Proteção definitivo

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NOÇÕES DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO

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NOÇÕES DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO

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TREINAMENTO E DESENVOLVIMENTO COPEL

Evair dos Santos Duarte

NOÇÕES DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO

2ª Edição

CURITIBA

2012

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Companhia Paranaense de Energia - Copel

Rua Coronel Dulcídio, 800

80420-170 Curitiba - PR

Missão

Prover energia e soluções para o desenvolvimento com sustentabilidade.

Visão

Simplesmente a melhor da década.

Valores

Ética

Respeito às Pessoas

Dedicação

Transparência

Segurança

Responsabilidade

Inovação

Colaboradores

Engenheiro Marcos Koehler

Engenheiro André Luis Zeni

Engenheiro Rafael de Oliveira Ribeiro

Técnico Antônio Cesar Ibeiro da Silva

Técnico Luiz Marcelo Padilha.

Catalogação na fonte feita por

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PREFÁCIO

O objetivo desta apostila é apresentar de forma simples e objetiva como um estudo

de coordenação e proteção pode contribuir para a melhoria dos indicadores de qualidade do

sistema elétrico.

Apresenta-se inicialmente alguns conceitos fundamentais e suas implicações. Na

sequência elenca-se n tipos de equipamentos de proteção utilizados, ou em teste, na

Companhia, bem como os critérios para dimensioná-los. Por último apresenta-se um resumo

de como é elaborado um estudo de coordenação e proteção, uma vez definido qual será o

alimentador a ser estudado.

Ressalta-se que a elaboração desse módulo do curso OPTA teve a contribuição do

Grupo de Trabalho de Proteção, através da elaboração e consolidação do Manual de

Instruções Técnicas – MIT 162503.

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Sumário

1. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO .......................................................................................... 5

1.1. Proteção coordenada ............................................................................................. 5

1.2. Proteção seletiva .................................................................................................... 6

1.3. Proteção mista ....................................................................................................... 6

2. FINALIDADES DA PROTEÇÃO ..................................................................................... 7

3. REQUISITOS DA PROTEÇÃO ...................................................................................... 7

4. BENEFÍCIOS DA PROTEÇÃO ....................................................................................... 7

5. CONCEITOS BÁSICOS ................................................................................................. 8

6. TIPOS DE PROTEÇÃO ................................................................................................. 9

6.1. Elo fusível ............................................................................................................... 9

6.1.1 Critério para Dimensionamento de Elos Fusíveis ............................................. 12

6.1.2 Critério para Seletividade Elo Fusível x Elo Fusível .......................................... 12

6.1.3 Critério de Carga Fria (cold load) ...................................................................... 13

6.1.4 Capacidades das chaves fusíveis ..................................................................... 14

6.1.5 Dimensionamento para Transformadores de Distribuição ................................. 14

6.2. Chave tripsaver .................................................................................................... 15

6.3. Seccionalizador Eletrônico Autolink ...................................................................... 17

6.4. CHAVE SECCIONALIZADORA ............................................................................ 18

6.5. Religadores .......................................................................................................... 19

6.1.1 AJUSTE PARA CONFIGURAÇÃO NORMAL ................................................... 23

7. CRITÉRIOS DE COORDENAÇÃO/SELETIVIDADE .................................................... 28

7.1. Elo fusível x Elo fusível ......................................................................................... 29

7.2. Coordenação de elo fusível 34,5kv do trafo da SE x Religador 13,8kv ................. 29

7.3. Coordenação de religador x Religador ................................................................. 30

7.4. Coordenação de relé eletromecânico do geral x Religador ................................... 32

8. CONTINGÊNCIAS E DESLIGAMENTOS PROGRAMADOS ....................................... 32

9. ELABORAÇÃO DE ESTUDO DE PROTEÇÃO ............................................................ 33

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1. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO

Os equipamentos de proteção de um alimentador de distribuição devem estar

dimensionados segundo uma filosofia que atenda satisfatoriamente a qualidade e a

continuidade de fornecimento. A filosofia adequada é definida conforme a característica

predominante do alimentador, em função dos consumidores ou recursos operacionais que a

empresa dispõe.

Assim, podemos definir três filosofias básicas de proteção para o sistema:

1.1. Proteção coordenada

Esta filosofia tende a oferecer maior continuidade no fornecimento de energia

elétrica, tendo em vista que a maioria das faltas no sistema tem origem transitória.

Principais características:

Interrupções de curta duração (FMs), afetando um número maior de clientes;

Diminuição no número de interrupções duradouras no trecho protegido;

Baixo custo operacional do sistema;

Pode ser aplicada em alimentadores que possuam religadores devidamente

coordenados com os demais equipamentos de proteção existentes no

alimentador.

Exemplo: Pode-se adotar a filosofia de proteção coordenada para RAs utilizando

uma operação rápida e duas lentas, sendo que a operação rápida tem a função de

salvaguardar elos fusíveis à jusante em defeitos transitórios.

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1.2. Proteção seletiva

Com esta filosofia, o sistema tende a desligar o menor trecho com defeito,

independentemente de sua origem: transitória ou permanente.

Principais características:

Interrupções de longa duração, afetando um menor número de clientes;

Aumento no número de interrupções duradouras no trecho protegido;

Maior custo operacional.

Pode ser aplicada em alimentadores protegidos com religadores, operando

apenas pela curva lenta, devidamente seletiva com os demais equipamentos de

proteção existentes no alimentador.

