Post on 23-Jul-2020
UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO
GRANDE DO SUL – UNIJUí
JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO
ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO ELÉTRICA DE
ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO INSTALADOS EM ÁREA
RURAL
Santa Rosa
2016
JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO
ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO ELÉTRICA DE
ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO INSTALADOS EM ÁREA
RURAL
Projeto de pesquisa apresentado como
requisito para aprovação na disciplina de
Trabalho de Conclusão de curso de
Engenharia Elétrica da Universidade
Regional do Noroeste do Estado do Rio
Grande do Sul.
Orientador: Prof. Me Sandro Alberto
Bock
Santa Rosa
2016
JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO
ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO ELÉTRICA DE
ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO INSTALADOS EM ÁREA
RURAL
Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgada adequada para a obtenção do
título de ENGENHEIRO ELETRICISTA e aprovada em sua forma final pelo professor
orientador e pelo membro da banca examinadora.
Santa Rosa, 20 de dezembro de 2016
Banca Examinadora:
__________________________________________________
Me. Eng. Sandro Alberto Bock – Orientador – DCEEng / Unijuí
__________________________________________________
Me. Eng. Mario Noronha Agert – Avaliador – DCEEng / Unijuí
“Eu não tenho nenhum talento especial. Sou
apenas apaixonadamente curioso. ”
– Albert Einstein.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus, a minha namorada e aos meus familiares, que de uma
forma ou outra, me deram o apoio para esta caminhada. Principalmente a Diandra
pelo carinho e compreensão nos momentos em que tive que me dedicar somente às
atividades de aula, como nos finais de semana.
Ao meu orientador Sandro Bock, que forneceu o suporte necessário para a
elaboração deste trabalho, e aos demais professores que de alguma forma ou outra
contribuíram, também para a conclusão do trabalho.
A distribuidora de energia Cooperluz - Distribuidora de Energia Fronteira
Noroeste, pela fonte de informações e dados necessários.
Agradeço a minha família, professores e a minha
namorada, e dedico esta conquista a eles.
RESUMO
CASTRO, JORGE LUÍS DA SILVA. Análise de coordenação e proteção elétrica
de alimentadores de distribuição instalados em área rural. Trabalho de
Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do
Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Santa Rosa, 2016.
Este trabalho tem como finalidade fazer uma explanação de um sistema de
distribuição visando melhorar a continuidade do serviço através da coordenação e
seletividade adequada de seus equipamentos de proteção, visto que os sistemas de
proteção apresentam considerável importância nos sistemas de distribuição e
transmissão das concessionárias e, por isso, precisam de um cuidado especial para
a definição dos mesmos. Com base em uma revisão bibliográfica sobre o tema,
constatou-se a necessidade de desenvolver um ajuste capaz de contemplar
funcionalidades que atendam as necessidades de proteção e qualidade do serviço
da concessionária de onde os dados foram coletados.
Palavras-chave: Proteção. Distribuição. Coordenação. Qualidade
ABSTRACT
CASTRO, JORGE LUÍS DA SILVA. Analysis of coordination and electrical
protection of distribution feeders installed in rural areas. Trabalho de Conclusão
de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do
Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Santa Rosa, 2016.
The purpose of this work is to make an explanation of a distribution system aiming to
improve the continuity of the service through the coordination and adequate
selectivity of its protection equipment, since the protection systems have
considerable importance in the distribution and transmission systems of the
concessionaires and, Therefore, they need special care to define them. Based on a
bibliographic review on the subject, it was verified the need to develop an adjustment
capable of contemplating functionalities that meet the needs of protection and quality
of the service of the concessionaire from where the data were collected.
Keywords: Distribution .Coordination. Selectivity. Quality
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Componente de Sequência Positiva ...................................................... 20
Figura 2: Componente de Sequência Negativa .................................................... 21
Figura 3: Componente de Sequência Zero ........................................................... 22
Figura 4: Chave Fusível ............................................................................................. 24
Figura 5: Religador .................................................................................................... 25
Figura 6: Disjuntor de Média Tensão ..................................................................... 26
Figura 7: Relé de Proteção ............................................................................. 27
Figura 8: Coordenação entre elos fusíveis e religadores .................................... 40
Figura 9: Coordenação entre religador e elos fusíveis do lado da fonte .......... 41
Figura 10: Coordenação entre relé e religador ..................................................... 42
Figura 11: Tempos de religamento ......................................................................... 43
Figura 12: Coordenaçao entre religador e religador ............................................ 44
Figura 13: Coordenação entre relé e religador ..................................................... 67
Figura 14: Coordenação entre religador e religador ............................................ 68
Figura 15: Ajuste de tempo para coordenação de fase ....................................... 69
Figura 16: Ajuste de tempo para coordenação de neutro ................................... 69
Figura 17: Ajuste de tempo para coordenação de fase ....................................... 70
Figura 18: Ajuste de tempo para coordenação de neutro ................................... 71
LISTA DE TABELAS
Quadro 1: Coordenação entre elos tipo K ............................................................. 36
Quadro 2: Coordenação entre elos tipo H e K ...................................................... 36
Quadro 3: Coordenação entre elos tipo T ............................................................. 37
Quadro 4: Coordenação entre elos tipo H e T ...................................................... 37
Tabela 5: Níveis de curto circuito simétricos ......................................................... 56
Tabela 6: Níveis de curto circuito assimétricos ..................................................... 56
LISTA DE SIGLAS
A – Ampère
AL – Alimentador
AT – Alta Tensão
CC – Curto – Circuito
Dt – Dial de Tempo
E – Tensão
Fa – Fator de assimetria
I0 – Corrente de sequência zero
I1 – Corrente de sequência positiva
I2 – Corrente de sequência negativa
Icc1Ø – Corrente de curto circuito monofásica
Icc1Ø_terra mínima – Corrente de curto circuito monofásica terra mínima
Icc2Ø – Corrente de curto circuito bifásica
Icc3Ø – Corrente de curto circuito trifásica
IEC – International Eletrotechinical Commission
NOS – Operador Nacional do Sistema
Pu – Por Unidade
RTC – Relação de transformação do transformador de corrente
RTP – Relação de transformação do transformador de potencial
S – Segundo
SE – Subestação de Energia Elétrica
SEP – Sistema Elétrico de Potência
TC – Transformador de Corrente
ts – tempo de atuação em segundos
TP – Transformador de Potência
V – Volt
V0 – Tensão de sequência zero
V1 – Tensão de sequência positiva
V2 – Tensão de sequência negativa
Z0 – Impedância de sequência zero
Z1 – Impedância de sequência positiva
Z2 – Impedância de sequência negativa
Zd – Impedância de falta
DEC – duração equivalente de interrupção por unidade consumidora.
FEC – frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora.
DIC – duração de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de
conexão de instalações dos demais acessantes.
FIC – frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto
de conexão de instalações dos demais acessantes.
DMIC – duração máxima de interrupção individual por unidade consumidora.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
PRODIST – Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional
CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz
AT – Alta Tensão
MT – Média Tensão
BT – Baixa Tensão
SE – Subestação
COD – Centro de Operações de Distribuição
CSPE – Comissão de Serviços Públicos de Energia
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 13
1.1 Tema ................................................................................................................ 13
1.2 Delimitação do tema .................................................................................... 13
1.3 Contextualização .......................................................................................... 13
1.4 Justificativa .................................................................................................... 14
1.5 Objetivos ......................................................................................................... 16
1.5.1 Objetivo geral .................................................................................................. 16
1.5.2 Objetivos específicos ..................................................................................... 17
2 REVISÃO DA LITERATURA ....................................................................... 18
2.1 Sistemas de distribuição primária ........................................................... 18
2.1.1 Técnicas de análise de proteção ................................................................. 18
2.2 Curto circuito ................................................................................................. 19
2.3 Componentes simétricos ........................................................................... 19
2.3.1 Sistema simétrico positivo. ........................................................................... 20
2.3.2 Sistema simétrico negativo ........................................................................... 20
2.3.3 Sistema simétrico de sequencia zero ......................................................... 21
2.4 Equipamentos de proteção ....................................................................... 23
2.4.1 Chaves fusíveis ............................................................................................... 23
2.4.2 Religadores ..................................................................................................... 24
2.4.3 Disjuntores ....................................................................................................... 25
2.4.4 Relés ................................................................................................................. 26
2.5 Simulações via software ................................................................................ 27
3 INDICADORES DE QUALIDADE ............................................................... 28
3.1 Introdução ...................................................................................................... 28
3.2 Qualidade do serviço .................................................................................. 28
3.2.1 Indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergenciais .... 28
3.2.2 Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia....... 30
4 METODOLOGIA DE ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E
SELETIVIDADE DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO .................................................... 34
4.1 Introdução ...................................................................................................... 34
4.2 Coordenação entre elos fusíveis ............................................................. 35
4.3 Coordenação entre elos e relés ............................................................... 38
4.4 Coordenação entre elos e religadores ................................................... 38
4.4.1 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da carga. ................. 38
4.4.2 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da fonte .................... 40
4.5 Coordenação entre relés e religadores .................................................. 42
4.6 Coordenação entre religadores e religadores ...................................... 43
5 ESTUDO DE AJUSTE E SELETIVIDADE NECESSÁRIA PARA A
PROTEÇÃO DO SISTEMA - ESTUDO DE CASO ............................................................... 45
5.1 Filosofia de proteção ................................................................................... 45
5.2 Análise de coordenação dos dispositivos instalados ....................... 45
5.2.1 Valores de Resistências e Reatâncias de Sequência Positiva e Zero
e Correntes de Curto-Circuito no Ponto de Entrega (Dados fornecidos pela
Concessionária) .......................................................................................................................... 47
5.3 Calculo das variáveis em p.u. ................................................................... 47
5.3.1 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero: ..... 48
5.3.2 Cálculo de Curto Circuito ponto de entrega: .............................................. 49
5.3.3 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no Secundário do
Transformador 1, no ponto A: ................................................................................................... 50
5.3.4 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero ,
ponto B .............................................................................................................. 51
5.3.5 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto B: .............................. 52
5.3.6 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero,
ponto C. ........................................................................................................................... 53
5.3.7 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto C: .............................. 54
5.4 Cálculo do Ajuste para o Relé de Sobrecorrente: ............................... 55
5.4.1 Definição do TC: ............................................................................................. 56
5.4.2 Função 51N (Temporizada de Neutro) ....................................................... 57
5.4.3 Função 51F (Temporizada de Fase) ........................................................... 58
5.4.4 Função 50 N (Instantânea de Neutro)......................................................... 58
5.4.5 Função 50 N (Instantânea de Fase) ............................................................ 59
5.5 Cálculo do ajuste para parametrização do religador ......................... 60
5.5.1 Função 51F (Temporizada de Fase) ........................................................... 60
5.5.2 Função 50F (Instantâneo de Fase) ............................................................. 61
5.5.3 Função 51N (Temporizada de Neutro) ....................................................... 62
5.5.4 Função 51N (Instantânea de Neutro) .......................................................... 63
5.6 Cálculo do ajuste para parametrização do religador 2 ...................... 63
5.6.1 Função 51F (Temporizada de Fase) ........................................................... 63
5.6.2 Função 50F (Instantânea de Fase) ............................................................. 64
5.6.3 Função 51N (Temporizada de Neutro) ....................................................... 65
5.6.4 Função 51N (Instantâneo) ............................................................................ 66
5.7 Avaliação da continuidade do serviço ................................................... 67
6 CONCLUSÃO ................................................................................................. 72
6.1 Trabalhos futuros. ........................................................................................ 73
REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 74
13
1 INTRODUÇÃO
1.1 Tema
O projeto se baseia em uma análise dos dispositivos de proteções que estão
instalados em um determinado alimentador primário de distribuição de uma
concessionária de energia, que desenvolve suas atividades principalmente em áreas
rurais.
