JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
EXPERIÊNCIA DA CTEEP EM ANÁLISE DE PERTURBAÇÕES - PROBLEMAS E
SOLUÇÕES
Daniel Nascimento Barbin
Elder Ferreira Kobayashi
Bruno Giacomini Isolani
Engenheiro SR Análise
Departamento de Operação - OP
CTEEP - Brasil
[email protected]
Engenheiro SR Análise
Departamento de Operação - OP
CTEEP - Brasil
[email protected]
Engenheiro JR Análise
Departamento de Operação - OP
CTEEP - Brasil
[email protected]
Categoria
Sistemas de controle, proteção e telecomunicações.
RESUMO
Em sistemas elétricos de potência um grande número de mensagens e alarmes é transmitido ao centro de
controle após a ocorrência de distúrbios. Tais distúrbios são provocados por diferentes tipos de faltas,
podendo ocorrer em qualquer parte do sistema.
Os equipamentos de proteção são responsáveis por detectar a ocorrência de um defeito e agir
apropriadamente de modo a isolar somente a parte defeituosa do sistema (seletividade). Para que o
restabelecimento do sistema ocorra o mais rapidamente possível, de modo a evitar danos aos consumidores
e a empresa fornecedora, é essencial que a estimação dos eventos que produziram uma determinada
seqüência de alarmes ocorra de forma rápida, precisa e segura (Coutto Filho et al., 1999).
Atuações incorretas da proteção, assim como problemas de oscilações e sobretensões após a ocorrência da
falta levam a desligamentos em grandes proporções (Gomes et al., 2002), que dificultam a avaliação pelos
operadores sobre a causa inicial dos desligamentos. Outros problemas tais como falhas em unidades
terminais remotas (UTR), nos canais de comunicação, ou na aquisição de dados, implicam em informação
incompleta ou corrompida, o que dificulta ainda mais a tarefa de diagnóstico.
Cabe ressaltar que, além desta análise em tempo real da causa dos desligamentos, uma análise mais
detalhada é feita posteriormente (análise pós-morte) por engenheiros de proteção, que trabalham com as
informações da seqüência de eventos da contingência e também com as oscilografias registradas por IED(s)
ou registradores digitais de perturbações (RDPs). Este processo, realizado on-line, é bastante trabalhoso e
requer considerável conhecimento e habilidade humana (Chairman et al., 1998).
O raciocínio temporal é considerado por Vale & Ramos (1995) como chave na solução de problemas em
tempo real. Isto, pois questões temporais fazem parte do processo de solução utilizado pelos operadores e
pelos engenheiros de proteção, ou seja, as conclusões obtidas pelos especialistas dependem da ordem
cronológica dos eventos, alem dos intervalos de tempo que separam os diversos eventos.
Para estas análises são utilizados recursos como: oscilografias de registradores digitais de perturbações;
registros de relés de proteção; seqüenciais de eventos do sistema de supervisão (SCADA/SAGE); SisRaios;
softwares de simulação; e, quando necessário, testes dos sistemas em laboratório ou em campo.
Esta rotina permite diagnosticar problemas e implementar soluções que visam evitar reincidências das
mesmas.
Para este trabalho serão selecionadas algumas perturbações com características pouco habituais,
pretendendo-se com isso apresentar os problemas e as soluções adotadas para as devidas correções,
objetivando a troca de experiências entre as empresas do Grupo ISA.
Como premissa será adotada na seleção das perturbações, os desligamentos decorrentes de atuações
acidentais, incorretas e/ou indevidas dos sistemas de proteção, provocadas por diferentes problemas,
podendo ser apresentadas ocorrências que tiveram como origem, falhas em lógicas de proteção, erros na
aplicação de ajustes, erro na medição de correntes em configuração de disjuntor e meio, falhas esquemas
de teleproteção, falha em projetos funcionais, entre outras.
1
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
Espera-se como resultado deste trabalho, compartilhar a experiência da CTEEP na árdua tarefa de analisar
e classificar as perturbações.
PALAVRAS CHAVES.
Análise, Perturbações, Proteção, Atuação, Indevida.
INTRODUÇÃO
Este artigo tem como objetivo principal a troca de
experiências entre as empresas do Grupo ISA,
para tanto se buscou discutir aspectos observados
nas análises das perturbações selecionadas, bem
como as técnicas utilizadas na identificação e na
solução dos problemas.
