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CURSO BÁSICO DE PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
Setembro
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INTRODUÇÃO
A utilização de energia elétrica em residências, estabelecimentos comerciais, parques industriais, etc. exige a instalação de um complexo sistema através do qual esta energia seja gerada, transmitida e distribuída.
No Brasil, a geração de energia elétrica é obtida, predominantemente, através de usinas hidrelétricas, face a grande quantidade de recursos hídricos disponíveis.
A transmissão de energia elétrica é feita em níveis de tensão elevados, entre 138kV e 750kV em circuitos de corrente alternada e +-600kV em circuitos de corrente contínua, através de linhas de transmissão que transportam essa energia até subestações de distribuição, localizadas próximas aos centros consumidores. Nestas subestações estão instalados diversos tipos de equipamentos que tem a função de reduzir estas tensões elevadas à tensões de distribuição (34,5kV, 13,8kV etc.).
As linhas de distribuição que compõem esse sistema podem ser aéreas ou subterrâneas. Elas alimentam transformadores que fornecem energia aos consumidores residenciais e comerciais nas tensões de 220V ou 127V.
O sistema elétrico como um todo deve obedecer aos padrões legais preestabelecidos pelo governo para fornecimento de energia elétrica aos consumidores, na quantidade necessária e qualidade requerida.
Como conseqüência de fatores internos e externos, é impossível tornar este sistema imune à perturbações, defeitos e falhas diversas. Estas condições anormais resultam em interrupções no fornecimento de energia elétrica, podendo ocasionar danos aos componentes que constituem o sistema.
Os esquemas de proteção são planejados para receberem as informações das grandezas elétricas do sistema em tempo real, de forma a atuarem sempre que condições anormais ocorram.
Estes esquemas são constituídos de relés, transformadores para instrumentos (TCs e TPs), cabeamento, etc., que atuam sobre equipamentos chaveadores como disjuntores e seccionadoras. Estes equipamentos isolam os trechos defeituosos do sistema, protegendo-o e evitando o agravamento dos danos aos equipamentos principais como geradores, transformadores, barramentos, linhas de transmissão e de distribuição, bancos de capacitor, etc.
Em resumo, os sistemas de proteção podem ser definidos como sistemas aos quais estão associados todos os dispositivos necessários para detectar, localizar e comandar a eliminação de um curto-circuito ou uma condição anormal de operação de um sistema elétrico, diminuindo os danos aos equipamentos defeituosos, com conseqüente redução do tempo de indisponibilidade e menor custo de reparo.
Em suma, a proteção visa garantir economicamente a qualidade do serviço, assegurando uma vida razoável às instalações.
A eficácia de um esquema de proteção é tanto maior quanto melhor forem atendidos os seguintes princípios:
- velocidade: capacidade da proteção atuar no tempo pré-estabelecido, atendendo às características específicas do sistema;
- seletividade e coordenação: a proteção deve ter a capacidade de restringir a área de interrupção ao mínimo necessário para isolar completamente o elemento defeituoso, ou seja, um curto-circuito em um ponto do sistema não deve afetar outras partes;
- segurança: a pronta atuação dos esquemas de proteção diminui os efeitos destrutivos dos curtos-circuitos, aumentando a segurança pessoal;
- sensibilidade: capacidade da proteção atuar nas condições anormais do sistema para o qual foi projetada;
- confiabilidade: o esquema de proteção deve ter operação correta e precisa somente nas condições para as quais foi projetado, não devendo atuar para quaisquer outras condições.
FUNDAMENTOS BÁSICOS
FALTAS E OUTRAS ANORMALIDADES 
Define-se falta como uma condição anormal resultante de uma redução da isolação entre os condutores de fase ou entre os condutores de fase e terra de um circuito ou equipamento. 
Na prática, a redução da isolação não é considerada falta até que seja perceptível. Por exemplo, a redução do dielétrico de uma cadeia de isoladores altamente poluída só será considerada falta quando abrir arco. 