1.2 Delimitação do tema
Análise de coordenação e proteção elétrica de alimentadores de distribuição
instalados em área rural.
1.3 Contextualização
A qualidade percebida pelo consumidor de uma concessionária ou permissionária
de serviço público de distribuição de energia elétrica deve ser avaliada a partir de três
grandes aspectos: a qualidade do “produto” energia elétrica (relacionada à
conformidade da tensão em regime permanente e à ausência de perturbações na
formada onda), a qualidade do “serviço” (relacionada à continuidade na prestação do
serviço) e a qualidade do atendimento ao consumidor. [ANEEL, 2016].
Para se ter um sistema, com mais qualidade e desempenho a ANELL, órgão
regulador do sistema de energia elétrica, vem através de regulamentação especifica
exigir melhoras gradativas no setor de distribuição, principalmente na área de qualidade
do serviço, pois trata da continuidade, eficiência e segurança. [ANEEL, 2016].
Um dos problemas mais rotineiros em alimentadores de distribuição de energia é a
atuação do sistema de proteção em momentos incorretos, ocasionando interrupção,
muitas vezes desnecessárias, do fornecimento. E para este tipo de situação não vir
14
mais a acontecer é necessário um projeto, onde todos os equipamentos sejam
ajustados para trabalharem em conjunto, mas de forma seletiva e coordenada. Sendo
assim devem guardar entre si uma determinada relação, de forma que uma falta no
sistema possa ser isolada e removida, sem que outras partes sejam afetadas (Guiguer,
1998).
Os sistemas elétricos possuem sistemas de proteção que são ajustados para
operar o mais próximo possível do ponto da falta assim extinguindo o mais rápido
possível a permanência do curto circuito, assim diminuindo altas correntes, elevações
de temperatura e esforços mecânicos e deformações de materiais empregados nos
alimentadores (Zanetta, 2006).
Na proteção de um sistema elétrico devem-se examinar alguns aspectos, como a
operação normal do sistema, em suas condições nominais, a prevenção contra falhas
elétricas, e a diminuição da área afetada em decorrência das falhas. Na operação
normal consideramos um sistema ideal, com inexistência de falhas de equipamentos,
inexistência de erros na operação e quaisquer outras condições que venham a
ocasionar defeito na rede (Caminha, 1977).
A estimativa da qualidade de serviço do sistema de distribuição é um importante
ponto, que precisa ser levado em consideração, por quem faz a projeção de qual tipo
de rede deve ser empregada em uma dada situação, para poder manter os indicadores
dentro do que é estabelecido pela Agencia Nacional de Energia Elétrica. Baseando-se
nos indicadores DEC, FEC, DIC, e FIC (Nelson Kagan, 2010).
1.4 Justificativa
Os sistemas de proteção utilizados na distribuição de energia elétrica variam com o
passar do tempo, pois surgem novas alternativas para o controle de falhas e de
proteção. O investimento utilizado pelas distribuidoras em pesquisa e desenvolvimento
podem se diferenciar de uma distribuidora para outra, mas possuem o mesmo objetivo
15
que é fazer a seleção, coordenação e ajustes dos mais variados equipamentos de
proteção.
Alguns dados estatísticos levantados apontam que as principais causas de faltas
transitórias nas redes de distribuição são ocasionadas principalmente pelas descargas
atmosféricas, galhos que caem sobre a rede, ventos que atingem os cabos. E para
desenvolver um sistema que reconheça estes tipos de anomalias, os estudos da
coordenação e da seletividade das proteções, devem basear-se em procedimentos
específicos para proporcionar uma diminuição dos efeitos decorrentes destas faltas.
Acarretando um aspecto de continuidade de suprimento, assim evitando que
alguma anomalia pontual venha a afetar um grande número de unidades consumidoras,
além de minimizar o tempo de localização desta anomalia e de restabelecimento do
fornecimento de energia pelo sistema.
Para diminuir os efeitos destas perturbações, as proteções do sistema devem
assegurar da melhor forma possível, a continuidade de fornecimento de energia para os
usuários, salvaguardando os materiais usados nas instalações da rede. Outro ponto
importante é a utilização de equipamentos que proporcionem a possibilidade de alerta,
para os operadores da distribuição em caso de algum problema imediato, e o
isolamento do sistema, as partes comprometidas das redes, que venham a
comprometer ou deteriorar o sistema como um todo.
Tendo a necessidade da instalação de dispositivos que sejam distintos para que
possam verificar, por exemplo, situações anormais diversas como a perda de
sincronismo, os curtos circuitos e os demais efeitos de isolamento.
A distribuição feita de forma precária acarreta em um desempenho de qualidade
duvidosa, trazendo baixos índices de satisfação para todos os consumidores atendidos,
e se formos analisar em um aspecto econômico, esta situação gera perdas de produção
nas indústrias, parada de comercialização em pontos comerciais, e com isso perdas de
arrecadação por parte da concessionaria. Pois não terá sua energia sendo consumida e
assim não terá como faturar, enquanto a energia ficar sem chegar ao ponto de entrega
para seus consumidores.
16
Outro ponto importante é a valorização do serviço em forma de aumento de tarifa,
quando comprovada o investimento e a continuidade do serviço prestado pela
concessionaria.
Com um correto planejamento e com a implementação de equipamentos
inteligentes que trabalham de forma ativa no sistema de distribuição é possível reduzir
os efeitos decorrentes de faltas temporárias, garantindo uma rápida atuação e
eliminação dos mesmos. Diminuindo também a área em que seja afetada, e o tempo de
restauração da normalidade do sistema.
Portanto a proteção do sistema é projetada para atender as demandas de cada
circuito de distribuição, diminuição dos custos operacionais vinculados as faltas de
energia, aumento de faturamento, e ter uma imagem boa perante os consumidores,
mas isso tudo só temos com um sistema de elevado nível de desempenho.
1.5 Objetivos
1.5.1 Objetivo geral
O objetivo deste trabalho é fazer uma análise de um alimentador primário de
distribuição elétrica instalado em uma área rural, quanto ao seu atual sistema de
proteção, reunir informações que serão indispensáveis para fazer o estudo e assim
projetar uma nova dinâmica de proteção, configurando ajustes, sugerindo algumas
substituições e implementação de novos equipamentos que irão aumentar a
funcionalidade do sistema como um todo.
Tendo como ferramenta para o desenvolvimento dos estudos a utilização do
software de simulação computacional MATLAB, para fazer os ajustes das curvas de
curto circuito e de tempo de atuação para os dispositivos de proteção. Com ele é
possível modelar varias condições de funcionamento, representando o sistema
projetado e verificando as alterações necessárias para cada componente do sistema.
17
1.5.2 Objetivos específicos
O foco para este projeto é fazer um estudo da proteção contra sobrecorrentes
em sistemas de distribuição que estão instalados em áreas rurais, sistemas do tipo
aéreo, voltados principalmente para a distribuição de consumidores rurais, destes
aproximadamente 600 serão consumidores ligados em sistema de baixa tensão e 6 em
sistema de média.
