ND.62 - Elektro

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Proteção de Subestações de
Distribuição – Filosofia e Critérios
Revisão 03 – 12/2014
NORMA ND.62
ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A.
Diretoria de Operações
Gerência Executiva de Engenharia, Planejamento e Operação
Rua Ary Antenor de Souza, 321 – Jd. Nova América
Campinas – SP
Tel.: (19) 2122-1000
Site: www.elektro.com.br
ND.62
Proteção de Subestações
de Distribuição
Campinas – SP, 2014
28 páginas
Aprovações
Giancarlo Vassão de Souza
Gerente Executivo de Engenharia, Planejamento
e Operação
Luis Alessandro Alves
Gerente
de
Transmissão
Subestações
e
Linhas
de
ND.62
Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
Elaboração
Bruno Zanão Ferrarini
Julio Cesar Bellan
Valmir Ziolkowski
ND.62
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ND.62
Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
À ELEKTRO é reservado o direito de modificar total ou parcialmente o conteúdo desta norma, a qualquer
tempo e sem prévio aviso considerando a constante evolução da técnica, dos materiais e equipamentos
bem como das legislações vigentes.
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
ÍNDICE
CONTROLE DE REVISÕES ............................................................................................................... 9
1
OBJETIVO ................................................................................................................................. 11
2
CAMPO DE APLICAÇÃO .......................................................................................................... 11
3
DEFINIÇÕES.............................................................................................................................. 11
4
REFERÊNCIAS NORMATIVAS ................................................................................................. 12
4.1
Normas técnicas brasileiras .................................................................................................. 12
4.2
Normas técnicas da ELEKTRO .............................................................................................. 12
5
CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO 12
5.1
Características das subestações........................................................................................... 12
5.2
Transformadores de potência................................................................................................ 12
5.3
Aterramentos .......................................................................................................................... 13
6
FILOSOFIA DE PROTEÇÃO...................................................................................................... 14
6.1
Proteções de entrada de linha ............................................................................................... 14
6.2
Proteções do transformador de potência ............................................................................. 14
6.2.1
Proteção contra sobrecorrentes ........................................................................................ 14
6.2.2
Proteção diferencial ............................................................................................................ 18
6.2.3
Proteção de falta à terra restrita ......................................................................................... 19
6.2.4
Proteções internas .............................................................................................................. 19
6.2.5
Chaves-fusíveis – elos fusíveis .......................................................................................... 20
6.3
Alimentadores de distribuição............................................................................................... 21
6.4 Alimentadores de Distribuição cuja função é distribuição de energia e recepção de
cogeração ........................................................................................................................................ 21
7
REQUISITOS DE PROJETOS, ESQUEMAS ESPECIAIS, LÓGICAS E BLOQUEIOS .............. 22
7.1
Sistema alternativo de alimentação de corrente contínua................................................... 22
7.2
Sistema de supervisão de corrente contínua ....................................................................... 22
7.3 Chave de transferência de proteção de neutro (CTPN) – Proteção para transferência de
alimentadores .................................................................................................................................. 22
7.4
Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC .................................................................... 24
7.5
Seletividade lógica ................................................................................................................. 24
7.6
Lógica para falha de disjuntor (62/50BF) .............................................................................. 24
7.7
Rele em Manutenção / Liberado. ........................................................................................... 25
7.8
Quanto a aplicação de relé .................................................................................................... 25
7.9
Quanto aos TRIPs por atuação de proteção. ........................................................................ 26
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Norma
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CONTROLE DE REVISÕES
Revisão
Data
Descrição
02
11-12-2009
− Revisão e atualização do documento para atender as diretrizes do
Sistema de Gestão da Qualidade.
− Editoração de acordo com o modelo F-SGQ-010.
− Alteração nos critérios de atuação do sistema de supervisão de
corrente contínua (SSCC) – ver 6.7.2.
03
04-12-2014
− Revisão de conteúdo.
− Adequação de forma.
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Proteção de Subestações de Distribuição
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Norma
OBJETIVO
Uniformizar a filosofia de proteção de subestações de distribuição da ELEKTRO.
2
CAMPO DE APLICAÇÃO
Esta norma se aplica:
- Na elaboração e análises de estudos de proteção de subestações de distribuição
executados pela Gerência de SEs e LTs.
- Na elaboração de projetos de ampliações e adequações executadas pela Gerência de
SEs e LTs e ou empresas contratadas para tal.
- Nas intervenções e adequações nas subestações de distribuição executadas pela
Gerência de SEs e LTs e ou empresa contratada para tal.
- Na elaboração e análises de estudos de proteção de alimentadores executados pela
Gerência de Planejamento Técnico.
- Nos testes e ensaios executados pela Gerência de SEs e LTs e ou empresas
contratadas para tal.
Esta norma não se aplica para subestações de clientes.
3
DEFINIÇÕES
Para os efeitos deste documento, aplicam-se os seguintes termos e definições.
3.1
bloqueio
inibição de determinada função do equipamento.
3.2
coordenação
ajustes feitos na proteção de forma a permitir o restabelecimento automático da proteção de
retaguarda no caso de atuação simultânea de duas proteções.
3.3
corrente de infeed
corrente que circula do transformador de força para a linha de transmissão, no caso de falta
fase terra nesta.
