Boas práticas de operação para disjuntores e contatos de painéis de distribuição
Boas práticas de operação para disjuntores e contatos de painéis de distribuição
Operação de BA/MA
Painéis de Distribuição
O objetivo deste guia é oferecer práticas recomendadas para a operação e inspeção de disjuntores e contatos de painéis de distribuição de média tensão (2 - 13,8 kV) e baixa tensão (200 - 480 V). Uma operação bem regulada é de suma importância para maximizar o desempenho e o serviço do equipamento da planta, além de garantir um ambiente de trabalho seguro para os funcionários.
Este artigo delineia as responsabilidades do pessoal operacional, juntamente com suas verificações e inspeções diárias dos painéis de distribuição. Além disso, abordará as melhores práticas para a operação e proteção de transformadores, motores, barras, cabos, disjuntores e contatos.
Inspeções do Operador
É dever do pessoal operacional estabelecer e realizar inspeções rotineiras regulares de todos os painéis de distribuição na planta. Disjuntores, contatos e barras devem ser mantidos limpos e secos para reduzir o risco de falhas de isolamento que podem levar a explosões e incêndios. Geralmente, é aconselhável realizar inspeções uma vez por dia.
Os seguintes são os itens de inspeção diária recomendados para painéis de distribuição:
Se forem detectadas anomalias durante o processo de inspeção mencionado, devem ser emitidas ordens de manutenção.
Ele abordará as práticas de proteção contra sobrecorrente e falha de terra em alimentadores de carga, bem como a proteção contra sobrecorrente em origem e ligação, e outras práticas cruciais relacionadas a transformadores. Além disso, abordará a transferência de barras de painéis de distribuição e explorará os problemas que surgem durante a paralelização de duas fontes de energia e nos esquemas de transferência de tempo de chaveamento.
Proteção
Os relés de proteção são coordenados de tal forma que apenas os disjuntores ou contatos necessários para isolar falhas serão acionados automaticamente. Isso permite que o maior número possível de equipamentos permaneça em operação, minimizando o impacto nas unidades geradoras em linha. Também fornece uma indicação da localização da falha elétrica.
As falhas elétricas em transformadores, motores, barras, cabos, disjuntores e contatos geralmente são permanentes. Antes de reenergizar o equipamento, deve ser realizada uma investigação minuciosa da operação dos relés de proteção.
A magnitude das correntes de curto-circuito elétrico geralmente varia de 15.000 a 45.000 amperes, dependendo do tamanho e da impedância do transformador de origem.
Proteção de Terra de Alimentadores de Carga
Os projetos que limitam a corrente de falha de terra (geralmente em torno de 1.000 amperes) utilizam relés de terra separados que atuarão apenas para falhas de terra. Esses relés acionam com tempos de atraso muito curtos para isolar os alimentadores de terra antes que os relés de terra dos disjuntores de origem ou ligação possam operar.
Proteção Contra Sobrecorrente de Origem e Ligação
Os disjuntores de origem e ligação não são equipados com elementos de disparo instantâneo. Em vez disso, eles dependem de tempos de atraso para coordenar as respostas a falhas com barras e cargas downstream.
Geralmente, esses relés são ajustados com base nos níveis máximos de curto-circuito trifásico, com um tempo de operação variando de 0,4 a 0,8 segundos.
Normalmente, esses relés apresentam uma característica de tempo inverso. Ou seja, níveis de corrente mais baixos resultarão em tempos de atraso proporcionalmente mais longos para todos os relés. Especificamente, o disjuntor de ligação conectado a outra barra é ajustado para operar em aproximadamente 0,4 segundos, enquanto o disjuntor de baixa tensão do transformador de origem é ajustado para operar em cerca de 0,8 segundos.
Proteção Contra Sobrecorrente de Alta Tensão do Transformador de Origem
Os relés de sobrecorrente do lado de alta tensão do transformador de origem geralmente são ajustados para operar aproximadamente 1,2 segundos após ocorrer um curto-circuito trifásico máximo no lado de baixa tensão. Este tempo de atraso permite a coordenação adequada com os relés de sobrecorrente do lado de baixa tensão ou secundário.
Esses relés geralmente têm uma característica de tempo inverso, o que significa que níveis de corrente mais baixos resultam em tempos de operação mais longos. Os relés de sobrecorrente do lado de alta tensão do transformador de origem assumem que uma falha pode ocorrer no próprio transformador, nas barras de conexão do lado de baixa tensão ou nos cabos, ou no disjuntor de baixa tensão. Eles acionarão todo o equipamento necessário para isolar a falha.
Para chaves automáticas de transferência unitizadas (UATs), que geralmente são equipadas com proteção diferencial, os relés de sobrecorrente do lado de alta tensão também podem fazer com que a unidade e o transformador principal de elevação sejam completamente acionados. Além disso, se o disjuntor do lado de baixa tensão falhar em interromper uma falha, os relés de sobrecorrente do lado de alta tensão fornecem proteção contra grudamento do disjuntor.
Proteção Residual de Terra de Origem e Ligação
Para projetos que limitam a corrente de falha de terra (geralmente em torno de 1.000 amperes), são usados relés de terra separados, que atuam apenas em caso de falha de terra. Os relés de terra dos disjuntores de origem e ligação não são equipados com elementos de disparo instantâneo. Em vez disso, eles dependem de tempos de atraso para coordenar as respostas a falhas com barras e cargas downstream. Geralmente, esses relés são ajustados com base nos níveis máximos de corrente de falha de terra, com um tempo de operação variando de 0,7 a 1,1 segundos.