As proteções são feitas no sistema elétrico para podermos minimizar e até mesmo
evitar danos materiais as redes e equipamentos e a vida de pessoas que possam ter
algum tipo de interação, seja ela ele acidental ou proposital, em casos que possam
ocorrer algum tipo de anormalidade de operação que esteja relacionada a surtos de
correntes, que podem estar relacionadas a curto circuitos, sobretensões, devido ao
chaveamento, ou descargas atmosféricas.
Neste contesto que será feito o estudo de projeto para a proteção, onde os
dispositivos estejam ajustados e coordenados, trabalhando deforma conjunta, mas
todavia seletivamente entre si.
Como as redes estarão usando um elevado número de dispositivos de proteção
e não vai ser viável a coordenação de todo o alimentador de forma a se ter somente um
ponto de proteção, o alimentador será dividido em barramentos onde em cada
barramento será calculado a soma de todos os ramais conectados a este barramento e
com base nos níveis de curtos circuitos apresentados fazer o dimensionamento das
curvas de proteção e de atuação que devem conter cada dispositivo que estejam
conectados a esta rede.
18
2 REVISÃO DA LITERATURA
2.1 Sistemas de distribuição primária
Os Alimentadores de distribuição, são redes provenientes das Subestações de
distribuição, operam em faixas de tensão que podem ser 13,8 kV ou 24 kV. Podem ser
aéreas ou subterrâneas, no caso de serem aéreas tem a possibilidade de trabalhar na
configuração radial, radial com recurso, anel e anel com recurso. Estas redes alimentam
os transformadores de distribuição, responsáveis pelo fornecimento da rede secundária
de baixa tensão, e consumidores primários de distribuição (Nelson Kagan, 2010).
2.1.1 Técnicas de análise de proteção
A maneira utilizada na determinação dos valores de curto-circuito é baseado no
método dos componentes simétricos. O método se utiliza de diagramas de sequencia,
que pode ser de correntes de sequencia positiva, negativas ou de sequencia zero.
Podendo assim dimensionar os valores do sistema analisado em medidas percentuais
ou em pu, facilitando a soma aritmética das impedâncias de geração, transmissão e
distribuição (William D. Stevenson, 1986).
Como nos sistemas trifásicos assimétricos as tensões não são equilibradas,
diferente dos sistemas simétricos, onde as tensões são equilibradas, possuindo o
mesmo módulo nas três fases, com uma defasagem de 120° graus a analise se torna
relativamente mais simples, que se desenvolveu este método (Guiguer, 1998).
Para analisar o funcionamento de um sistema de distribuição assimétrico
permanente é utilizada a teoria das componentes simétricas, ela foi estudada por C.L
Fortescue a partir de 1913 e formulada e publicada em 1918 na 34° Convenção Anual
de AIEE (American Institute of Eletrical Engineers). A técnica foi proposta durante
estudos sobre compensadores de fase para redes de alimentação monofásicas de
sistemas elétricos (William D. Stevenson, 1986).
19
Segundo (Fortescue) “....a solução reduzia-se sempre a soma de duas ou mais
soluções simétricas...”, e assim se estabeleceu a transformação passiva e reversível
entre sistemas polifásicos assimétricos e sistemas polifásicos simétricos. Essas
representações unifilares do circuito desiquilibrado constituem os diagramas de
sequencia (William D. Stevenson, 1986).
2.2 Curto circuito
Um curto circuito pode ser definido como um percurso acidental, onde a
impedância é baixa ou desprezível, por onde circula uma corrente de falta entre os
pontos sob potencias diferentes, assim tendo uma falta direta. Geralmente são
causadas por falhas de isolamento, descargas atmosféricas ou galhos encostando na
rede (Kindermann, 1997).
Com os estudos de curto circuito pode-se obter as correntes e tensões em um
sistema elétrico de distribuição quando ocorre um defeito em algum ponto da rede. A
determinação das sobrecorrente e sobretensão provenientes das falhas são
importantes para a proteção dos componentes que compõem o sistema, especificação
dos dispositivos que devem ser instalados para a proteção, proteção de pessoas na
ocorrência de faltas que envolvam a terra, e determinação das sobretenções que
causam o rompimento da isolação dos demais equipamentos (Nelson Kagan, 2010).
2.3 Componentes simétricos
Método pelo qual qualquer sistema desiquilibrado poderá ser convertido em três
sistemas equilibrados, assim podendo um sistema com vários fasores desiquilibrados
serem convertidos em três sistemas equilibrados, constituídos por vários fasores
equilibrados.
20
2.3.1 Sistema simétrico positivo.
Para condições normais de operação, o circuito pode ser considerado como
equilibrado, e nessas condições a representação será feita como sequencia positiva.
Onde as três grandezas senoidais serão iguais, com mesma frequência e mesmo valor
eficaz, e suas grandezas, A, B, C, estarão defasadas, uma da outra por um múltiplo
inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja 120° graus de atraso, e com sentido de
rotação dos fasores originais
Os fasores desequilibrados para a tensão são representados por Va, Vb e Vc, e
para as correntes Ia, Ib, Ic, enquanto que para os fasores equilibrados de sequencia
positiva serão representados por Va1, Vb1, Vc1, e Ia1, Ib1 e Ic1.
Figura 1: Componente de Sequência Positiva
Fonte: (Stevenson)
As demais representações, que são de sequencia negativa ou zero são utilizadas
quando há desiquilíbrios, ou faltas assimétricas.
2.3.2 Sistema simétrico negativo
Na sequencia inversa ou negativa se utiliza das mesmas propriedades da
sequencia positiva, fasores com mesmo modulo, defasados uma da outra por um
múltiplo inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja, 120° graus de atraso. Porem se
21
deve inverter a sequencia de rotação das grandezas do sistema, onde na sequencia
positiva eram A, B, C agora será A, C, B.
Os fasores desequilibrados para a tensão são representados por Va, Vb e Vc, e
para as correntes Ia, Ib, Ic, enquanto que para os fasores equilibrados de sequencia
positiva serão representados por Va2, Vb2, Vc2, e Ia2, Ib2 e Ic2.
Figura 2: Componente de Sequência Negativa
Fonte: (Stevenson)
2.3.3 Sistema simétrico de sequencia zero
Neste componente simétrico os três fasores também se assemelham ao
componente positivo pois apresentam mesmo modulo, defasados uma da outra por um
múltiplo inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja, 120° graus de atraso.
Os fasores desequilibrados para a tensão são representados por Va, Vb e Vc, e
para as correntes Ia, Ib, Ic, enquanto que para os fasores equilibrados de sequencia
positiva serão representados por Va0, Vb0, Vc0, e Ia0, Ib0 e Ic0.
22
Figura 3: Componente de Sequência Zero
Fonte: (Stevenson)
Com isso, obtém-se o seguinte sistema de equações:
Para as tensões
Va = Va1 + Va2 + Va0
Vb = Vb1 + Vb2 + Vb0 [1]
𝑉𝑐 = 𝑉𝑐1 + 𝑉𝑐2 + 𝑉𝑐0
Para as correntes
𝐼𝑎 = 𝐼𝑎1 + 𝐼𝑎2 + 𝐼𝑎0
𝐼𝑏 = 𝐼𝑏1 + 𝐼𝑏2 + 𝐼𝑏0 [2]
𝐼𝑐 = 𝐼𝑐1 + 𝐼𝑐2 + 𝐼𝑐0
O método consiste em calcular as componentes simétrica da corrente no ponto
de uma falta assimétrica, que venha a ocorrer em sistemas simétricos. Como é um
método um tanto simples de ser aplicado, leva a resultados precisos de comportamento
do sistema estudado (William D. Stevenson, 1986).
23
2.4 Equipamentos de proteção
Alguns dados dos equipamentos que são utilizados para a proteção dos sistemas
elétricos da distribuição, serão apresentados posteriormente. Dispositivos tais como,
chaves fusíveis, religadores, seccionadores, elos fusíveis, para raios. Dispositivos que
estão presentes no alimentador a ser estudado. Os sistemas de distribuição de energia
elétrica apresentam características particulares que variam de acordo com a área
(Mamede, 2013).
2.4.1 Chaves fusíveis
Chaves fusíveis são elementos mais utilizados na proteção de redes de
distribuição urbanas e rurais, por apresentar preços reduzidos e desempenho
satisfatório para o nível de proteção que se deseja.
Possui em seu interior um cartuxo onde está inserido o elo fusível, responsável
pelo seccionamento, caso aja uma sobrecorrente no sistema, superior ao que está
especificado para seu funcionamento nominal.
Tem a função de rompimento por fusão para interromper a corrente elétrica no
sistema, porem como em sistemas de alta tensão a corrente pode continuar circulando
através do arco elétrico que se forma entre os terminais, durante a fusão, devido a
ionização do ar presente no local, para isso o ele fusível possui uma cobertura que ao
ser queimada libera gases que são responsáveis pela desionizacão do ambiente
acelerando a extinção do arco elétrico.
É fabricado de acordo com uma curvatura de tempo x corrente, para facilitar a
designação do elo fusível mais adequado para a necessidade de quem ira utilizar na
proteção das redes de distribuição (Mamede, 2013).