Dentro do volume de perturbações ocorridas na
CTEEP, cerca de 3500 perturbações/ano (média
obtida de 2008 a 2011), foi adotada como
premissa
na
seleção
das
perturbações,
apresentadas neste trabalho, as que apresentaram
erros de lógicas implantadas nos IED(s),
decorrentes de obras de revitalização e de
expansão.
Antes de se apresentar as referidas análises, o
artigo discute as filosofias das funções e
esquemas de proteções envolvidas nos casos
estudados. Assim o entendimento das lições
aprendidas torna-se mais compreensível quando
apresentados os problemas e as respectivas
soluções de cada perturbação apresentada.
1
2.1 FILOSOFIA ADOTADA PELA CTEEP PARA
A PROTEÇÃO FALHA DE DISJUNTOR – 50BF
A proteção contra falha de disjuntor deve atender
aos requisitos de sensibilidade, seletividade,
rapidez e confiabilidade operativa compatíveis com
os índices de desempenho da malha de
transmissão da CTEEP e da Rede Básica do
Sistema Elétrico Brasileiro, em condições de
regime ou durante perturbações.
A proteção contra falha de disjuntor deve ser
seletiva, identificando a qual barramento está
conectado o disjuntor em falha. A proteção deve
comandar a abertura e bloqueio de fechamento de
todos os disjuntores necessários (e somente estes)
para a isolação da falta, promovendo quando
aplicável a transferência de trip para disjuntores
remotos ou a abertura dos disjuntores vinculados
aos demais enrolamentos de transformadores.
A proteção contra falha de disjuntor deve ser
composta por relés sensores de sobrecorrente de
fase e de neutro ajustáveis, temporizadores
ajustáveis, relés de disparo e relés de bloqueio.
Os relés sensores de sobrecorrente de fase e de
neutro devem possuir alta relação desoperação/
operação.
A proteção contra falha de disjuntor para
disjuntores de transformadores e de reatores deve
incluir um contato normalmente aberto de seus
disjuntores e de suas respectivas seccionadoras
isoladoras, em paralelo com o contato do relé
sensor de corrente, para inclusão no esquema de
proteções internas que não dependam de corrente.
A proteção contra falha deve promover um novo
comando de abertura do disjuntor (retrip); antes do
acionamento do esquema de falha de disjuntor da
subestação. O comando de retrip deve ser tripolar.
ESQUEMAS DE PROTEÇÃO DE FALHA DE
DISJUNTORES
Todos os Disjuntores da Rede Básica possuem
esquemas de proteção de falha, cujos requisitos
estão definidos no item 6.6 do submódulo 2.6 dos
Procedimentos de Rede do ONS. Para estes níveis
de tensão a temporização do esquema é da ordem
de 250 ms.
A definição quanto às atuações das funções de
Retrip e de Zona morta, se instantânea ou
temporizada, deve ficar a critério de cada Agente,
bem como o ajuste da corrente de supervisão do
esquema.
A supervisão de partida do esquema de falha de
disjuntor para atuações de proteções de
sobretensão, de reatores de linha não
manobráveis e recepção de sinal de transferência
de disparo, devem utilizar contatos normalmente
abertos do Disjuntor, tendo em vista que estas
funções não dependem de corrente na linha.
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JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
chave de teste.
Para atender aos casos de existência de
anormalidades na proteção contra falha de
disjuntor que impeçam a energização do
componente ou a segurança na condução de
ensaios nos sistemas de proteção com o
componente desenergizado, todos os vãos devem
possuir uma chave para colocação da proteção
contra falha de disjuntor na condição de bloqueio
operacional.
Figura 2.1.1 – Lógica da Proteção Falha de Disjuntor (50BF)
2.3 MODO DE OPERAÇÃO DE REATORES DE
LINHAS DE TRANSMISSÃO
2.2 PARTIDA DA PROTEÇÃO – 50BF
A proteção deve detectar falha de operação do
disjuntor por defeito mecânico e/ou elétrico, a partir
do trip dos elementos de sobrecorrente e da
proteção diferencial, bem como trip das proteções
internas do reator.