3.4
falta
ocorrência acidental e súbita, em um elemento de um sistema elétrico, que pode resultar em
falha do próprio elemento e/ou outros acessórios associados.
3.5
seletividade
capacidade do dispositivo protetor atuar antes do dispositivo de retaguarda.
3.6
sensibilidade
capacidade de detecção (“percepção") de pequenas grandezas de defeitos ou anormalidades.
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
3.7
seletividade lógica
esquemas lógicos que objetivam garantir que faltas ocorridas na subestação sejam
interrompidas em no máximo 250 ms (150 ms de atuação da proteção e 100 ms de tempo
máximo de abertura dos disjuntores).
4
REFERÊNCIAS NORMATIVAS
4.1 Normas técnicas brasileiras
ABNT NBR 6855, Transformador de potencial indutivo – Especificação
ABNT NBR 6856, Transformador de corrente – Especificação
ABNT NBR 8926, Guia de aplicação de relés para a proteção de transformadores
4.2 Normas técnicas da ELEKTRO
ND.63, Conexão de Consumidores dos Grupos A2 e A3, Clientes Livres, Autoprodutores e
Produtores Independentes de Energia ao Sistema Elétrico da ELEKTRO nas Tensões de
Fornecimento de 69 kV, 88 kV e 138 kV – Critérios Gerais
ND.78, Proteção de Redes Aéreas de Distribuição
5 CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS DE DISTRIBUIÇÃO DA
ELEKTRO
5.1 Características das subestações
As subestações de distribuição da ELEKTRO podem ter as seguintes configurações:
•
Um, dois ou três transformadores de potência com um elo fusível na entrada de AT.
•
Um, dois ou três transformadores de potência com um disjuntor de AT de entrada.
•
Dois transformadores de potência operando em paralelo (lado de BT em
barramento fechado) com um único disjuntor de AT na entrada.
•
Dois transformadores de potência operando em paralelo (lado BT em barramento
fechado) com um disjuntor de AT para cada transformador.
•
Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e
com um único disjuntor de AT na entrada.
•
Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e
com um disjuntor de AT para cada transformador.
•
Um transformador de potência operando com dois disjuntores de AT na entrada.
•
Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e
com dois disjuntores de entrada de linha.
•
Um transformador de potência e com dois disjuntores de entrada de linha.
5.2 Transformadores de potência
As subestações em derivação da ELEKTRO possuem tipicamente os transformadores
de potência com os seguintes tipos de ligações:
• delta – estrela aterrada;
• estrela aterrada – estrela aterrada com terciário em delta fechado;
• estrela aterrada – estrela aterrada com terciário em delta aberto por para-raios (ver
nota);
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
• estrela isolada – estrela aterrada com terciário em delta fechado;
• estrela aterrada – delta com transformador de aterramento instalado do lado delta.
NOTA Configuração utilizada somente quando não é possível contornar os riscos de atuação por
correntes de infeed para faltas na LT supridora.
5.3 Aterramentos
O transformador de potencia das subestações de derivação da ELEKTRO, tem o neutro
do secundário solidamente aterrado na malha de aterramento da subestação, o que
permite no caso de falta para a terra, o retorno de corrente até a subestação, Esta
configuração proporciona, em caso de faltas, correntes de curto circuito elevada e
sobretensões devido a curto circuito desprezíveis.
As resistências de aterramento das subestações da ELEKTRO devem garantir níveis de
corrente de curto-circuito fase-terra suficientes para permitir a atuação da proteção de
retaguarda da SE para faltas nos alimentadores atendidos pela SE, considerando
inclusive, condições de manobra.
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
FILOSOFIA DE PROTEÇÃO
As proteções das subestações devem:
a) Efetuar o isolamento de qualquer falta existente na subestação no menor tempo
possível, para evitar danos nos equipamentos existentes na subestação.
b) Isolar o menor trecho possível da subestação no caso de defeitos, visando
manter a máxima continuidade e fornecimento da subestação, de forma a
otimizar os custos.
6.1 Proteções de entrada de linha
Nas subestações com tensão acima de 69kV, inclusive, e construídas a partir da data de
publicação desta norma, devem ser previstas funções de proteção de sobrecorrente
instantâneas de fase e neutro ajustadas para proteger a zona compreendida entre os
TCs de entrada de linha da SE até as buchas primárias do transformador. Deverão ser
atendidos os requisitos listados a seguir:
a) Para as proteções de entrada de linha, devem ser utilizados dois relés para cada
circuito, sendo um a proteção principal e o outro a proteção alternada. Poderão ser
utilizados relés de fabricante ou tipo diferentes, porém os ajustes aplicados nos relés
devem ser os mesmos. Esses relés deverão estar conectados a enrolamentos diferentes
nos TCs de entrada de linha.
b) As funções de proteção dos relés de entrada de linha, quando atuadas, devem
enviar trip físico para o disjuntor de entrada de linha correspondente. Devem ser
ajustadas para atuação coordenada com a proteção de primeira zona da LT.
c) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de entrada de linha,
devem ser ligados de forma que seja aterrada a não polaridade dos TCs, sendo que o
aterramento deve ser do lado do transformador de força.
d) Estas proteções podem ser dotadas de temporização intencional máxima de 50 ms,
a ser definida em estudo específico.
