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UNIVERSIDADE DO VALE DO PARAÍBA

FACULDADE DE ENGENHARIA ARQUITETURA E URBANISMO

GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA/ELETRÔNICA

ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO

DA EMPRESA DO GRUPO ANTOLIN TRIMTEC

São José dos Campos – SP

Novembro/2013

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EDSON KIYOSHI OKAMOTO

ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO

DA EMPRESA DO GRUPO ANTOLIN TRIMTEC

Trabalho de conclusão de curso apresentado à FUNDAÇÃO VALEPARAIBANA DE ENSINO mantenedora da UNIVERSIDADE DO VALE DO PARAÍBA – UNIVAP, como parte dos requisitos para obtenção do título em Engenharia Elétrica/Eletrônica

Orientador: Prof° Luiz Roberto Nogueira

São José dos Campos – SP

Novembro/2013

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Resumo

A vida moderna está cada vez mais vinculada à utilização da energia elétrica para mais variados fins. Sua geração e distribuição são complexas e problemas externos e internos de redes consumidoras podem afetar com certa gravidade o sistema. Sistemas de proteções são utilizados para minimizar ao máximo os fatores de interrupção do fornecimento da energia elétrica, por meio da coordenação das proteções e sua seletividade. Este trabalho realiza uma análise de parte do sistema elétrico de uma empresa, onde serão avaliados os componentes de proteção que estão sendo utilizados. Com a determinação dos cálculos das correntes de curto circuito até o ponto de utilização, propor possíveis alterações para que o sistema não esteja vulnerável a riscos de interrupções graves. A coordenação das proteções de entrada estão a cargo de relês de proteção Pextron, seguindo a norma IEEE STD 242, as curvas foram determinadas por um software específico. O procedimento pode ser estendido a todo o sistema da empresa. Um estudo mais profundo demandará muito tempo, não sendo o objetivo principal do trabalho.

Palavras chaves: Curto circuito; coordenação; sistema elétrico; seletividade

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Abstract

Modern life is increasingly linked to the use of electricity for various purposes. Its generation and distribution problems are complex and the internal and external networks can affect consumers with certain gravity system. Protections systems are used to minimize the maximum factors of supply disruptions of electricity, through the coordination of protections and their selectivity .This work performs an analysis on electric system of a company , which will be evaluated protection components that are being used . With the determination of the calculation of short circuit currents up to the point of use , propose possible changes to the system is not vulnerable to risks of serious interruptions .The coordination of input protections are in charge of protection relays Pextron following IEEE 242 , the curves were determined by specific software . The procedure can be extended to the entire system of the company . A deeper study will require a long time, it is not the main objective.

Keywords: Short circuit; coordination; electric system; selectivity

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Conteúdo

1. Introdução ....................................................................................................................................... 8

1.1.1. Objetivo do trabalho ....................................................................................................... 8

1.1.2. Organização do trabalho ................................................................................................. 8

2. ANÁLISE DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO ............................................................................. 9

2.1. SISTEMA DE BASE E VALORES POR UNIDADE ......................................................................... 9

2.1.1. SISTEMA DE BASE ............................................................................................................ 9

2.1.2. VALORES POR UNIDADE .................................................................................................. 9

2.2. DETERMINAÇÃO DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO ...................................................... 12

As correntes de curto circuito devem ser determinadas em todos os pontos onde se requer a instalação de equipamentos ou dispositivos de proteção. ................................................................. 12

2.2.1. METODOLOGIA DE CÁLCULO ........................................................................................ 12

2.2.2. SEQUÊNCIA DE CÁLCULO ............................................................................................... 14

2.2.3. Impedância reduzida do sistema (Zus) ........................................................................... 14

2.2.4. Impedância do(s) transformador(es) da subestação (Zt) .............................................. 15

2.2.5. Impedância do circuito que conecta o transformador ao QGF ..................................... 16

2.2.6. Impedância do circuito que conecta o QGF ao CCM ..................................................... 17

2.2.7. Corrente simétrica de curto circuito trifásico ............................................................... 17

2.2.8. Corrente assimétrica de curto circuito trifásico ............................................................. 18

2.2.9. Corrente bifásica de curto circuito ................................................................................ 18

2.2.10. Corrente fase-terra de curto circuito .............................................................................. 18

2.2.10.1. Impedância de contato (Rct) ........................................................................................... 19

2.2.10.2. Impedância da malha de terra (Rmt) ................................................................................ 19

2.2.10.3. Impedância de aterramento (Rat) .................................................................................... 19

