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Tudo sobre sistemas, dispositivos e unidades de proteção elétrica

Unidades e sistemas de proteção elétrica


Este é um artigo longo e descritivo sobre diferentes tipos de proteção para sistemas e redes elétricas. Neste artigo, você será capaz de cobrir os diferentes métodos de proteção elétrica, sistema e dispositivos, classificação e proteção, proteção de linhas aéreas, proteção de sistema de energia, proteção de alimentador de cabos, proteção de transformador, proteção de motor, proteção de gerador, proteção de bancos de capacitores, barramento proteção de barra, proteção de tensão e frequência e muito mais. Marque este post em caso de leitura posterior.

Introdução aos sistemas de proteção elétrica

AT, MT e LV [1] instalações e equipamentos elétricos estão sujeitos a falhas internas e externas que pode causar danos graves em pessoas e outros equipamentos .

Para evitar e minimizar as consequências dessas falhas dispositivos de proteção associados a equipamentos que são capazes de interromper a corrente elétrica é requerido.

Para uma melhor compreensão dos dispositivos de proteção, em cada Seção que abrange os sistemas de proteção de equipamentos e instalações, as falhas mais comuns nesses equipamentos e instalações.

Também é importante referir que todas as unidades de parâmetros mecânicos e elétricos e seus múltiplos e submúltiplos que estão envolvidos nos sistemas de proteção estão de acordo com SI (Sistema de Unidades Internacionais ); exceções são feitas quando horas (h) pode ser usado ao invés de segundos (s ) e a unidade escolhida para temperatura é °C (celsius ) em vez disso de K (kelvin ) – [K] =[°C] + 273,15 .


Dispositivos de proteção e tecnologia

Dispositivos de proteção

Para minimizar o tempo de uma falha comutadores e equipamentos são fornecidos com dispositivos de proteção detectá-los e isolar a parte defeituosa da instalação.

É necessário, em primeiro lugar, a detecção precoce e localização de falhas , e em segundo lugar, a remoção imediata do serviço de equipamentos defeituosos, a fim de:

No passado, fusíveis eram comumente usados ​​como proteção contra sobrecorrentes e sobrecargas, e ainda são muito populares na América do Norte e em alguns países eles ainda são usados ​​em instalações de BT e em cabos e transformadores de MT com potência nominal de até 630-1250 kVA .

No entanto, complexidade das redes e requisitos para mais confiáveis transmissão e distribuição de energia solicitar o uso de dispositivos de proteção mais precisos .

Relés de proteção são usados ​​atualmente, sendo mais confiáveis ​​e precisos e com a capacidade de detectar outros tipos de falhas além de sobrecargas e sobrecorrentes que podem ocorrer em redes e equipamentos , que será discutido em seções posteriores, quando for analisada a proteção dos equipamentos.

Eles são configurados para operar e iniciar o disparo quando uma condição de falha é detectada.

Cada esquema de proteção do sistema de potência é composto pelos seguintes componentes:

Primeiros modelos de relés de proteção eram relés eletromecânicos que ainda estão em uso em alguns países e em instalações de fiação elétrica antigas que não foram submetidas a obras de renovação .

Eles eram tipos de armaduras atraídas , onde a saída secundária dos transformadores de instrumento é passado através de uma bobina , assim atraindo a armadura contra a tensão da mola . O movimento da armadura faz com que o contato de disparo do relé feche .

A Figura 1 mostra um exemplo desse tipo de relé.

Figura 1 – Relé de proteção eletromecânico

Atualmente relés de proteção eletrônicos (estado sólido) e microprocessados são comumente usados ​​em concessionárias de energia.

Relés eletrônicos têm apenas uma função de proteção e diferentes relés devem ser usados ​​para diferentes funções .

Relés baseados em microprocessador tem muitos recursos disponíveis como proteção, controle e monitoramento.

Dispositivos eletrônicos inteligentes (IED)

Relés baseados em microprocessador são conhecidos como Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED ), que pode fornecer 5-12 funções de proteção , 5-8 funções de controle controlando dispositivos separados, uma função de religamento automático, função de automonitoramento e funções de comunicação, sendo principais suas características:

Na Figura 2 é possível ver um exemplo de um IED .

Figura 2 – IED

Funções e complexidade do IED devem ser definidos de acordo com os equipamentos a serem protegidos, as características das redes e as ações complementares necessárias.