6.2 Proteções do transformador de potência
A proteção dos transformadores de potência deve ser definida utilizando as opções
abaixo:
a) Proteção contra sobrecorrentes realizadas por relés de proteção.
b) Proteção contra sobrecorrentes realizadas por elos fusíveis.
c) Proteção diferencial.
d) Proteção diferencial de terra restrita.
e) Proteções internas do transformador.
6.2.1 Proteção contra sobrecorrentes
Devem ser previstas funções de proteção de sobrecorrente de fase e neutro,
instantâneas e temporizadas.
a) As funções de proteção de sobrecorrentes temporizadas de fase do lado primário
dos transformadores de potência têm a finalidade de proteger o equipamento contra
curtos-circuitos externos à zona de proteção diferencial. Além disso, deve atuar
como proteção de retaguarda da proteção diferencial e das proteções contra
sobrecorrentes do lado secundário do transformador.
b) As funções de proteção de sobrecorrentes temporizadas de fase devem ser
ajustadas para permitir correntes de carga superiores à nominal do transformador
de força, sem desligamento do disjuntor. O ajuste deve permitir carregamentos de
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50% acima de sua maior potência, considerando ventilação forçada. A ação relativa
à proteção contra sobrecarga dos transformadores (supervisão ou trip) deve ser
realizada pelas proteções intrínsecas do transformador (temperatura do
enrolamento, temperatura do óleo, imagem térmica etc.) e também pelo
monitoramento em tempo real pela área de Operação.
c) Para proteção do transformador deve ser considerada a curva de suportabilidade de
curta duração conforme mostrada nas figuras 1 e 2 a seguir, devendo a curva de
atuação da proteção de sobrecorrente temporizada de fase ficar abaixo da curva
correspondente.
Curva ANSI/IEEE C57.109 - Transformadores até 5 MVA
10000
1000
segundos
100
10
12 10 8 7 6 5
4
Impedância % do transformador
1
0,1
1
10
100
x In
Figura 1 Curva de suportabilidade de curta duração para transformadores até 5 MVA
(Curva ANSI/IEEE C57.109)
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Curva ANSI/IEEE C57.109 - Transformadores acima de 5 MVA
10000
1000
segundos
100
10
12 10 8 7 6 5
4
Impedância % do transformador
1
0,1
1
10
100
x In
Figura 2 Curva de suportabilidade de curta duração para transformadores acima de
5 MVA
(Curva ANSI/IEEE C57.109)
d) O intervalo de seletividade entre duas proteções deve ser definido em estudo
específico, porém, de modo geral, considera-se que o valor de 0,4 s entre as curvas
quando se tratar de relés eletromecânicos ou 0,3 s quando de relés
microprocessados está adequado.
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e) A proteção de sobrecorrentes temporizada de neutro do lado primário dos
transformadores de potência tem a finalidade de proteger o equipamento contra
curtos-circuitos externos à zona de proteção diferencial. Além disso, deve atuar
como proteção de retaguarda da proteção diferencial e das proteções contra
sobrecorrentes do lado secundário do transformador. Estas proteções devem,
dependendo das características da subestação, ser direcionais. Em caso de perda
da tensão de polarização, esta proteção deverá ser não direcional.
f) Em casos específicos, quando não é possível contornar os riscos de atuação por
infeed, a proteção de sobrecorrentes temporizada de neutro do lado primário dos
transformadores, pode ser suprimida desde que os riscos sejam avaliados em
estudo específico e que se comprove que as condições de proteção estão
garantidas.
g) As proteções instantâneas de fase e neutro do lado primário do transformador de
força devem ser sensíveis às faltas do lado primário do transformador, não devem
atuar para faltas do lado secundário, não devem atuar para correntes de infeed
geradas durante as faltas na LT supridora e não devem atuar na energização dos
transformadores de força (8 a 12 X ONAN por 0,1 s). Caso seja subestação com
proteção de entrada de linhas, estas proteções devem estar localizadas nos IEDs
de entrada de Linha.
h) As proteções de sobrecorrente de tempo definido do esquema de seletividade
lógica objetivam garantir que faltas ocorridas na subestação sejam interrompidas
em no máximo 250 ms (150 ms de atuação da proteção e 100 ms de tempo máximo
de abertura dos disjuntores). Estas proteções podem ser direcionais, dependendo
das características da subestação, porém, em caso de perda da tensão de
polarização, esta proteção deverá ser bloqueada. A utilização aplicação ou não
deste tipo de proteção em uma determinada subestação deve ser definido em
estudo específico.
i) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de sobrecorrente
instantânea e temporizados de fase e neutro do lado primário do transformador,
bem como das proteções de sobrecorrente de tempo definido do esquema de
seletividade lógico devem ser ligados de forma que seja aterrada a não polaridade
dos TCs, sendo que o aterramento deve ser do lado do transformador de força.
j) A proteção de sobrecorrente de neutro do lado secundário do transformador tem a
finalidade de proteger o equipamento contra curtos-circuitos externos à zona de
proteção diferencia, como retaguarda da proteção diferencial e da proteção contra
sobrecorrentes de fase e neutro dos alimentadores. Esta proteção pode estar ligada
ao transformador de corrente do enrolamento X0 do transformador ou mesmo ao
transformador de corrente do cubículo de média tensão.