6

2.2.10.4. Corrente de curto circuito fase-terra máxima ................................................................. 19

2.2.10.5. Corrente de curto circuito fase-terra mínima .................................................................. 20

2.3. Proteção e seletividade .......................................................................................................... 20

2.3.1. Componentes para proteção .......................................................................................... 20

2.3.2. Componentes de proteção ............................................................................................. 20

3. Apresentação do sistema ............................................................................................................... 21

3.1. Análise de coordenação do sistema ...................................................................................... 21

3.1.1. Proteção de Transformadores ....................................................................................... 21

3.1.2. Magnetização dos Transformadores ............................................................................. 21

3.1.3. Ponto ANSI ................................................................................................................... 21

3.1.4. Proteção 51 - Primário ................................................................................................... 22

3.1.5. Proteção 50 - Primário ................................................................................................... 22

3.1.6. Proteção dos Alimentadores - Sobrecorrentes de Fase (ANSI 50/51) .......................... 22

FIGURA 2 – Diagrama unifilar de entrada .................................................................................... 23

3.1.7. Determinação das correntes de curto-circuito ............................................................. 23

3.2. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE FASE ..................................... 24

3.2.1. Subestação SE-02 .......................................................................................................... 24

3.2.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM) ............................................................. 25

3.2.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02 ....................................................................................... 26

3.2.4. Proteção do transformador TR_5 .................................................................................. 27

3.2.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5 ......................................................................................... 30

3.2.6. Subestação SE-01 .......................................................................................................... 30

3.2.7. Ajustes relé RP_1439 SE-01 ......................................................................................... 31

3.3. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE NEUTRO ............................... 32

3.3.1. Subestação SE-02 .......................................................................................................... 32

3.3.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM) ............................................................. 32

7

3.3.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02 ....................................................................................... 32





3.3.8. Subestação SE-01 .......................................................................................................... 35

3.3.9. Ajustes relé RP_1439 .................................................................................................... 35

4. Resultados ..................................................................................................................................... 36

5. Considerações finais ...................................................................................................................... 37

6. Bibiografia ..................................................................................................................................... 39

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1. Introdução

A determinação das correntes de curto circuito nas instalações elétricas de baixa e alta

tensão de sistemas industriais é fundamental para a elaboração ou análise da proteção e

coordenação dos seus diversos elementos [1].

Os valores dessas correntes são baseados no conhecimento das impedâncias, desde o

ponto de defeito até a fonte geradora.

As correntes do curto circuito adquirem valores de grande intensidade, porém com

duração geralmente limitada a frações de segundo. São provocadas mais comumente pela

perda de isolamento de algum elemento energizado do sistema elétrico. Os danos provocados

na instalação ficam condicionado intervenção corretas dos elementos de proteção.

Além das avarias provocadas com a queima de alguns componentes da instalação, as

correntes de curto circuito geram solicitações de natureza mecânica, atuando, principalmente,

sobre os barramentos, chaves e condutores, ocasionando o rompimento, dos apoios e

deformações na estrutura dos quadros de distribuição, caso o dimensionamento destes não

seja adequado aos esforços eletromecânicos resultantes.

É considerado como fonte de corrente de curto circuito todo componente elétrico ligado

ao sistema que passa a contribuir com a intensidade da corrente de defeito, como é o caso dos

geradores, condensadores síncronos e motores de indução. Erroneamente, muitas vezes é

atribuída ao transformador a propriedade de fonte de corrente de curto circuito. Na realidade,

este equipamento é apenas um componente de elevada impedância inserido no sistema

elétrico.

1.1.1. Objetivo do trabalho

O trabalho avalia a instalação elétrica de potência de uma empresa quanto ao seu

dimensionamento, proteções e seletividade contra sobrecorrentes. Sendo também considerada

a coordenação do sistema.

1.1.2. Organização do trabalho

9

O trabalho está organizado como se segue:

• Capítulo 2 apresenta como foi desenvolvido o cálculo das correntes de curto

circuito e o desenvolvimento da seletividade das proteções frente aos componentes a serem

protegidos.

• Capítulo 3 apresenta o sistema estudado e a coordenação de entrada da empresa.

• Capítulo 4 apresenta os resultados e a análise de coordenação.

• Capítulo 5 apresenta as considerações finais.

2. ANÁLISE DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO

Será apresentada de forma simplificada a estrutura de cálculo das correntes de curto

circuito desde o ponto de entrega da concessionária até o ponto de utilização, aplicando um

artifício matemático como será explanado.