Como causas de poluição de isoladores, podemos citar o depósito de resíduos industriais em suspensão ou sal do ar marinho nas regiões costeiras. Outros fatores que podem provocar faltas em linhas aéreas: pássaros, aviões, queimadas, ventos, descarga atmosférica, balões, rompimento de condutores, quebra de isoladores e sobrecarga. Em máquinas e transformadores, podemos ter como causas de faltas: falha de isolação devido à umidade, danos mecânicos, contato acidental com a terra, arco causado por sobretensões e sobrecarga. 
Faltas oriundas das causas acima são ditas primárias ou faltas no sistema. Outros tipos de faltas, ditas secundárias, podem ocorrer e provocar desligamentos: defeitos na proteção, ajustes incorretos, conexões incorretas, erro humano durante testes ou manutenção e erros de operação (manobra incorreta). 
Com relação a faltas primárias, o sistema elétrico está sujeito a vários tipos de defeitos ou condições anormais de operação. A título de exemplo podemos enumerar os seguintes casos: 
 − Falta trifásica com ou sem terra. 
− Falta fase-fase com ou sem terra. 
− Falta fase-terra. 
− Faltas simultâneas em pontos diferentes do sistema, afetando fases diferentes. 
− Rompimento de condutores de linhas com ou sem conexão à terra. 
− Curto-circuito entre espiras de enrolamento de geradores, transformadores e motores. 
 
Com exceção do curto-circuito trifásico (com ou sem terra), todas as demais faltas implicam em condições desbalanceadas no sistema.
A grande maioria das faltas, cerca de 70% do total, ocorre em linhas de transmissão. A tabela 1 mostra a distribuição de faltas por equipamento do sistema elétrico.
	Tabela 1 - Distribuição de faltas por equipamento
	TIPO DE EQUIPAMENTO
	Probabilidade (%)
	Linhas aéreas e cabos
	63,2
	Transformadores e reatores
	14,5
	Geradores e gerador/transformadores
	13,4
	Barramentos e painéis de manobras
	6,7
	Outros equipamentos (motores, compensadores, etc.)
	2,1
Com relação aos tipos de falta, a maioria são do tipo fase-terra. A tabela 2 mostra a probabilidade de ocorrência para cada tipo de falta.
	Tabela 2 – Tipos de Falta
	
	Probabilidade (%)
	Classificação
	Tipo de falta
	
	Permanente (%)
	Transitória (%)
	Trifásica
	2
	95
	5
	Bifásica
	11
	70
	30
	Fase-Terra
	79
	20
	80
	Outros
	8
	-
	-
FUNÇÕES DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO 
Um sistema de proteção protege o sistema de potência de efeitos destrutivos de uma falta sustentada. Uma falta, significando, na maioria dos casos, um curto-circuito ou, mais geralmente, uma condição anormal no sistema, ocorre como um evento aleatório. Se algum componente faltoso do sistema de potência (gerador, transformador, barra, linha, etc.) não for rapidamente isolado, pode levar o sistema de potência a uma instabilidade ou a uma ruptura através da ação de outros dispositivos de proteção. 
Como efeitos principais de uma falta não isolada, podemos citar:
− Perda de sincronismo de geradores em uma ou várias estações (perda de estabilidade). 
− Risco de danos no equipamento afetado. 
− Risco de danos nas partes sadias do sistema. 
Outros efeitos, não necessariamente perigosos para o sistema, mas importantes do ponto de vista dos consumidores, são, por exemplo, motores síncronos que podem sair de sincronismo, serem desligados e interromper processos de produção vitais. 
Um sistema de proteção deve, portanto, remover o equipamento defeituoso do resto do sistema de potência, tão rapidamente quanto possível, visando reduzir o tempo de exposição do próprio equipamento às elevadas correntes de defeito e minimizar o risco de perda de estabilidade do sistema. Além disso, deve ser suficientemente seletivo para desligar o menor trecho possível, isto é, desligar apenas o elemento defeituoso. 
Uma função secundária de uma proteção é identificar a localização e o tipo de falta.
SISTEMA DE PROTEÇÃO 
Embora um sistema de proteção seja usualmenteentendido como um conjunto de relés, ele consiste de vários outros subsistemas, os quais contribuem com o processo de remoção da falta. A figura 4 mostra um exemplo simplificado dos subsistemas de proteção.
TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO
Os Transformadores de Instrumentos são subdivididos em Transformadores de corrente, TC’s, e Transformadores de Tensão, também conhecidos como Transformadores de Potencial, TP’s. Os Transformadores de Instrumentos são utilizados nos sistemas de potência para baixar os níveis de corrente (TC’s) e tensão (TP’s) a valores que possam ser manuseados com segurança e utilizados em dispositivos de medição, controle e proteção, tais como transdutores, reles de proteção e unidades de controle.
Embora os TC’s e TP’s sejam basicamente transformadores elétricos, sua forma de conectá-los ao sistema de potência e valor de impedâncias (Zps) altera radicalmente suas respostas. O circuito primário dos TC’s é conectado em série com o sistema de potência, ou seja, sua impedância está em série com a rede primária, enquanto os TP’s são conectados em paralelo (shunt) com a rede elétrica.
TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TC’s)
MODELO FÍSICO
Um Transformador de Corrente nada mais é que um transformador cuja corrente primária, Ip, é imposta pelo sistema de potência, Figura 43. Isso ocorre, pois os TC’s são conectados em série no circuito de potência. Como consequência, a corrente secundária, Is, será uma fração da corrente primária, dada pela relação abaixo:
Iex é a corrente de excitação do TC.
Fisicamente, os transformadores de corrente, quando operando na região linear, não saturados, apresentam uma característica próxima de uma fonte ideal de corrente.
Figura 43 – Transformadores de corrente
Para um TC Ideal, cuja corrente de magnetização é zero, tem-se:
Substituindo: I1 por Ip e I2 por Is, tem-se:
 (TC Ideal)
Para um TC real, a equação anterior fica:
			(TI Real)
A corrente Is´ é a corrente secundária de um TI ideal, onde Iex = 0.Ver Figura 45.
Figura 44 – Corrente secundária do Ti
Onde:
n1 = Quantidade de espiras do primário (normalmente = 1);
n2 = Quantidade de espiras do secundário;
Ip= Corrente primária;
Is´ = Corrente secundária (TI Ideal);
Is= Corrente secundária (real);
Iex= Corrente de excitação;
Xm= Reatância de magnetização;
Ri= Resistência do enrolamento secundário do TI;
Zc= Carga total do TI, incluindo os condutores e os relés;
Vo= Tensão Interna do TI (não acessível);
Vs = Tensão no Secundário do TI (bornes do TI);
Deve-se observar que na região linear, não saturada, a tensão do secundário Vs será uma mera consequência de lei de ohm, ou seja: Vs = Is*Zc. 
Deste fato decorre um conceito muito importante. Ao abrir-se acidentalmente o secundário de um TC com carga, o mesmo tentará impor uma corrente secundária através de uma impedância infinita. Tal fato levará o TC à saturação, atingindo a tensão secundária máxima do mesmo. Caso o TC possua uma tensão de joelho superior a 200 V, teremos um problema de segurança da pessoa que estiver trabalhando com estes circuitos. Ver curva de saturação, Figura 45.
Consideremos um TC com as seguintes características:
RTC = 1000 – 5 A
Classe: 10B400
Significa:
Se n1 = 1 (espira), então n2 = 200 (espiras)
Este TC terá ainda:
 = 10%, quando Is = 20 * In e conectado à carga nominal de 4 (400/20x5);
Tensão máxima de 400 V.
Para este TC, quando a tensão secundária atingir 400 V, a tensão primária será:
Vp = (n1/n2) x 400 = 1/200 x 400 = 2,0 V;
Portanto, para o sistema de potência, o TC provocará uma queda de tensão primária da ordem de 2,0 V, o que é praticamente desprezível.
Figura 45 – Curva de saturação.