k) O(s) transformador(es) de corrente(s) destinado(s) proteção de sobrecorrente
temporizada de neutro do lado secundário do transformador e pela proteção de
tempo definido do esquema de seletividade lógica, devem ser ligados de forma que
seja aterrada a não polaridade dos TCs, sendo que o aterramento deve ser do lado
do transformador de força.
l) Para garantir seletividade com os alimentadores, não são utilizadas funções de
proteção contra sobrecorrentes instantâneas no lado secundário do transformador
de potência.
m) Devido à dificuldade de se conseguir seletividade com os alimentadores, não são
utilizadas proteções temporizadas e instantâneas de fase do lado secundário do
transformador. As exceções devem ser avaliadas em estudo de proteção específico.
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6.2.2 Proteção diferencial
A proteção diferencial utilizada em subestações tem por objetivo principal proteger os
equipamentos que estão instalados na sua zona de atuação, delimitada pelos
transformadores de corrente. A atuação desta proteção deve ser sempre instantânea.
a) A proteção diferencial não deve ser sensibilizada pelas correntes de defeito
resultantes de faltas ocorridas fora da zona protegida, mesmo considerando erros dos
transformadores de corrente.
b) Apesar de ser sensível à corrente de energização do transformador, não deve
operar durante energização do transformador.
c) No caso de utilização de relés eletromecânicos, a conexão dos TC’s deve ser tal
que as correntes de mesma fase cheguem compensadas ao relé, eliminando a
defasagem angular. O tipo de conexão secundária dos TC´s (estrela ou triângulo)
depende do grupo de ligação do transformador de potência.
d) No caso de utilização de transformadores de corrente auxiliares, as relações
destes devem ser escolhidas de tal maneira que em condições normais de carga, a
corrente na bobina de restrição do relé, seja aproximadamente igual à corrente nominal
do relé. Em se tratando de relés numéricos não há necessidade de TC’s auxiliares para
correção externa visto que os mesmos fazem a correção da defasagem internamente.
e) Deve sempre ser utilizada proteção diferencial em transformadores com potência
igual ou superior a 10 MVA. Contudo, não há impedimento técnico para instalação
desta proteção em transformadores de potência inferior a 10 MVA.
f) Os TC´s utilizados para esta proteção devem ser ligados de forma que os
aterramentos dos transformadores sejam feitos na não polaridade e voltados para o
transformador de força. Desta forma, a polaridade dos transformadores de corrente
serão dispostas de modo a fazer com que as correntes secundárias dos TC’s tenham o
mesmo sentido de percurso nos cabos que os ligam ao relé.
g) Os aterramentos dos transformadores de corrente do lado AT e do lado BT devem
ser efetuados de modo que haja um único ponto de conexão à malha terra da
subestação.
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Norma
6.2.3 Proteção de falta à terra restrita
A proteção de falta à terra restrita é destinada a identificar faltas à terra compreendidas
na zona entre os transformadores de corrente de fase e neutro, e sendo mais sensível
que a função diferencial, é um complemento da mesma.
a) Para a aplicação da proteção de terra restrita do lado primário, é necessária a
existência de transformador de corrente no terminal H0 do transformador de força.
Neste caso, a zona de proteção será compreendida entre o transformador de corrente
das fases do primário e o do terminal H0.
b) Para a aplicação da proteção de terra restrita do lado secundário, é necessária a
existência de transformador de corrente no terminal X0 do transformador de força.
Neste caso, a zona de proteção será compreendida entre o transformador de corrente
das fases do primário e o terminal H0.
c) A proteção de terra restrita não deve ser sensibilizada pelas correntes de defeito
resultantes de faltas ocorridas fora da zona protegida, mesmo considerando erros dos
transformadores de corrente.
d) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de terra restrita, devem
ser ligados de forma que os aterramentos sejam ligados na não polaridade e voltados
para o transformador de força.
e) Todos os aterramentos dos transformadores de corrente devem ser efetuados de
modo que haja um único ponto de conexão à malha terra da subestação.
6.2.4 Proteções internas
Além das proteções convencionais, os transformadores de potência superior a 500 kVA
são fornecidos com outras proteções próprias, cujos ajustes são implementados pelo
fabricante quando da sua construção. Tais proteções estão relacionadas abaixo:
• Sobretemperaturas:
-
•
relés térmicos;
termômetros com contatos elétricos.
Relé atuados a gás:
-
relé Buchholz;
relés de súbita pressão.
a) Termômetros com contatos elétricos ou relés digitais com sensores de
temperatura
Normalmente, os transformadores de potência superiores a 500 kVA dispõem de
um termômetro ou termopar acoplados com reles digitais, localizado na sua parte
superior, para que se tenha informações da temperatura instantânea e da máxima
registrada no período. Os termômetros ou reles digitais possuem contatos
auxiliares que possibilitam o acionamento de sinalização de alarme nível 1, ou nível
2 que pode ser utilizado para abertura do disjuntor, quando a temperatura atingir
níveis pré-estabelecidos.
b) Válvula de alívio de pressão
Devem possuir também um dispositivo que seja acionado quando a pressão interna
do transformador atingir um valor superior ao limite máximo admissível, permitindo
uma eventual descarga do óleo.