2.1. SISTEMA DE BASE E VALORES POR UNIDADE

2.1.1. SISTEMA DE BASE

Quando num determinado sistema há diversos valores tomados em base diferentes é

necessário estabelecer uma base única e transformar todos os valores considerados nessa base

para que se possa trabalhar adequadamente com os dados do sistema.

Para facilitar o entendimento, basta compreender que o conhecido sistema percentual é

um sistema onde os valores considerados são tomados da base 100.

Da mesma forma se poderia estabelecer um sistema de base 1.000. Costuma-se

expressar a impedância do transformador em Z% (base 100) de sua potência nominal em

kVA.

2.1.2. VALORES POR UNIDADE

É um dos vários métodos de cálculo conhecido na prática que procuram simplificar a

resolução das questões relativas à determinação das correntes de curto circuito.

O valor de uma determinada grandeza por unidade é definido como relação entre esta

grandeza e o valor adotado arbitrariamente como sua base, sendo expresso em decimal. O

10

valor em pu pode ser também expresso em percentagem que corresponde a 100 vezes o valor

encontrado.

Uma das vantagens mais significativas para se adotar a prática do sistema por unidade

está relacionada à presença de transformadores no circuito. Onde a impedância do primário e

secundário do transformador tem o mesmo valor em pu.

Algumas vantagens podem ser apresentadas quando se usa o sistema por unidade, ou

seja:

-Todos os transformadores do circuito são considerados com a relação de transformação

1:1, sendo, portanto, dispensada a representação no diagrama de impedância;

- É necessário conhecer apenas o valor da impedância do transformador expressa em pu

ou em %, sem identificar a que lado se refere;

- Todos os valores expressos em pu estão referidos ao mesmo valor percentual;

- Toda impedância expressa em pu tem o mesmo valor, independentemente do nível de

tensão a que se está referido o valor da impedância em pu;

- Para cada nível de tensão, o valor da impedância ôhmica varia ao mesmo tempo em

que varia a impedância base, resultando sempre a mesma relação;

- A potência base é selecionada para todo o sistema;

- A tensão base é selecionada para um determinado nível de tensão do sistema;

-Adotando-se a tensão para um lado de tensão do transformador, deve-se calcular a

tensão base para o outro lado de tensão do transformador;

Normalmente é tomada como base a tensão nominal do transformador. Comumente,

arbitram-se como valores de base a potência e a tensão. As outras grandezas variam em

função destas. Tomando-se como base a potência Pb em Kva e a tensão Vb em kV, tem-se:

a) Corrente base

Ib = Pb / ( 3 X Vb ) (A)

b) Impedância base

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Zb = ( 1.000 X Vb2 ) / Pb (Ω)

c) Impedância por unidade ou pu

Zpu = ZcΩ / Zb (pu)

Quando o valor de uma grandeza é dado numa determinada base (1) e se deseja

conhecer o seu valor numa outra base (2), podem-se aplicar as seguintes expressões:

a) Tensão

Vu2 = Vu1 X ( V1 / V2 ) (pu)

Vu2 - tensão em pu na base V2

Vu1 – tensão em pu na base V1

b) Corrente

Iu2 = Iu1 X ( V2 / V1 ) X ( P1 / P2 ) (pu)

Iu2 – corrente em pu nas bases V2 e P2

Iu1 – corrente em pu nas bases V1 e P1

c) Potência

Pu2 = Pu1 X (P1/P2) (pu)

d) Impedâncias

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Zu2 = Zu1 X (P2 / P1) X (V1 / V2)2 (pu)

Zu2 - impedância em pu nas bases V2 e P2;

Zu – impedância em pu nas bases V1 e P1..

2.2. DETERMINAÇÃO DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO

As correntes de curto circuito devem ser determinadas em todos os pontos onde se

requer a instalação de equipamentos ou dispositivos de proteção.

No cálculo das correntes de defeito devem ser representados os principais elementos do

circuito através de suas impedâncias. No entanto, as impedâncias de alguns desses elementos

podem ser desprezadas, dependendo de algumas considerações.

É importante lembrar que, quanto menor é a tensão do sistema, mais necessário se faz

considerar um maior número de impedâncias, dada a influência que poderia exercer no valor

final da corrente. Como orientação, podem-se mencionar os elementos do circuito que devem

ser considerados através de suas impedâncias no cálculo das correntes de curto circuito.

a) Impedância reduzida do sistema

É aquela que representa todas as impedâncias desde a fonte de geração até o ponto de

entrega de energia à unidade consumidora, isto é, compreendendo as impedâncias da geração,

do sistema de transmissão, do sistema de subtransmissão e do sistema de distribuição.