24
Figura 4: Chave Fusível
Fonte: (http://www.delmar.com.br/pdf/dhc.pdf)
2.4.2 Religadores
Tem funcionamento automático de desligamento e religamento de circuitos
alimentadores, com a capacidade de repetição destas operações, conforme
parametrizados. Em redes aéreas de distribuição de energia instalados em área rural,
principalmente em alimentadores longos, os religadores têm sido muito aplicados
devido a grande incidência de defeitos causados pela vegetação alta e densa que estão
presentes nestes locais. E com isso aumenta a chance de faltas transitórias, fazendo
com que a utilização do religador se torna essencial para filtrar esse tipo de ocorrência,
facilitando a operação do sistema (Mamede, 2013).
25
Figura 5: Religador
Fonte: (http://www.schneider-electric.com/en/product-subcategory/86887-outdoor-reclosers/)
2.4.3 Disjuntores
Disjuntores de média tensão, comumente usados em associação com relés de
sobrecorrente, tem a função de proteção na saída dos barramentos de alimentadores
de distribuição junto da subestação rebaixadora. Desde que os alimentadores
protegidos por os disjuntores, tenham critérios para a utilização de tal dispositivo, o uso
dele se torna essencial para proteção do sistema de distribuição (Mamede, 2013).
26
Figura 6: Disjuntor de Média Tensão
Fonte: (http://www.abb.com.br/product/db0003db004279/)
2.4.4 Relés
São largamente em sistemas de distribuição e até linhas de transmissão, pois
tem ajustes que podem atuar de forma instantânea, temporizada ou de forma
combinada. Para fazer o controle de sobrecorrente, possuem alimentação através de
transformadores de corrente, e podem ser classificados quanto ao mecanismo de
funcionamento do relé ou quanto a sua atuação dentro do circuito em que estará
instalado (Guiguer, 1998).
27
Figura 7: Relé de Proteção
Fonte: (https://selinc.com/pt/products/487E/)
2.5 Simulações via software
Os programas computacionais usados para simulações das curvas das correntes
de falta e as respectivas curvas de atuação dos dispositivos de proteção, são baseados
nas matrizes de impedâncias das barras. Utilizam-se da relação de dados das linhas e
de suas impedâncias para gerar o coordenograma. (Nelson Kagan, 2010).
28
3 INDICADORES DE QUALIDADE
3.1 Introdução
A Agencia Nacional de Energia Elétrica veio através da Resolução número 24, de
janeiro de 2000, fazer uso de suas atribuições para revisar as disposições e consolidar
os indicadores que se fazem referencia a continuidade da distribuição de energia
elétrica (ANEEL, 2000).
Os indicadores de qualidade têm como objetivo estabelecer algumas metas e
procedimentos que fazem respeito à qualidade da energia elétrica, definindo padrões e
responsabilidades da concessionaria de energia elétrica para a qualidade do serviço
prestado na distribuição da energia elétrica, capazes de fazer um controle e
acompanhamento do desempenho das mesmas (ANEEL, 2016).
3.2 Qualidade do serviço
Para se fazer a estimação da qualidade do serviço é preciso conhecer alguns
dados estatísticos, como valores de taxas de falhas por equipamentos e tempos médios
para atendimento de determinadas ocorrências na distribuição de energia elétrica. Essa
determinação é feita através da contabilização após um determinado período, que pode
ser mensal, trimestral ou anual (Kagan, 2010).
3.2.1 Indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergenciais
Nos indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergências é avaliado
o tempo médio de preparação, tempo médio de deslocamento e indicador médio de
execução, que é o indicador mais relevante em um sistema de proteção seletivo, pois
ele mede o restabelecimento do sistema de distribuição pelas equipes de manutenção e
coordenação (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2016).
O atendimento às ocorrências emergenciais deverá ser supervisionado, avaliado
e controlado por meio de indicadores que expressem os valores vinculados a conjuntos
de unidades consumidoras.
29
O tempo médio para preparação é avaliado conforme a eficiência da divulgação
por meios de comunicação publica, pela quantidade de informações que estes
transmitem e pelo dimensionamento das equipes. O tempo médio para deslocamento é
medido conforme as equipes ficam dispostas geograficamente nas áreas de
abrangência da concessão ou permissão das distribuidoras.
Já o tempo de reestabelecimento é medido conforme o tempo da execução de
atividades para o reestabelecimento da distribuição pelas equipes de manutenção e
operação.
Os dados relativos às ocorrências emergenciais deverão ser apurados por meio
de procedimentos auditáveis, contemplando desde a coleta dos dados das ocorrências
até a transformação dos mesmos em indicadores. Estes dados serão apurados
mensalmente e armazenados e enviados a ANEEL, para que possam ser avaliados.
Pode se melhorar o tempo de atendimento, não somente dispondo de equipes
cobrindo uma maior área geográfica das redes de distribuição, mas com um maior
número de equipamentos que atuaram como protetores e atuaram para religar a
energia após ocorrerem faltas temporárias.
Os índices de tempo do atendimento as unidades consumidoras que devem ser
apurados pelas distribuidoras são os seguintes:
Tempo Médio de Preparação (TMP), utilizando a seguinte fórmula:
[3]
Tempo Médio de Deslocamento (TMD), utilizando a seguinte fórmula:
[4]
30
Tempo Médio de Execução (TME), utilizando a seguinte fórmula:
[5]
Tempo Médio de Atendimento a Emergências (TMAE), utilizando a seguinte
fórmula.
[6]
Percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia
(PNIE) utilizando a seguinte equação.
[7]
3.2.2 Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia
Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos
indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores e a ANEEL
podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico.
Para isso a ANEEL estabelece os indicadores de continuidade do serviço de
distribuição de energia elétrica quanto à duração e frequência de interrupção. (ANEEL,
2016)
Os indicadores deverão ser calculados em períodos de apuração mensais,
trimestrais e anuais, com exceção do indicador DICRI, que deverá ser apurado por
interrupção ocorrida em Dia Crítico.
Os indicadores de continuidade de serviços são divididos de duas formas,
indicadores individuais e indicadores coletivos. Nos indicadores individuais são
apurados o tempo em que a unidade consumidora ficou desenergizada DIC, onde no
indicador registra a soma de todos os tempos da desenergizaçao. A frequência com
31
que as interrupções ocorrem FIC, e a duração máxima em tempo continuo em que a
unidade consumidora ou ponto de conexão ficou sem energia DMIC.
O tempo da duração da interrupção individual ocorrida em Dia Crítico por
unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI), é um indicador especial que é
utilizado em dias onde ocorrem desastres climáticos, que atingem uma grande área da
distribuidora. (ANEEL, 2016)
Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de
Conexão (DIC), utilizando a seguinte fórmula.
[8]
Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de
Conexão (FIC), utilizando a seguinte fórmula.
[9]
Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por
Ponto de Conexão (DMIC), utilizando a seguinte fórmula.
[10]
Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade
consumidora ou ponto de conexão (DICRI), utilizando a seguinte fórmula.
[11]
Na apuração de Indicadores de um determinado conjunto de unidades
consumidoras são apurados para cada conjunto de unidades consumidoras os
indicadores de continuidade DEC e FEC.
Onde a duração equivalente de interrupção por unidade consumidora é apurado
através de (DEC).
32
[12]
E a frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC).
[13]
A avaliação da continuidade de fornecimento se torna importante para poder
fazer uma estimativa da qualidade dos serviços das distribuidoras. Esta estimativa
serve para definir qual tipo de rede deverá ser utilizada para atender as necessidades
daquela determinada região, em função do patamar de qualidade que esta sendo
almejado. Também se utilizada uma avaliação previa para uma antecipação dos
indicadores de qualidade de serviço de um determinado conjunto de unidades
consumidoras. (Nelson Kagan, 2010)
Os percentuais de falhas de determinados equipamentos influenciam
diretamente nos indicadores de qualidade, através desses percentuais pode-se estimar
a quantidade de falhas por trecho da rede, e assim também a taxa media de falhas para
as unidades consolidadoras conectadas naquele ponto.
Nestas análises é preciso antes definir oque são as falhas temporárias e as
falhas definitivas, pois nas falhas temporárias se enquadram aquelas que não
necessitam de uma equipe de manutenção para reparar o defeito, com apenas a
manobra de uma chave ou equipamento de proteção pode se restabelecer o
fornecimento da energia. As falhas temporária são muitas vezes causadas por eventos
temporários, do tipo, galhos encostando na rede, descargas atmosféricas que atingem
áreas próximas aos alimentadores, ou até mesmo o vento. (Nelson Kagan, 2010)
As falhas que não são temporárias ocorrem devido a eventos muitas vezes
naturais como tempestades que atingem com descargas atmosféricas diretamente
sobre a rede que não possui uma robustez muito grande para absorver todo o seu
impacto, ou rajadas de ventos que acabam por derrubar os postes que sustentam a
33
rede, e arvores que acabam caindo e rompendo os cabos quem compõem a rede de
distribuição. Assim tendo que intervir para o restabelecimento normal as equipes de
manutenção, e para isso precisam de um tempo maior de tempo de permanência da
rede desligada.
34
4 METODOLOGIA DE ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DOS
DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO
4.1 Introdução
Os dispositivos de proteção ligados em série ou em cascata estarão coordenados,
quando o dispositivo mais próximo a falta consegue eliminar o defeito antes de o
segundo atuar, e este segundo só vir a atuar caso haja alguma falha na atuação do
primeiro. Para esta coordenação é preciso conhecer as diretrizes de ajustes presentes
em cada dispositivo, e as limitações de coordenação fixadas pelos fabricantes
(Caminha, 1977).