Exemplo: Pode-se adotar a filosofia de proteção seletiva para religadores utilizando

somente operações lentas. Neste caso os elos fusíveis abrirão antes da primeira operação

do RA, não gerando uma FM no trecho protegido pelo religador à montante dos elos.

1.3. Proteção mista

Consiste na aplicação das duas filosofias apresentadas, levando em consideração as

características dos Clientes e dos recursos operacionais disponíveis para cada caso em

estudo.

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2. FINALIDADES DA PROTEÇÃO

1ª Isolar a menor parte possível do sistema no caso de alguma falta, ou isolar o

curto-circuito tão próximo quanto possível de sua origem.

2ª Efetuar o isolamento do curto-circuito no menor tempo possível afim de reduzir os

danos aos condutores e equipamentos.

3. REQUISITOS DA PROTEÇÃO

Seletividade - A proteção deve somente isolar a parte do sistema atingida pelo defeito,

mantendo a continuidade do serviço das demais partes;

Rapidez - As sobre-correntes geradas pelos curtos-circuitos ou sobre-cargas devem ser

extintas no menor tempo possível, reduzindo a probabilidade de propagação dos defeitos;

Sensibilidade - A proteção deve ser suficientemente sensível a defeitos que possam

ocorrer durante a operação do sistema. Por Sensibilidade entende-se como o menor valor

da grandeza (corrente de curto-circuito) capaz de ativar o dispositivo de proteção;

Segurança - O sistema de proteção não deve realizar uma falsa operação sob condições

normais de operação, ou falhar no caso de faltas no sistema;

Economia - O sistema de proteção deve ter sua implantação viável economicamente,

evitando-se um número excessivo de dispositivos de proteção em série.

4. BENEFÍCIOS DA PROTEÇÃO

Menores danos aos materiais (condutores) e equipamentos (transformadores);

Menores custos de manutenção (combustível, transporte, mão-de-obra etc);

Redução do número de desligamentos;

Maior segurança;

Melhoria da imagem da empresa junto aos consumidores;

Redução no tempo das interrupções;

Aumento do faturamento;

Facilidade na busca e pesquisa de defeito;

Menor queima de elos fusíveis em cascata.

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5. CONCEITOS BÁSICOS

Zona de proteção

Corresponde ao trecho protegido pelo equipamento de proteção, incluindo sempre que

possível os trechos a serem adicionados quando em condições de manobras consideradas

usuais.

Proteção principal

Corresponde ao primeiro equipamento de proteção, à montante do defeito.

Proteção de retaguarda

Corresponde ao equipamento de proteção, à montante do equipamento de proteção

principal, responsável para desligar o trecho com defeito, em caso de omissão ou falha do

equipamento de proteção principal, garantindo a sobreposição das proteções.

Resistência de falta (Rf)

Corresponde ao valor adotado nos estudos de proteção para cálculo das correntes de curto-

circuito fase-terra mínima.

A Resistência de falta recomendada nos estudos é de 3.Rf = 40 Ohms. A critério do

elaborador de estudos de proteção e de conhecimento dos valores de resistência de falta

para curtos-circuitos que envolvam a terra, poderão ser utilizados valores maiores de

resistência de falta nos cálculos de correntes de curto-circuito.

Sensibilidade

É a capacidade que um equipamento de proteção tem em sensibilizar as funções de

proteção, tendo em vista uma situação operacional indesejada (curto-circuito, sobre-carga,

sobre-tensão etc) na zona de proteção atribuída a este equipamento.

Montante - Jusante

Termos que identificam a localização de um equipamento em relação a um outro

equipamento ou em relação a uma barra ou ainda em relação a um local de defeito.

Montante = refere-se ao equipamento que está antes do ponto considerado.

Jusante = refere-se ao equipamento que está depois do ponto considerado.

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6. TIPOS DE PROTEÇÃO

Os equipamentos de proteção devem ter capacidade, de interromper a máxima

corrente de curto-circuito, prevista no ponto de instalação.

Todo trecho de alimentador deve ser provido de no mínimo uma proteção principal

responsável para desligar o trecho defeituoso. Sempre que possível, o elaborador dos

estudos de proteção deve prover também de uma proteção de retaguarda.

6.1. Elo fusível

Para dimensionamento dos elos fusíveis, deve-se obedecer na medida do possível,

os critérios relacionados a seguir:

Tipos de elos fusíveis

Elo Fusível Tipo "H" – Botão

São utilizados na proteção de transformadores de pequena potência

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Curto-circuito ocorrido em rede protegida com elos fusíveis tipo “H”, fazem atuar

(romper) o fio de aquecimento série (fio de reforço), conforma a fotografia a seguir.

Em caso de sobrecarga no transformador, o aumento da corrente que circulará pelo

elo fusível, provocará o aquecimento do elemento fusível e consequentemente o seu

rompimento. Veja a próxima fotografia.

Os elos fusíveis tipo H, utilizados na Empresa são:

ELO FUSÍVEL

CORRENTE NOMINAL

CORRENTE ADMISSÍVEL

CORRENTE FUSÃO

1 1 1,5 2

2 2 3,0 4

3 3 4,5 6

5 5 7,5 10

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Elo Fusível Tipo "H" – Olhal

Para instalação em Molas Desligadoras. As características de fusão tempo x corrente

dos elos fusíveis tipo olhal são as mesmas dos elos fusíveis Tipo “H". São indicados para

proteção de transformadores de pequena potência, sendo fabricados para pequenas

correntes nominais, conforme tabela abaixo .