2.2.1. METODOLOGIA DE CÁLCULO

Os processos de cálculo utilizados neste trabalho são de fácil aplicação no

desenvolvimento de um projeto industrial, a sequência de cálculo será apresentada a seguir.

Os resultados são valores aproximados dos métodos mais sofisticados, porém a precisão

obtida satisfaz plenamente aos propósitos a que se destinam. As figuras 1.a e 1.b apresentam

os blocos de impedâncias geralmente de uma instalação industrial.

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Figura 1.a- Diagrama unifilar simplificado Figura 1.b- Diagrama em bloco de

impedância

Onde,

P – ponto de entrega de energia à indústria;

ME – posto de medição da concessionária;

D – posto de proteção e comando, onde são instalados o disjuntor geral de proteção e a chave

seccionadora e em alguns casos um transformador de potencial e proteção;

TR – posto de transformação;

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QGF – Quadro Geral de Força, onde são instalados os principais equipamentos de proteção,

manobra e medição indicativa em baixa tensão;

CCM – Centro de Controle de Motores, onde estão instalados, geralmente, os elementos de

proteção e manobra dos motores;

M- máquinas industriais, caracterizadas, principalmente, pelos valores de placa dos motores

que as acionam, ou outros componentes elétricos de trabalho, tais como resistência, reatores,

etc.

O diagrama de bloco sintetiza a representação das impedâncias de valor significativo

que compõem o sistema elétrico, desde a geração até os terminais do motor.

2.2.2. SEQUÊNCIA DE CÁLCULO

2.2.3. Impedância reduzida do sistema (Zus)

a) Resistência (Rus)

Como resistência do sistema de suprimento é muito pequena relativamente ao valor da

reatância na prática é comum desprezar-se o seu efeito, isto é:

Rus≅ 0

b) Reatância (Xus)

Considerando-se que a concessionária forneça a corrente de curto circuito (Icp) no ponto

de entrega, tem-se:

Pcc= 3 X Vnp X 1cp (kVA)

Pcc – potência de curto circuito no ponto de entrega em kVA;

Vnp – tensão nominal primária no ponto de entrega em kV;

Icp – corrente de curto circuito simétrica em A.

O valor da reatância em pu, é dado pela Equação :

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Xus = Pb / Pcc (pu)

Zut = Rut + jXus (pu)

2.2.4. Impedância do(s) transformador(es) da subestação (Zt)

É necessário conhecer:

• Potência nominal Pnp dada em kVA;

• Impedância percentual Zpt ;

• Perdas ôhmicas no cobre Pcu em W fabricante;

• Tensão nominal Vnt em kV.

a) Resistência (Rut)

Inicialmente determina-se a queda de tensão reativa percentual, ou seja:

Rpt = Pnt

Pcu×10

(%)

Então, Rut será determinada pela Equação :

Rut = Rpt PntPb

×

×

VbVnt 2 (pu)

b) Reatância (Xut)

A impedância unitária tem valor de:

Zut = Zpt × PntPb

×

VbVnt 2 (pu)

A reatância unitária será:

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Xut =sqr( Z2ut - R2

ut)

Zut = Rut + jXut (pu)

Considera-se a impedância de sequência zero do transformador como valor igual ao da

sequência positiva por serem valores muito próximos.

2.2.5. Impedância do circuito que conecta o transformador ao QGF

a) Resistência (Ruc1)

Rcu1Ω = (RuΩ X Lc1)/ (1000 X Nc1) (Ω)

RuΩ - resistência do condutor de sequência positiva em mΩ/m (Tabela de cabos)

Lc1 – comprimento do circuito, medido entre os terminais do transformador e o ponto de

conexão com o barramento dado em m;

Nc1 – número de condutores por fase do circuito mencionado.

b) Reatância (Xuc1)

A reatância do cabo é:

Xuc1 = (XuΩ X Lc1) / (1000 X Nc1) (Ω)

XuΩ - reatância de sequência positiva do condutor fase em mΩ/m (tabela de cabos)

Zuc1 = Ruc1 + jXuc1 (pu)

Quando há dois ou mais transformadores ligados em paralelo, deve-se calcular a

impedância série de cada transformador com o circuito que o liga ao QGF, determinando-se,

Rb1Ω =( RuΩ X Lb) / (1000 X Nb1) (Ω)

RuΩ - resistência ôhmica da barra, em mΩ/m (tabela de barramento)

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Nbl –número de barras em paralelo;

Lb – comprimento da barra, em m.