IED reais são projetados para atender aos requisitos de IEC [2] Padrão 61850 , que protocolo de comunicação é usado. Este padrão foi desenvolvido especificamente para automação de subestações e fornece interoperabilidade e recursos avançados de comunicação.

O crescimento do número de pontos de proteção, controle e monitoramento resulta em um aumento significativo no volume de dados da subestação.

Esses dados geralmente são primitivos e armazenados em formato digital. Ele deve ser processado e analisado antes que qualquer usuário possa utilizar o benefício dele.

No sistema de proteção convencional, os dados e o sinal de controle do relé são enviados através de uma RTU (Unidade Terminal Remota ) para o SCADA sistema.

Cabos extensos e caros pode ser necessário entre várias baias na subestação e na sala de controle.

No sistema de proteção moderno utilizando um IED retransmitir a fiação de interconexão entre transdutores e medidores não é mais necessária.

Os dados e sinais de controle do IED relé são enviados diretamente para o SCADA sistema através da rede de comunicação dedicada de alta velocidade. O volume de dados aumenta drasticamente quando um IED é usado como elemento de controle e fonte de dados.

Para fornecer a conectividade necessária entre os vários componentes do sistema, uma rede de dados LONWORKS Local Operating Network (LON ) é utilizado.

Padrão IEC 61850 define os protocolos necessários para comunicação , que pode ser executado em TCP/IP redes ou subestação LAN usando Ethernet comutada de alta velocidade para obter os tempos de resposta necessários abaixo de quatro milissegundos para relés de proteção.

Relés e códigos de proteção

Em subestações de MT e AT, equipamentos, comutadores e usinas de energia os relés de proteção mais usuais estão indicados abaixo, e entre colchetes é mostrado seu código de acordo com IEEE/ANSI [3] /Padrões IEC :

Principalmente em linhas aéreas de alta tensão, transformadores de energia de alta tensão e transformadores de energia de média tensão com potência nominal acima de 3-4 MVA , para aumentar a confiabilidade e a segurança do sistema, é uma prática comum usar dois conjuntos de proteções – um “proteção principal ” e uma “proteção de backup ” .

Proteção com fusíveis

Um fusível é um tipo de resistor de baixa resistência que atua como um “dispositivo de sacrifício” para fornecer proteção de sobrecorrente que ainda é usado em algumas instalações LV e MV .

Seu componente essencial é um fio ou tira de metal que derrete quando muita corrente flui , que interrompe o circuito, para evitar mais danos por superaquecimento ou incêndio.

A tira de metal ou fio como uma pequena seção transversal em comparação com os condutores do circuito e é fechado por um invólucro não combustível (revestimento) .

O elemento fuse é feito de zinco, cobre, prata, alumínio ou ligas para fornecer características estáveis ​​e previsíveis.

Caixa pode ser de cerâmica, vidro, plástico, fibra de vidro, laminados de mica moldada ou fibra comprimida moldada r dependendo do fabricante, aplicação e classe de tensão.

Os fusíveis são montados em porta-fusíveis , projetado especificamente para cada tipo ou família de fusíveis e tensões nominais, como fusível HRC .

Exemplos de fusíveis e suportes são mostrados nas Figuras 3 e 4.

Figura 3 – Suporte e fusível tipo BT NH

Figura 4 – Fusíveis de MT e suporte

As principais características elétricas dos fusíveis são:

A Figura 5 mostra um exemplo de curva tempo-corrente.

Figura 5 – Curva tempo-corrente dos fusíveis

A temperatura ambiente alterará os parâmetros operacionais de um fusível e uma redução de temperatura é necessária.

Como exemplo, um fusível classificado para 1 A a 25 ºC pode conduzir até 10% ou 20% mais atual a -40 ºC e pode abrir em 80% de seu valor nominal em 100 ºC .

Os valores operacionais variam de acordo com cada família de fusíveis e são fornecidos nas folhas de dados do fabricante.

Os principais fatores de seleção de um fusível são:

Norma Francesa NF EN 60269 classificar os fusíveis de acordo com as curvas de tempo, funções e aplicações. Esta classificação, amplamente utilizada em muitos países, é:

Quando uma instalação é protegida por fusíveis, seccionadores a montante dos fusíveis deve ser usado por motivos de segurança , para garantir o isolamento da instalação antes de substituir um fusível ou realizar alguns trabalhos de manutenção .