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Elo Fusível Tipo "K" – Botão

6.1.1 Critério para Dimensionamento de Elos Fusíveis

Os elos fusíveis deverão suportar em regime permanente, 20% maior que a

carga máxima do trecho, e sua corrente nominal não deverá ser superior a um

quarto da corrente de curto-circuito fase-terra mínima (3.Rf = 40 Ohms) no trecho a

ser protegido.

Recomenda-se utilizar sempre o menor elo fusível possível.

Não é permitido utilizar elo fusível como proteção de retaguarda de

religador(es) e regulador(es) de tensão, instalado(s) ao longo da rede de

distribuição.

6.1.2 Critério para Seletividade Elo Fusível x Elo Fusível

A seletividade entre os elos fusíveis é satisfatória, quando o tempo de interrupção do

elo fusível protetor não exceder a 75% do tempo mínimo do elo protegido.

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Para ampliar a faixa de seletividade entre os elos fusíveis e reduzir ao mínimo os

tipos dos elos fusíveis, recomendamos utilizar somente os elos fusíveis preferenciais: (6, 10,

15, 25, 40 , 65 e 100K).

A Tabela abaixo apresenta os elos fusíveis tipo K

ELO FUSÍVEL

CORRENTE NOMINAL

CORRENTE ADMISSÍVEL

CORRENTE FUSÃO

* 6 6 9 12

8 8 12 16

* 10 10 15 20

12 12 18 24

* 15 15 22,5 30

20 20 30 40

* 25 25 37,5 50

30 30 45 60

* 40 40 60 80

50 50 75 100

* 65 65 97,5 130

80 80 120 160

* 100 100 150 200

6.1.3 Critério de Carga Fria (cold load)

O elo fusível deverá suportar a corrente de energização dos transformadores

(inrush): 12 vezes a corrente nominal dos transformadores durante 0,1s e 25 vezes a

corrente nominal durante 0,01s.

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Dimensionamento para Bancos de Capacitores

Para bancos de capacitores, adotar o elo recomendado abaixo:

Banco (kVAr) Redes Subestação

300 15 15EF

600 25K 25EF

900 40K 30EF

1200 65K 50EF

6.1.4 Capacidades das chaves fusíveis

Chaves Fusíveis de 50A podem utilizar elos fusíveis de corrente nominal

máxima de 40A.

Chaves Fusíveis de 100A podem utilizar elos fusíveis de corrente nominal máxima

de 65A.

Chaves Fusíveis de 200 e 300 A podem utilizar elos fusíveis de corrente

nominal máxima de 125A.

Obs: Chave fusível = base + porta fusível.

Deverão ser utilizadas somente bases para chave fusível do tipo C nas tensões de 13,8kV e

34,5kV, conforme NTC 810031, agosto/99.

6.1.5 Dimensionamento para Transformadores de Distribuição

RDU 13,8 kV e 34,5 kV– Elos Fusíveis para transformadores

Transformadores Trifásicos 15 kV Transformadores Trifásicos 34,5 kV

kVA kV Elo Fusível kVA kV Elo Fusível

15 13,2 1H 15 33 0,5H

30 13,2 2H 30 33 1H

45 13,2 3H 45 33 1H

75 13,2 5H 75 33 2H

112,5 13,2 6k 112,5 33 3H

Transformadores Monofásicos 15 kV Transformadores Monofásicos 34,5 kV

kVA kV Elo Fusível kVA kV Elo Fusível

5 13,2 0,5H 5 33 0,5H

10 13,2 1H 10 33 1H

15 13,2 2H 15 33 1H

25 13,2 3H 25 33 2H

37,5 13,2 5H 37,5 33 3H

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6.2. Chave tripsaver

Conceito - É um interruptor a vácuo auto-alimentado, controlado eletronicamente,

que deve ser instalado em bases fusíveis próprias.

Filosofia - Prevenir interrupções momentâneas para a totalidade do alimentador, isto

é, a Trip Saver é projetada e ajustada para permitir o restabelecimento automático para

faltas momentâneas e, seletivo para faltas sustentadas.

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Princípio de funcionamento - Este equipamento possibilita a implantação de uma

operação na curva rápida e outra na lenta, com tempo de religamento de 5s, com curvas e

pickup fixos, sendo possível habilitá-lo para operar somente como fusível (através de

alavanca existente em sua base).

Uma das utilizações do TRIP SAVER é em ramais monofásicos, comparativamente a

um religador, uma vez que o equipamento proporciona a sequência de operação "abre-

fecha-abre-bloqueio".

Os modelos empregados na Copel são do tipo 30k e 50k (para aplicação nas redes

de 13,8 kV).

Características

O nível de curto-circuito no ponto de instalação da chave não deve ser superior a

1250 A para o modelo de 30 K, 2000 A para o modelo de 50 K e 4000 A para o

modelo de 100 K;

O meio de extinção do arco elétrico é o vácuo;

O peso do equipamento é de 10 kg;

Pode ser aberta através do Load Buster ou similar;

Possui dois modos de operação, sendo o primeiro, automático, que é o padrão e

o segundo é o Não Religamento – NR , para ser usado quando há equipes

trabalhando na rede;

A TripSaver não deve ser fechada com o modo Não Religa – NR ativado tendo

em vista a possibilidade de abrir por conta da corrente de inrush;

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Há na parte inferior da chave um contador de operações com 5 (cinco) dígitos

que permite, dependendo do modelo utilizado pela concessionária, determinar a

periodicidade da inspeção e manutenção;

Ainda na parte inferior há uma sinalização verde para indicar que a chave está

aberta ou vermelha para indicar que a chave está fechada.