A resistência em pu, é dada por:

Rub1 = Rb1Ω X [Pb /(1000 X V2b) ] (pu)

b) Reatância (Xubl)

Xb1Ω = (XuΩ X Lb) / (1000 X Nb1) (Ω)

A reatância em, pu, é dada por:

Xub1 = Xb1Ω X [Pb /(1000 X Vb2) (pu)

Zub1 = Rub1 + jXub1 (pu)

2.2.6. Impedância do circuito que conecta o QGF ao CCM

Os valores da resistência e reatância, em pu, respectivamente iguais a Ruc2 e Xuc2, são

calculados à semelhança de Rucl e Xucl.

2.2.7. Corrente simétrica de curto circuito trifásico

Para a determinação das correntes de curto circuito em qualquer ponto o sistema,

procede-se à soma vetorial de todas as impedâncias calculadas até o ponto desejado e aplica-

se a Equação a seguir, ou seja:

Zutot = i=1 ∑i=n (Rut + jXut) (pu)

Rul e Xul são, genericamente a resistência e a reatância unitárias de cada impedância do

sistema até o ponto onde se pretende determinar os valores de curto circuito.

A corrente base vale:

Ib = Pb / (√3 X Vb) (A)

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A corrente de curto circuito simétrica, valor eficaz, então, é dada por:

Ics = Ib / (1000 X Zutot) (KA)

Quando se pretende obter simplificadamente a corrente de curto circuito simétrica nos

terminais do transformador, basta aplicar a Equação a seguir:

Icst = (In / Zpz%) X 100 (A)

In- corrente nominal do transformador, em A;

Zpt% - impedância percentual do transformador.

Este valor é aproximado, pois ele não está computado a impedância reduzida do sistema de suprimento.

2.2.8. Corrente assimétrica de curto circuito trifásico

Ica = Fa X Ics (kA)

Fa – fator de assimetria determinado segundo a relação.

2.2.9. Corrente bifásica de curto circuito

Icb = ( 3 / 2) X Ics (kA)

2.2.10. Corrente fase-terra de curto circuito

A determinação da correte de curto circuito fase-terra requer o conhecimento das

impedâncias de sequência zero do sistema, além das impedâncias de sequência positiva. Se o

transformador da instalação for ligado em triângulo primário e estrela no secundário com o

ponto neutro aterrado, não se deve levar em conta as impedâncias de sequência zero do

sistema de fornecimento de energia, pois estas ficam confinadas no delta do transformador em

questão.

19

No cálculo das correntes de curto circuito fase-terra, deve-se considerar a existência de

três impedâncias que são de fundamental importância para a grandeza dos valores calculados.

São elas:

2.2.10.1. Impedância de contato (Rct)

É caracterizada normalmente pela resistência (Rct) que a superfície de contato do cabo e

a resistência do solo no ponto de contato oferecem a passagem da corrente para a terra. Tem-

se atribuído geralmente o valor conservativo de 3

40Ω .

2.2.10.2. Impedância da malha de terra (Rmt)

O valor máximo admitido por norma de diversas concessionárias de energia elétrica é

de 10Ω, nos sistemas de 15 a 25 kV, e é caracterizado pelo seu componente resistivo.

2.2.10.3. Impedância de aterramento (Rat)

Não considerado no cálculo, sistema analisado não possui a impedância de aterramento.

2.2.10.4. Corrente de curto circuito fase-terra máxima

É determinada quando são levadas em consideração somente as impedâncias dos

condutores e as do transformador. É calculada segundo a Equação:

Icfma = ( 3 X Ib) / ( 2 X Zutot + Zu0t + Zu0c ) (A)

Zu0t – impedância de sequência zero do transformador que é igual à sua impedância de

sequência positiva.

O valor Zu0c é determinado considerando-se as resistências e reatância de sequência zero

dos condutores. Na prática, pode-se desprezar a impedância de sequência zero dos

barramentos, pois o seu efeito não se faz sentir os valores calculados. A impedância do cabo

de sequência zero segue o mesmo procedimento que a sequência positiva, observando os

valores corretos para a sequência zero, valores tabelados.

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2.2.10.5. Corrente de curto circuito fase-terra mínima

É determinada quando se leva em consideração, além das impedâncias dos condutores e

transformadores, as impedâncias de contato, a do resistor de aterramento, caso haja, e da

malha de terra. É calculada segundo a Equação:

Icftmin = ( 3 X Ib) / ( 2 X Zu0t + Zu0c + Zu0t + 3 X ( Ruct + Rumt + Ruat) (A)

Ruct = Rct X [ Pb / (1000 X V2b)] (pu)

Rumt = Rmt X [ Pb / (1000 X V2b )] (pu)

Ruat = Rat X [ Pb / (1000 X V2b )] (pu)

Rmct – resistência de contato, em pu;

Rumt – resistência da malha de terra, em pu;

Ruat – resistência do resistor de aterramento, em pu.