Normalmente, esses relés exibem uma característica de tempo inverso. Ou seja, níveis de corrente mais baixos resultam em tempos de atraso proporcionalmente mais longos para todos os relés. Especificamente, o disjuntor de ligação conectado a outra barra é ajustado para operar em aproximadamente 0,7 segundos para falhas de terra de 100%, enquanto o disjuntor de baixa tensão do transformador de origem é ajustado para operar em cerca de 1,1 segundos.
Proteção de Terra Neutra do Transformador de Origem
Em esquemas de projeto voltados para limitar a corrente de falha de terra (geralmente em torno de 1.000 amperes), são empregados relés de terra dedicados. Esses relés são especificamente projetados para detectar com precisão a corrente de terra que flui através do ponto neutro do transformador. Eles são altamente direcionados e serão acionados apenas quando ocorrer uma falha de terra.
Normalmente, o relé de terra neutra do transformador de origem é ajustado para operar aproximadamente 1,5 segundos após a ocorrência da falha de terra mais grave. Este ajuste de tempo de atraso é crucial, pois garante que o relé possa se coordenar bem com os relés de terra dos disjuntores de origem e ligação.
O relé de terra neutra tem uma missão crucial. Sua função central é isolar falhas de terra que ocorrem no lado de baixa tensão (ou seja, o lado secundário) do transformador de origem. As locais potenciais de falha incluem as bobinas de baixa tensão do transformador, os disjuntores de baixa tensão e as barras e cabos que os conectam. Mais importante ainda, ele também serve como proteção de backup. Caso o disjuntor de baixa tensão falhe em funcionar corretamente ao enfrentar uma falha de terra, o relé de terra neutra entrará em ação rapidamente para cortar o circuito defeituoso, garantindo assim a operação segura e estável do sistema de energia.
Esquemas de Apenas Alarme de Terra
Os esquemas de apenas alarme de terra restringem a corrente de falha de terra a apenas alguns amperes. Valores típicos são 1,1 amperes para sistemas de 480 volts e 3,4 amperes para sistemas de 4 kV. Para transformadores de origem conectados em estrela, o ponto neutro geralmente é aterrado via um transformador de aterramento. Para transformadores de origem conectados em delta, a corrente de falha de terra geralmente é fornecida por três transformadores, que estão conectados em configuração de estrela aterrada no lado primário e em configuração de delta aberto no lado secundário.
Em ambos os cenários, são instalados relés de voltagem nos lados secundários dos transformadores de aterramento para alertar sobre condições de falha de terra. No caso de transformadores de origem conectados em delta, fusíveis primários fundidos dos transformadores de detecção de terra também podem acionar um alarme.
Ambos os esquemas de relés emitem alarmes (geralmente com sensibilidade de 10% ou superior) para todo o equipamento aterrado em um sistema elétrico específico. Isso inclui as bobinas de baixa tensão ou secundárias do transformador de origem, bem como todas as barras, cabos, disjuntores, transformadores de instrumentação e cargas conectadas.
Transferências de Barras de Painéis de Distribuição
Paralelização de Duas Fontes
A paralelização de duas fontes de energia diferentes é a abordagem preferida para a troca de uma fonte para outra. Este método não impõe estresse aos motores, garante uma transição suave e não representa ameaça ao equipamento em operação. No entanto, em muitos projetos, a corrente de curto-circuito gerada durante o processo de paralelização excede a capacidade de interrupção dos disjuntores de alimentação.
Os disjuntores de origem e ligação permanecem inalterados, mas os disjuntores de alimentação podem falhar em limpar falhas próximas e até mesmo ser danificados no processo. Portanto, a duração da paralelização deve ser minimizada (em torno de alguns segundos) para reduzir o tempo de exposição e a probabilidade de falhas de alimentação.
Geralmente, esse problema é mais pronunciado quando uma unidade geradora fornece energia a um sistema, enquanto o transformador de reserva ou inicialização é alimentado de um sistema diferente. Reduzir a saída de potência do gerador geralmente aproxima os ângulos de fase, pois o ângulo de potência do gerador diminui com a carga reduzida.
Transferências de Desligamento-Acionamento
As transferências de desligamento-acionamento, também conhecidas como esquemas de transferência de tempo de chaveamento, podem potencialmente danificar os motores. Se o novo disjuntor de fonte falhar em fechar após o disjuntor de fonte anterior abrir, isso pode causar o desligamento de uma unidade em operação ou interromper um processo em andamento. Quando uma barra perde energia, os motores conectados agem como geradores e fornecem uma tensão residual à barra.
Esta tensão residual geralmente decresce em cerca de um segundo.
No entanto, as transferências de desligamento-acionamento ocorrem muito mais rápido do que um segundo, e a tensão residual pode se combinar com a tensão da nova fonte. Se a soma vetorial dessas duas tensões exceder 133% da tensão nominal do motor, a transferência pode reduzir a vida útil dos motores envolvidos.
Esquemas de Transferência Automática de Barras
Os esquemas de transferência automática de barras são geralmente projetados para mitigar o estresse nos motores durante a transferência e para se coordenar com os relés de falha. A coordenação com a relé de sobrecorrente é realizada iniciando a transferência após o disjuntor de fonte abrir. Se os relés de sobrecorrente fizerem o disjuntor de fonte abrir (indicando uma falha na barra), a transferência automática será bloqueada.
Além disso, esses esquemas geralmente empregam relés de tensão residual e/ou relés de sincronismo de alta velocidade. As transferências só são permitidas quando a soma vetorial da tensão residual e a tensão da nova fonte é inferior a 133% da tensão nominal do motor. Se a transferência for bloqueada por relés de bloqueio 86, o esquema geralmente entra em timeout.
No entanto, se isso não for o caso, os operadores devem verificar se o esquema de transferência automática está desativado antes de redefinir os relés de bloqueio 86 da barra.