6.3. Seccionalizador Eletrônico Autolink

Conceito - É um equipamento monofásico, controlado eletronicamente, que pode ser

instalado em bases fusíveis. É imune a correntes de inrush e que consegue distinguir faltas

transitórias e permanentes.

Filosofia - Prevenir interrupções momentâneas para a totalidade do alimentador, isto

é, a Auto-Link é projetada e ajustada para permitir o restabelecimento quando há defeitos no

trecho a jusanda dela, melhorando desta forma, os índices de confiabilidade.

Princípio de funcionamento - O princípio de funcionamento baseia-se no fato de

que, sendo um equipamento que não possui mecanismo de abertura sob carga, ao passar

uma corrente de curto-circuito por ela e, se na sequência houver a abertura do RA a

montante, ela abre, isolando o trecho com provável defeito.

A Autolink possui o “módulo de seteo” que permite definir o número de vezes que a

chave permitirá que passe o curto-cirucuito antes de abrir. Seguindo o padrão adotado na

Copel, o normal é que ela abra no intervalo entre a segunda e a terceira abertura do RA, isto

é, quando o RA religar pela segunda vez, a Autolink terá que estar aberta, proporcionando

que os demais Clientes sejam energizados sem o trecho com provável defeito.

Características

O número de aberturas da chave (“Abertura Após a Interrupções de

Fornecimento”) tem que ser uma a menos do que o número de operações do

religador;

A chave Autolink foi criada para reduzir o número de elos fusíveis queimados;

Proporciona a redução dos custos operacionais.

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6.4. CHAVE SECCIONALIZADORA

Conceito - É uma chave automática que efetua contagens de aberturas de

equipamentos de proteção (religador ou disjuntor) e abre o circuito após um número pré-

determinado de atuações, isolando assim, apenas o trecho em falta, e evitando que regiões

sem defeito sejam interrompidas pela abertura permanente (desarme) do religador ou

disjuntor.

Filosofia - Evitar a abertura prolongada da proteção (RA ou disjuntor) quando há

defeitos no alimentador no trecho a jusante da seccionalizadora, melhorando desta forma,

os índices de confiabilidade.

Princípio de funcionamento - O seccionalizador sente a interrupção por

sobrecorrente e abre 1, 2 ou 3 vezes, quando ocorre a interrupção. Esta operação é

executada em dois passos:

Quando o seccionalizador sente a corrente acima de seu nível de atuação, ela

prepara-se para contar. A contagem ocorre quando a corrente através do

seccionalizador é interrompida ou cai abaixo de um certo valor.

Se um número predeterminado de tempo é registrado em um intervalo definido,

o seccionalizador abre quando o dispositivo a montante interrompeu a corrente

de curto-circuito.

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Características

O número de aberturas da chave (“Abertura Após a Interrupções de

Fornecimento”) tem que ser uma a menos do que o número de operações do

religador;

O ajuste de fase deve ser feito considerando a menor corrente de falta do

alimentador (curto-circuito fase-fase) menos 20%;

O ajuste de neutro pode ser considerado o mesmo do RA à montante;

O número de ajustes ou grupos de ajustes deve ser igual ao número de

situações diferentes em que a chave pode operar.

6.5. Religadores

Conceito - É um dispositivo interruptor automático, que abre e fecha os seus

contatos repetidas vezes, nos defeitos transitórios e bloqueia para defeitos permanentes.

A operação do religador não se limita apenas a sentir e interromper defeitos na linha

e efetuar as religações. O religador é dotado também de um mecanismo de temporização.

Assim que o religador sente um defeito na linha, o mesmo dispara rapidamente, dentro de

0,03 a 0,04 segundos. Essa interrupção rápida reduz ao mínimo as possibilidades de danos

ao sistema, evitando ao mesmo tempo a queima de fusíveis entre o local do defeito e o

religador. A religação dar-se-á, para o modelo da Copel, dentro de 1 a 2 segundos,

representando uma interrupção mínima do serviço (abertura rápida).

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Após 1 (uma) ou 2 (duas) interrupções rápidas, o religador automaticamente passa

para o disparo temporizado, proporcionando maior tempo para eliminar defeitos

permanentes e, sua combinação com as interrupções rápidas, permite coordenação com

outros dispositivos de proteção existentes, tais como: fusíveis.

Considerando que 80 a 95% das faltas são transitórias a importância dos

religadores aumenta sensivelmente, caso queiramos obter um ótimo custo x

benefício.

Classificação - Para entendermos melhor o funcionamento e aplicarmos

adequadamente os religadores, torna-se necessário que os classifiquemos como

monofásicos ou trifásicos. Com o controle podendo ser hidráulico, eletrônico ou

microprocessado. E com o meio de interrupção do arco elétrico a vácuo, a óleo ou a gás

SF6.

Controle Hidráulico

Caracteriza-se pela simplicidade na operação. Possui acoplado ao tanque todos os

comandos, isto é, abertura e fechamento, bem como os bloqueios contra religamento e

disparo por terra, sendo os mais comuns na Empresa o RX e o KF, ambos da McGraw

Edison.