2.3. Proteção e seletividade

2.3.1. Componentes para proteção

Nos sistemas elétricos industriais os componentes usualmente protegidos são os cabos,

motores, transformadores. Todos de acordo com as normas internacionais estabelecidas (IEEE

Std 242,2001) [2].

2.3.2. Componentes de proteção

São utilizados componentes de proteção como fusíveis, disjuntores, seccionadoras, relês

de sobrecarga, também regulamentados por normas estabelecidas. (IEEE Std 242, 2001)

21

3. Apresentação do sistema

O anexo 1 apresenta o diagrama unifiliar do circuito analisado, o transformador de

2000 KVA. Antes será apresentado o estudo de coordenação de entrada de todo o complexo.

3.1. Análise de coordenação do sistema

Algumas premissas foram consideradas:

Curvas de dano dos transformadores conforme IEEE Std C57.109 [3]

Para modelamento das curvas dos fusíveis foram utilizadas informações de catálogo da

Cooper Busmann MV155 (fusível tipo HH).

Para intervalos de coordenação entre dispositivos salvo qualquer orientação em

contrário, são considerados os seguintes tempos mínimos, conforme IEEE 242:

Intervalos Mínimos de Coordenação entre Dispositivo [s] Jusante Montante

Fusível Disjuntor de BT Relé Eletromecânico Relé Digital Fusível Espaço Espaço 0,220 0,120 Disjuntor de BT Espaço Espaço 0,220 0,120 Eletromecânico 0,170 0,170 0,350 0,250 Relé Digital 0,170 0,170 0,350 0,250

3.1.1. Proteção de Transformadores

3.1.2. Magnetização dos Transformadores

A magnetização de um transformador não deve sensibilizar a sua proteção primária.

Para essa verificação, considerou-se que a magnitude das correntes nesse instante é de

aproximadamente:

• 8 (oito) vezes a nominal, durante 100 ms, para transformadores com potência

acima 2 MVA;

• 12 (doze) vezes a nominal, durante 100 ms, para transformadores com potência

abaixo 2 MVA.

3.1.3. Ponto ANSI

A curva do dispositivo de proteção deve atender aos requisitos da norma IEEE C57.109

para proteção quanto às altas correntes passantes pelo transformador. A referida norma define

22

o tempo que um transformador deve suportar tensão plena em um dos enrolamentos com um

determinado valor de corrente passante, sem danificação térmica ou mecânica do mesmo.

Nos coordenogramas desse estudo são apresentadas as curvas limites dos

transformadores, em comparação com as curvas de operação dos dispositivos de proteção

associados ao transformador. Para uma adequada proteção, a curva do dispositivo responsável

pela proteção deve operar sempre em um tempo inferior ao limite do transformador.

3.1.4. Proteção 51 - Primário

De acordo com os limites estabelecidos pelo NEC (450.3), os ajustes da função de

sobrecorrente temporizada (51), devem ser de, no máximo, 300% da corrente nominal do

mesmo. Assim sendo, neste estudo os transformadores tiveram suas funções de sobrecorrente

de fase ajustadas em aproximadamente 150% do valor da corrente nominal.

3.1.5. Proteção 50 - Primário

Como critério para ajuste da função de sobrecorrente instantânea (50) do enrolamento

primário foi considerado que esta proteção deverá:

• Ser insensível às correntes de magnetização dos transformadores;

• Atuar para ponto ANSI;

Recomenda-se que a proteção atue a 120 % da corrente de magnetização e a 120 % da

corrente de curto circuito simétrico trifásico do secundário do transformador.

3.1.6. Proteção dos Alimentadores - Sobrecorrentes de Fase (ANSI 50/51)

De acordo com os limites informados pela ANSI, o ajuste de pick-up da função de

sobrecorrente de fase temporizada (51) deve estar, no máximo, em 300% da corrente nominal

de sistema. Empregou-se neste estudo o ajuste em 110% da corrente nominal. Esse ajuste

garante uma boa sensibilidade para a proteção, sem que haja riscos de operação indesejada.

Com base nas informações recebidas (diagramas unifilar e trifilar), e nas considerações

acima descritas o sistema elétrico foi modelado conforme a figura 2.

