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PEA2412 – Automação de Sistemas Elétricos de Potência

Prova 1 – Parte 1 – Aulas 1 a 6

Aula 1 – 03/08

1. SAS – Sistema de Automação de Subestações

Bibliografia:

a. Substation Automation Handbook (2003) – Klaus Peter Brand, Valter Lohman,

Wolfgang Wimmer

b. Sistemas Digitais para Automação, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica –

José Antonio Jardini

c. Power System Relaying – Stanley H. Horowitz , Arun G. Phedlre

Sistema de Supervisão e Controle do Sistema de Potência (SSC)

- Este sistema provê os meios para a coordenação da operação do sistema elétrico, visto

de forma global.

- Este sistema é composto de níveis hierárquicos:

No Brasil:

COSN – Brasília

COSR – NCO – Norte – Centro-Oeste (Brasília) COSR – NE – Nordeste (Recife) COSR – SE – Sudeste (Rio de Janeiro) COSR – S – Sul (Florianópolis)

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No SIN os 5 centros de operação: - Comandam as (aproximadamente) 50 mil intervenções/dia

- Recebem 10 mil informações/segundo

- Gravam 10x106 registros/dia

A principal tarefa do SSC, além do controle direto, é o gerenciamento energético, o qual

controla não somente o balanço produção/consumo, mas também o caminho do fluxo de

potência na rede de potência, considerando aspectos econômicos, de segurança e de

qualidade.

No SSC está localizado o sistema computacional responsável pelas funções de “alto-nível”

que fornecem as informações para a operação adequada e segura da rede. Algumas

funções são:

- previsão de carga

- programação hidro-energética de reservatório

- fluxo de potência

- estimador de estado

- análise de segurança

- controle de carga frequência

- recomposição do sistema

Para realizar essas funções o SSC tem de adquirir dados (tensões, correntes, fluxos de

potência ativa/reativa, status dos equipamentos, etc) em todos os pontos da rede. Além

disso, ele tem de comandar equipamentos, tais como disjuntores, seccionadores, etc. Essa

função é denominada SCADA (Supervisory Controle and Data Acquisition).

O nível mais baixo do SSC é o sistema de automação da subestação (SAS), responsável

pela aquisição das grandezas a serem monitoradas e pela supervisão e controle dos

equipamentos primários (disjuntores, seccionadoras, etc).

O sistema de automação de subestação integra as funções:

- proteção

- controle

- medição

- análise pós-falta

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Fundamentos do Sistema de Proteção

Componentes

- TI: Transformadores de instrumentação (TP e TC). Fornecem a isolação necessária entre

o sistema de proteção e a rede de potência. Reduzem a magnitude das tensões e

correntes primárias.

- EP: Elemento de proteção. Pode variar desde um relé com uma única função de

proteção até um dispositivo multifuncional.

- CC: Circuito de trip (abertura)

- SA: Serviço auxiliar de alimentação DC (por exemplo, 125V) fornecido através de um

banco de baterias. Fornece a corrente para o circuito de trip e alimentação dos relés. Tem

papel importante na confiabilidade do sistema.

- D e R: Equipamentos de display e registro (oscilógrafo).

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Aula 2 – 10/08

Continuação – Sistemas de Proteção

O objetivo do sistema de proteção é isolar o equipamento defeituoso de forma rápida, confiável e desegernizando o menor trecho da rede (seletividade).

Dentro desse contexto existem alguns princípios que o sistema deve respeitar:

1. Confiabilidade: As falhas no sistema de proteção são classificadas:

a. Falha de Segurança (Security): Não existe uma falta dentro da zona de proteção

do relé e ele atua individualmente.

b. Falha de Operação (Dependability): Existe uma falta dentro da zona de proteção

e ela não atua.

