Requisitos para Proteção de Linhas de Transmissão

Anexo à Portaria MME no 576, de 31 de

outubro de 2012 - fl. 12

 Verificar se cada conjunto de proteção de linha possui as funções abaixo, conforme estudos operacionais e filosofia de proteção adotada no projeto: • Proteção de distância; • Proteção diferencial de linha; • Esquemas universais de teleproteção (incluindo lógicas de eco, lógicas de fraca alimentação); • Transferência direta de disparo entre os dois terminais de proteção da linha de transmissão;

• Proteção de sobrecorrente direcional de fase e de terra, instantânea e temporizada; • Detecção de oscilações de potência e perda de sincronismo; • Proteção para energização sob falha (Dead Line Pick-up); • Proteções de sobretensão instantânea e temporizada; • Religamento automático mono e tripolar, com  verificação de sincronismo; •  Verificar se cada terminal de linha é protegido por dois conjuntos de proteção, denominados proteção principal e proteção alternada, idênticos e independentes, cada um deles provendo completa proteção unitária e de retaguarda;

•  Verificar se em cada saída de linha no arranjo disjuntor-e-meio está prevista proteção de derivação da linha (proteção “stub”), para o trecho de  barramento que irá ficar energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço) e estando um dos disjuntores fechados. • Em caso de disjuntor e meio com apenas um TC o “Blind Spot” deverá estar operacional na secção Y. •  _____________________________

Normativa ONS

Normativas ONS Sobre a ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) • Órgão

responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN), sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

•

SIN: constituído pelas instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todos os sistemas regionais do país, interligados eletricamente.

Normativas ONS Procedimentos de Rede • Todas as atividades do ONS são baseadas em

regras, critérios e procedimentos técnicos, que estão organizados em 25 módulos constituintes dos chamados Procedimentos de Rede.

• Os Procedimentos de Rede são elaborados com a

participação de agentes da ONS, constituindo em um acervo de conhecimento para as funções de planejamento, operação, supervisão e controle do SIN.

Normativas ONS Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas •  Aborda requisitos mínimos que devem ser atendidos

pelas linhas de transmissão aéreas integrantes da rede básica e das Demais Instalações de Transmissão – DIT.

• Será abordado as condições que remetem à proteção

e segurança das LT (Linhas de Transmissão), e FTLT (Função Transmissão das Linhas de Transmissão, que pode ser considerada como o conjunto de componentes que compõe um sistema de transmissão).

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas  A normativa apresentada aplica-se: • A toda linha de transmissão (LT) aérea de tensão eficaz fasefase superior ou igual a 230 kV, em corrente alternada (CA); • Às LT que empreguem tecnologias abrangidas pela NBR 5422 (Projeto de Linhas Aéreas de Transmissão de Energia Elétrica); • Aos projetos, bem como às fases de construção, manutenção, operação, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos utilizados nas LT; • A qualquer inserção ou alteração de um componente de uma LT pertencente à rede básica com relação ao seu projeto original.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1. Requisitos elétricos 1.1 Capacidade de corrente nas fases

 A LT deve ser projetada de acordo com a NBR 5422 de forma a preservar as distâncias de segurança nela estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração da LT e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas: (a) temperatura máxima média da região; (b) radiação solar máxima da região; e (c) brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas • Para operação em regime de longa duração: distâncias de segurança (em relação à objetos ou ao solo), devem ser iguais ou superiores às distâncias estabelecidas na NBR  5422 em condições normais de operação. • Para operação em regime de curta duração: distâncias de segurança devem ser iguais ou superiores às distâncias estabelecidas na NBR 5422 em condições emergenciais de operação. • Para condições climáticas favoráveis, a FTLT pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou curta duração.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.2 Capacidade de corrente dos cabos páraraios • Nas condições climáticas estabelecidas anteriormente, os cabos pára-raios devem ser capazes de suportar, sem dano, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da FTLT por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. • Deve ser previsto no sistema de aterramento ao menos um cabo do tipo OPGW 