23

FIGURA 2 – Diagrama unifilar de entrada

3.1.7. Determinação das correntes de curto-circuito

Foram analisadas correntes de curto-circuito trifásico e monofásico, cujos resultados

estão na figura 3.

SE-01

SE-02

SE-03 SE-04

BANDEIRANTESIsc 3P 350.0 MVAIsc SLG 100.0 MVA

SE-0113800 V

STR_1ANAN 1000.00 kVAANAF 1000.0 kVAZ 5.57 %






SE-0213800 V

CBL-0001

Cabo 1 x 150 mm210.0 Meters

CBL-0002Cabo 1 x 70 mm210.0 Meters


FUTURO


RP_1439

RP_7140_TR_6RP_1439_TR_5RP_1439_SE_02

FU_TR_6In 15.0 A

FU_TR_5In 125.0 A

FU_TR_1In 80.0 A

FU_TR_2In 80.0 A

FU_TR_3In 80.0 A

FU_TR_4In 80.0 A

DJ_ABB_VMAX_1In 0.0 A

DJ_BEGHIMIn 630.0 A

DJ_ABB_VMAX_TR_5In 0.0 A

DJ_ABB_VMAX_TR_6In 0.0 A

DJ_ABB_VMAX_SE_02In 0.0 A

24

FIGURA 3 - Modelo curto circuito trifásico e monofásico

3.2. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE FASE

Este item destina-se aos ajustes das funções de sobrecorrente de fase (50/51).

3.2.1. Subestação SE-02

O disjuntor de entrada é um disjuntor BEGHIM, tripolar, modelo PL15C (PVO), Classe

15kV - 350MVA – 630 A, com bobina de abertura, mínima e fechamento e cuja proteção é

SE-01

SE-02

SE-03 SE-04

BANDEIRANTES

SE-0114602.915 Amps 3P12522 Amps SLG

STR_1

STR_2

STR_3

STR_4

STR_5

STR_6

SE-0214552.712 Amps 3P12485 Amps SLG

CBL-0001

CBL-0002

14552.712 Amps 3P12485 Amps SLG

CBL-0003

14524.774 Amps 3P12464 Amps SLG

FUTURO

CBL-0004

RP_1439

RP_7140_TR_6RP_1439_TR_5RP_1439_SE_02

FU_TR_6FU_TR_5

FU_TR_1 FU_TR_2 FU_TR_3 FU_TR_4

DJ_ABB_VMAX_1

DJ_BEGHIM

DJ_ABB_VMAX_TR_5 DJ_ABB_VMAX_TR_6DJ_ABB_VMAX_SE_02

25

feita através de relé de sobrecorrente primário. O ajuste deste relé deve ser coordenado com

os fusíveis instalados no primário dos transformadores TR_1 à TR_4.

A montante deste alimentador (SE-01) existe um relé Pextron URP-1439.

3.2.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM)

• Corrente de tempo longo (CTL) – 2 (200 A);

• Tempo de atraso (TL) - 0.25 s;

Na figura 4 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação

destes dispositivos. Como todos os transformadores estão protegidos por fusíveis de mesma

capacidade (80 A) será apresentada a coordenação com apenas um dos fusíveis.

Figura 4 – Gráfico de coordenação do transformador TR1

TX Inrush

TR_1

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES

SE-02.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 SE-02.drw

TIME

IN S

EC

ON

DS

FU_TR_1

TR_1

DJ_BEGHIM

FU_TR_1

TR_1

DJ_BEGHIM

26

Com os ajustes propostos na figura 4, é possível verificar que:

• Não existe atuação para INRUSH;

• Não existe atuação para a corrente nominal do alimentador (Σ In dos trafos = 160

A);

• A proteção atua adequadamente para o curto no primário dos transformadores

(14,5 kA);

• A proteção atua adequadamente para o ponto ANSI dos transformadores TR_1 à

TR_4;

• O ajuste de proteção (relé primário) é seletivo em 250 ms com os fusíveis

instalados nos primários dos transformadores.

3.2.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02

• Corrente de partida de fase (51) – 5 (300 A);

• Tipo de curva de atuação para fase (51) – EI;

• dt de fase (51) – 0.1;

• Tempo definido de fase (51) – 0.25;


destes dispositivos.

27

Figura 5– Gráfico de coordenação do transformador TR 1.


• A proteção atua adequadamente para o curto no primário do transformador (14,5

kA);

• O cabo alimentador tem sua curva de dano protegida para o curto em seu terminal;

• O ajuste de proteção do relé Pextron URP-1439 está coordenado em 250 ms com

fusível instalado no primário dos transformadores a jusante;

• Foi priorizada a proteção do cabo em detrimento de coordenação entre o DJ

BEGHIM PL15C e o Pextron URP-1439. Esta coordenação não se faz necessária

por se tratar de um trecho sem derivação de circuitos.