� Security e Dependability são objetivos conflitantes

SECURITY ↓ ↔ DEPENDABILITY↑

Exemplo: Um relé de proteção tem as seguintes probabilidades de falha: “p”: probabilidade de ocorrer falha de segurança “q”: probabilidade de ocorrer falha de operação Para aumentar a confiabilidade pode-se pensar em duplicar o sistema de proteção: Proteção Principal + Proteção Alternada. Neste caso, existem duas alternativas para ligações de trip:

a. Contatos em Série:

b. Contatos em Paraelo:

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Ligação Probabilidades

Falha de Segurança Falha de Operação

Série p2 q(2-q) *

Paralelo

p(2-p)

q2

* Ativa Corretamente = (1-q)(1-q) = 1 – 2q + q2

Falha na operação = 1 – (1 – 2q + q2 ) = 2q - q2 = q(2-q) Os critérios de projeto normalmente priorizam a redução na probabilidade de falha de operação em detrimento da falha de segurança � normalmente os contatos de proteção duplicada são colocados em paralelo. Causas de Falha de Proteção

- Equipamento: relé, transformadores de instrumentação (TP e TC); Circuito de trip: serviço auxiliar, mecanismo de desarme do disjuntor, disjuntor.

2. Seletividade ou Coordenação de Proteção: É a habilidade do sistema de proteção de

desernegizar o menor trecho possível da rede, isolando somento o equipamento

defeituoso.

Existem dois conceitos associados à seletividade:

a. Zona de Proteção Primária

- O conceito de seletividade é definido em termos de regiões da rede (zona de proteção primária) para os quais um dado sistema de proteção é responsável. - O SP (Sistema de Proteção) é considerado seletivo se ele responde às faltas que ocorrem somente dentro de sua zona de proteção. - A zona de proteção é definida pela posição dos TCs e disjuntores. - Disjuntores são instalados no ponto de conexão entre dois equipamentos. Isso permite que somente o equipamento defeituoso possa ser isolado (eventualmente algum disjuntor pode ser eliminado por razões econômicas). - Uma zona de proteção é estabelecida ao redor de cada equipamento. Faltas dentro dessa zona devem provocar a atuação de todos os disjuntores da zona e só desta. - Faltas dentro da área de sobreposição de duas zonas provoca a atuação dos disjuntores destas zonas (porém não existem pontos cegos).

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- A posição das zonas é determinada pela localização dos TCs (transformadores de corrente). Disjuntores de tanque vivo, por razões de isolação, não possuem TC. Usa-se um TC externo. Exemplo:

Falta em F1: Proteção da barra detecta e abre A e B � Defeito Isolado Falta em F2: Proteção da barra detecta e abre A e B � Porém a falta alimenta pela linha � Não existe ponto cego na proteção primária. Falta em F3: Atua proteção da barra e linha.

b. Proteção de Retaguarda

O Sistema de Proteção Primária pode falhar para atuar. Neste caso, é necessário a

existência de um sistema alternativo que isole o equipamento defeituoso, mesmo

à custa da desenergização de um trecho maior da rede.

As alternativas são:

- Proteção Primária Duplicada;

- Proteção de back-up remota;

- Proteção de back-up local + esquema de falha de disjuntor.

b1. Proteção Primária Duplicada:

- Proteção Principal + Proteção Alternada: Atuam na mesma velocidade

- Comum em sistemas de alta tensão

- Pode-se utilizar os mesmos elementos do sistema de proteção ou pode-se

também duplicá-los. Para linhas de EHV é comum utilizar TCs separados. Utiliza-se

o mesmo TP, porém enrolamento secundário separado. Disjuntores não são

duplicados, porém o sistema de serviço auxiliar pode ser duplicado. Em sistemas

de tensão mais baixa compartilha-se TP, TC e baterias.

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Aula 3 - 11/08

Continuação - Proteção de retaguarda

- Proteção primária duplicada

- Proteção backup remota

- Proteção backup local + falha no disjuntor

Proteção de Back-Up Remota

Caso a proteção primária falhe, um outro sistema de proteção deverá atuar, mesmo às custas de um trecho maior da rede desenergizado.