A atuação das proteções de reatores em linha de
transmissão deve contemplar dois modos de
operação:
 A LT pode operar sem reator: As proteções
do reator atuam sobre seu próprio disjuntor
e, em caso de falha deste, a atuação de
sua proteção 50BF deverá provocar o
desligamento da linha, pela abertura dos
disjuntores locais e remotos;
 A LT não pode operar sem reator: As
proteções do reator operam diretamente
sobre os disjuntores locais e remotos da
LT. Caso um dos disjuntores da LT falhe, a
atuação da proteção 50BF do reator
deverá comandar o desligamento do seu
próprio disjuntor.
A seleção entre os dois modos de operação deve
ser feita por chave de seleção 43-RE, instalada no
painel de proteção do reator.
As proteções de reator de barra devem atuar sobre
seu próprio disjuntor e, em caso de falha deste, a
atuação de sua proteção 50BF deve ativar o
esquema de falha de disjuntores da subestação.
O projeto deve contemplar o atendimento à
filosofia em todas as condições operacionais de
reator de linha operando na barra e de reator de
barra substituindo reator de linha.
Todas as proteções que acionam o disjuntor
devem partir a proteção contra a falha de disjuntor,
exceto as proteções de sobretensão, subtensão de
manobra, falha de disjuntores adjacentes,
recepção de trip direto e discordância de pólos.
Em instalações novas ou revitalizadas, o projeto
dos vãos de linha de transmissão da Rede Básica
com previsão para adoção do esquema
religamento monopolar deve contemplar a partida
por fase da proteção contra falha de disjuntor, para
as proteções que dependam de corrente.
As proteções intrínsecas de transformadores e
reatores que independam de corrente (relé de gás,
baixa pressão etc) devem partir a proteção contra
falha, independentemente dos sensores de
corrente.
A abertura ou fechamento manual do disjuntor que
ocasione a atuação da discordância de pólos não
deve iniciar a contagem do tempo para o disparo,
porém deve ocasionar alarme. A proteção de
discordância de pólos poderá partir a proteção
contra falha de disjuntores apenas nos caso de
disjuntores de vãos de unidades geradoras, desde
que em concordância com a Empresa de Geração,
e em vãos de geradores síncronos.
As proteções mecânicas de unidades geradoras
somente poderão partir a proteção contra falha de
disjuntor se for garantido o tempo mínimo de
desoperação em condição normal da proteção de
máquina e desde que em concordância com a
Empresa Geradora.
As proteções internas de disjuntores ou de
módulos compactos de disjuntor não devem partir
a proteção contra falha de disjuntor.
Para permitir a execução de ensaios nos sistemas
de proteção com o componente energizado, o
projeto deve prever a interrupção da partida da
proteção contra falha de disjuntor através de
2.4 COMPOSIÇÃO
DO
SISTEMA
DE
PROTEÇÃO CONTRA FALHA DE DISJUNTOR
A proteção contra falha de disjuntor não deve ser
uma função incorporada nos relés de proteção dos
demais componentes (linha de transmissão, banco
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JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
de
transformadores,
reatores,
capacitores,
paralelo) da subestação.
A proteção contra falha de disjuntor poderá ser
constituída por relés discretos ou ser uma função
incorporada na proteção de barramentos.
As mesmas informações dos contatos das
imagens das secionadoras para a proteção
diferencial de barra podem ser compartilhadas com
a proteção contra falha do disjuntor, devendo,
entretanto, obedecer à seguinte lógica:
maior valor de corrente de carga da linha (120% da
corrente nominal do TC), para evitar atuações
incorretas em condições normais, em função de
desajustes nos contatos auxiliares das Chaves
isoladoras de linha.
4
Esta lógica está presente em todos os esquemas
de proteção que utilizam relés de distância
alimentados por DCP (Divisores Capacitivos de
Potencial) de linha. A lógica tem por objetivo
permitir a atuação da proteção em casos de
energização de linhas com falha interna, por
exemplo, em casos de falhas permanentes
provocadas por esquecimento de aterramentos de
linhas após manutenções. Nestes casos os relés
de distância ficam inoperantes a em função de
inexistência de tensão de polarização.
A lógica consiste em permitir durante certo tempo
a atuação de uma unidade de sobrecorrente não
direcional após o fechamento do Disjuntor da linha.
Após detecção de tensão normal na linha, a lógica
deve ser desativada.
A ativação da lógica depende do projeto de cada
fabricante.