A grande desvantagem é que para ser manutenido ou ajustado é necessário que

haja uma equipe com caminhão para retirá-lo e encaminhar à Oficina uma vez que não há

mais esse tipo de equipamento em subestação. Esse processo é demorado e implica em

custos elevados;

Outra limitação é que estes equipamentos não permitem a inversão do fluxo elétrico

devendo assim ser retirados de operação (by-pass).

A maior desvantagem desse RA é a sua sensibilidade para curtos-circuitos entre

fases, haja vista que é sensível apenas quando esse valor excede a 200 % (duzentos por

cento) de seu ajuste. Essa desvantagem foi eliminada com a substituição do controle

hidráulico pelo processo de Atualização Tecnológica de Religadores Hidráulicos – ALTERE,

que consiste em acoplar a esses RAs um controle microprocessado.

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RA tipo RX RA tipo KF

Controle original (hidráulico) Controle microprocessado

Controle Eletrônico

As informações para o controle eletrônico são obtidas a partir dos transformadores

de corrente tipo bucha, montados internamente;

O circuito eletrônico controla as funções de disparo e religação do mecanismo do

religador, onde são usados circuitos impressos, constituídos de componentes

estáticos;

Os principais benefícios do controle eletrônico são: flexibilidade e versatilidade,

sendo que um tipo de controle eletrônico pode ser utilizado em vários tipos de

religadores;

A desvantagem desse tipo de equipamento está na dificuldade de repor ou substituir

os componentes eletrônicos, notadamente resistores e curvas, tendo em vista que

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por tratar-se de RAs antigos e, que por ser importados tais acessórios nem sempre

estão disponíveis para aquisição.

RA eletrônico da McGraw Edison Controle eletrônico (tipo ME)

Controle Microprocessado

O grande diferencial deste modelo de controle é sua versatilidade, que permite

grupos de ajustes diferentes, transmite e recepciona ajustes e dados a distância, usando-se

uma de suas plataformas de comunicação, tais como internet, intranet, VHF etc, além do

método tradicional (in locus);

Permitem fluxo de energia de ambos os lados. E de acordo com o grupo de ajustes

neles inseridos, podem se comportarem como uma simples chave de rede ou de linha de

distribuição ou como um religador;

Essa modalidade de controle é um aliado expressivo também para a manutenção do

sistema, pois permite o armazenamento de centenas de ocorrências. Cada uma delas

contendo pelo menos dados tais como o valor do curto-circuito, a fase em que se deu o

sinistro, dia, hora, minuto, segundo, dentre outros. E dependendo da característica do

alimentador e dos dados de alimentação, pode informar inclusive a que distância da

subestação está o defeito.

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RA microprocessado da Cooper Controle microprocessado (Cooper F5)

6.1.1 AJUSTE PARA CONFIGURAÇÃO NORMAL

Na definição dos ajustes dos religadores para configuração normal, deve-se obedecer, na

medida do possível, os critérios relacionados a seguir:

Ajuste da corrente mínima de disparo de fase (pickup)

Equipamento instalado em redes e linhas

O ajuste normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a

corrente de carga máxima medida ou convenientemente avaliada e menor que a corrente de

curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo fator 1,2.

Equipamento instalado em Subestação com apenas um alimentador e sem

possibilidade de interligação com outros alimentadores de outras subestações

O ajuste normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a

corrente de carga máxima medida ou convenientemente avaliada e menor que a corrente de

curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo fator 1,2.

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Equipamento instalado em Subestação com mais de um alimentador e com

possibilidade de interligação com outros alimentadores de outras subestações

Para equipamentos que não possuem ajustes alternativos:

O ajuste normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a soma

da corrente de carga máxima do seu alimentador, com a corrente de carga máxima de outro

alimentador que eventualmente poderá assumir quando em condição de manobra na subestação

e menor que a corrente de curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo

fator 1,2.

Para equipamentos que possuem ajustes alternativos:

O ajuste Normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a soma

da corrente de carga máxima do seu alimentador, com a corrente de carga máxima de outro

alimentador que eventualmente poderá assumir quando em condição de manobra na subestação

e menor que a corrente de curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo

fator 1,2.

O ajuste Alternativo da corrente mínima de disparo de fase deve, na medida do

possível, ser utilizado para melhorar a sensibilidade de fase e/ou neutro, liberar ou bloquear

a curva rápida, habilitar/desabilitar o SEF, atender situações de contingência (transferência

de carga de outro alimentador, by-pass de religadores de trecho), ficando a critério do

projetista a sua utilização da forma que for necessária.

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Ajuste da corrente mínima de disparo de neutro

O ajuste da corrente mínima de disparo de neutro deverá ser menor que a corrente

de curtocircuito fase-terra mínima (3.Rf = 40 Ohms), dividido pelo fator 1,5 dentro da zona

de proteção do equipamento e deverá ser maior que 10% da corrente de carga máxima

medida ou convenientemente avaliada do alimentador, devido a erros admissíveis nos TC’s

e desequilíbrios de carga do Sistema.

Em circuitos puramente subterrâneos, com cabos isolados, a resistência de falta para

cálculo da corrente de curto-circuito fase-terra poderá ser desprezada (3Rf = 0).

Porém para oferecer segurança a terceiros, devido às variações de resistência de

falta, que fogem a média usual, o ajuste da corrente mínima de disparo de neutro não deve

ultrapassar aos seguintes valores:

27A para religadores 34,5kV;

25A para religadores 13,8kV;

70A para circuitos exclusivamente subterrâneos.

Caso seja necessário usar valores maiores do que estes, devido a limitações de

ajuste do equipamento, os mesmos poderão ser utilizados desde que obedeçam aos

critérios de sensibilidade e segurança.

Ajuste do SEF (Sensitive Earth Fault)

A função de alta sensibilidade para faltas a terra (SEF) é caracterizado por uma curva

de tempo definido e tem a finalidade de atuar nos curtos-circuitos fase-terra de baixo valor e

reduzir o tempo de ocorrência da falta. O ajuste da corrente mínima de disparo recomendado

para o SEF é de 10 A e curva de tempo definido entre 2,5 e 5 segundos, de tal forma que

coordene com os elos fusíveis dos ramais para curtos entre o mínimo e o máximo calculado

e para valores abaixo do mínimo calculado o SEF poderá não coordenar, mas deve garantir

a segurança com a interrupção da falta antes do fusível.

Obs.: Devido a problemas com acionamento indevido do SEF após uma operação manual do

religador, o SEF deverá sempre ser ativado e ajustado, tanto no painel frontal como na ordem de

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proteção, ainda que, com valores de corrente e tempo de atuação superior aos ajustados para neutro

e fase em toda a faixa de corrente.

Ajuste de carga fria (Cold Load)

A função carga fria (cold load) tem a finalidade de bloquear as curvas rápidas e

instantâneas evitando a abertura do religador para correntes transitórias de energização dos

transformadores (inrush) do alimentador durante o fechamento manual. O ajuste de disparo

(pickup) de carga fria recomendado é de 1,2 vezes o ajuste de disparo de fase e neutro. Em

geral este ajuste deverá permanecer ativado durante um tempo máximo de 2 segundos e o

ajuste do tempo de acionamento da função de carga fria após o bloqueio do religador de 20

segundos. O ajuste de carga fria deverá estar coordenado com o equipamento de

retaguarda e geral da barra.

Ajuste do HIGH CURRENT LOCKOUT (HCL)

A função do bloqueio de religamento por alta corrente - High Current Lockout, de

fase e neutro tem a finalidade de reduzir o esforço mecânico e elétrico nos enrolamentos

dos transformadores devido às altas correntes de curto-circuito próximos à subestação e

deverá ser habilitada se o maior corrente de curto-circuito na barra da Subestação for

superior a 3000 A (valor este que pode provocar batimento de cabos nos alimentadores

durante os religamentos automáticos). O ajuste da corrente mínima de disparo do HCL de

fase deve ser de 80% do maior valor de corrente de curto-circuito calculado na barra da

Subestação.

Caso o HCL de neutro esteja disponível no relé, recomenda-se usar o mesmo ajuste

do HCL de fase ou então bloquear.

Tempos de religamento

Os tempos de intervalo de religamento deverão ser definidos em função do tipo do

alimentador ou ramal e da coordenação com as demais proteções instaladas a montante e a

jusante, conforme segue:

a) Para alimentadores e ramais que tem sua extensão em áreas urbanas e

periferias com ou sem trechos rurais, deverão ser ajustados com 2 (dois)

religamentos, sendo:

Um religamento com tempo de 2s e

Um religamento com tempo de 5s.

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27

Obs.: Em subestações onde por limitação técnica do disjuntor há necessidade de aguardar

um tempo maior que 5 segundos para o carregamento da mola de fechamento, o ajuste deverá ser de

apenas 1 (um) religamento com tempo de 7s.

b) Para alimentadores e ramais que tem sua extensão exclusivamente em áreas

rurais, ou que atendem localidades rurais, onde o MIT de operação permite o

religamento manual sem inspeção, deverão ser ajustados com 3 (três) religamentos,

sendo:

1º religamento com tempo de 5s;

2º religamento com tempo de 10s;

3º religamento com tempo entre 20 e 60s.

Obs.: No caso de implantação do terceiro religamento automático nos ajustes de proteção,

recomenda-se que a tentativa manual de religamento só seja efetuada após a inspeção do trecho. O

elaborador do ajuste deverá informar a área de operação em qual equipamento foi implantado o

terceiro religamento.

c) Para alimentadores e ramais (urbanos ou rurais) que tem sua extensão total

ou parcial em rede compacta, deverão ser ajustados com 2 (dois) religamentos,

sendo:

Um religamento com tempo de 2s;e

Um religamento com tempo de 5s.

d) Para alimentadores que tem sua extensão total com rede subterrânea:

sem religamento automático.

Recomendações:

Caso as funções de instantâneo trip, high current lockout e rápida de fase estiverem

bloqueados onde a corrente de curto-circuito fase-fase na barra da subestação é igual ou

superior a 3000 A, o número de religamentos não poderá ser maior que 1 (um) para evitar o

sobre esforço nos transformadores de força, e demais equipamentos do sistema.

Quando dois religadores estiverem em série, o religador a montante deve ter o tempo de

religamento inicial menor que o tempo de religamento inicial do religador a jusante. Os

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demais tempos de religamento podem ser iguais. Isto garante que o primeiro RA religue

antes que o segundo, em caso de haver descoordenação.