É conveniente que não exista um modo de falha comum entre a proteção primária e a de backup. Isso é alcançado se o backup estiver em uma SE diferente

- Se E falhar: A e B devem atuar

- Se F falhar: I e J devem atuar

- A e F dão backup remoto para a linha BD

- Seletividade entre a proteção primária e backup é alcançada através de um delay de tempo (o backup “enxerga” a falta, porém atua com atraso).

Vantagem: imune aos modos de falhas comum

Desvantagem:

- atua com atraso

- desenergiza trecho maior

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Proteção de Backup Local + Falha de Disjuntor

Em algumas situações o backup remoto é inviável e, neste caso, utiliza-se o local:

50 → função de sobrecorrente instantânea

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Circuito de TRIP

Principais Funções de Proteção

a) Detectores de níveis

É o princípio de proteção mais simples. O relé atua quando a grandeza monitorada ultrapassa um valor ajustado (relés de sobre) ou quando fica abaixo desse valor (relés de sub).

b) Função de sobrecorrente

Essa função é classificada em:

-> ANSI 50: sobrecorrente instantânea (sem atraso intencional)

-> ANSI 51: sobrecorrente temporizada: pode ser subclassificada em:

- tempo definido

- tempo inverso

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Característica “tempo de atuação (TA) x corrente”

IPK = corrente de pick-up: o relé atua quando a corrente ultrapassar esse valor

m = múltiplo da corrente de atuação

Característica de tempo inverso (curvas)

a1) Norma ANSI

nT = multiplicador de tempo (ajuste)

curva inversa: K1 = 0,18, K2 = 5,95, P = 2

curva muito inversa: K1 = 0,0963, K2 = 3,88, P = 2

curva exponencialmente inversa: K1 = 0,00262, K2 = 0,00342

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a2) função de sobre-tensão (ANSI 59) função de sobre-tensão (ANSI 27)

Em condições normais de operação a tensão permanece em uma faixa estreita (+ - 5%).

Subtensões − > indício de faltas na rede

Sobretensões − > falha de reguladores

b) Função diferencial (87)

É um dos princípios de proteção mais sensíveis. Aplica-se a geradores, motores, trafos, barras, reatores, linhas.

Ligação Diferencial

′−− e

pI

r

I

0≅−′=

′−−

−= eee

p

e

p

oP IIIr

II

r

II

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Função Diferencial Percentual

O relé atua quando: restriçãooperação ττ > (analogia com um sistema eletromecânico)

Ou: [ ] ( )212211 IIKIIK &&&& +⋅>+⋅

43421

&&

321&&

restriçãodecorrenteoperaçãodecorrente

IIKII

__

21

__

212

+⋅>+⇒

( ) 0

0

≅+′−+′

=

′−

′+

−=

>>

ee

pp

e

p

e

p

oP IIr

III

r

II

r

II

321

′−

′e

pI

r

I

1I& 2I&

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Característica do diferencial percentual. Obs.: Atualmente os reles são equipamentos micro-processados que possibilitam modular a

característica do diferencial, permitindo 21 KK ≠ , além da introdução de mais parâmetros

K.

K1

K2

2

21 II && +

21 II && +

Regia de

atuação

Regia de não

atuação

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Aula 4 – 17/08

Funcões de Proteção

1. Detector de Nível

- Sobrecorrente (50/51)

- Sobretensão (59)

- Subtensão (27)

2. Diferencial (87)

3. Comparação de Ângulo

- Direcional de Sobrecorrente (ANSI 67)

- Direcional de Potência Ativa (ANSI 32)

Esta função de proteção compara o ângulo de duas grandezas alternadas.

- Grandeza de Operação - Grandeza de Polarização

Exemplo 67 � (fase): Operação: Corrente

Polarização: Tensão 67N (neutro): Operação: Corrente (In)

Polarização: Corrente (Io)

Uma unidade direcional normalmente associada a uma unidade de sobrecorrente nos casos em

que esta última sozinha não é capaz de discriminar corretamente o ponto de falta.