Com proteção somente com fusíveis for usado, somente as sobrecorrentes de fase serão detectadas , e é necessário prever relés de proteção para outras falhas . Para corrente de fuga ou corrente de falha de aterramento, GFCI (interruptor de circuito de falha de aterramento) é usado.

Nesta situação os interruptores devem estar equipados com uma bobina de abertura , que também será atuado pela proteção interna dos equipamentos .

Outra precaução é que fusíveis deve ser fornecido com um dispositivo mecânico (pin do atacante ) que fará com que o switch abra , se apenas um fusível agir , para garantir a desconexão total da instalação em falha .

Fusíveis também será fornecido com um disco colorido que cai quando o elemento é queimado ou uma janela de elemento, embutida no corpo do fusível para fornecer indicação visual de um elemento queimado .

Coordenação de classificação e proteção

Introdução à classificação e proteção

Ao definir pontos de ajuste dos relés de proteção ou corrente nominal de fusíveis e disjuntores de baixa tensão  (Como ACB (Air Circuit Breaker)) deve-se garantir que os valores escolhidos sejam adequados para a proteção do equipamento e que o disjuntor que dispara ou o fusível que queima é apenas aquele associado ao circuito defeituoso e não a outros dispositivos de proteção , o que pode causar distúrbios graves na rede e em qualidade e continuidade de serviço .

Para atingir esse objetivo, um estudo de coordenação de classificação e proteção É necessário.

Princípios básicos

Estudos de coordenação do relé de proteção são realizadas, para determinar as configurações do relé de proteção .

Níveis de falha devem ser determinados para todas as condições operacionais possíveis do sistema , sendo usado para determinar a capacidade dos relés de proteção para detectar e eliminar falhas do sistema .

Os esquemas de proteção estão definidos para isolar o mínimo possível do sistema elétrico , minimizando assim a interrupção causada pela falha .

Os tempos de liberação do relé de proteção estão determinados a atender a classificação de curto prazo da planta primária, requisitos de estabilidade de sistemas e requisitos de autoridade estatutária . Tomamos o cuidado de determinar as margens de operação corretas do relé de proteção, tanto na corrente quanto no tempo , de modo a eliminar eficazmente a má classificação.

Ao definir relés de distância em alimentadores de alta tensão de circuito duplo o acoplamento mútuo de sequência zero entre os circuitos é levado em consideração para minimizar a possibilidade de ocorrência de excesso ou falta de alcance .

Características de operação do relé e sua configuração deve ser cuidadosamente coordenada para alcançar a seletividade .

O objetivo é basicamente desligar apenas o componente com falha e para deixar o resto do sistema de energia em serviço para minimizar as interrupções de fornecimento e garantir a estabilidade .

Seletividade , ou discriminação , entre dispositivos de proteção pode ser definido como “ a coordenação dos dispositivos de proteção, para que uma falha que ocorra em qualquer ponto da rede seja eliminada pelo dispositivo de proteção a montante, o dispositivo de proteção que está imediatamente a montante da falha e apenas por esse dispositivo de proteção forte> ” .

Vamos ver um exemplo dessa definição olhando o diagrama unifilar da Figura 6, onde existem sistemas de proteção SP1 para SP6 :

Figura 6 – Diagrama unifilar da instalação elétrica

Seletividade significa que, se ocorrer uma falha no ponto A , o único sistema de proteção que deve atuar é SP5 e que os demais sistemas de proteção não devem atuar.

Dois princípios são usados ​​para estabelecer a seletividade:

Classificação e Coordenação de Proteção em Redes de BT, MT e AT

Para estabelecer estudos de coordenação de classificação e proteção deve-se levar em consideração a configuração e a complexidade da rede .

Distribuição de LV e redes de usuários geralmente têm uma configuração radial .

redes de distribuição MV geralmente têm uma combinação de alimentação radial e de extremidade dupla com configurações de NENHUM ponto e uma complexidade importante .

Redes MV de usuários geralmente têm um radial configuração , embora nas principais plantas uma alimentação de extremidade dupla sem ponto configuração é usado.

Devido à complexidade dos estudos de classificação e coordenação de proteção de redes para redes de transmissão de AT e redes de distribuição de MT , engenheiros especializados são necessários e o uso de ferramentas de software específicas para análise de rede como ETAP, PSS/E, EPSO e PTW .