Para se conseguir manter os objetivos de manter os índices de interrupções baixos
e uma continuidade do serviço elevada, é necessário se fazer a escolha dos ajustes
feitos nos dispositivos de proteção, de tal modo que se consiga fatores de segurança e
economia e confiabilidade, satisfatórios.
Entende-se como seletividade um sistema de proteção que visa, independente de
qualquer tipo de falha, a atuação do dispositivo protetor antes do dispositivo protegido,
isolando o trecho defeituoso (Guiguer, 1998).
Na coordenação os dispositivos de proteção devem seguir o principio básico de
que, faltas temporárias devem ser extintas por equipamentos projetados com curvas
rápidas de atenuação enquanto as faltas permanentes devem ser extintas por
equipamentos com curva de atuação lentas, confinando as faltas em um menor trecho
possível, para assim facilitar a localização do defeito e diminuir o numero de
consumidores atingidos por ela (Guiguer, 1998).
35
4.2 Coordenação entre elos fusíveis
O dimensionamento de elos fusíveis em circuitos primários de distribuição é feito
através de alguns critérios que devem ser seguidos, o critério de corrente e
seletividade.
A corrente nominal do elo protegido, ou seja, o elo mais próximo da fonte deverá
ser igual ou maior do que 1,5 vezes a corrente máxima da carga no ponto de instalação
da chave.
𝐼𝑛𝑒𝑓 ≥ 1,5 𝑥 𝐼 𝑚á𝑥. [14]
Onde:
Inef : corrente nominal do elo fusível
I máx.: Corrente máxima do alimentador
Os demais elos serão considerados protetores, pois estarão instalados a jusante
do ponto onde foi instalado o elo protegido e quando seu número não ultrapassar dois
elos em cascata, deverão possuir capacidade nominal não superior a 1,5 vezes o valor
máximo da carga naquele ponto.(GUIGER)
A corrente nominal de corrente deve ser no máximo ¼ da corrente de curto
circuito fase terra mínimo, no fim do trecho que será protegido por ele. Devendo existir
coordenação entre o elo protegido e o elo protetor, para o valor da corrente de curto
circuito, fase terra mínima no ponto de instalação do elo protetor.
𝐼𝑛𝑒𝑓 ≤ 0,25 𝑥 𝐼 𝑓𝑡 𝑚𝑖𝑛. [15]
Onde:
Inef : corrente nominal do elo fusível
I ft min.: Corrente fase terra mínimo
Quando existe três ou mais elos fusíveis, em cascata deve ser levado somente
em consideração, a seletividade entre os dois primeiros, pois a coordenação entre eles
36
se torna impraticável. Podendo ser evitado os elos do tipo H, pois esses tem uma
aplicação mais especifica para proteção de transformadores, ficando somente os elos
do tipo K e T. (João F. Mamade, 2011).
Algumas tabelas fornecidas pelos fabricantes demostram os níveis de
coordenação admitida, entre os elos fusíveis.
Quadro 1: Coordenação entre elos tipo K
Fonte: GUIGER
Quadro 2: Coordenação entre elos tipo H e K
Fonte: GUIGER
37
Quadro 3: Coordenação entre elos tipo T
Fonte: GUIGER
Quadro 4: Coordenação entre elos tipo H e T
Fonte: GUIGER
Outra forma de obter os limites de coordenação entre os elos fusíveis é através
das curvas tempo x corrente, e para isso se utiliza o critério de que o tempo de
interrupção do elo protetor não ultrapasse 75% do mínimo tempo de fusão do elo
protegido. (João F. Mamade, 2011).
38
𝑇𝑚á𝑥 ≤ 0,75 𝑥 𝑇𝑚𝑖𝑛𝑓𝑎 [16]
Onde:
Tmáxfd = Tempo máximo de atuação do elo-fusível protetor;
Tminfa = Tempo mínimo de atuação do elo fusível.
4.3 Coordenação entre elos e relés
A seletividade estará garantida, para todo o trecho onde é protegido por elos-
fusíveis, quando as curvas de tempo dos relés de neutro e fase estiverem, no seu ponto
mais critico, no mínimo 0,2 segundos atrasadas com relação ao tempo de interrupção
total do elo, para as correntes de curto-circuito de terra e fase.
A unidade de sobrecorrente de fase não deve atuar para correntes de
magnetização dos transformadores de distribuição e dos transformadores particulares.
A corrente de magnetização dos transformadores ficam entre 6 à 8 vezes a corrente
nominal dos transformadores pode ser determinada através da equação: (João F.
Mamade, 2011).
𝐼𝑚𝑡𝑟 > 8 𝑥 ∑ 𝐼𝑛𝑡 [17]
Onde:
Imtr: Corrente máxima ajustada para a magnetização dos transformadores
Int: Corrente nominal dos transformadores
4.4 Coordenação entre elos e religadores
4.4.1 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da carga.
39
Quando a proteção do nosso circuito do lado da carga é realizada por religador e
elo fusível é preciso fazer um estudo das correntes de disparo da fase em relação a
corrente da carga máxima multiplicadas por 1um fator de crescimento k.
Existirá coordenação quando, o tempo de fusão mínimo do elo fusível for maior
do que o tempo de abertura do religador na curva rápida multiplicada por um fator k.
Onde no fator k é considerado o aumento de temperatura do elo fusível durante os
intervalos de tempos de abertura rápida do religador. Então para todos os curto
circuitos possíveis nesse trecho que é protegido pelo elo fusível, aplica-se:
𝑡 𝐹𝑈𝑆. > 𝐾 𝑥 𝑡 𝐴𝑏𝑒𝑟𝑡. 𝑜𝑝. 𝑅á𝑝𝑖𝑑𝑎 [18]
Onde:
K = 1,2 – Na primeira atuação do religador.
K = 1,5 – Na segunda operação do religador.
Outro ponto importante que deve ser considerado é o tempo máximo de
interrupção do elo fusível deve ser menor que o tempo mínimo de atuação do religador
na curva retardada, também para todos os valores de curto circuito no trecho protegido
pelo elo fusível.
𝑡 𝐼𝑛𝑡. < 𝑡 𝐴𝑏𝑒𝑟𝑡. 𝑂𝑝. 𝑅á𝑝𝑖𝑑𝑎 [19]
A coordenação fica assegurada se aplicado essas duas especificações, onde na
primeira é estabelecido o limite máximo de corrente, e na segunda é estabelecido o
limite mínimo de corrente para a coordenação.
40
Figura 8: Coordenação entre elos fusíveis e religadores
Fonte: (PEREIRA)
4.4.2 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da fonte
Essa coordenação se da pelo fato de que geralmente a saída de subestações é
feita através de religadores, e a proteção primaria dos transformadores de força na
distribuição é feita através de elo fusível. Então deve-se aplicar o seguinte método para
estudar esta coordenação.
41
O tempo de abertura por atuação do religador, em uma curva retardada,
multiplicado por o fator k, para curtos trifásicos no ponto de instalação do transformador,
deve ser menor que o tempo mínimo de fusão do elo fusível.
𝑡 𝐹𝑢𝑠. > 𝐾 𝑥 𝑡 𝐴𝑏𝑒𝑟𝑡. 𝑂𝑝. 𝑅𝑒𝑡. [20]
Onde:
K = 1,8 – Na primeira atuação do religador.
K = 2,0 – Na segunda operação do religador.
Assim é garantida a coordenação entre os religadores e os elos fusíveis do lado
da fonte.
Figura 9: Coordenação entre religador e elos fusíveis do lado da fonte
Fonte: (PEREIRA)
42
4.5 Coordenação entre relés e religadores
Nos estudos feitos para a coordenação dos relés em relação aos religadores, se
da pelo fato de que tem relés fazendo a proteção de barramentos de onde derivam
vários alimentadores protegidos pelos religadores. E até mesmo onde existam relés
fazendo a proteção, dessas saídas de alimentadores e religadores à jusante dos
mesmos.
Para isso acontecer devemos fazer a seguinte analogia. Primeiro o tempo da
curva de atuação do religador deve estar abaixo de 0,2 segundos abaixo da curva de
atuação do rele a montante do mesmo.
𝑡 𝐴𝑡𝑢𝑎ç𝑎𝑜, 𝑅𝑒𝑙é > 𝑡 𝐷𝑖𝑠𝑝. 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑟𝑑. 𝑅𝑒𝑙𝑖𝑔 + 0,2𝑠 [21]
No coordenograma da figura 10 são demonstradas as curvas do rele A e B,
coordenando com a curva 5 do relé.
Figura 10: Coordenação entre relé e religador
Fonte: (PEREIRA)
43
Segundo critério que deve ser seguido,é o critério que se utiliza os tempos de
rearme por avanços do relé durante as atuações do religador, ou seja, a soma em por
cento dos avanços do relé, menos os tempos de rearme, deve ser menor que 80%.
Esse critério é aplicado somente quando temos um tempo de rearme dos relés
significativo, como no caso de relés eletro mecânicos, que são muito pouco usados
atualmente.
Nesse somatório deve ser observado, que quando uma parcela do tempo de
avanço diminuído o tempo de rearme, em percentual for menor que zero, deve ser
considerado o valor de zero apenas, pois o rearme do relé não deve ser superior ao
avanço.