É importante salientar que esta lógica deve estar
presente apenas no primeiro terminal da linha a
ser fechado. A lógica do outro terminal deve ser
reseteada por tensão, após o fechamento com
sucesso do primeiro terminal. Quando o projeto da
proteção não contemplar esta facilidade, o ajuste
do “pickup” do relé de sobrecorrente deverá ser
superior à máxima corrente de carga da linha para
que não ocorra a atuação da lógica durante o
fechamento do segundo terminal.
A corrente de “pickup” do relé de sobrecorrente,
quando a lógica é reseteada por tensão, deverá
ser superior ao “Line Charging” da linha e inferior a
corrente de curto mínima para falha no final da
linha. A temporização de permanência da lógica
deve ser de pelo menos 200 ms.
Tabela 2.4.1 – Imagem das seccionadoras para a Proteção Falha de Disjuntor (50BF)
2.5 CRITÉRIOS DE AJUSTES DA PROTEÇÃO
50BF
Há duas opções para ajuste do sensor de corrente
50BF: detectar condição de carga mínima no
circuito ou detectar condição de falta. A CTEEP
usa o critério de detectar a carga mínima:
 Critério de ajuste do 50BF: 10% da
corrente nominal do TC.
No caso do elemento de terra para detecção de
corrente:
 Critério de ajuste do 50BF(Terra): 10% da
corrente nominal do TC ou, nos casos de
relação de TC elevada, um valor inferior.
Temporização (62) para o esquema de Falha de
Disjuntor
 Tempo = 0,25 s
Temporização para Retrip:
 Tempo = 0,15 s
3
LÓGICA DE FECHAMENTO SOBRE FALTA
(SOTF)
LÓGICA “STUB BUS”
Esta lógica está presente em subestações com
arranjo em Anel ou Disjuntor e Meio e é ativada
sempre que a linha está isolada por sua Chave
Isoladora, através de um contato tipo “b” da Chave.
Seu objetivo é proteger o trecho de barramento
compreendido entre os TCs e a Chave Isoladora
da linha, quando a mesma se encontra aberta. Um
relé de sobrecorrente não direcional é ativado,
supervisionado por um contato tipo “b” da Chave
Isoladora.
O único ajuste desta lógica é o valor de “pickup” do
relé de sobrecorrente. Sugere-se ajustar acima do
5
4
ANÁLISES DAS PERTURBAÇÕES
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
5.1 ANÁLISE
DOS
DESLIGAMENTOS
AUTOMÁTICOS DA LT 440 KV ARARAQUARA –
MIRASSOL II C1 E DO TRANSFORMADOR TR2
440/138 KV DA SE MIRASSOL II, OCORRIDO
NO DIA 03 DE JUNHO DE 2011 ÀS 13H44MIN.
ocorresse o retrip antes do trip de BF, porém o
mesmo não ocorreu. (Figura 5.1.4)
Simultaneamente ao desligamento automático do
Disjuntor 38152-9 e em razão da citada atuação do
Esquema de BF, ocorreu o envio de sinal de
transferência de disparo direto (TDD) da SE
Mirassol II para a SE Araraquara, conforme
filosofia deste Esquema, para a seção central,
provocando o acionamento dos relés de bloqueio
(86), em ambos os terminais da LT 440 kV
Araraquara – Mirassol II C1.
Não houve atuação do religamento automático da
LT 440 kV Araraquara – Mirassol II C1, em razão
da atuação dos relés de bloqueio (86) em ambos
os terminais da LT.
A proteção para falha do Disjuntor 38152-8
(Central), partida por corrente, ficou com o sinal de
trip selado em razão da existência de uma corrente
residual medida na conexão somatória dos
secundários dos transformadores de corrente
lateral e central, 3TC09 e 3TC08 respectivamente,
o que provocou o desligamento do TR-2 e impediu
o reset dos relés de bloqueio (86) e, por
conseqüência
dificultou
o
processo
de
normalização. (Figura 5.1.5)
Destaca-se que a citada corrente residual não é
sistêmica, ou seja, esta corrente é apenas
secundária e sua origem esta relacionada com
indução devido à existência de mais de um ponto
de aterramento, associado à alta sensibilidade do
TC (RTC 3000/1) por ter sua corrente secundária
de um (1) ampère.