•Os cabos OPGW (Optical Ground Wire) possuem as

seguintes funções básicas: Proteção contra descargas atmosféricas e proteção contra curto-circuito, haja vista que suas partes metálicas são capazes de suportar correntes extremamente altas. • Ademais, destaca-se a capacidade da fibra óptica de transmissão de voz, dados e imagem a altas taxas de frequência.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.3 Perda joule nos cabos • Deve ser mantida dentro de limites aceitáveis por meio da utilização de cabos condutores com resistência elétrica suficientemente reduzida. O  valor da resistência é específico para cada instalação e definido a partir de estudos elétricos de longo prazo que levam em conta o efeito da resistência de todas as instalações de transmissão da rede básica •  A perda joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.4 Tensão máxima operativa

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.5 Coordenação de isolamento •  A FTLT deve demonstrar que o dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas da FTLT foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos estabelecidos anteriormente • Para LT de circuito duplo, a coordenação de isolamento da linha deve ser feita de forma a minimizar os desligamentos dos dois circuitos provocados por um mesmo fenômeno.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.6 Isolamento para tensão máxima operativa • Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e o solo ou a objetos situados na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço com período de retorno de, no mínimo, 50 anos, sendo que deve ser garantida: (a) ao longo de toda a LT, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LT; e (b) para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil lateral inclinado (em aclive).

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.7 Isolamento para manobras •  A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá ser, no mínimo, igual ou maior às sobretensões indicadas nos estudos de transitórios eletromagnéticos. • Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase), por circuito, em manobras de energização e religamento da linha de transmissão devem estar limitados aos valores constantes na tabela à seguir:

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.8 Desempenho em relação à descargas atmosféricas

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.9 Emissão eletromagnética 1.9.1 Corona visual •  A LT, quando submetida à tensão máxima operativa, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada por ela. Efeito Corona: Ocorre quando o campo elétrico na superfície dos condutores atinge um limiar no qual o dielétrico do ar rompe-se, criando assim pequenas descargas em torno do condutor.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.9.2 Rádio-interferência • A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança, quando a LT estiver submetida à tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de 1 (um) ano.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.9.3 Ruído audível • O ruído audível no limite da faixa de segurança, quando a LT estiver submetida à tensão máxima operativa, deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: (a) durante chuva fina (<0,00148 mm/min); (b) durante névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou (c) durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.9.4 Campo elétrico • Quando a LT estiver submetida à tensão máxima operativa, o campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 4,2 kV/m. 1.9.5 Campo magnético • O campo magnético no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente à indução magnética de 83 ìT, na condição de operação em regime de curta duração.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.9.6 Desequilíbrio •  As LT de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total. • Caso a LT não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de seqüências negativa e zero deve estar limitado a 1,5%, em  vazio e a plena carga. • LT em paralelo na mesma faixa ou em faixas contíguas ou LT de circuito duplo devem ter pelo menos ciclos de transposição com sentidos opostos.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 1.9.7 Travessia com LT da rede básica • Deverá evitar-se ao máximo o cruzamento sobre LT existentes, salvo em casos no qual o mesmo seja inevitável. • Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LT em projeto com outra(s) LT da rede básica, a LT em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s): (a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um circuito de LT existente com tensão igual ou superior a de projeto; ou (b) quando a tensão nominal da LT em projeto for menor que da LT existente.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 2 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS 2.1 Descargas atmosféricas • Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”. • Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos cabos condutores e cabos páraraios, incluindo as armações flexíveis, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas monomastro ou V protegidas por cabos pára-raios estão isentas desse requisito.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 2.2 Corrosão eletrolítica • Devem ser mantidos a estabilidade estrutural dos suportes da LT e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da LT. A   elaboração de estudos para prevenção dos efeitos relacionados à corrosão em elementos da LT em contato com o solo é de inteira responsabilidade do agente de transmissão.

Submódulo 2.4: Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas 2.3 Corrosão ambiental • Todos os componentes da LT devem ter sua classe de galvanização compatível com a agressividade do meio ambiente, particularmente, em zonas litorâneas e industriais.

Equipamentos e dispositivos de proteção

Esfera de Sinalização Pré-formada Colocadas no pára-raios das LT’s, na faixa sobre as rodovias para visualização da LT pelos aviões.

Relé de proteção SEL-311C

Relé de proteção multifunção para linhas de transmissão, com disparo e religamento mono ou tripolar, tipo SEL-311C, com as seguintes características básicas:

1. Funções de Proteção 50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada; 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada; 50/51Q (46) - Sobrecorrente instantânea e temporizada de seqüência negativa; 21 - Distância de fase, quatro zonas tipo Mho; 21G - Distância de neutro, quatro zonas tipo Mho e quatro zonas tipo quadrilateral; 67G - Sobrecorrente direcional de neutro (polarizado por corrente ou tensão); 67Q - direcional de seqüência negativa;

•85 - Esquemas de controle ou teleproteção (PUTT, POTT, DCUB, DCB, DTT, etc. ou lógica programável); •78/68 - Disparo e bloqueio por oscilação de potência; •79 – Religamento automático monopolar* ou tripolar, até quatro tentativas; •25 - Verificação de sincronismo; •27/59 - Subtensão e sobretensão fase-neutro e entre fases; •59G - Sobretensão de neutro; •59Q - Sobretensão de seqüência negativa;

2. Funções de Medição

•Correntes de fase (Ia, Ib, Ic) e de neutro (Ig), correntes de seqüência (I1,I2,I0); •Tensões de fase (Va, Vb, Vc) e de sincronismo (Vs), tensões de seqüência (V1,V2,V0); •Potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes); •Fator de potência por fase e trifásico; •Demanda de corrente de fase, de neutro e de seqüência negativa; •Demanda de potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes); •Energia ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes); •Registro de valores máximos e mínimos de grandezas analógicas; •Medição sincronizada de fasores (IEEE C37.118).

Pára-raios Poliméricos para Linhas de Transmissão (TLA) - Tipo PBPE-LT

Vantagens • Menores níveis de tensão residual, otimizando a coordenação de isolamento;

• Alta capacidade de absorção de energia, adequada para aplicações críticas; •

Estabilidade em suas características elétricas mesmo em condições de solicitação severa;

• Alta resistência às intempéries, poluição, maresia, etc, o invóluvro em borracha de silicone já consagrado na aplicação em pára-raios demonstrou seu excelente desempenho nestas condições, tanto em ensaios quanto em campo;

Projet Projeto o não fragm fragmen entár tário, io, a constr construçã ução o da parte parte ativa sem espaços internos de ar   evita a explosão do invólucro em condições de falha e os danos que esta condição poderia causar, particularmente adequados para a instalação suspensa requerida em LT’s, não oferecendo riscos sob estas; •

• Elevada resistência mecânica; • Baix Baixo o peso peso,, devi devido do ao pr proj ojet eto o com com invó invólu luc cro polimérico, permite a instalação diretamente nas linhas já existentes, sem necessidade de modificações nas estruturas das LT’s; LT’s;

SDSC – Sistema digital de Supervisão, Proteção e Controle • Consiste em um sistema, físico, figital e lógico; • Interligando equipamentos de controle, proteção e supervisão;

SDSC

RELÉS PARA PROTEÇÃO DIFERENCIAL, SOBRECO RRENTE, CONTROLE, MONITORAMENTO E AUTOM AÇÃO DE TRANSFORMADORES (UPC) •  As seguintes funções de proteção, conforme padrão estabelecido pela n orma ANSI, • deverão ser atendidas pelos relés multifuncionais: • • 87 – Diferencial; • • 87Q – Diferencial de seqüência negativa (alta sensibilidade na detecção de • • faltas entre espiras); • • 50/51 Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada para cada lado do • • trafo; • • 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada para cada lado • • do trafo; • • 50/51Q - Sobrecorrente instantânea e temporizada de seqüência negativa • • para cada lado do trafo;

RELÉS PARA PROTEÇÃO DIFERENCIAL, SOBRECO RRENTE, CONTROLE, MONITORAMENTO E AUTOM AÇÃO DE TRANSFORMADORES (UPC) • • 50/51N – Sobrecorrente para proteção de neutro do transformador; • •51S– Sobrecorrente cuja grandeza é selecionada pelo usuário (corrente de • • fase, corrente máxima, corrente combinada entre duas entradas e corrente s • • seqüência positiva, negativa e zero); • • 67 – Sobrecorrente direcional; • • 32 – Direcional de potência; • • 50/62BF - Falha de disjuntor para cada lado do trafo; • • REF (67G) - Proteção restrita de falta a terra; • • 46 – Desbalanço de corrente; 24 – Volts/Hertz; • • 27/59 - Subtensão e sobretensão; • • 59Q - Sobretensão de seqüência negativa; • • 81 – Sub / Sobrefreqüência; • • 49 – Elemento térmico

• • • • • • • • • • •

Relé Digital de Sobrecorrente de Fase (50/51) Relé Digital de Sobrecorrente de Neutro (50/51 N) Relé Digital de Desequilíbrio de Tensão (60) Relé Digital Diferencial (87) Relé Digital de Sobrecorrente Direcional de Fase (67) Relé Digital de Sobrecorrente Direcional de Neutro (67 N) Relé Digital de Distância (21) Relé Digital de Religamento (79) Relé Digital de Freqüência (81) Relé Eletromecânico de Bloqueio de Religamento (86) Relé Digital Diferencial de Linha (87L)

Relé digital para proteção de transformadores com as seguintes funções • Elemento de Sobrecorrente de Fase (50/51) • Elemento de Sobrecorrente de Neutro (50/51 N) • Elemento Diferencial (87) • Elemento de Falta Restrita a Terra (87G)

PROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM RELÉ DIFERENCIAL • Proteção Diferencial de Linha (87L) • Proteção de Distância (21) • Sobrecorrente de Fase (50/51) • Sobrecorrente de Neutro (50/51 N) • Religamento (79) • Verificação de Sincronismo (25) • Sub/Sobretensão (27/59) • Funções de Medição

PROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM RELÉ DE DISTÂNCIA • Proteção de Distância (21) • Sobrecorrente de Fase (50/51) • Sobrecorrente de Neutro (50/51 N) • Religamento (79) • Verificação de Sincronismo (25) • Sub/Sobretensão (27/59) • Funções de Medição

PROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM RELÉ DIRECIONAL • Sobrecorrente de Fase (50/51) Sobrecorrente de Neutro (50/51 N) Religamento (79) Verificação de Sincronismo (25) Sub/Sobretensão (27/59) Funções de Medição

Unidade central de processamento • Entradas Digitais; • Saidas digitais; • Entradas Analógicas; • Comunicação Serial • Comunicação do protocolo MODBUS, DNP, GPS, IRIG-B; • Execução lógica de controle central;

Localizar de faltas em LT

Localizadores de faltas em LT • Emprego de redes neurais artificiais na detecção, classificação e localização de faltas em linhas de transmissão;

• São utilizados para possibilitar uma manutenção mais eficiente, com tempos de reparo reduzidos e rápido restabelecimento da transmissão de energia.

Métodos de localização de faltas • Localização de falta utilizando dados de dois terminais da linha; • Localização de falta utilizando dados de apenas um terminal; • Localização de falta em linhas de três terminais usando quadripólos.

Localização de falta utilizando dados de dois terminais da linha Divide-se em dois métodos: • Método modelando a linha com quadripólos; • Método utilizando a matriz de impedência série da linha.

Localização de falta utilizando dados de dois terminais da linha

Figura 1: Representação unifilar da linha de transmissão com falta

Método modelando a linha com quadripólos • Este método faz o equacionamento das tensões no ponto de falta na linha de transmissão com o uso de quadripólos, e utiliza os dados de ambos os terminais.

Método modelando a linha com quadripólos  A seguinte expressão é utilizada para o cálculo da distância de falta (d):

Método modelando a linha com quadripólos • Os valores

são os fasores sincronizados no tempo, das correntes fundamentais de sequência positiva, enquanto esse são a impedância característica e a constante de propagação da linha, também para sequê sequênci ncia a posit positiva iva..

Método utilizando a matriz de impedância série da linha • Método de localização de faltas baseado no equacionamento das tensões e correntes na condição de falta, utilizando a matriz de impedância série da linha de transmissão e supondo os dados de ambos os terminais da linha.

Método utilizando a matriz de impedância série da linha  A distância de falta é estimada da seguinte maneira:

Método utilizando a matriz de impedância série da linha

Localização de falta utilizando dados de apenas um terminal • Método proposto por Takagi, que faz uso de hipóteses simplificadoras para conseguir um equacionamento da distância de falta sem utilizar os dados do terminal remoto. Além disso, são utilizados os dados da condição pré-falta da rede para minimizar o erro causado por   algumas hipóteses consideradas.

Localização de falta utilizando dados de apenas um terminal

Figura 2: Representação da falta com componentes superpostas

Localização de falta utilizando dados de apenas um terminal • A seguinte equação é aplicada para o caso de falta trifásica, e pode ser resolvida para a obtenção da distância de falta, utilizando-se algum método iterativo, como por exemplo o de Newton-Raphson:

Localização de falta em linha de três terminais usando quadripólos

Figura 3: Representação unifilar de um linha de transmissão de três terminais com falta no trecho PT

Localização de falta em linha de três terminais usando quadripólos • Este método é análogo ao do caso de linha de dois terminais equacionada por quadripólos, e utiliza os dados dos três terminais da linha. A distância de falta é dada pela seguinte expressão:

Influência da variação da distância de falta

Figura 4: Influência da distância de falta (linha curta)

Influência da variação da distância de falta

Figura 5: Influência da distância de falta (linha longa)

Influência da variação da distância de falta • Pode-se verificar que o método com quadripólos é insensível à variação da distância de falta, enquanto o método matricial é preciso para faltas no meio da linha e o de Takagi é mais impreciso quanto mais distante do terminal local ocorre a falta.

Exemplo de requisitos Leilão Aneel

Exemplo de requisitos Leilão Aneel • O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO compreende o conjunto de relés, • equipamentos e acessórios instalados nos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO, necessários e • suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem • resistência de falta - e de outras condições anormais de operação. • No caso de utilização de compensação série, o SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ser adequado para a • manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior.

• Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser selecionados de acordo com as características da LINHA DE TRANSMISSÃO a ser protegida. LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas (SIR > 4) não devem utilizar esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance. • SISTEMAS DE PROTEÇÃO compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções: • a) Funções de distância (21/21N)1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com temporizadores independentes por zona; •  b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de medição de distância • c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da LINHA DE TRANSMISSÃO (50LP switch onto fault); e • d) Função para detecção de oscilações de potência e  bloqueio das unidades de distância (68OSB).

• Se a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA for realizada por relés de distância, o esquema de teleproteção deve atender aos seguintes requisitos: • a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o SISTEMA de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento relativo da LINHA DE TRANSMISSÃO, acoplamentos magnéticos com outras LINHAS DE TRANSMISSÃO e a existência de compensação série; •  b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção selecionado; • c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em LINHA DE TRANSMISSÃO paralelas (transient blocking); • d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak infeed). •  As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem detectar faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da LINHA  DE TRANSMISSÃO protegida, sem retardo de tempo intencional.

•  As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ser compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva PROTEÇÃO DE RETAGUARDA  para a LINHA DE TRANSMISSÃO protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação com a proteção dos COMPONENTES adjacentes. • Terminais de LINHAS DE TRANSMISSÃO conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de LINHA DE TRANSMISSÃO que permanece energizado quando a chave isoladora da LINHA DE TRANSMISSÃO estiver aberta e seus disjuntores fechados (stub bus protection).

Religamento Todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO devem ser dotadas de esquemas para religamento automático tripolar. Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia: • a)Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deve se prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à LINHA DE TRANSMISSÃO.

•  b. O relé ou função de religamento deve ter temporizador para ajuste de tempo morto de religamento. • c. Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, somente deve ser permitido um novo ciclo depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. • d. O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático apenas quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra. e. Em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio devem ser previstas facilidades (chave seletora ou através do sistema de controle) para a colocação ou retirada de serviço do religamento e a seleção do disjuntor a religar.

• f. O ciclo de religamento automático deve ser iniciado exclusivamente após a eliminação de faltas internas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quand o de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções gradativas de proteção, faltas nos barramentos, atuações de proteções para falha de disjuntor, recepção constante de transferência de disparo do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo. Quando for o caso, o ciclo iniciará a partir da eliminação de faltas por atuação das proteções dos reatores de linha ou transformadores/autotransformadores.

