Experiência Da Cteep Em Análise De Perturbações

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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. 2 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 3 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. 7 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. 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