O erro de um TC é dado pela relação entre a corrente Iex e a corrente Is´, ou seja:
ENSAIO PARA OBTENÇÃO DA CURVA DE SATURAÇÃO DE UM TC
A curva de saturação, a qual indica o erro do TC, é obtida conforme circuito da figura abaixo:
Figura 46 – Circuito do TC para ensaio de saturção
Com o circuito primário do TC aberto, energiza-se o mesmo a partir do secundário, utilizando-se uma fonte de tensão alternada, e mede-se a corrente de excitação Iex para vários valores de Vs, obtendo-se uma curva com os pares assim obtidos de Vs, Iex. Na Figura 47 é apresentada uma curva típica de saturação de um TC de Bucha.
Figura 47 – Curva típica de saturação de um TI de Bucha
CLASSE DE PRECISÃO
a) Classe de Precisão em regime permanente
A Classe de Precisão em regime permanente supõe que o TC está submetido a uma corrente primária senoidal totalmente simétrica, isto é, sem componente DC. Neste caso a Classe de Precisão é definida da seguinte forma pelo erro entre a corrente nominal e a corrente real quando o TC alimenta sua carga nominal.
No exemplo da Figura 46, o TC possui Classe 10B100, na relação maior, 600-5A. Isto significa que o TC irá produzir uma tensão secundária máxima Vs = 100 V, quando conectamos a carga nominal no TC e a corrente primária for 20xIn, ou seja, Ip = 20x600 = 12.000 A e a corrente secundária será de (1,0-0,1)x20xIn = (20-2)x5 = 100-10 = 90,00 A. Neste caso o erro será:
Evidentemente se o TC tivesse erro zero (TC ideal), a corrente secundária (Is) seria 100 A e a corrente de excitação (Iex) seria zero.
Portanto com 20xIn no primário e carga nominal no secundário o erro do mesmo deve ser <=10%.
A carga nominal do TC é obtida, dividindo-se a tensão máxima Vsmax pela corrente máxima Ismax, ou seja, neste exemplo, Zn = 100 V/ 20xIn = 100 V/ 100 A = 1 ohm.
Deve-se observar que a tensão interna Vo a ser desenvolvida pelo TC é superior à tensão nos terminais do mesmo, pois há uma queda de tensão devido à resistência interna do TC, Ri.
Supondo que o TC da Figura 46 possua Ri = 0,6 ohms, a tensão Vo máxima será:
Concluí-se, portanto, que para o TC entregar 100 V (10B100) no secundário, com 20xIn, a tensão gerada internamente será Vo = 160 V.
Deve-se observar que a tensão da Classe de Precisão é a tensão que o TC fornece nos seus terminais.
Na Figura 48, as impedâncias das cargas nominais dos TC’s são apresentadas para as várias classes de precisão C800, C400, C200, C1000, etc. A designação Cxxxx refere-se à norma ANSI. A ABNT utiliza a letra Bxxxx.
Figura 48 – Classes de precisão
Notar que o importante nos TC’s é que a tensão máxima no secundário do TC não exceda a tensão máxima (Vsmax), da Classe de Precisão do mesmo. Essa tensão é obtida da multiplicação da corrente de curto-circuito máxima secundária pela impedância total do circuito secundário, incluindo os cabos de controle.			
Desta forma, se um TC é B100 e a corrente secundária máxima de curto-circuito é 50A, poderemos ter uma impedância total de carga de 2 ohms ao invés de 1 ohm, pois:
Deve-se observar que os cálculos acima apresentados são válidos para correntes de curto-circuito totalmente simétricas, sem componente DC e sem exceder 20 vezes a corrente nominal do TC e a carga nominal do mesmo. Como isso é praticamente impossível de acontecer, precisamos ter folgas de projeto para acomodar a componente DC da corrente de curto-circuito, como será visto no item b), a seguir. 
Como regra prática, a tensão Vsmax obtida pelo cálculo acima, nunca deve ultrapassar 20% a 25% do valor da tensão máxima da Classe de Precisão do TC. 
b) Classe de Precisão em regime Transitório
Desconsiderando o decaimento da corrente de curto-circuito devido às impedâncias sub-transitórias e transitórias dos geradores síncronos, podemos considerar que as correntes de curto-circuito apresentam a seguinte formulação:
Sendo:
I(t)cc = Corrente de Curto-circuito instantânea
I = Corrente de pico
T = Arctg (X/R) (Constante de tempo do Sistema)
ω = 2πf = 2x3,1415x60 = 377
e-t/T = Componente DC da corrente de curto
cos(ωt) = Componente simétrica da corrente de curto
Como o TC terá que desenvolver uma tensão secundária para gerar uma corrente secundária, que passará pela carga, e sendo que e = -N(dφ/dt), se o fluxo não variar, ou seja, saturar, a tensão gerada será zero e, portanto, não haverá corrente no circuito secundário.
Existe uma Norma IEC para definição deClasse de Precisão Transitória, IEC-60044-6, que define todos os parâmetros para a definição correta da Classe de Precisão de um TC. Esta norma deve ser seguida criteriosamente para grandes instalações, ou seja, Rede Básica, V ≥ 230 kV e para Geradores Síncronos de grande porte, P ≥ 100 MVA. Para as demais instalações é suficiente utilizar um fator de sobre dimensionamento de 5 vezes, acima do critério descrito no item a) anterior.
Para TC’sa serem utilizados em linhas de transmissão, a Norma IEC considera um religamento rápido e o efeito do fluxo remanente no TC após o 1º desligamento. A Norma calcula um fator de sobredimensionamento Ktd, para linhas sem e com 1 religamento, utilizando as seguintes fórmulas:
Para um ciclo C-O, o fator de sobre dimensionamento é:
Onde:
Tp = Constante de tempo primária (L/R do Sistema);
Ts = Constante de tempo secundária do TI;
t´al = Tempo para saturar.
Figura 49 – Corrente de curto primária Ip, com a componente DC
Para um ciclo C-O-C-O, o fator de sobredimensionamento é:
Onde:
Tp = Constante de tempo primária do Sistema;
Ts = Constante de tempo secundária do TI;
t´ = Tempo de duração da 1ª corrente de curto;
tfr = Tempo morto (tempo para desionização da linha)
t´´al = Tempo para saturar após 1º religamento
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP’s)
MODELO FÍSICO
Fisicamente, os transformadores de potencial, quando operando com carga não superior à sua carga nominal, apresentam uma característica próxima de uma fonte ideal de tensão. O circuito primário impõe uma tensão no primário do TP (Vp) que será refletida no secundário, multiplicada pela relação n1/n2 menos a queda de tensão interna, ou seja:
Figura 50 – Circuito primário
O erro de relação do TP e dado por:
Onde:
Kn = relação nominal;
Vp = tensão primária;
Vs = Tensão secundária;
A norma ABNT NBR 6546 define que as cargas nominais são representadas pelo símbolo formado pela letra P seguido do número VA (volt-ampere) correspondente à tensão de 120 V ou 69,3 V.
A soma das potências aparentes (VA) das cargas conectadas em paralelo no secundário do TP não deve ultrapassar à carga nominal indicada na placa do equipamento. Acima deste valor, a medição de tensão secundária pode apresentar erro superior ao admissível em sua classe de exatidão.
A tabela abaixo apresenta as características de um TP para suas diversas classes de exatidão.
Tabela 7 – Características de um TP para diferentes classes de exatidão
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL CAPACITIVOS
Para tensões acima de 138 kV, os transformadores de potencial indutivos (TPIs) tornam-se contrutivamente e economicamente inviáveis. 
Em solução a este problema, os Divisores Capacitivo de Potencial tem sido uma alternativa confiável e de baixo custo em relação aos TPs convencionais. Além disso, ele tamnbém tem sido utilizado como conexão de sistemas com frequênciade carrier.
Um Divisor Capacitivo de Potencial é constiuído de duas impedâncias (resistor + capacitor) em série. Uma impedância indutiva é colocada na saída do divisor para compensar a queda de tensão ocorrida nos capacitores, conforme é mostrado na figura a seguir.
Figura 51 – Divisor Capacitivo de Tensão
A tensão V é a tensão de alimentação, V1 é a tensão de saída do divisor capacitivoe V2 é a tensão de saída que irá alimentar os equipamentos conectados ao terminal secundário do transformador de potencial.
TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS ÓPTICOS
Há mais de uma década vem sendo comercializado transformadores de instrumentos (TIs) ópticos com o intuito de substituir os equipamentos convencionais. Muitas vantagens vem sendo comprovadas através de testes e aplicações no sistema elétrico.
A tecnologia dos TIs ópticos baseam-se nos efeitos dos campos elétricos e magnéticos sobre feixes de luz polarizados. Os efeitos de Faraday em TCs e Pockels em TPs são os mais utilizados na fabricação destes equipamentos.
TRANSFORMADORES DE CORRENTE ÓPTICOS
A teoria diz que para que ocorra o efeito Faraday é necessário um meio magneto-óptico esteja submetido a um campo magnético. Satisfeita esta condição, quando um feixe de luz linearmente polarizado se propaga através deste meio numa direção paralela ao campo magnético, ocorre uma rotação do plano de polarização da luz, proporcional à intensidade do campo magnético aplicado.
A figura a seguir ilustrao efeito Faraday.
Figura 52 – Representação do efeito Faraday
O valor do ângulo de rotação pode ser calculado a partir da seguinte expressão:
Sendo que B é o módulo da densidade de fluxo magnético, V é a constante de Verdet (característica do meio) e L o comprimento da interação entra a luz e o meio.
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL ÓPTICOS
Os TPs ópticos são baseados no efeito Pockels que, por sua vez, baseia-se no fenômeno da birrefringência. A teoria diz que quando um feixe de luz refratado por um material cujas propriedades ópticas não são idênticas em todas as direções (anisotrópico) é dividido em duas partes, este material é considerado birrefringente.
Quando um TP óptico é conectado a um condutor energizado, este condutor gera um campo elétrico entre a linha e o terra do sistema. Um equipamento opto-eletrônico envia um sinal de luz de um diodo emissor de luz através da fibra óptica. A luz passa por três cristais eletro-ópticos (células de Pockels) instalados em pontos distindos do isolador. Quando a luz atravessa o cristal, o campo elétrico altera sua polarização e, através da medição desta alteração, obtém-se uma medida precisa do campo elétrico naquele ponto. Da combinação dos dados coletados nos três cristais retira-se um valor de tensão altamente preciso.
VANTAGENS
Pode-se dizer que os TIs ópticos possuem muitas vantagens em relação aos convencionais. Abaixo, são listadas algumas delas.
· Redução da quantidade de falhas
Reduzindo a quantidade de falhas, ps riscos de danificar o próprio equipamento ou equipamentos adjacentes também diminui.
· Fácil instalação devido ao seu peso (kg) e tamanho
A diferença de peso entre os TCs ópticos e os convencionais pode chegar até 1400% e entre os TPs, 170%. 
Além disso, como os TCs são muito mais leves que os convencionais, não há necessidade de bases de concreto como suporte. Eles podem ser instalados nos próprios pórticos das subestações. 
· Manutenção reduzida
A inspeção nos TIs ópticos limita-se à inspeção visual e aos termovisores para detectar eventuais pontos quentes.Por não utilizarem óleo isolante, não há necessidade de desligar o equipamento para coleta e reposição do óleo.
· Maior segurança
Uma das grandes preocupações quando utiliza-se TCs convencionais é a abertura dos terminais secundários, o que pode causar danos catastróficos. Com os TCs ópticos, esta questão deixa de ser um problema pois não há riscos de se formarem tensões perigosas ou arcos elétricos. 
Outro ponto importante é que, como os Tis ópticos não utilizam óleo isolante, não há riscos de vazamento e contaminação do solo.
· Inexistência de saturação
Os TCs ópticos não apresentam o problema de saturação tão comum nos TCs convencionais, por não possuíremnúcleo ferromagnético.
· Maior precisão
Em uma pesquisa realizada com transdutor de corrente óptico do tipo laço sensor flexível apresentou uma exatidãocompatível com os melhores TCs utilizados em campo de classe 0,3 ou melhor.
· Pouco susceptível aos efeitos eletromagnéticos
Os TIs ópticos, pela sua própria naturezaconstrutiva e de transmissão do sinal por meio de fibras ópticas, são muito menos susceptíveis a esse tipo deinterferência que os convencionais.
= Tensão secundária;
																
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