Estudos de coordenação de classificação e proteção da rede de usuários de MV geralmente são mais fáceis e podem seguir as instruções básicas que serão discutidas posteriormente nesta seção.

Uma atenção especial deve ser observada no limite da rede da empresa de distribuição de energia elétrica (alimentação ) e rede de usuários e o protocolo de coordenação de proteção deve ser estabelecido entre ambas as entidades .

Para redes LV , usando disjuntores e/ou fusíveis a seletividade de “disjuntor/disjuntor ”, “fusível/fusível ” e “disjuntor/fusível ” pode ser feito comparando “curvas tempo-corrente ” para um determinado valor da corrente de falha , usando os princípios de “c discriminação atual ” e “discriminação de tempo ”, referido acima.

Discriminação atual é usado para proteção contra sobrecargas e a proteção é seletiva se a razão entre os limites de configuração é mais alto do que 1,6 .

Discriminação de tempo é usado para a proteção contra curtos-circuitos , usando um disjuntor ou fusível a montante com um atraso de tempo e assim o disparo do dispositivo downstream é mais rápido; a proteção é seletiva se a relação entre os limites de proteção contra curto-circuito é não menos do que 1,5 .

Proteção do alimentador de cabos


Você pode ler a postagem atualizada em detalhes sob o título de Proteção do alimentador de cabos – Tipos de falhas, causas e proteção diferencial.

Falhas e proteção do transformador


Como é um tópico muito importante e descritivo que deve ser discutido em detalhes, atualizamos e mesclamos a postagem aqui em Proteção e falhas do transformador de potência.

Falhas e proteção de linhas aéreas


Para uma melhor navegação do usuário, movemos e atualizamos esta postagem aqui com o nome de "Falhas e proteção de linhas aéreas"

Projeção Motora

Nós movemos a postagem do blog para um novo link para melhor navegação e compreensão. Você pode ver aqui @ proteção do motor, tipos comuns de falhas do motor e dispositivos usados ​​para proteção do motor de alta e baixa tensão naquele post.

Projeção do Gerador

Já discutimos a proteção do gerador, tipos comuns de falhas do gerador e dispositivos usados ​​para proteção do gerador na postagem anterior.

Proteção diversa

Proteção de tensão e frequência

Flutuação de carga e falhas de comutação e usinas de energia pode causar variações de voltagem e frequência da rede que pode exceder os limites aceitos de operação de equipamentos e redes .

Esta situação pode levar a danos nos equipamentos e black-out parcial ou total na rede.

Para evitar ou minimizar essa situação sub e sobretensão (códigos 27 e 59, respectivamente ) e frequência (códigos 81U e 81O, respectivamente ) proteções Deve ser usado.

Proteção de barramento

Em subestações de alta tensão é comum instalar um relé de proteção de barramento , sendo a mais utilizada a proteção diferencial (87B ).

Este relé está conectado a todos os CT da subestação para avaliar a soma das correntes de entrada e saída , como mostrado na figura 25.

Figura 25 – Diagrama de proteção diferencial do barramento

O princípio operacional dessa proteção é baseado nas leis de Kirchhof – lei atual .

A proteção do barramento CT deve estar localizado no lado do alimentador dos disjuntores . Se o TC de proteção de barramento estão localizados no lado do barramento do disjuntor , existe um ponto cego de proteção .

Usando Alta Impedância relés em proteção diferencial o sistema pode ser projetado para ser mais tolerante a uma saturação CT .

Um resistor não linear está conectado através dos terminais do relé para limitar a tensão no relé diferencial para um valor seguro durante condições de falha .

Relés de alta impedância são usados ​​amplamente em proteção diferencial moderna para barramentos de alta tensão .

A vantagem de usar relés de alta impedância na proteção diferencial de barramento é que eles podem ser projetados para permanecer estáveis (não funciona ) para falhas externas , quando qualquer um dos CT tem saturado .

Para uma falha externa , o pior caso está com um CT completamente saturado e o outro CT não saturado . A corrente diferencial resultante fará com que a tensão máxima ocorra no relé diferencial . Uma configuração de relé (em volts ) é escolhido, com margem suficiente , para garantir que a proteção diferencial não funcione para esta condição de falha externa .

A resistência dos enrolamentos secundários do TC e cabeamento deve ser conhecido , e é usado nos cálculos de configuração do relé .

Para falhas internas the high impedance of the differential relay forces much of the resulting differential current through the CT exciting impedances . The resulting voltage developed across the relay is essentially the open-circuit voltage of the CT , and will be well above the voltage setting of the relay . A non-linear resistor or varistor is connected across the relay terminals to limit the voltage to a safe value during fault conditions.

When a bus fault is detected , all of the circuit breakers on that bus are tripped . Bus faults are almost always permanent , rather than transient faults .

There must therefore be no auto-reclosing of breakers after a bus fault . Bus protections will often cancel the auto-reclose on any breaker which may have been initiated by another protection .

Many substations use bus bar arrangements such as double bus bar , as shown in the Figure 26, where feeders can be switched from one bus to another by means of isolating switches .

Figure 26 – Double bus bar arrangement

This complicates the bus protection somewhat, because the CT secondary circuits must be switched , by means of the isolator auxiliary switches , to correspond with the appropriate bus.

It is usual to have one zone of protection for each section of the bus . These are known as discriminating zones .

There is also another zone of differential protection for the entire substation , which is known as the check zone .

For tripping of a bus to take place with this arrangement it is necessary for both a discriminating zone relay and the check zone relay to operate .

Breaker Failure Protection

In HV substations is common the use of breaker failure protection (50BF ), if a breaker fails to be triggered by a tripping order , as detected by the non-extinction of the fault current , this back-up protection sends a tripping command to the upstream or adjacent breakers .

The breaker failure protection function is activated by a 0/1 binary signal received from the overcurrent protection functions (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67 ). It checks for the disappearance of current during the time interval specified by the time delay T .

It may also be taken into account the position of the circuit breaker , read on the logic inputs to determine the actual opening of the breaker . Wiring a volt-free closed circuit breaker position contact on the breaker closed equation editor input can ensure that the protection is effective in the following situations:

Automatic activation of this protection function requires the use of the program logic circuit breaker control function . A specific input may also be used to activate the protection from the equation editor . That option is useful for adding special cases of activation (e.g. tripping by an external protection unit ).

The time-delayed output of the protection unit should be assigned to a logic output via the control matrix.

The starting and stopping of the time delay T counte r are conditioned by the presence of a current above the set point (I> Is ).

Weak End Infeed

Weak end infeed protection is a complement to the distance protection that is used if the value of fault current in the overhead line is lower than the set-point regulation of the distance protection .

Capacitor Banks Protection

When it comes to Power factor, Each phase of a capacitor bank is formed by groups of capacitors in series association for power factor improvement . The 3 phases are then connected in star , being the neutral point isolated or grounded , according to the operation of the network , as shown in Figure 27.

Figure 27 – Diagram of a capacitor bank

Common capacitor banks faults are:

When a group of capacitors fail and the neutral is grounded the bank will be imbalanced and a current will circulate in the neutral .

Each capacitor or group of capacitors is usually protected by fuses , which are already installed by the manufacturer.

Fuses must have an I 2 t characteristic that will not cause the fuse to blow with the inrush current resulting from the connection of the capacitor bank .

Common protection devices of capacitor banks are:



[1] HV :High Voltage (V ≥ 60 kV ); MV :Medium Voltage (1 kV ); LV :Low Voltage (V ≤ 1 kV ).

[2] IEC :International Electrotecnical Comission.

[3] IEEE :Institute of Electrical and Electronics Engineers. ANSI :American National Standards Institute.

[4] Residual capacitive current in the case of phase-to-earth fault (IC ) is calculated by the equation IC =3Xc U , where Xc  is the capacitive reactance of the cable and U the phase-to-phase voltage of the network.

[5] In this article Gas Insulated Transformers (GIT ) are not analasyzed.

[6] rms :root mean square.

[7] Prime mover is the component that is used to drive the generato r and may be combustion engines (the case of diesel generator sets), gas turbines, steam turbines, wind turbines and hydraulic turbines.

[8] The field in an AC generator consists of coils of conductors within the generator that receive a voltage from a source (called excitation ) and produce a magnetic flux .

The magnetic flux in the field cuts the armature to produce a voltage . This voltage is ultimately the output voltage of the generator .

About the Author:Manuel Bolotinha

-Licentiate Degree in Electrical Engineering – Energy and Power Systems (1974 – Instituto Superior Técnico/University of Lisbon)
– Master Degree in Electrical and Computers Engineering (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova University of Lisbon)
– Senior Consultant in Substations and Power Systems; Professional Instructor

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