Seqüência de Desligamentos e Proteções Atuadas
INSTANTE
(ms)
Figura 5.1.1 – Diagrama Unifilar de Manobra Simplificado da SE Mirassol II
SE
LT OU
EQUIPAMENTO
PROTEÇÃO
ATUADA
OBSERVAÇÕES
-
Falta A-N
MIR II C1
21-Z1
TRIP
ARA C1
21-Z1
TRIP
MIR II C1
21-Z1
Desligamento
LT 440 kV
A perturbação consistiu no desligamento
automático da LT 440 kV Araraquara – Mirassol II
C1, devido a um curto-circuito monofásico interno
à LT, envolvendo a fase Azul, provocado por
queimada.
A falta foi eliminada em 66ms, pelas atuações
corretas das proteções Principais e Alternadas de
distância, em primeiras zonas, em ambos os
terminais da LT. (Figuras 5.1.2 e 5.1.3)
Decorridos
aproximadamente
263ms,
do
desligamento automático da LT, ocorreu o
desligamento automático do Transformador TR2 440/138 kV, da SE Mirassol II, provocado pela
atuação incorreta da proteção contra falha do
disjuntor 38152-8 (Central), embora o mesmo
tenha sido corretamente desligado quando da
perturbação envolvendo a LT.
Apesar da atuação incorreta da proteção contra
falha do disjuntor 38152-8, era esperado que
T0=13h44m08s500
ARA-MIR II C1
T1 = T0 + 22
ARA
T2 = T0 + 29
MIR II
T3 = T0 + 64,8
ARA
T4 = T0 + 65,3
MIR II
ARA C1
21-Z1
Desligamento
T5= T0 + 292
MIR II
38152-8
50BF-UPCY
TX-TDD  ARA
T6= T0 + 335,1
MIR II
TR-2
50BF-UPCY
Desligamento
Tabela 5.1.1 – Seqüência de desligamentos e proteções atuadas
5
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
Figura 5.1.5 – Lógica selada do 50BF (partida com corrente) implantada no UPCY da SE
Mirassol II.
Figura 5.1.2 – Oscilografia vista pelo terminal Araraquara (UPP)
5.1.1
ANORMALIDADES OBSERVADAS
a. Existência indevida de corrente residual
não sistêmica, medida na conexão
somatória
dos
secundários
dos
transformadores de corrente lateral e
central, 3TC09 e 3TC08 respectivamente,
da SE Mirassol
b. Atuação incorreta da proteção contra falha
do disjuntor central 38152-8 de 440 kV da
SE Mirassol II, ocorrida às 13h44min.
Figura 5.1.3 – Oscilografia vista pelo terminal Mirassol II (UPP)
c. Recusa de atuação do retrip da proteção
contra falha do disjuntor central 38152-8
de 440 kV da SE Mirassol II, estando a
corrente residual não sistêmica em valor
superior ao ajustado no sensor de
sobrecorrente de terra (ou residual).
d. Dificuldade no processo de normalização,
devido selo de trip na proteção contra falha
do disjuntor central 38152-8.
5.2 ANÁLISE
DOS
DESLIGAMENTOS
AUTOMÁTICOS DA LT 440 KV BAURU –
GETULINA C2 E DO REATOR RE-3 DA SE
BAURU, OCORRIDOS NO DIA 09 DE AGOSTO
DE 2011 ÀS 23H55MIN.
Figura 5.1.4 - Oscilografia vista pelo relé do vão central (38152-8) de Mirassol II (UPCY)
A perturbação teve início com o comando de ligar
o Reator 3 de 440 kV e 200 Mvar da SE Bauru,
configurado para operar na LT 440 kV Bauru –
Getulina C2, seguido da discordância de pólos do
seu disjuntor (10552-46), ou seja, apenas a fase
6
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
azul do Reator 3 foi efetivamente ligada (66,67
Mvar).
Diante desta discordância, era esperada a atuação
da proteção de discordância de pólos do disjuntor
10552-46, porém não houve sinalização de
atuação desta proteção, razão pela qual é
caracterizada a recusa desta proteção.
Após 1,5 segundos, aproximadamente, do
fechamento do pólo azul do disjuntor 10552-46,
ocorreu atuação correta da proteção de
sobrecorrente temporizada de neutro (UPR2) do
RE-3 devido à circulação de corrente residual
originada pela citada discordância.
Com a atuação desta proteção, era esperada a
abertura automática do pólo azul do disjuntor
10552-46, no entanto houve recusa da abertura
deste disjuntor.
Decorridos 300ms da atuação da UPR2 e em
conseqüência da recusa da abertura do disjuntor
10552-46, a proteção contra falha de disjuntor
(50BF) do bay do Reator 3 da SE Bauru atuou
corretamente, promovendo então o desligamento
automático da LT 440 kV Bauru – Getulina C2, em
ambos os terminais.