Figura 11: Tempos de religamento
Fonte: (PEREIRA)
4.6 Coordenação entre religadores e religadores
Na coordenação entre religadores a montante e a jusante é utilizado critérios de
análise do tempo de religação do mesmo. Onde o tempo de atuação do religador
retaguarda não deve ser menor que o tempo de atuação do religador a jusante, para
qualquer valor de corrente de atuação devido a um curto circuito. Esse tempo de
atuação das curvas retardadas deve ser maior que 0,2 segundos. (PEREIRA, 2007)
44
𝑡 𝐷𝑖𝑠𝑝. 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑟𝑑. 𝑅𝑒𝑙𝑖𝑔 𝑛𝑎 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑔. > 𝑡 𝐷𝑖𝑠𝑝. 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑟𝑑𝑎𝑑. 𝑅𝑒𝑙𝑖𝑔. 𝑛𝑎 𝐹𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 + 0,2𝑠 [22]
Já nas curva rápidas de atuação de ambos, se torna muito complexo a
coordenação de ambas, pois o intervalo de tempo entre elas é muito baixo, isso quando
ainda existe. Com isso é admitido que os dois atuem simultaneamente, nas operações
de curvas rápidas.
Podendo então fazer alguns ainda alguns ajustes com relação a coordenação
dos mesmos. Caso a corrente de disparo dos religadores for igual para curvas
retardadas, deve-se utilizar sequencias de operação diferente, ou curvas retardadas
diferentes para sequencia de operação igual.
Figura 12: Coordenaçao entre religador e religador
Fonte: (PEREIRA)
45
5 ESTUDO DE AJUSTE E SELETIVIDADE NECESSÁRIA PARA A PROTEÇÃO DO
SISTEMA - ESTUDO DE CASO
5.1 Filosofia de proteção
Selecionar, coordenar, ajustar e implementar técnicas de proteção, nos
equipamentos que fazem a proteção do sistema de distribuição elétrica. De forma a
trabalharem entre si da melhor forma possível, e eliminando as paradas desnecessárias
do sistema, isolando o mais rápido possível do restante do sistema, possíveis impactos
ocasionados por defeitos pontuais.
Proteção da distribuição é uma área da engenharia elétrica que se caracteriza
pela dificuldade de se obter informações pela falta de literatura brasileira, sendo muitas
vezes de caráter acadêmico. Para elaborar um projeto de proteção é necessário
experiência, bom senso e um conhecer profundo dos diversos equipamentos de
proteção.
5.2 Análise de coordenação dos dispositivos instalados
O sistema de distribuição da empresa em si é composto por alimentadores que
servem para distribuir a energia elétrica para toda a área de atuação da permissionária.
Sendo que destes 5 estão conectados diretamente no barramento de uma subestação
rebaixadora 69/23 kV.
O sistema de proteção da subestação é responsável pela coordenação e
seletividade de todos os dispositivos de seccionamento que ficam a jusante de dois
transformadores 10/12,5 MVA. A classe de tensão do alimentador a ser estudado aqui,
tem classe de tensão de 23 kV.
A figura a seguir demonstra em um esquema unifilar da SE 69 kV Cooperluz, de
onde se originara o alimentador que será analisado.
46
47
O sistema de proteção implantado atualmente no alimentador que está sendo
estudado é composto por um religador na saída do barramento de 23 kV da SE
Cooperluz, e outo um religador que fara a proteção a jusante da mesma.
A localização deste sistema elétrico fica no noroeste do Rio Grande do Sul,
abrangendo um total de 15 municípios que possuem áreas atendidas pela
permissionária, e um total de 15 mil consumidores.
5.2.1 Valores de Curto-Circuito no Ponto de Entrega (Dados fornecidos pela
Concessionária)
Icc3F= 8933,1 A
Icc2F= 9934,2 A
Icc1F= 9839,3 A
IccFTmin= 7736,3 A
5.3 Calculo das variáveis em p.u.
SB=100MVA
Vb1= 69 kV
Vb2= 23 kV
𝑍𝑏1 =(𝑉𝑏2)2
𝑆𝑏=
(69𝑘)2
100𝑀= 47,1Ω
𝑍𝑏2 =(𝑉𝑏2)2
𝑆𝑏=
(23 𝑘)2
100𝑀= 5,29 Ω
48
𝐼𝑏1 =𝑆𝑏
√3 ∗ 𝑉𝑏2
=100𝑀
√3 ∗ 69𝑘= 836,74 𝐴
𝐼𝑏2 =𝑆𝑏
√3 ∗ 𝑉𝑏2
=100𝑀
√3 ∗ 23𝑘= 2,51 𝑘𝐴
5.3.1 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero.
𝑍1𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 = 𝑍0𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 =9,8%
100∗
100𝑀
12,5𝑀∗ (
69𝑘
69𝑘)
2
= 𝑗 0,784 𝑝𝑢
A impedância do ponto de entrega será calculada da seguinte forma:
Z1 sist. =𝐼𝐵1
𝐼𝑐𝑐3ø=
836,74
8933,1 = j 0,094 pu
Z1 traf. =9,8%
100𝑥
100 𝑀
12,5𝑀 𝑥
23,1
23,1= j 0,784 pu
Z2 traf. =9,8%
100𝑥
100 𝑀
12,5𝑀 𝑥
23,1
23,1= j 0,784 pu
𝑅𝐹 = 3 𝑥 13,3
5,34= 7,488 𝑝𝑢
Após isso é calculado a impedância Z1 Total no ponto A, localizado junto das
buchas dos transformadores instalados na subestação:
Z1 (A) = 𝑍1 𝑠𝑖𝑠𝑡. + 𝑍1 𝑡𝑟𝑎𝑓. = j 0,094 + j 0,784 = j 0,878 pu
Z0 (B) = 𝑍0 𝑡𝑟𝑎𝑓. = j 0,784 pu
49
5.3.2 Cálculo de Curto Circuito ponto de entrega:
Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica.
Icc3ø (B) =1
𝑍1 (𝐴)=
1
𝑗 0,878= − j 1,1389 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 952,96 𝐴
Corrente de curto-circuito bifásico, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐2𝐹 =√3
2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = −𝑗 0,9863 pu
𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 825,27 𝐴
Corrente de curto-circuito monofásico, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐1𝐹 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= −𝑗 0,9252 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 774,15 𝐴
Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente Simétrica.
𝐼𝑐𝑐𝐹𝑇𝑚𝑖𝑛 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑅𝐹= 0,0798 − j 0,00706 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 66,77 𝐴
50
5.3.3 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no Secundário do Transformador, no
ponto A:
Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica.
Icc3ø (B) =1
𝑍1 (𝐴)=
1
𝑗 0,878= − j 1,1389 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 2846,51 𝐴
Corrente Assimétrica
)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −90°
= 2
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = − 𝑗 2,278 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 5,69 kA
Corrente de curto-circuito bifásico, corrente Simétrica.
𝐼𝑐𝑐2𝐹 =√3
2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = − 𝑗 0,9863 pu
𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 2465,11 𝐴
Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐1𝐹 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= − 𝑗 0,9252 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 2312,39 𝐴
51
Corrente Assimétrica
)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −90°
= 2
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = − 𝑗 1,8504 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 4,62 kA
Corrente de curto-circuito monofásico-terra mínimo, corrente Simétrica
𝐼𝑐𝑐𝐹𝑇𝑚𝑖𝑛 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑅𝐹= 0,0798 − j 0,00706 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 199,45 𝐴
5.3.4 Cálculo das Impedâncias de sequências positiva, negativa e zero, ponto B,
localizado a 27 Km do ponto A, trecho equipado com cabo 336,4,
Z1 (AB) =𝑍1𝐴
𝑍𝐵2 =
(0,1918 + 𝐽0,40584)𝑥27
5,34 = 0,9615 + j 2,052 pu
Z0 (AB) =𝑍0𝐴
𝑍𝐵2 =
(0,36793 + 𝐽1,85333)𝑥 27
5,34 = 1,8603 + j 9,3707 pu
Z1 (B) = 𝑍1 𝑠𝑖𝑠𝑡. + 𝑍1 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍1(𝐴𝐵) = 0,96161 + j 2,9299 pu
Z0 (B) = 𝑍0 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍0(𝐴𝐵) = 1,8617 + j 10,154 pu
52
5.3.5 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto B:
Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica.
Icc3ø (B) =1
𝑍1 (𝐴)=
1
3,0837 ∟ 71,83°= 0,10115 − j 0,30802 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 810,50 𝐴
Corrente Assimétrica
)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −71,82°
= 1,37
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,13925 − j 0,42402 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 1,115 kA
Corrente de curto-circuito bifásico, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐2𝐹 =√3
2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,087579 − 𝑗 0,26669 pu
𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 701,73 𝐴
Corrente de curto-circuito monofásico, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐1𝐹 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= 0,02363 − j 0, 10948 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 280,08 𝐴
53
Corrente Assimétrica
)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −77,82°
= 1,52
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 0,036015 − 𝑗 0,16686 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 426,60 A
Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐𝐹𝑇𝑚𝑖𝑛 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑅𝐹= 0,047965 − j 0,035208 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 148,79 𝐴
5.3.6 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero, no ponto C,
localizado a 15 Km do ponto B, trecho equipado com cabo 2CAA .
Z1 (BC) =𝑍1𝐴
𝑍𝐵2 =
(0,96271 + 𝐽 0,46861)𝑥15
5,34 = 2,7042 + j 1,3163 pu
Z0 (BC) =𝑍0𝐴
𝑍𝐵2 =
(2,14046 + 𝐽 1,91810)𝑥 15
5,34 = 6,0125 + j 5,3879 pu
Z1 (C) = 𝑍1 𝑠𝑖𝑠𝑡. + 𝑍1 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍1(𝐴𝐵) + 𝑍1(𝐵𝐶) = 3,6599 + j 4,2385 pu
Z0 (C) = 𝑍0 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍0(𝐴𝐵) + 𝑍1(𝐵𝐶) = 7,8745 + 𝑗 15,542 pu
54
5.3.7 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto C:
Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica.