Exemplo:

Função de Distância Baseia-se na medida da impedância “vista” pelo relé, isto é, na relação entre uma tensão e uma

corrente:

Z medida = R + jX = V / I

A função responde de acordo com a posição da impedância medida no plano R - x.

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Plano R – x

A zona característica do relé é uma curva fechada como indicado pelo região 2. O relé

ativa quando a impedância medida cair no interior dessa zona.

Tipo de Características Relé de Distância tipo Mho

Característica Lenh

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Característica Quadrilateral

Característica Impedância

4. Outras Funções

- Frequência (ANSI 81) sobre ou sub;

- Temperatura (ANSI 49)

...

Proteção de Linhas de Transmissão

Funções Aplicáveis

- Função de Sobrecorrente (só para linhas radiais) (50/51)

- Função de Sobrecorrente Diferencial (67)

- Função de Distância (21)

- Teleproteçào (67, 21)

- Diferencial de Linha (87L)

Proteção de Linhas por Sobrecorrente

50 � Sobrecorrente instantânea (sem atraso intencional)

51 � Sobrecorrente temporizada

- Tempo Independente

- Tempo Inverso

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Característica Tempo de Atuação x Corrente

Curva Inversa: Norma ANSI

TA = MT [K1 + K2 / (mp – 1)]

Ajustes da função 51.

- IPK � Corrente de Atuação (Pick-Up) do relé

- MT � Multiplicador de Tempo.

Na tecnologia eletromecânica enfatizam-se 4 unidades de sobrecorrente:

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- Os relés de fase são capazes de detectar defeitos entre fases (trifásico, dupla-fase,

dupla-fase-terra) ou fase-terra sem compromisso.

- O relé de neutro detecta faltas que envolvem a terra (fase-terra ou duplo fase-terra).

Permite ajustes mais sensíveis.

- No relé digital tanto as proteções de fase quanto de neutro encontram-se na mesma

unidade.

Filosofia de Ajuste das funções 50/51

O relé A deve detectar todos os defeitos entre fases ocorrendo entre a barra 10 e 20

(zona de proteção primária). Deve fornecer backup para a falta entre fases no trecho

20-30. Essas condições devem ser verificadas para todas as situações operativas.

Formas de impor seletividade entre relés A e B:

- Seletividade por Tempo

- Seletividade por Corrente

- Seletividade Lógica

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Ajuste da Função 51

- Neste caso a seletividade é obtida por temporização.

- Característica de tempo independente (pouco utilizada no Brasil)

Ajuste da Corrente de Atuação (IPK)

- O relé não pode atuar para a corrente carga máxima (calculada para a tensão

mínima)(IL máx).

- O relé deve “enxergar” o defeito entre fases mínimo no trecho à jusante (backup),

que é o curto dupla-fase na barra 30 do exemplo.

I51PK > k1*IL máx

Icurto min < k2*I51PK

Onde: 1.5 ≤ k1 ≤ 2.0

2.0 ≤ k2 ≤ 3.0

Ajuste do MT da função 51

Para garantir a seletividade (por tempo), para todas as faltas comuns aos relés A e B,

deverá existir um intervalo de tempo mínimo (∆T) entre o tempo de atuação em A

(mais lento) e o tempo de B.

∆T = tempo de coordenação (critério de projeto).

∆T engloba:

- O tempo necessário para isolação da falta em B;

- Erro de tempo nos relés;

- Margem de Segurança

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∆T = tempo total B + terro + tsegurança

Valor típico ∆T = 0,3 seg *

* Pode-se adotar valores mais elevados caso exista interferência nos dados.

Verificação não frequente dos ajustes (sistema muda).

Critério de Ajuste de MT

- Impondo-se o critério no ∆T para a máxima corrente de falta comum (normalmente

curto trifásico na barra 20) aos dois relés, o critério será atendido para todas as demais

faltas.