Figura 5.2.2 – Oscilografia vista pelo relé UPBF do bay 440 kV RE-3 da SE Bauru
5.2.1
ANORMALIDADES OBSERVADAS
a. Discordâncias de pólos do disjuntor
(10552-46) do RE-3 da SE Bauru;
b. Recusa da abertura automática do pólo
azul do disjuntor 10552-46;
c. Sinal lógico de “RX TDD” não configurado
nos blocos lógicos (DRB) referente à
oscilografia das proteções (REL670),
principal e alternada, do bay 440 kV Bauru
C2 da SE Getulina;
d. Recusa do relé 86L em Getulina
Nota: A atuação da proteção contra falha de
disjuntor (50BF) do bay do Reator 3 da SE Bauru
enviou sinal de TDD “curto” para o terminal de
Getulina, razão pela qual não houve atuação do
relé de bloqueio naquela subestação. Ressalta-se
que de acordo com a filosofia de TDD era
esperado o envio de sinal longo (500ms), pois este
teve origem no 50BF do RE-3 de Bauru.
Figura 5.2.1 – Oscilografia vista pelo bay 440 kV Getulina C2 no terminal de Bauru
Cabe esclarecer que o sinal longo é proveniente
de proteção 50BF ou defeito no reator, já o sinal
curto é proveniente de proteção de sobretensão. A
recepção TDD longa comanda a abertura dos
disjuntores e atua nos relés de bloqueio, já a
recepção TDD curta comanda apenas a abertura
de disjuntores, sem atuar nos relés de bloqueio.
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JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
5.3 ANÁLISE
DO
DESLIGAMENTO
AUTOMÁTICO DOS DISJUNTORES 13 E 14 DO
BAY 440 KV BOM JARDIM NA SE TAUBATÉ,
OCORRIDO NO DIA 29/12/2011 À 01H16MIN E
ÀS 02H18MIN
A LT 440 kV Taubaté – Bom Jardim encontrava-se
desligada e isolada em ambas as extremidades
para realização de intervenção programada na SE
Bom Jardim, conforme SIS OCxC/0904/11, para
verificação da lógica da função 67N temporizada e
alteração de Ordem de Ajustes. Cabe esclarecer
que a citada SIS contemplava risco de
desligamento para a LT 440 kV Bom Jardim Taubaté, porém o COSR-SE por conveniência
operativa decidiu desligar a citada LT em
atendimento à recomendação do SGI 42.424-11.
Estando a LT 440 kV Taubaté – Bom Jardim
desligada e isolada em ambas as extremidades
para realização de intervenção programada na SE
Bom Jardim, foi solicitado pelo COSR-SE que o
Reator 1 na SE Taubaté fosse ligado na Barra de
440 kV para controle de tensão. Assim sendo
foram ligados os disjuntores 18652-13 e 18652-14
(“bay” 440 kV Bom Jardim na SE Taubaté) e na
sequência, isto é, à 01h26min foi ligado o disjuntor
18652-16 energizando o Reator 1 de 440 kV.
Neste instante, ocorreram os desligamentos
automáticos dos disjuntores 18652-13 e 18652-14
(“bay” 440 kV Bom Jardim na SE Taubaté) pela
atuação acidental da função SOTF (Switch on to
Fault) dos relés ABB REL531/511
Às 02h18min no instante da energização do Reator
1, estando a chave de transferência de proteção
do reator na posição “Reator Operando na Barra”,
ocorreram
novamente
os
desligamentos
automáticos dos disjuntores 18652-13 e 18652-14
(“bay” 440 kV Bom Jardim na SE Taubaté) pela
atuação acidental da função SOTF (Switch on to
Fault) dos relés ABB REL531/511.
Cabe esclarecer que estando o reator na condição
“Operando na Barra”, isto é, com a seccionadora
de saída de linha aberta e a seccionadora do
reator fechada, era esperado o bloqueio das
funções de distância, SOTF etc. Desta forma as
citadas atuações acidentais foram decorrentes de
erros nas lógicas aplicadas nos relés REL531/511,
conforme figura 5.3.1.
Figura 5.3.1 - Lógica correta de bloqueio da função SOTF – Reator na Barra.