Icc3ø (C) =1
𝑍1 (𝐶)=
1
3,0837 ∟ 71,83°= 0,11653 − j 0, 13495 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 445,54 𝐴
Corrente Assimétrica
)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −49,19°
= 1,08
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,12587 − j 0,14578 pu
𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 481,28 A
Corrente de curto-circuito bifásico, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐2𝐹 =√3
2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,10091 − 𝑗 0,11686 pu
𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 385,89 𝐴
Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente simétrica.
𝐼𝑐𝑐1𝐹 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= 0,033007 − j 0,056575 pu
55
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 163,66 𝐴
Corrente Assimétrica
)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −59,74°
Λ = 1,18
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 0,039054 − j 0,06694 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 193,7 A
Corrente de curto-circuito monofásico-terra mínima, corrente Simétrica.
𝐼𝑐𝑐𝐹𝑇𝑚𝑖𝑛 =3
2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑅𝐹= 0,03473 − j 0,022718 pu
𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 103,70 𝐴
5.4 Cálculo do Ajuste para o Relé de Sobrecorrente:
No calculo da corrente nominal, foi considerado a potencia total do
transformador.
12,5𝑀𝑉𝐴
√3 𝑥 23𝑘𝑉= 313,78 𝐴
56
Tabela 5: Níveis de curto circuito simétricos
Local CC Trifásico CC Bifásico CC Monofásico CC Monof.
mín.
Ponto de entrega
(Fonte ONS) 8933,1 9934,2 9839,3 7736,3
Ponto A 2846,51 2465,11 2312,39 199,45
Ponto B 810,50 701,73 280,08 148,79
Ponto C 445,54 385,89 163,66 103,70
Fonte: Próprio Autor
Tabela 6: Níveis de curto circuito assimétricos
Local CC Trifásico
Assimétrico
CC Monofásico
Assimétrico
Ponto A 5,69 KA 4,62 KA
Ponto B 1,115 kA 426,60 A
Ponto C 481,28 A 193,7 A
Fonte: Próprio Autor
5.4.1 Definição do transformador de Corrente:
Na definição dos transformadores de corrente utilizamos a seguinte premissa, de
que a corrente nominal do circuito multiplicada pelo fator de crescimento k, não deve
superar a capacidade de corrente do equipamento, causando a saturação do mesmo. A
máxima corrente de curto circuito naquele ponto não deve ultrapassar o fator térmico
dos transformadores de proteção em mais de 20%, estabelecido em norma. Nos
cálculos foi considerado K = 1.
57
𝐼𝑁, 𝑃 ≥ 1 𝑥 313,78 = 313,78 𝐴
e
𝐼𝑁, 𝑃 ≥9934,2 𝐴
20= 496,71 𝐴
Definido TC de 500/5 ou RTC = 100
5.4.2 Função 51N (Temporizada de Neutro)
A curva temporizada de neutro deve ser maior do que 10% da corrente de carga
do circuito em função de erros existentes nos transformadores de corrente. Tem a
corrente mínima de atuação ajustada para um valor menor que a corrente de curto-
circuito fase-terra mínimo dentro da sua zona de proteção. E a curva adotada para
operação é IEC, normalmente inversa, com tempo de 0.4s.
0.1 ∗ Icarga_maxima
RTC ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤
Icc1∅_minimo(Final do trecho)
RTC
0,1 𝑥 313,78
100 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤
103,70
100
0,314 𝐴 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 1,037𝐴
Definido Imin, N = 0,35 A
ts =0.14
I0.02 − 1∗ Dt
Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)
0.14
58
Dt =0.4 ∗ (
470035
0.02
− 1)
0.14= 0.29
5.4.3 Função 51F (Temporizada de Fase)
Este ajuste varia entre a corrente de carga máxima e a menor corrente de curto
circuito no trecho protegido. Comumente usado próximo a corrente máxima da carga
com uma curva de atuação IEC NI, e tempo inicial de 0,5s. Assim atendendo os limites
térmicos de todos os equipamentos instalados no alimentador.
K ∗ Icarga_maxima
RTC ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤
K ∗ Icc1∅(Final do trecho)
RTC
1 𝑥313,78
100 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤
385,89
100
3,13 𝐴 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 3,86 𝐴
Definido Imin, F = 3,5 A
ts =0.14
I0.02 − 1∗ Dt
Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)
0.14
Dt =0.5 ∗ (
5700350
0.02
− 1)
0.14= 0.20
5.4.4 Função 50 N (Instantânea de Neutro)
Neste ajuste deve ser considerado o nível de curto circuito monofásico próximo
do equipamento de proteção que fica a jusante do mesmo e a corrente de desiquilíbrio,
59
ajustada para 20 % da nominal, e multiplicada por 8, para não ser sensível a correntes
de magnetização dos transformadores.
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥8 𝑥 (0,2 𝑥 𝐼𝑛)
𝑅𝑇𝐶
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥8 𝑥 (0,2 𝑥 313,78)
100
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 5,02 𝐴
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐1∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)
100
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥4,62 𝐾𝐴
100
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 46,2
Definido Iinst, N = 47 A
5.4.5 Função 50 N (Instantânea de Fase)
Neste parâmetro deve-se levar em consideração a corrente de magnetização,
respeitando o número de transformadores ao longo do alimentador, ou seja, não deverá
ser sensível às correntes de energização do circuito. Entretanto, poderão ser ajustadas
para atuar para curtos-circuitos assimétricos bifásicos e trifásicos próximo do primeiro
equipamento de proteção à jusante.
𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥8 𝑥 313,78
100
𝐼𝑖𝑛𝑡, 𝐹 ≥ 25,10 𝐴
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐3∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)
100
60
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥5,69 𝐾𝐴
100
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 56,9
Definido Iinst, F = 57 A
5.5 Cálculo do ajuste para parametrização do religador
5.5.1 Função 51F (Temporizada de Fase)
O ajuste deste parâmetro fica ajustado próximo ao valor da corrente de carga
máxima e utilizando a curva de atuação IEC NI, normalmente inversa. Aqui também e
feito definição dos valores de corrente, tempo e dial de tempo para parametrização
deste religador, a fim de coordenar com o seu equipamento protetor.
𝐾 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 𝐼𝑐𝑐2Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)
313,78 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 385,89
Definido Imin, F = 320 A
Considerando a curva de ajuste do religador protegido é necessário definir o
tempo que a curva deste religador atinge o valor máximo de C-C do religador protetor
para neste ponto manter o ∆t mínimo de 0.3s e assim satisfazer a coordenação.
ts =0.14
I0.02 − 1∗ Dt
ts =0.14
2520350
0.02
− 1
∗ 0.20 = 0.69 s
61
O dial de curva do religador é definido fazendo a subtração do tempo do ciclo de
trabalho do religador protegido.
Ts_religador_protetor =0.69 – 0.30 = 0.39 s
Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)
0.14
Dt =0.39 ∗ (
2520320
0.02
− 1)
0.14= 0.12
5.5.2 Função 50F (Instantâneo de Fase)
Para a definição do parâmetro referente a função 50F deve-se levar em
consideração a corrente de magnetização, não devendo ser sensível às correntes de
energização do circuito, assim definimos um fator multiplicativo de 8 vezes a sua
corrente nominal. Podendo ser ajustadas para atuar para curtos-circuitos bifásicos e
trifásicos assimétricos próximos do primeiro equipamento de proteção à jusante do
mesmo.
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐3∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 1,115 𝑘𝐴
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 8 𝑥 313,78
𝐼𝑖𝑛𝑡, 𝐹 ≥ 2510,24 𝐴
Definido Iinst, F = 2,520 kA
62
5.5.3 Função 51N (Temporizada de Neutro)
O ajuste da curva temporizada de neutro tem a sua corrente mínima de atuação
ajustada para um valor menor que a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo dentro
da sua zona de proteção. E deverá ser maior do que 10% da corrente de carga do
circuito devido a erros admissíveis nos transformadores de corrente.
0.1 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 𝐼𝑐𝑐1Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)
0.1 ∗ 313,78 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66
31,37 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66
Definido Imin, N = 32 A
Definindo o tempo de atuação do religador protegido para o maior nível de C-C
no ponto de instalação do religador protetor.
ts =0.14
I0.02 − 1∗ Dt
ts =0.14
43035
0.02
− 1
∗ 0.29 = 0.78 s
Para obter o dial de curva do religador protetor e necessário fazer a subtração do
tempo do ciclo de trabalho do religador protegido.
Ts_religador_protetor = 0.78 – 0.30 = 0.48 s
Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)
0.14
Dt =0.48 ∗ (
43032
0.02
− 1)
0.14= 0.18
63
Este dial de tempo é o valor máximo a ser utilizado na curva de atuação de relé
de neutro do religador protetor para garantir o tempo mínimo de coordenação de 0.3 s
no ponto critico das curvas.
5.5.4 Função 51N (Instantânea de Neutro)
Para a definição do parâmetro referente a esta função leva-se em consideração
o ajuste para atuar para curtos-circuitos monofásicos assimétricos próximos do primeiro
equipamento de proteção a jusante
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐1∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 426,60 A
Definido Iinst, N = 430 A
5.6 Cálculo do ajuste para parametrização do religador 2
A corrente nominal que fica a jusante do ponto de instalação do religador no
Alimentador é definida através da sua carga instalada. Nos cálculos adotou-se o valor
máximo admissível para o alimentador a partir do ponto de instalação do religador , com
uma carga de 5 MVA. E fator de crescimento k, igual a 1.