Ajustes do localizador de faltas

Em função das características dos alimentadores do sistema de distribuição, com

ramais e consumidores, o parâmetro em km fornecido pelos relés não determina

corretamente o local da falta. Assim sendo, o ajuste do Localizador de Falta deverá

considerar apenas a impedância do trecho de tronco do alimentador.

Ajustes da função linha viva

A função Linha Viva tem a finalidade de aumentar a segurança dos eletricistas

durante serviços com a rede energizada. Assim sendo, os ajustes deverão ser conforme

abaixo:

Ajustar a corrente mínima de disparo (Pickup) de fase e neutro idêntico ao

grupo normal;

Ajustar uma operação pela Curva rápida / instantânea de fase e neutro;

Bloquear o religamento automático.

7. CRITÉRIOS DE COORDENAÇÃO/SELETIVIDADE

Em um estudo de coordenação e seletividade da proteção procura-se atender a

segurança e a continuidade do serviço em sistemas que possuem características limitantes,

tais como:

Corrente de carga;

Corrente de curto-circuito máximas e mínimas;

Correntes de partida de motores;

Correntes de energização de transformadores e banco de capacitores;

Limites térmicos dos condutores;

Índices estatísticos de probabilidade de defeitos;

Características dos consumidores.

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7.1. Elo fusível X Elo fusível

Critério de seletividade

A seletividade entre os elos fusíveis é satisfatória, quando o tempo de interrupção do

elo fusível protetor não exceder a 75% do tempo mínimo do elo protegido.

Para ampliar a faixa de seletividade entre os elos fusíveis e reduzir ao mínimo os

tipos dos elos fusíveis, recomendamos utilizar somente os elos fusíveis preferenciais : (6,

10, 15, 25, 40, 65 e 100K).

7.2. Coordenação de elo fusível 34,5Kv do trafo da SE X Religador

13,8Kv

A coordenação entre o elo fusível 34,5kV do transformador de potência e o

religador 13,8kV de saída de subestação 34,5/13,8kV é obtida quando o tempo

mínimo de fusão do elo fusível no lado 34,5kV for maior ou igual ao tempo da curva

lenta do religador no lado 13,8kV multiplicada pelo fator 2 (dois), para um curto-circuito

fase-fase no lado 13,8kV;

Para verificação desta coordenação, devemos utilizar a pior condição, ou seja,

caso ocorra um curto-circuito fase-fase no sistema 13,8kV, circulará numa das fases

no sistema 34,5kV uma corrente de curto-circuito de amplitude trifásica.

O fator 2 (dois) é em função do número de operações rápidas e lentas e do

intervalo de tempo de religamento.

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7.3. Coordenação de religador X Religador

Para a coordenação entre dois religadores instalados em série deve-se atender os

seguintes critérios:

Coordenação de curvas rápidas

A coordenação entre curvas rápidas raramente é alcançada devido ao intervalo de

tempo reduzido entre as curvas, portanto, são possíveis operações simultâneas entre os

religadores. A diferença entre os tempos de operação das curvas rápidas dos equipamentos

deverá ser igual ou superior a 0,066 s (4 ciclos) podendo variar de acordo com as

características de cada equipamento. Recomenda-se utilizar a função coordenação de

sequencia (sequence coordination) no equipamento à montante caso as curvas rápidas

sejam utilizadas. Geralmente bloqueia-se a curva rápida do religador à montante e quando

possível ativa-se a função instantâneo trip.

Em alimentadores que possuam clientes com demanda contratada de 300kW ou que

a somatória da demanda contratada de vários clientes ultrapasse a 500kW, considera-se

portanto como alimentador Industrial, e consequentemente a curva rápida deverá ser

bloqueada.

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Coordenação de curvas lentas

A coordenação entre curvas lentas é obtida quando a diferença entre os tempos de

operação das curvas lentas dos equipamentos seja superior a 0,2 segundos (12 ciclos).

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7.4. Coordenação de relé eletromecânico do geral X Religador

Subestações 69KV

A coordenação entre o relé eletromecânico do disjuntor do circuito geral e um

religador de saída 13,8kV ou 34,5kV de subestação 69kV é obtida quando a diferença

entre o tempo de atuação da curva lenta do relé eletromecânico e o tempo calculado de

avanço do disco do relé eletromecânico, devido às operações de religamento do religador,

seja superior a 0,4 segundos.

8. CONTINGÊNCIAS E DESLIGAMENTOS PROGRAMADOS

São manobras que na maioria das vezes envolvem transferências de carga nos

sistema de 13,8kV e 34,5kV, conforme segue:

By-pass de religadores de trecho;

By-pass de religadores de saídas de subestações;

Desligamentos de trechos de rede e linhas de subtransmissão;

Desligamentos de barras de subestações;

Desligamentos de transformadores de subestações.

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Sensibilidade

Os equipamentos de proteção, deverão ser sensíveis aos menores valores de

curto-circuito fase-fase (dividido por 1,2) e fase-terra mínimo (dividido por 1,5),

considerando os trechos manobrados.

Caso os valores de curto-circuito calculados nos pontos de maior impedância,

não sensibilizem os equipamentos de retaguarda, deverão então ser recomendados

alterações nos valores de corrente mínima de disparo.

Caso o valor de carga não permita a redução destes ajustes, deve-se então

recomendar a instalação de chaves fusíveis para proteção da áreas da rede

denominadas “cegas”. Caso não seja possível a instalação de uma proteção principal,

os trechos deverão ser desligados.