As válvulas utilizadas para esta finalidade devem possuir contatos elétricos
auxiliares a fim de permitir o desligamento do disjuntor de proteção.
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
c) Relé de súbita pressão
É um equipamento de proteção que atua quando o transformador sofre um defeito
interno, provocando uma elevação anormal na sua pressão. É destinado aos
transformadores selados e nos comutadores sob carga.
A atuação do relé de súbita pressão só se efetua mediante uma mudança rápida da
pressão interna do transformador, independentemente da pressão de operação em
regime normal. O relé, portanto, não opera diante de mudanças lentas da pressão,
fato que ocorre durante o funcionamento normal do equipamento, em função das
variações de temperatura.
d) Relé BUCHHOLZ ou relé de gás
É aplicado somente na proteção de transformadores de potência, transformadores
com potência superior a 6,25MVA, equipados com conservadores de óleo e sem
nenhum espaço a gás dentro do tanque do equipamento. O relé de gás é instalado
no tubo que liga o tanque principal ao vaso conservador do óleo.
A principal função do relé é a proteção do transformador quando ocorre um defeito
entre espiras, entre partes vivas, entre partes vivas e terra, queima do núcleo,
vazamento de óleo no tanque ou no seu sistema de resfriamento.
O relé de gás atua perante a formação de gases onde há súbita variação do nível
de óleo, em virtude de operação anormal do transformador. É capaz de detectar a
presença de pequenos volumes de gás no interior do óleo, donde se pode concluir
que é capaz de detectar a existência de arcos de baixa energia ou simplesmente
descargas parciais.
A proteção contra sobrecorrentes do comutador deve atuar no comando do
comutador estando o mesmo em processo de comutação, mesmo que este esteja
no meio do processo de carregamento da mola este deve ser parado no instante
em que haja a sobrecorrente.
6.2.5 Chaves-fusíveis – elos fusíveis
São utilizadas para proteger a curva de suportabilidade de curta duração dos
transformadores.
a) Podem ser utilizadas em subestações com transformador(es) de força, com
potência até 6,25 MVA e tensão primária até 34,5KV.
b) As chaves fusíveis devem ter capacidade de interrupção compatível com o ponto a
ser instalada.
c) As chaves fusíveis, quando utilizadas para proteção do transformador, deve ser
exclusiva para um transformador. Em subestações com mais de um transformador,
devem ser previstos um conjunto de chaves para cada transformador.
d) Os elos fusíveis devem ser do tipo EF e dimensionados conforme tabela abaixo.
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
Tabela 1
Elos fusíveis tipo EF
Transformadores trifásicos
Potência do
transformador
kVA
11 400 V
13 800 V
22 000 V
25 000 V
33 000 V
44 000 V
10
15
25
30
37,5
45
50
75
100
112,5
150
200
225
250
300
400
500
600
750
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
4 000
5 000
1 EF
1 EF
2 EF
2 EF
2 EF
3 EF
3 EF
5 EF
5 EF
7 EF
10 EF
10 EF
15 EF
15 EF
15 EF
20 EF
25 EF
30 EF
40 EF
50 EF
80 EF
100 EF
125 EF
125 EF
200 EF
-
1 EF
1 EF
2 EF
2 EF
2 EF
2 EF
3 EF
5 EF
5 EF
5 EF
7 EF
10 EF
10 EF
15 EF
15 EF
15 EF
20 EF
25 EF
30 EF
40 EF
65 EF
80 EF
100 EF
125 EF
150 EF
-
1 EF
1 EF
1 EF
2 EF
2 EF
2 EF
3 EF
3 EF
5 EF
7 EF
7 EF
7 EF
10 EF
10 EF
15 EF
15 EF
20 EF
25 EF
40 EF
50 EF
65 EF
80 EF
100 EF
125 EF
1 EF
1 EF
1 EF
1 EF
2 EF
2 EF
3 EF
3 EF
5 EF
5 EF
7 EF
7 EF
7 EF
10 EF
10 EF
15 EF
15 EF
25 EF
30 EF
40 EF
50 EF
65 EF
100 EF
100 EF
1 EF
1 EF
2 EF
2 EF
2 EF
3 EF
5 EF
5 EF
5 EF
7 EF
7 EF
10 EF
10 EF
15 EF
15 EF
25 EF
30 EF
40 EF
50 EF
65 EF
80 EF
1 EF
2 EF
2 EF
2 EF
3 EF
3 EF
5 EF
5 EF
7 EF
7 EF
10 EF
10 EF
15 EF
20 EF
25 EF
30 EF
40 EF
50 EF
65 EF
NOTA Em casos críticos de seletividade pode-se elevar a corrente nominal do elo desde que sejam
respeitado os limites impostos pela curva de suportabilidade de curta duração do transformador.
6.3 Alimentadores de distribuição
Devem atender aos requisitos da ND.78 em sua última revisão.
6.4 Alimentadores de Distribuição cuja função é distribuição de energia e recepção de
cogeração
Devem atender aos requisitos da ND.78 e da ND.63 em suas últimas revisões.
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ND.62
7
Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
REQUISITOS DE PROJETOS, ESQUEMAS ESPECIAIS, LÓGICAS E BLOQUEIOS
7.1 Sistema alternativo de alimentação de corrente contínua
Nas subestações da ELEKTRO o circuito de comando de todos os disjuntores e reles
numéricos são alimentados através de circuitos independentes de 125 Vcc provenientes
do painel
No caso de falha no sistema de serviço auxiliar da SE (TR-SA, banco de baterias,
inversores etc.) pode ocorrer a perda de alimentação auxiliar de forma gradual ou
brusca, provocando a inoperância de todo o sistema de proteção.
Como forma de mitigar esse risco e para garantir a integridade dos equipamentos e
instalações deve-se dotar a SE de um sistema alternativo de alimentação CC que
garanta sua operabilidade em caso de falha do serviço de corrente continua principal.
Dependendo do tipo de projeto da subestação e da tecnologia utilizada (reles
eletromecânicos ou numéricos) adotar as soluções conforme abaixo.
a) SUBESTAÇÕES NOVAS
Serão projetadas considerando dois bancos de baterias, dois retificadores, duas
alimentações CA e alimentações individuais para as bobinas de abertura dos
disjuntores.
b) SUBESTAÇÕES EXISTENTES
Preferencialmente, deve ser dotada de dois retificadores e dois bancos de baterias.
7.2 Sistema de supervisão de corrente contínua
Independente da utilização de dois bancos de baterias e dois retificadores, deve ser
previsto esquema de supervisão de alimentação da corrente contínua, através de relés
de subtensão.
O esquema deve ser dotado de dois níveis de supervisão de tensão CC, sendo um
ajuste para o nível de alarme e outro para o trip:
Atuação no 1º estágio – (SOMENTE ALARME) ocorre quando a tensão da rede de
corrente contínua (CC) atinge 120 V, sinalizando no anunciador de eventos “Falta VCC
no Comando do Disjuntor AT”.
Atuação no 2º estágio – (TRIP) quando a tensão da rede de corrente contínua (CC)
atingir dos 95 V (ou faltar totalmente), o sistema de SSCC deverá enviar comando para
abertura do(s) disjuntor(es) do lado de AT da SE e também do(s) disjuntor(es) do(s)
alimentador(es) com Cogeração.
7.3 Chave de transferência de proteção de neutro (CTPN) – Proteção para
transferência de alimentadores
Quando da execução de manobras monopolares para transferência de carga entre
alimentadores, tanto na subestação quanto na rede de distribuição, surgem correntes de
desequilíbrio que podem sensibilizar as proteções de neutro do(s) alimentador(es).
Para evitar a atuação indevida dessas proteções, é previsto um esquema próprio para
bloqueio destas funções durante as manobras.
Em função da diversidade tecnológica dos sistemas e relés de proteção das
subestações da ELEKTRO, deve ser adotada uma das opções de esquemas de CTPN
listados abaixo em ordem de prioridade:
Opção preferencial
Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a
ser realizada pelas proteções de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es).
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ND.62
Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado:
−
bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI);
−
bloqueio do religamento automático (79);
−
bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N);
− as funções de proteção bloqueadas nos alimentadores com CTPN transferidas não
devem enviar sinas de partida (pick-up) para o esquema de seletividade lógica;
− as funções de proteção do geral de BT devem permanecer enviando sinais de
partida para o esquema de seletividade lógica das proteções de alta do transformador;
− ativação de uma função de proteção de sobrecorrente instantânea de neutro,
destinada ao esquema de seletividade lógica. Esta proteção não deve ser utilizada para
trip e deve ser ajustada em 80% da corrente de pick-up da proteção de sobrecorrente
instantânea de neutro de BT do transformador da função de seletividade lógica;
− depois de expirado o temporizador de quaisquer das proteções do geral de BT do
transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os alimentadores que
estiverem com a função CTPN ativa;
− se após 250 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa ainda
persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT.
Primeira alternativa
Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a
ser realizada pela proteção de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es).
Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado:
−
bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI);
−
bloqueio do religamento automático (79);
−
bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N);
− bloqueio do esquema de seletividade lógica, quando as proteções do alimentador
que foram bloqueadas pelo esquema da CTPN, não enviarem sinas de partida (pick-up)
utilizadas para o esquema de seletividade lógica;
− depois de expirado o temporizador do elemento Temporizado de neutro do geral de
BT do transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os
alimentadores que estiverem com a função CTPN ativa;
− se após 250 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa, ainda
persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT.
Segunda alternativa
Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a
ser realizada pela proteção de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es).
Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado:
−
bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI);
−
bloqueio do religamento automático (79);
−
bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N);
− bloqueio do esquema de seletividade lógica, quando as proteções do alimentador
que foram bloqueadas pelo esquema da CTPN, não enviarem sinas de partida (pick-up)
utilizadas para o esquema de seletividade lógica;
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Proteção de Subestações de Distribuição
Norma
− depois de expirado o temporizador do elemento temporizado de neutro do geral de
BT do transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os
alimentadores que estiverem com a função CTPN ativa;
− se após 400 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa, ainda
persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT.