5.3.1
ANORMALIDADES OBSERVADAS
a. Erro nas lógicas de bloqueio da função
SOTF aplicadas nos relés REL531/511 na
SE Taubaté.
6
CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Este artigo procurou mostrar o problema de
diagnostico de faltas, ressaltando algumas
características peculiares apresentadas pelos
casos estudados.
Baseado nas anormalidades observadas nas
análises apresentadas neste trabalho, fica evidente
a necessidade de aplicação de melhoria nos
processos de planejamento e comissionamento,
tais como padronização das diversas lógicas
utilizadas nos IED(s), padronização de desenhos
funcionais para “bays” típicos e adequação da
relação volume de trabalho x dimensionamento da
equipe.
É relevante frisar também que o parâmetro do
bloco BFP1 “BUTrip Mode” de “1 out of 4” do IED
REC670 da ABB, visto no item 5.1 deste artigo,
não atende o critério adotado pela CTEEP para a
proteção contra falha de disjuntor no que diz
respeito exclusivo à unidade de medição residual,
pois para esta unidade de medida foi verificado em
teste de bancada que não ocorre o retrip. Ainda
para este bloco é prudente manter a medição
apenas para as componentes de fase, sobretudo
quando esta proteção estiver associada à TC de
secundário em 1 A (Ampère).
8
JORNADAS TÉCNICAS ISA - 2012
7
DADOS BIOGRÁFICOS DOS AUTORES.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
[1] Coutto Filho, M. B. do; Rodrigues, M. A. P.;
Souza, J.C. S. et al.; 1999. Localização de
defeitos em sistemas de energia elétrica
utilizando sistemas inteligentes. In: XV
SNPTEE, Seminário Nacional de Produção e
Transmissão de Energia Elétrica (Outubro
1999: Paraná, Brasil).
Daniel Nascimento Barbin
Engenheiro Especialista em Proteção de Sistemas
Elétricos.
Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), Itajubá - MG,
Cargo Atual: Engenheiro Sênior de Analise,
Departamento de Operação - CTEEP.
Jundiaí, São Paulo, Brasil.
[2] Chairman, J. A. B.; Chairman, R. O. B. V.;
Baugartner, E. A. et al.; 1998. Fault and
Disturbance Data Requirements for Automated
Computer Analysis Summary Paper. IEEE
Transaction on Power Delivery, Vol. 13, No. 3
(July).
Elder Ferreira Kobayashi
[3] Critérios de Ajustes da Proteção dos Sistemas
440 e 345 kV - RT - Virtus – 69 / 2008.
Engenheiro Especialista em Proteção de Sistemas
Elétricos.
Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), Itajubá - MG,
Cargo Atual: Engenheiro Sênior de Analise,
Departamento de Operação - CTEEP.
Jundiaí, São Paulo, Brasil.
[4] Filosofia da Proteção Falha de Disjuntor OPOE-P_11_0037.
Bruno Giacomini Isolani
[5] Filosofias das Proteções das LT(s) de Alta e
Extra Alta Tensão da Rede de Operação do
ONS - ONS RE 3/109/2011
Engenheiro Eletricista.
Faculdade Politécnica de Jundiaí, Jundiaí - SP,
Cargo Atual: Engenheiro Júnior de Analise,
Departamento de Operação - CTEEP.
Jundiaí, São Paulo, Brasil.
[6] Relatório de Análise de Perturbação - RP-0472011_LT440 kV Araraquara - Mirassol II
C1_03-06-2011_13h44min (Versão Final_rev1)
[7] Relatório de Análise de Perturbação - RP-0582011_LT440 kV BAU_GET C2_ 09-082011_23h55min_Rev1
[8] Relatório de Análise de Perturbação - RP-0922011_LT440kV BOJ-TAU_29-12-2011
[9] Gomes, P.; Marangon Lima, J. W.; Schilling,
M. Th.; 2002. Estratégia para Aumento da
Segurança da Malha Elétrica Nacional: Lições
Extraídas dos Grandes Blecautes. In: VIII
SEPOPE, Simpósio de Especialistas em
Planejamento da Operação e Expansão
Elétrica (Maio 2002: Brasilia, Brasil).
[10] Vale, Z. A. & Ramos, C.; 1995. Temporal
Reasoning in AI Applications for Power System
Control Centers. In: IFAC Control of Power
Plants and Power Systems (SIPOWER'95),
Cancun, Mexico).
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