5𝑀𝑉𝐴
√3 𝑥 23𝑘𝑉= 125,51 𝐴
5.6.1 Função 51F (Temporizada de Fase)
Neste ponto o valor de corrente para atuação fica definindo próximo ao valor da
corrente de carga máxima e utilizando a curva de atuação da IEC NI, normalmente
inversa.
64
𝐾 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 𝐼𝑐𝑐2Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)
125,51 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 385,89
Definido Imin, F = 130 A
Considerando a curva de ajuste do religador protegido é necessário definir o
tempo que a curva deste religador atinge o valor máximo de C-C do religador protetor
para neste ponto manter o ∆t mínimo de 0.3s e assim satisfazer a coordenação.
ts =0.14
I0.02 − 1∗ Dt
ts =0.14
1010320
0.02
− 1
∗ 0.12 = 0.72 s
O dial de curva do religador é definido fazendo a subtração do tempo do ciclo de
trabalho do religador protegido.
Ts_religador_protetor =0.72 – 0.30 = 0.42 s
Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)
0.14
Dt =0.42 ∗ (
1010130
0.02
− 1)
0.14= 0.12
5.6.2 Função 50F (Instantânea de Fase)
Para a definição do parâmetro deve-se considerar a corrente de magnetização,
em função do número de transformadores ao longo do alimentador, ou seja, não deverá
65
ser sensível às correntes de energização do circuito. Podendo ser ajustadas para atuar
para curtos-circuitos bifásicos e trifásicos assimetricos próximos do primeiro
equipamento de proteção a jusante.
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐3∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 481,28 A
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 8 𝑥 125,51
𝐼𝑖𝑛𝑡, 𝐹 ≥ 1004 𝐴
Definido Iinst, F = 1,010 kA
5.6.3 Função 51N (Temporizada de Neutro)
O ajuste da curva temporizada de neutro tem a sua corrente mínima de atuação
ajustada para um valor menor que a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo dentro
da sua zona de proteção. E deverá ser maior do que 10% da corrente de carga do
circuito devido a erros admissíveis nos transformadores de corrente.
0.1 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 𝐼𝑐𝑐1Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)
0.1 ∗ 125,51 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66
31,37 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66
Definido Imin, N = 12,55 A
Definindo o tempo de atuação do religador protegido para o maior nível de C-C
no ponto de instalação do religador protetor.
66
ts =0.14
I0.02 − 1∗ Dt
ts =0.14
19432
0.02
− 1
∗ 0.18 = 0.68 s
Para obter o dial de curva do religador protetor e necessário fazer a subtração do
tempo do ciclo de trabalho do religador protegido.
Ts_religador_protetor = 0.68 – 0.30 = 0.38 s
Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)
0.14
Dt =0.38 ∗ (
19412,55
0.02
− 1)
0.14= 0.15
5.6.4 Função 51N (Instantâneo)
Para a definição do parâmetro referente a esta função leva-se em consideração
o ajuste para atuar para curtos-circuitos monofásicos assimetricos próximos do primeiro
equipamento de proteção a jusante
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐1∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒
𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 193,7 A
Definido Iinst, N = 193,7 A
67
5.7 Avaliação da continuidade do serviço
A demonstração da coordenação dos equipamentos que fazem a proteção de
fase e neutro fica evidente através das curvas geradas a partir dos cálculos anteriores,
ao analisar o traçado das curvas da figura 13 e da figura 14, concluímos que o
acionamento coordenado dos equipamentos é satisfatório. Além de ocorrer diferença
significativa na corrente de pick-up dos religadores, característica esta que facilita a
coordenação, a diferença mínima de 0.3 s das curvas de atuação lenta tanto de fase
como de neutro é garantida para todos os equipamentos.
Figura 13: Coordenação entre relé e religador
Fonte: Próprio autor
Os valores de curto circuito máximo e mínimo que possam vir a ocorrer nas
zonas de proteção dos religadores, em caso de falha no equipamento protetor, são
garantidos através dos equipamentos retaguarda.
68
Figura 14: Coordenação entre religador e religador
Fonte: Próprio autor
A figura 15 ilustra a coordenação do relé de proteção dos transformadores da SE
– Cooperluz e o religador protetor instalado no ponto A. Todas as definições de
coordenação citadas acima também são contempladas para este caso. Os níveis de
curto circuito máximo e mínimo estão dentro da faixa de proteção dos dois religadores,
garantido a proteção caso venha a falhar o equipamento protetor. Assim como a
diferença de tempo mínima para o ponto critico tanto na curva de neutro ou de fase e
garantido.
69
Figura 15: Ajuste de tempo para coordenação de fase
Fonte: Próprio Autor
Assim como a diferença de tempo mínima para o ponto critico tanto na curva de
neutro ou de fase e garantido.
Figura 16: Ajuste de tempo para coordenação de neutro
Fonte: Próprio autor
∆t = 0,30 s
∆t = 0,30 s
70
Na figura 17 está ilustrada a coordenação do religador instalado na saída do
barramento 23 KV da SE – Cooperluz e o religador protetor instalado no ponto B. Todas
as definições de coordenação citadas acima também são contempladas para este caso.
Figura 17: Ajuste de tempo para coordenação de fase
Fonte: Próprio autor
Todas as definições de coordenação citadas acima também são contempladas
para este caso.
∆t = 0,30 s
71
Figura 18: Ajuste de tempo para coordenação de neutro
Fonte: Próprio Autor
∆t = 0,30 s
72
6 CONCLUSÃO
Para que um sistema de proteção seja eficaz é necessário atender alguns
princípios como ser veloz, seletivo e coordenado. Deve contemplar os requisitos de
segurança e sensibilidade e o mais importante ele deve ser confiável. Requisitos estes
que foram abordados durante o decorrer deste trabalho, e levados em consideração no
momento da escolha do tipo de proteção para atender a todas as necessidades do
alimentador em questão.
Como a qualidade do serviço que é prestado, esta diretamente relacionada à
continuidade e esta depende do sistema de proteção. Então se entende que a
efetividade do sistema de proteção das redes de distribuição influencia diretamente nos
indicadores que medem a continuidade do serviço, sejam eles indicadores individuais,
como o DIC e FIC, ou indicadores coletivos como o DEC e o FEC.
Os indicadores de continuidade têm por finalidade assegurar que os
consumidores não sejam prejudicados pelas faltas, sejam elas temporárias ou de longa
duração, que venham a ocorrer nos sistemas de distribuição. E também garantir a
segurança de todas as pessoas envolvidas nos processos.
Esses índices tem um limite de percentual, para que a empresas cumpram e se
enquadrem dentro de um patamar justo para os consumidores e para as mesmas.
Portanto caso não ocorra o cumprimento dessas metas as concessionarias são
obrigadas a pagar multas que compensem a oneração do tempo que os consumidores
ficam sem energia.
Com os resultados apresentados comprova-se a eficácia dos ajustes propostos
para o desenvolvimento do sistema de proteção seletivo, onde os equipamentos que
devem atuar como protetor do dispositivo a montante, cumpram suas funções de
abertura da rede. Limitando assim, o percentual do sistema que será afetado por
problemas pontuais de uma determinada região do alimentador.
73
Diante do exposto, fica evidente a importância do sistema de proteção na rede
de distribuição de energia elétrica, e a necessidade das concessionárias de distribuição,
realizarem estudos e projetos com a finalidade de manter e aperfeiçoar o sistema, para
que o mesmo sempre esteja em condições de operar de forma eficaz.
6.1 Trabalhos futuros.
Continuar os estudos de proteção para abranger todos os alimentadores, e
estender os ajustes para englobar a parametrização dos equipamentos de proteção dos
ramais de derivação de todo sistema que compreende as redes da permissionária.
Realizar estudos para elaboração de planos de redução dos índices de
qualidade do serviço e do produto que envolvam outras técnicas que influenciam da
mesma forma dos equipamentos de proteção.
74
REFERÊNCIAS
ANEEL. (2000). Resoluçao número 24, de Janeiro de 2000.
ANEEL. (2016). PRODIST - Módulo 8.
Caminha, A. C. (1977). Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos. São Paulo: Edgard
Blucher.
Guiguer, S. (1998). Proteção de Sistemas de Distribuição. Porto Alegre: SAGRA.
João F. Mamade, D. R. (2011). Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. Rio de Janeiro: LTC.
Kindermann, G. (1997). Curto-circuito. Porto Alegre: Sagra.
Mamede, J. F. (2013). Manual de Equipamentos Elétricos. Rio de Janeiro: LTC.
Nelson Kagan, C. C. (2010). Introduçao aos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica. São
Paulo: Edgard Blucher.
PEREIRA, D. R. (2007). Um Sistema de Software para Execução de Estudos de Coordenação e
Seletividade em Sistemas de Distribuição. Itajuba.
William D. Stevenson, J. (1986). Elementos de Análise de Sistemas de Potência. São Paulo:
McGraw-Hill.
Zanetta, L. C. (2006). Fundamentos de Sistemas Elétricos de Potencia. Sao Paulo: Livraria da
Física.
Fortescue, C. L. (1918). Method of Symmetrical Coordinates Applied to the Solution of
Polyphase Networks. Atlantic City: