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Abstract —Facing a dynamic scenario of the Brazilian Electric sector, it is fundamental that a Concessionary provides a service of quality for its consumers. Therefore, reaching the indicators established by the regulating entity is imperative. The Electric Power System (EPS) should be well adjusted, coordinated and reliable in order to be functional, and many studies have been assisting in reaching this objective. This essay has the purpose of presenting a case study of a relay Distribution Network incorrectly standardized, causing the improper protection from a DME Distribution Substation. Index Terms —Coordenation, differential, protection, selectivity. Resumo — Diante do cenário dinâmico do setor elétrico brasileiro, é fundamental que uma concessionária proporcione um serviço de qualidade para os seus consumidores. Com isso, alcançar os indicadores estabelecidos pelo órgão regulador, é imprescindível. O sistema elétrico de potência (SEP) deve ser bem ajustado, coordenado e confiável para ser funcional, e diversos estudos auxiliam no alcance desse objetivo. Esse trabalho tem por finalidade apresentar um estudo de caso de uma rede de distribuição com um relé parametrizado incorretamente, acarretando na atuação indevida da proteção de uma subestação do DME Distribuição. Palavras chave —Coordenação, diferencial, proteção, seletividade.
I. INTRODUÇÃO Um sistema elétrico de potência (SEP) bem ajustado contribui para que uma concessionária de energia elétrica ofereça, aos seus consumidores, maior continuidade de fornecimento de energia elétrica. A qualidade é regulamentada pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) através dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST), que visam disciplinar o relacionamento entre as distribuidoras de energia elétrica e os demais agentes conectados aos sistemas de distribuição [1]. O SEP está sujeito a perturbações causadas por diversos fenômenos naturais e acidentais que provocam a interrupção no fornecimento de energia elétrica. Dessa forma é imprescindível a utilização de equipamentos de proteção nas redes de distribuição [2]. O estudo de coordenação e seletividade em uma rede de distribuição contribui para a qualidade da energia elétrica oferecida aos consumidores garantindo maior robustez ao
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Instituto Nacional de Telecomunicações, por Thiago Miglioranzi Volpe, como parte dos requisitos para a obtenção do Certificado de Pós-Graduação em Engenharia de Sistemas Eletroeletrônicos, Automação e Controle Industrial. Orientador: Prof. Yvo Marcelo Chiaradia Masselli. Trabalho aprovado em 06/2015.
sistema, uma vez que a atuação dos dispositivos de proteção deverá ocorrer o mais próximo possível da falha, evitando que consumidores que não estão ligados ao circuito atingido tenham seu fornecimento interrompido.
II. ELEMENTOS DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO Tendo em vista que o SEP normalmente utiliza redes aéreas compostas por cabos nus, estas sempre estarão sujeitas a ocorrências externas que podem afetar o fornecimento de energia elétrica, tal como, abalroamentos, animais, descargas atmosféricas, etc. Dessa forma, é importante que os equipamentos de proteção estejam dimensionados de modo que suas atuações sejam eficientes. Os ajustes adequados juntamente com uma filosofia de proteção são necessários e garantem confiabilidade ao sistema. A. Transformador de corrente - TC Na sua forma mais simples, reproduzem no seu circuito secundário a corrente que circula em um enrolamento primário com sua posição vetorial substancialmente mantida, em uma proporção definida, conhecida e adequada [3].
B. Transformador de potencial - TP São, de modo geral, transformadores convencionais com alta regulação. Permitem aos instrumentos de medição e proteção o funcionamento adequado sem a necessidade de tensão de isolamento correspondente à rede na qual estão conectados. Em sua forma mais simples possuem um enrolamento primário, de muitas espiras, e um enrolamento secundário, através do qual se obtém a tensão requerida [3]. C. Disjuntor São equipamentos cuja função é interromper ou reestabelecer as correntes sejam de falta, de carga (nominal) ou ainda de sobrecarga, em um determinado sistema elétrico. Eles são a parte atuante física do relé, ou seja, recebem a ordem de abertura ou fechamento dos relés que se comunicam com eles [4].
D. Elos Fusíveis Os elos fusíveis fazem parte das chaves-fusíveis, são dispositivos que devem fundir para condições de sobrecorrente e nunca para corrente de carga [5]. Os elos fusíveis mais utilizados nas redes de distribuição são: Tipo H – Elos fusíveis de alto surto, com alta temporização para correntes elevadas. [6]
Coordenação e seletividade em uma rede
elétrica de distribuição
Thiago Miglioranzi Volpe
Tipo K – Elos fusíveis rápidos, com relação de rapidez entre 6 (para elo fusível de corrente nominal 6A) e 8, (para elo fusível de corrente nominal de 200A). [6] Tipo T – Elos fusíveis lentos com relação de rapidez entre 10 (para elo fusível de corrente nominal 6A) e 13 (para elo fusível de corrente nominal de 200A). [6] E. Alimentador Rede ou linha de distribuição elétrica que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição do concessionário e/ou consumidores [7].
F. Relés Os relés são dispositivos que monitoram grandezas, na maioria dos casos elétrica, como tensão e corrente. O relé atua quando a grandeza monitorada ultrapassa para mais ou para menos um determinado valor pré-ajustado, comandando aberturas de disjuntores ou de outros equipamentos [5]. De acordo com a característica tecnológica, ou construtiva, os relés podem ser eletromecânicos, estáticos ou digitais, sendo os princípios de funcionamento, mesmo nos relés mais modernos, baseados nos relés eletromecânicos originais [8]. Os digitais são relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores. São controlados por software , ou seja, não necessitam de ajustes físicos para alteração de seus parâmetros. Não existindo a restrição física, surge a possibilidade de uma infinidade de ajustes, tanto para intensidade de ajustes de curto-circuito ou impedância aparente, quanto para o tempo de atuação [8]. Segundo a norma IEC 255-3, existem os seguintes tipos de relés: relés de corrente definida, relés de tempo definido e relés de tempo inverso. O relé de tempo inverso tem como característica de operação em sua curva, a atuação inversamente proporcional à corrente de falha. Geralmente esse tipo de relé possui 3 tipos de curvas características, cada uma representando uma velocidade de operação diferente, são elas: inversa, muito inversa e extremamente inversa.
Figura 1 - Tipos de curvas características [9]
Os relés digitais de sobrecorrente possuem, em seus ajustes, um elemento instantâneo (Função 50) e também o elemento de tempo (Função 51), responsáveis pela característica tempo- corrente.
III. COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE
A coordenação consiste na definição de prioridades de atuação das proteções do sistema. O relé deve ser capaz de identificar a corrente de curto-circuito e caso o disjuntor mais próximo não atue, o disjuntor de retaguarda deve ser acionado [8]. Entre o acionamento dos dispositivos existe um tempo de coordenação, garantindo que a abertura do disjuntor da proteção imediatamente à montante não seja iniciada antes que a proteção mais próxima a falta tenha tido tempo suficiente para concluir todo seu processo de proteção, incluindo tentativas de religamento, como também para assegurar que a proteção a jusante tenha falhado [8]. A tabela I apresenta os intervalos de coordenação, para os relés, que variam entre 200ms e 300ms, este atraso se deve a dois fatores: Tempo de abertura do disjuntor associado: entre 5 e 8 ciclos (80 e 133ms); Tolerância dos ajustes do relé: 170ms para relés não calibrados e 120ms para relés calibrados em campo.
Tabela I - Intervalos de coordenação [10] Dispositivo a jusante
Dispositivo a montante Fusível Disjuntor de baixa tensão Relé digital Fusível 120ms 120ms 120ms Disjuntor de baixa tensão 120ms 120ms 120ms Relé digital 250ms 250ms 250ms
A seletividade lógica é aplicada por meio de relés digitais que permitem que as unidades situadas mais próximas da falta possam eliminá-la em um tempo muito pequeno, normalmente entre 50ms e 100ms [11]. Quando os elementos estão em série, conforme ilustrado na figura 2 a seletividade deve ser feita com o elemento a jusante [11].
Figura 2 - Coordenação entre elementos em série. [11]
No caso onde existe um dispositivo geral e outros dispositivos em paralelo, disponibilidade típica de uma subestação, conforme ilustrado na figura 3, a seletividade do dispositivo geral deve ser feita através da envoltória da maior saída (Figura 4) dos dispositivos em paralelo, garantindo assim que somente na ocorrência de uma falha do dispositivo principal, a proteção de retaguarda ( backup ) irá atuar [11].
ou seja, quatro para cada um conforme ilustrado no unifilar da figura 5. Cada alimentador possui um disjuntor e um relé de proteção associado, devendo realizar o monitoramento e abertura do circuito em caso de falha. Para que seja possível configurar este tipo de operação no relé é essencialmente necessário a corrente de curto-circuito trifásico (ICC3f), corrente de curto- circuito bifásico (ICC2f) e corrente de curto-circuito fase-terra (ICC) de cada alimentador. Atualmente no DMED, essa corrente é determinada pelo software PTW - Power Tools for Windows. Os valores calculados, além de outras variáveis, são utilizados como parâmetros durante a elaboração das curvas de acionamento. Estes dados são fundamentais para elaboração correta de uma curva de acionamento tempo x corrente de fase. Na figura 6 é possível verificar a curva extremamente inversa de fase da barra da subestação e a curva muito inversa do alimentador 43F4, caracterizando a da barra como uma curva muito rápida para altas correntes e lenta para baixas correntes. Já a do alimentador é adequada tanto para baixas como para altas correntes.
Figura 6 - Coordenograma tempo x corrente – Fase
As cargas instaladas nos alimentadores da barra atingida são as seguintes: Alimentador 43F4 – 20,04MVA, Alimentador 44F4 – 10,95MVA, Alimentador 41F4 – 2,44MVA e do Alimentador 42F4 – 9,08MVA.
A. Apresentação do Cenário A falha em questão ocorreu no circuito do alimentador 43F (Figura 4). Como o mesmo se encontra no ramal tronco não há nenhum elo fusível entre o local da ocorrência e o disjuntor. Desta forma a proteção contra quaisquer problemas deveria ter sido detectada pelo relé de proteção do circuito, após análise das grandezas. Este alimentador é praticamente exclusivo de uma grande indústria, com demanda contratada de 8,8MVA, e outras 32 unidades consumidoras, conforme ilustrado na figura
- Teoricamente somente a proteção do alimentador em questão deveria atuar. No entanto o relé de backup (46F4) foi acionado, abrindo o disjuntor da barra fazendo com que ele e os outros três alimentadores fossem retirados de operação.
Figura 7 - Cenário
A sequência de operações pode ser visualizada na figura 8. Nota-se o momento em que ocorre o pickup (Função 50/51 Ph A PU e 50(N) /51(N) PU), ou seja, neste momento a corrente alcança um valor onde se inicia a contabilização do tempo para enviar o sinal de trip para o disjuntor. Por se tratar de um curto-circuito fase-terra o sinal de trip só será enviado caso o valor de corrente ultrapasse o valor limitado pela curva de neutro, mas o envio deste não ocorre em nenhum momento.
Figura 8 - Oscilografia da ocorrência.
O valor do curto-circuito fase-terra alcança aproximadamente 1,46KA, ocasionando um desbalanceamento no neutro ocorrendo as atuações de pickup. Na oscilografia visualiza-se a sobrecorrente no neutro, mas sem envio do sinal de trip para atuação do disjuntor do alimentador. Como existe a coordenação das curvas de atuação (figura 9), foi então realizada a atuação através da função 50N/51N do relé de backup , no caso o relé 46F4, que fica na barra da subestação. A abertura do disjuntor do alimentador 43F4 deveria ter ocorrido dentro de aproximadamente 125ms, no entanto a falha só foi isolada com aproximadamente 1,1s. Com isso foram tirados do circuito todos os alimentadores da barra, afetando diretamente 6469 unidades consumidoras
(Alimentador 41F4 – 1760 unidades consumidoras, Alimentador 42F4 – 3339 unidades consumidoras, Alimentador 43F4 – 33 unidades consumidoras, Alimentador 44F4 – 1337 unidades consumidoras). Após alguns minutos três alimentadores foram novamente energizados e somente o circuito 43F4 foi isolado para realização da manutenção necessária.