7.4 Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC
O Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) utiliza relés/funções de frequência, que
atuam tanto no corte quanto no restabelecimento automático de alimentadores e/ou
linhas de transmissão sempre que o valor absoluto da frequência do sistema atingir
valores predeterminados.
Os valores de frequência, tempos de atuação e esquemas de religamento automático,
devem observar o estabelecido na Instrução de Operação I-OPE-003 na sua última
revisão.
NOTA 1 Durante a atuação do esquema do ERAC, somente poderá(ão) ser religado(s) automaticamente
o(s) alimentador(es) que foi(ram) desligado(os) pelo ERAC. Qualquer desligamento por atuação das
funções de proteção de sobrecorrente bloqueia o religamento alimentador pelo ERAC.
NOTA 2 O bloqueio da função de religamento automático (79) deve bloquear também o esquema de
religamento automático do ERAC.
7.5 Seletividade lógica
Nas subestações onde a tecnologia dos reles de proteção permitir deverá ser adotado o
conceito de seletividade lógica. Este esquema permite reduzir o tempo de atuação da
proteção para 150 ms para internas a subestação.
A lógica deste esquema consiste no emprego de funções de sobrecorrente instantâneas
nos reles de proteção de retaguarda (montante) dotadas de bloqueio pelos elementos de
partida (pick-up) das proteções de sobrecorrentes dos reles à jusante de forma a se
obter uma resposta rápida da proteção para defeitos internos a SE.
− Para o lado secundário do transformador, deve ser adotada função de sobrecorrente
instantâneo de neutro com tempo de atraso de 150 ms. Esta função deve ser bloqueada
se houver pick-up de proteção de sobrecorrente de qualquer alimentador a jusante.
− Para o lado primário do transformador, deve ser adotadas funções de sobrecorrente
instantâneas de fase e neutro com tempo de atraso de 150 ms. Estas funções devem
ser bloqueadas se houve pick-up de proteção de sobrecorrente de qualquer alimentador
a jusante ou do geral de BT.
− A definição dos ajustes ou mesmo da necessidade de bloqueio de uma ou mais
destas funções, deve ser feita em estudo específico.
− O esquema de seletividade lógica deve considerar as condições operativas e
configuração da subestação. Por exemplo, em caso de subestação dotado de 24-1, este
esquema deve enviar bloqueio para as proteções da proteção da barra oposta, evitando
atuações indevidas.
− O esquema de seletividade lógica deve ser bloqueada no caso de falha de
comunicação entre os relés.
7.6 Lógica para falha de disjuntor (62/50BF)
Nas subestações onde a tecnologia permite, deve-se habilitar a proteção de falha do
disjuntor (62/50BF). Esta função é utilizada para evitar que ocorrências de pequeno
porte evoluam a eventos de grandes proporções no sistema elétrico.
Na ELEKTRO, a lógica de falha de disjuntor deve monitorar a presença de corrente
passante após o envio de um comando de abertura para um disjuntor.
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Após a emissão do sinal de TRIP pela proteção do disjuntor, é disparado um contador
de tempo e se, ao término da contagem desse tempo pré-determinado, ainda houver
registro de corrente passando pelo disjuntor local, é enviado um sinal de TRIP-50BF ao
disjuntor imediatamente à montante.
Esse esquema deve ser implantado nos disjuntores de alimentadores e nos disjuntores
geral de BT.
7.7 Rele em Manutenção / Liberado.
Nas subestações digitalizadas que utilizam o protocolo IEC61850, onde a troca de
informações entre reles é feita por meio de mensagens GOOSE, deve ser criado um
esquema para possibilitar ensaios/testes de um determinado equipamento/bay sem que
isso interfira na operação da instalação como um todo.
− Durante ativação dessa função nenhuma mensagem GOOSE referente a esquemas
de proteção (CTPN, seletividade lógica, 50BF) deverá ser recebida ou enviada pelo rele.
− Durante ativação dessa função todos os trips externos ao bay desenergizado
deverão ser desativados
− Em condições em que a própria liberação do bay inclua a abrangência dos trips
(exemplo bays de entrada de linha – DJ com as duas seccionadoras de isolação
abertas) essa função não deverá inibir o trip
− Tratando-se de uma função liberação para manutenção, sua ativação/desativação
somente poderá feita de forma local no rele, sem verificação de seccionadoras ou outros
equipamentos.
− Deverá ativar um alarme no sistema supervisório: “Relé em manutenção - Trips
externos ao bay do relé desativados”.
7.8 Quanto à aplicação de relé
a) Para as proteções de entrada de linha, devem ser utilizados dois relés para cada
circuito. Poderão ser utilizados relés de fabricante ou tipos diferentes, porém os ajustes
aplicados nos relés devem ser os mesmos.
b) Nos bays de transformadores das subestações com tensão primária maior ou igual a
69 kV, devem ser utilizadas umas das alternativas listadas abaixo em ordem de
prioridade:
b1) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado
primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção:
−
sobrecorrente temporizada de fase;
−
sobrecorrente temporizada de neutro direcional;
−
duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase direcionais;
−
três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro direcionais;
e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados
primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de
proteção:
−
sobrecorrente temporizada de neutro direcional;
− sobrecorrente temporizada de fase direcional para as subestações dotadas de
alimentadores com cogeração;
−
diferencial do transformador;
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− diferencial de terra restrita para enrolamentos dos transformadores ligados em
estrela aterrada.