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Aula 5 – 18/08

Ajuste da Função 51

- Ajuste de IPK

- Ajuste do Multiplicdor de Tempo (MT)

Iccmáx = Máxima corrente de falta comum aos dois relés (normalmente curto trifásico

na barra 20 com mínima impedância de fonte).

Relé B (já ajustado)

RBTC � Relação do TC

IBPK � Corrente de atuação

MTB � Multiplicador de tempo

Relé A

RATC � ajustado

IAPK � ajustado

MTA � ?

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Tempo de atuação do relé B

Icurto no 2° TC = Iccmáx / RBTC

mb = Icurto no 2° TC / IBPK = Iccmáx / (RB

TC * IB

PK )

- Equação da curva:

tb = MTB [ K1 + K2 / (mPB – 1) ]

- Tempo de atuação do relé B

tA ≥ tB + ∆T

∆T = tempo de coordenação (critério de projeto)

- Ajuste do MTB

mA = Icurto máx / (RATC * IA

PK)

MT A [ K1 + K2 / (mPA – 1) ] ≥ tB + ∆T

MT A ≥ (tB + ∆T) / [ K1 + K2 / (mPA – 1) ]

Exemplo:

Barra 10 Barra 20 Barra 30

IFALTA MIN (bifásico) 1000 800 600

IFALTA MAX (trifásico) 3000 1500 1000

Ajuste do Relé B

Icarga máx = 95

TCB : 100/5

RBTC = 1:20

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Ajuste IB

PK

Icarga máx no 2° TC = 95/20 = 4,75A

Icurto min no 2° TC = 600/20 = 30A

IPK > K1 * IL-máx 1.5≤ k1 ≤2.0

Icurto min > k2 * IPK 2.0≤ k2 ≤ 3.0

IB

PK = 10A

Ajuste MTB : O relé B não coordena com outra proteção � pode-se utilizar um ajuste

baixo para o multiplicador de tempo.

MTB = 1.0

Hipótese: Curva muito inversa.

Tempos de atuação do relé B:

- curto mínimo:

I curto min no 2° TC = 600/20 = 30A

m= I2° TC / IPK = 30/10 = 3

tB

A = [0,0963 + 3,88/(32 – 1)] = 0,581 segundos

- curto máximo:

I curto máx no 2° TC = 1500/20 = 75A

m= I2° TC / IPK = 75/10 = 7,5

tBA = [0,0963 + 3,88/(7,52 – 1)] = 0,166 segundos

Ajuste do Relé A

I carga Max = 95 + 45 = 140A

TCA : 200/5

RA

TC = 1:40

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Ajuste IA

PK

I carga no 2° TC = 140/40 = 3,5A

I curto min no 2° TC = 600/40 = 15A

IA

PK = 7A

Ajuste MTA : Coordenação entre A e B para curto trifásico na barra 20 (pior caso).

Curto trifásico na barra 20 (1500A) � tBA=0,166 seg

� tAA ≥ tB

A + ∆T

tAA ≥ 0,166 + 0,3 � tA

A >= 0,466 segundos

Icc = 1500A

tAA ≥ 0,466 seg

m = 1500/(40*7) = 5,36

MTA [ 0,0963 + 3,88/(5,362 – 1)] >= 0,466 � MTA ≥ 1,973

Tempo de Atuação da Função 51

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Função 50: Proteção de sobrecorrente de fase instantânea

- Para melhorar o desempenho da função 51 (em termos de redução do tempo de

atuação) associa-se a função 50 (sobrecorrente instantânea).

- A aplicação dessa função torna-se interessante se existe uma substancial diferença

entre as correntes de falta no início e final do trecho.

Ajuste da Função 50

- Agora a coordenação não pode ser obtida através de temporização.

- A corrente de atuação da função 50 deve ter um ajuste superior à máxima corrente

de falta no trecho à jusante.