Figura 9 - Coordenograma tempo x corrente - Neutro
B. Solução Apresentada Todo cuidado é pouco quando se trata de SEP coordenado e seletivo, devido à quantidade de dispositivos a ele conectado. Existe uma grande quantidade de configurações possíveis em um relé de proteção digital. É através destas que o sistema diferencia uma falha permanente de uma falha transitória, de uma corrente de partida de motores ou até mesmo uma corrente de magnetização dos transformadores ( Inrush ) [4]. Enfim, existem muitas possibilidades que devem ser tratadas para que o sistema fique coeso e eficiente. Caso apenas uma delas não esteja configurada da forma correta, todo o SEP pode ficar comprometido. Durante o processo de análise da ocorrência, levantou-se a possibilidade de um defeito físico, ou seja, algum defeito no próprio relé que justifique sua não atuação. O mesmo foi então substituído por outro do mesmo modelo e com mesma parametrização. Ainda assim, a mesma falha de atuação persistiu durante os testes no local, descartando a possibilidade de um problema físico. A partir de testes de configuração, realizado em bancada, foi constatada uma configuração indevida no relé de proteção, fazendo com que a operação não ocorresse do modo esperado, conforme figura 10.
Figura 10 - Função 51N desabilitada na parametrização
A função de religamento - número 79, trabalha através de ciclos ( cicles ) de atuação, ou seja, estes ciclos são responsáveis por “dizer” quais ações devem ser tomadas em cada intervalo de tempo após a atuação. Na definição do que seria considerado no primeiro ciclo, foi estipulado que a função (51N) estaria com valor “Stops 79”. Isso impede o relé de operar e impede o envio do sinal de trip para abertura do disjuntor quando este é acionado via curva temporizada de neutro (51N) do alimentador. Assim a curva com menor tempo de atuação passou a ser a curva de neutro da barra da subestação, conforme figura 9. O mesmo não aconteceu no 46F4 (Barra), pois o modo de operação é diferente. Este relé não opera com a função 79, pois se ocorrer uma falha a ponto de o relé de backup atuar, na maioria das vezes não será uma falha transitória.
Figura 11 - Oscilografia com êxito
Solucionado o erro de parametrização e uma vez que a falha tenha sido detectada e corrigida, foram feitos novos testes em bancada. Desta vez o relé passou a utilizar a função 51N em seu primeiro ciclo e enviou, em aproximadamente 125ms, o sinal de trip para abertura do disjuntor associado, fato não ocorrido na oscilografia anterior. Como o módulo de testes reproduz exatamente a oscilografia da data da ocorrência
desde que ultrapassem o limiar da zona de restrição, serão detectadas e a atuação deverá ocorrer rapidamente, minimizando as chances de atuação do relé de backup e aumentado a confiabilidade do sistema.
VI. CONCLUSÕES A utilização de relés digitais na coordenação e seletividade do sistema elétrico vem sendo amplamente utilizada devido à flexibilidade de configuração e utilização da curva adequada à cada situação. É notável que este tipo de estudo impacta positivamente na qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias de energia elétrica, visto a melhora nos indicadores estabelecidos pelo órgão regulador e pela maior continuidade de fornecimento de energia elétrica. Outro ponto positivo é a diminuição da área afetada e maior eficácia das equipes responsáveis pela resolução dos problemas. A correção da parametrização do relé no caso em estudo reduz a possibilidade de ocorrência do caso novamente dando maior confiabilidade no sistema. Estas alternativas, somadas a outras como a implantação de sistema self-healing , capacitação das equipes de atendimento emergencial, entre outros, visando sempre um sistema elétrico mais robusto, fizeram com que o DMED alcançasse o melhor índice de DEC e FEC dentre todas distribuidoras certificadas pela ISO 9001 e que atendem aos requisitos da legislação ANEEL, conforme dados da ABRADEE.
REFERÊNCIAS
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Thiago Miglioranzi Volpe nasceu em Poços de Caldas, MG, em 20 de fevereiro de 1986. Formou-se em Eletroeletrônica pelo SENAI CFP João Moreira Salles (2003), Bacharel em Ciência da Computação pela PUC Minas (2011). Atualmente trabalha no Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas – DMED, atuando diretamente com sistemas de telemedição de consumidores do grupo A4 e B, comissionamento de projetos de SMF para CCEE/ONS, instalação de medidores de fronteira em usinas e subestações de acordo com especificações ANEEL/CCEE/ONS.