NOTA
todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes.
b2) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado
primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção:
−
sobrecorrente temporizada de fase;
−
sobrecorrente temporizada de neutro direcional;
−
duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase direcionais;
−
três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro direcionais;
e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados
primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de
proteção:
−
sobrecorrente temporizada de neutro;
− sobrecorrente temporizada de fase para as subestações dotadas de
alimentadores com cogeração;
−
NOTA
diferencial do transformador.
todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes.
b3) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado
primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção:
−
sobrecorrente temporizada de fase;
−
sobrecorrente temporizada de neutro;
−
duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase;
−
três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro;
e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados
primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de
proteção:
−
sobrecorrente temporizada de neutro;
− sobrecorrente temporizada de fase para as subestações dotadas de
alimentadores com cogeração;
−
NOTA
diferencial do transformador.
todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes.
c) Nos bays de transformadores de até 6,3 MV em subestação com tensão primária até
34,5 kV, além das configurações listadas em ordem de prioridade no item acima, admitese, como última hipótese, a utilização de elos fusíveis para a proteção do lado primário
do transformador de força.
d) Para proteção de alimentadores, deverão ser utilizados relés exclusivos por
alimentador, com as funções de proteção apresentadas na ND.78 em sua última revisão.
7.9 Quanto aos TRIPs por atuação de proteção.
a) As funções de proteção dos relés de entrada de linha, quando atuadas, devem
enviar trip físico para o disjuntor de entrada de linha correspondente. Devem ser
ajustadas para atuação coordenada com a proteção de primeira zona da LT.
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b) A atuação da proteção diferencial do transformador deverá enviar trip físico para
os disjuntores do lado primário e secundário do transformador, isolando o
transformador. Caso não seja utilizado disjuntor do lado secundário, deverá ser enviado
trip para os alimentadores conectados na barra.
c)
A atuação das proteções internas do transformador deverão enviar trip físico para
os disjuntores do lado primário e secundário do transformador, isolando o
transformador. Caso não seja utilizado disjuntor do lado secundário, deverá ser enviado
trip para os alimentadores conectados na barra.
d) As funções de proteção do lado primário e secundário do transformador deverão
enviar trip físico para os disjuntores que garantam o isolamento da falta. Quando não
houver impacto no número de clientes interrompidos, poderá ainda enviar trip físico
para a abertura de outros disjuntores que irão facilitar o restabelecimento.
e) Para o esquema de falha do disjuntor (50BF) deve-se, preferencialmente, utilizar
trip físico, sendo admitido trip via GOOSE.
f)
Para o esquema de CTPN, deve-se, preferencialmente, utilizar trip físico, sendo
admitido trip via GOOSE.
g) Para garantir que todas as fontes de contribuição para faltas serão isoladas,
deverão ser considerados a existência de cogeração em alimentadores.
A tabela seguinte apresenta resumo do critério de atuação de proteção para cada tipo de
subestação.
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Tabela 2
Resumo de atuação das proteções
Equipamentos
de entrada
lado AT
Quantidade de
transformadores
Quantidade de
disjuntores
lado BT
Configuração
barramento
lado BT
Atuação proteção
interna do
transformador
Atuação da
proteção contra
sobrecorrentes
lado AT
Atuação da
proteção contra
sobrecorrentes
lado BT
Atuação da
proteção
diferencial
Disjuntor AT
Disjuntores dos
alimentadores
Disjuntor AT
Disjuntores dos
Alimentadores
Relé de bloqueio
Disjuntor AT
Disjuntores dos
alimentadores
1 disjuntor
1
-
ÚNICA
Disjuntor AT
Disjuntores dos
alimentadores
1 disjuntor
1
1
ÚNICA
Disjuntor AT
Disjuntor BT
Disjuntor BT
Disjuntor AT
Disjuntor BT
Relé de bloqueio
Disjuntor AT
Disjuntor BT
1 disjuntor
2
2
ÚNICA
Disjuntor AT
2 Disjuntores BT
Disjuntor AT
Disjuntores BT
Disjuntor AT
2 Disjuntores BT
Relé de bloqueio
Disjuntor AT
2 Disjuntores
BT
1 disjuntor
2
2
SEPARADA
Disjuntor AT
2 Disjuntores BT
Disjuntor BT
Disjuntor AT
2 Disjuntores BT
Relé de bloqueio
Disjuntor AT
2 Disjuntores
BT
2 disjuntores
2
2
ÚNICA
Disjuntor AT
Disjuntor BT
Disjuntor BT
Disjuntor AT
Disjuntor BT
Relé de bloqueio
Disjuntor AT
Disjuntor BT
2 disjuntores
2
2
SEPARADA
Disjuntor AT
Disjuntor BT
Disjuntor BT
Disjuntor AT
Disjuntor BT
Relé de bloqueio
Disjuntor AT
Disjuntor BT
Fusível
1–2-3
-
ÚNICA
-
Alimentadores
-
-
Fusível
1–2-3
1
ÚNICA
-
Disjuntor BT
-
-
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