IPK ≥ k1*Icurto máx no trecho à jusante (curto trifásico na barra 20)

k1 = 1,25 – critério de projeto

Ajuste da unidade 50 do relé B

Curto trifásico na barra 30 = 1000A

Icurto no 2° TC = 1000/20 = 50A

I50-BPK ≥ 1,25 * 50 = 62,5A

Ajuste da unidade 50 do relé A

Curto trifásico na barra 20 = 1500A

Icurto no 2° TC = 1500/40 = 37,5A

I50-APK ≥ 1,25 * 37,5 = 46,9A = 47A

- A percentagem do trecho protegido pela função 50 pode ser estimada por:

% = ( I10

cc – I20

cc ) / (I10

cc – I50

PK) * 100

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Aula 6 – 24/08

Proteção de Linhas pela Função de Sobrecorrente Direcional (67/67N)

67 � Direcional de fase

67N � Direcional de Neutro

- Para redes não radiais ou radiais com circuito em paralelo, somente com as funções

50/51 não é possível alcançar a coordenação entre os relés.

- Nestes casos, associa-se às funções 50/51, unidades direcionais (67) que permitem

que a sobrecorrente atua para faltas em um sentido e são bloqueadas para falta no

sentido contrário.

O princípio direcional foi estabelecido no séc. XIX utilizando teconologia

eletromecânica. Seu princípio consistia em produzir torque (positivo ou negativo) em

uma estrutura de disco de indução, a partir de duas grandezs alternadas (grandeza de

operação e grandeza de polarização).

Φ1(t) = Φ1 cos (wt + Θ)

Φ2(t)= Φ2 cos (wt - α)

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Θ = defasagem entre as grandezas de polarização e operação

Θ Φ = defasagem entre os fluxos

O torque produzido no disco é dado por:

Τ = Φ1 Φ2 sen Θ Φ

Τ = KVI sen (Θ - α)

O torque será máximo quando Θ Φ = 90°

τ - α = 90°

-α = 90° - τ

Τ = KVI sen (Θ + 90° – τ)

Τ = KVI cos (Θ – τ)

- Para a região de τ > 0, a função libera a sobrecorrente para atuar. Na região de τ < 0

ocorre o bloqueio.

- Os relés digitais utilizam o mesmo princípio, mas implementado via software, através

da seguinte condição:

Τ = Re [ Î*op (^Vpol x 1| τ)

Îop = IRop + j II

op

^Vpol = VRpol + j VI

pol

(Obs: Î e ^V são vetores, não estou utilizando o Equation para poder disponibilizar o

arquivo na versão para Word 2003)

Para faltas próximas ao relé (que podem levar ao colapso a tensão de polarização), o

software utilzia a tensão de memória.

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2.1. Função Direcional de Fase (67)

- Utilizam-se 3 unidades direcionais, uma para cada fase.

- Para a tensão de polarização existem várias alternativas, a mais utilizada é a conexão

90° ou quadratura.

Elementos direcionais de fase (67)

UNIDADE Grandeza Operação Grandeza Polarização

A ÎA ^VBC

B ÎB ^VCA

C ÎC ^VAB

Unidade da Fase A (67A)

Corrente IA nos vários tipos de falta (ABC, AB, AC, AN)

Hipótese: Ângulo da impedância de linha = 70°

Curto Trifásico

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Curtos Bifásicos

Curtos A-N

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Unidade Direcional de Neutro (67N)

- A grandeza de operação para função 67N é a componente de sequência zero das

correntes de linha: I0 = 1/3(ÎA + ÎB + ÎC)

- Para a grandeza de polarização, normalmente, os relés comerciais permitem a

seleção entre duas alternativas:

a. Vpolarização = - V0 = - 1/3[^VAN + ^VBN + ^VCN]

Faltas F1: Libera o 50/51N

Faltas F2: Bloqueia o 50/51N

Ajuste típico:

-60° ≥ τ ≥ -70°

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b. Usar uma corrente como grandeza de polarização. Normalmente a corrente de

neutro do transformador