Em caso de manobras no sistema de 34,5kV, a sensibilidade dos religadores

das barras de 13,8kV das subestações 34,5/13,8kV deverão ser verificadas.

Coordenação

Se o período de desligamento for menor que 2 (dois) dias, não será necessário

verificar a coordenação entre os equipamentos envolvidos.

9. ELABORAÇÃO DE ESTUDO DE PROTEÇÃO

É o estudo que considera para cada alimentador, os melhores ajustes para a

proteção principal, isto é, o religador, a definição dos elos fusíveis que melhor se enquadram

nessa configuração, quer essas proteções operem em condições normais, quer operem em

contingência, utilizando-se para tanto de dados fornecidos por sistemas computacionais

adotados pela empresa.

Informações básicas

Para a elaboração de um estudo de proteção são imprescindíveis as seguintes

informações:

Um diagrama elétrico contendo a localização dos religadores, das chaves,

etc..;

O valor do curto-circuitos trifásico, fase-fase, fase-terra máximo e fase-terra

mínimo no ponto de cada RA ou chave, bem como na extremidade de tais

equipamentos.

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Ferramentas de estudo

Webgeo;

Gisplan;

Anafas;

Programa da Coordenação da Proteção – PCP.

WEBGEO

É um sistema computacional que nos permite ter uma visão geral do alimentador,

notadamente das chaves (fusíveis, carregamento, número de Clientes etc.), postos,

estradas, bitola etc.

GISPLAN

Trata-se de um sistema computacional que além de permitir visualizarmos a

configuração normal de um sistema elétrico, permite também simulações, interligando um ou

mais alimentadores, com suas implicações sobre os níveis de tensão, carregamento, bem

como fornece os valores de curtos-circuitos em cada chave e extremidade, proporcionando

a quem estuda avaliar se as condições de operação são ideais e, no caso de contingência,

se será possível garantirmos a qualidade mínima definida pela Empresa;

Esse sistema é uma ferramenta de estudo de proteção para o 13,8 kV tendo em vista

que ainda não permite calcular valores de curtos-circuitos no 34,5 kV.

Modelo de diagrama fornecido por este sistema

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Modelo de relatório que o Gisplan disponibiliza

ANAFAS

O ANAFAS é um programa para solução de faltas de diversos tipos e composições,

em sistemas elétricos de grande porte. As suas principais características funcionais são:

Facilidade e flexibilidade na definição dos casos, permitindo a modelagem de

faltas compostas (simultâneas), aplicadas sobre barras e/ou pontos

intermediários de linhas de transmissão; modelagem de diversos tipos de

defeito, incluindo curtos-circuitos, com ou sem impedância; e de aberturas

(interrupção) de circuito;

Grande capacidade, permitindo a solução direta de curtos-circuitos em

sistemas elétricos de grande porte, aliada a alta eficiência computacional,

devido ao uso intensivo de técnicas de esparsidade (matrizes e vetores

esparsos), resultando em execução rápida, independentemente do porte do

sistema elétrico;

Permite modelagem fiel do sistema elétrico, com possibilidade de

representação do carregamento pré-falta (tensão pré-falta, cargas,

equipamentos “shunt”, capacitância das linhas), defasamento de

transformadores, “tap” dos transformadores fora da posição nominal etc;

execução de estudos macro (conjunto de casos gerados automaticamente),

especificados pelo usuário;

Solução orientada a ponto-de-falta ou a ponto-de-monitoração, onde o

usuário define as grandezas a serem observadas;

Outros serviços auxiliares como: cálculo de equivalentes de curto-circuito,

estudo de superação de disjuntores, diversos tipos de relatórios de dados,

comparação de configurações e evolução de nível de curto-circuito.

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Possibilidade de gerar arquivos de resultados;

Possibilidade de processamento “batch” através de arquivo de comandos;

Possibilidade de conversão de arquivos de dados de fluxo de potência;

Uso interativo, com interface amigável e configurável pelo usuário, baseada

em “menus”, com “help” contextual “on-line” e memorização das preferências;

Baixos requisitos de “hardware” (16 MB RAM) e “software”.

O desenvolvimento do ANAFAS é patrocinado pela ELETROBRAS e suas

concessionárias, que contribuem decisivamente na gestão e execução desse projeto.

Exemplo de um diagrama disponibilizado pelo Anafas

Exemplo de um dos relatórios fornecidos

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PROGRAMA DA COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO - PCP

O Programa de Coordenação da Proteção - PCP, é um sistema computacional

interligado ao cadastro da Empresa e que importa os cálculos de impedâncias e curto-

circuitos elaborados no Gisplan. Permite também a incersão manual dos valores de curtos-

circuitos, bem como o acréscimo de novos equipamentos, mesmo sendo de outras

subestações, com o propósito de facilitar comparações.

Esta ferramenta permite coordenar a proteção do transformador de potência, do

reator trifásico de aterramento, e do (s) religador (s) 13.8 ou 34.5 kV entre si bem como com

os elos fusíveis a jusante na RDA, desde que em uma configuração radial.

Como mostra o anexo a seguir, o PCP permite que relacionemos inúmeros

equipamentos (RAs e elos fusíveis), para verificarmos a coordenação entre eles. Para tanto

basta escolhermos qual é a proteção principal (montante – MO) e qual será a proteção

secundária (jusante – JU).

Neste outra campo o PCP permite escolher qual o tipo de curto-circuito

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Como resultado o PCP sinaliza se haverá ou não algum trecho descoordenado.