• g. Deve ser prevista a possibilidade de seleção de qualquer um dos terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO para religar primeiro (terminal líder). Esse religamento deve ocorrer depois detranscorrido o tempo morto ajustado. O outro terminal (terminal seguidor) deve religar com a verificação de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal líder, ambos os terminais devem ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal líder deve religar somente se não houver tensão na LINHA DE TRANSMISSÃO. O terminal seguidor deve religar somente depois da verificação de sincronismo, se houver nível de tensão adequado do lado da LINHA DE TRANSMISSÃO. • h. Qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento. • i. O comando de fechamento tripolar de disjuntores deve ser supervisionado por funções de verificação de sincronismo e de subtensão e sobretensão.

Função para verificação de sincronismo •  A função para verificação de sincronismo deve permitir o ajuste do tempo total de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deve possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor: • • Barra viva - linha morta. • • Barra morta - linha viva. • • Barra viva – linha viva. • • Barra morta - linha morta.

SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES • Compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em transformadores de dois ou três enrolamentos ou em autotransformadores. Devem prover também PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás.

• a) PROTEÇÃO PRINCIPAL, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de • PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; • b) PROTEÇÃO ALTERNADA, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de • PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; e • c) PROTEÇÃO INTRÍNSECA.

A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO • a) As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS e as funções para detecção de faltas internas no transformador/autotransformador de potência integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência; •  b) As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es) do respectivo enrolamento; • c) Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e alarme. • d) Os níveis de urgência podem ser utilizados para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência, por meio de temporizadores independentes.

SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO • Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de • todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em reatores monofásicos • ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas LINHAS DE TRANSMISSÃO ou em •  barramentos. • Todo reator deve dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO: • • PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA; • • PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; • • PROTEÇÃO INTRÍNSECA (de acordo com a recomendação de seu fabricante).

SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS • O SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos compreende o conjunto de relés e acessórios • necessários e suficientes para detectar e eliminar de todos os tipos de faltas nas barras, com ou sem • resistência de falta. • Cada barramento da instalação – com exceção dos barramentos com arranjo em anel – deve ter pelo • menos um conjunto independente de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA. • Em subestação com arranjo do tipo disjuntor e meio ou disjuntor duplo é  vedado o uso de proteções de •  barra do tipo adaptativo que englobem os dois barramentos da instalação. • Em subestação com arranjo do tipo barra dupla com disjuntor simples, a proteção deve ser global e • adaptativa, desligando apenas os disjuntores conectados ao barramento defeituoso, para qualquer • configuração operativa por manobra de secionadoras

•  A PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para faltas nos barramentos deve ser realizada pela PROTEÇÃO • GRADATIVA OU IRRESTRITA dos terminais remotos das LINHAS DE TRANSMISSÃO e • equipamentos ligados ao barramento. • O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do SISTEMA DE PROTEÇÃO • do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores - não deve ser superior a • 100 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV e a 150 ms para os • níveis de tensão nominal inferiores. • No caso de falha da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA do barramento, o tempo total para que as • PROTEÇÕES DE RETAGUARDA eliminem faltas no barramento não deve ser superior a 500 ms, para •  barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de tensão • nominais inferiores.

SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR • O esquema do SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntor pode ser integrado ao SISTEMA DE • PROTEÇÃO de barramentos. • O tempo total para a eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo de • operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve • exceder a 250 ms, para os níveis de tensão nominal igual ou superior a 345 kV, e a 300 ms para os • níveis de tensão nominal inferiores a 345 kV. • O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores deve ter funções de detecção de corrente • (50BF) e de temporização (62BF), que podem ser integradas aos SISTEMAS DE PROTEÇÃO das

• LINHAS DE TRANSMISSÃO e demais equipamentos, além de função de bloqueio (86BF). Deve atender, ainda, à seguinte filosofia: • a. Ser acionado por todas as proteções do disjuntor protegido; •  b. Promover novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação do bloqueio; • c. Comandar, para a eliminação da falha, a abertura e o  bloqueio do fechamento do número mínimo de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, e promover, se necessário, a transferência direta de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s); Em transformadores/autotransformadores e reatores devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente (50BF), de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos nesses equipamentos, inclusive nos que não são capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema. O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores não deve ser acionado por comando manual do disjuntor nem por eventuais SISTEMAS Especiais de Proteção – SEP.