3.2.4. Proteção do transformador TR_5

CBL-0004RP_1439_SE_02

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES

FEEDER SE-02.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 FEEDER SE-02.dr

TIME

IN S

EC

ON

DS

CBL-0004

DJ_BEGHIM

FU_TR_4

RP_1439_SE_02

CBL-0004

DJ_BEGHIM

FU_TR_4

RP_1439_SE_02

28

O transformador TR_5 é protegido através de um fusível HH de 125 A. A montante

deste alimentador (SE-01) existe um relé Pextron URP-1439.



Figura 6 – Gráfico de coordenação do transformador TR 5.


• Não existe atuação para INRUSH;

• Não existe atuação para a corrente nominal do transformador (80 A);

• A proteção atua adequadamente para o curto no primário do transformador (14,5

kA);

• As proteções atuam adequadamente para o ponto ANSI do transformador TR_5;

RP_1439_TR_5

TX Inrush

TR_5

CBL-0003

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES

TR_5.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 TR_5.drw

TIME

IN S

EC

ON

DS

RP_1439_TR_5

TR_5

FU_TR_5

CBL-0003

RP_1439_TR_5

TR_5

FU_TR_5

CBL-0003

29

• O ajuste de proteção do relé Pextron URP-1439 está coordenado em 250 ms com

o fusível instalado no primário do transformador.

Com os ajustes acima sugeridos, o cabo alimentador (1x3/C #25mm2) não tem sua

curva de dano protegida para o curto-circuito em seus terminais. A magnitude de curto-

circuito na extremidade próxima ao TR_5 é aproximadamente 14,5 kA. Assumindo que este

cabos sejam com isolação EPR, o tempo máximo de suportabilidade do condutor seria

aproximadamente de 55 ms, tempo este que não possibilita a devida coordenação com os

demais equipamentos.

Para resolução do problema é necessária alteração da bitola deste alimentador ou

utilização de função instantânea no relé localizado na SE-01, porém com perda de

coordenação entre o relé Pextron e o fusível instalado no transformador. Esta coordenação

não se faz necessária por se tratar de um trecho sem derivação de circuitos.

Na figura 7 é apresentado o coordenograma já com a função 50 do relé Pextron 1439

ajustada.

30

Figura 7 – Gráfico de coordenação do relê do TR 5.

3.2.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5

• Corrente de partida de fase (51) - 2 (120 A);

• Tipo de curva de atuação para fase (51) – NI;

• dt de fase (51) – 0.1;

• Corrente de atuação instantânea (50) – 10 (6000 A);


Este item apresenta a coordenação entre o cubículo da entrada da SE-01 com os três

cubículos de saída.

- Entrada – Relé Pextron 1439 / DJ ABB VMAX;

- Alimentador SE-02 – Relé Pextron 1439 / DJ ABB VMAX;

TX Inrush

TR_5

CBL-0003RP_1439_TR_5

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES


TIME

IN S

EC

ON

DS

TR_5

CBL-0003

FU_TR_5

RP_1439_TR_5

TR_5

CBL-0003

FU_TR_5

RP_1439_TR_5

31

- Alimentador SE-03 – Relé Pextron 1439 / DJ ABB VMAX;

- Alimentador SE-04 – Relé Pextron 7140 / DJ ABB VMAX.



Figura 8 – Gráfico da coordenação dos relês de proteção de entrada.

3.2.7. Ajustes relé RP_1439 SE-01

• Corrente de partida de fase (51) – 5 (300 A);

RP_1439_SE_02

RP_1439_TR_5RP_7140_TR_6

RP_1439

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES


TIME

IN S

EC

ON

DS

RP_1439_SE_02

RP_1439_TR_5

RP_7140_TR_6

RP_1439

RP_1439_SE_02

RP_1439_TR_5

RP_7140_TR_6

RP_1439

32

• Tipo de curva de atuação para fase (51) – EI;

• dt de fase (51) – 0.1;

• Tempo definido de fase (51) – 0.5;

3.3. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE NEUTRO

Este item destina-se aos ajustes das funções de sobrecorrente de neutro (50N/51N).


3.3.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM)

• Corrente de tempo longo (CTL) – 2 (200 A);

• Tempo de atraso (TL) - 0.25 s.

3.3.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02


• Tempo definido da função (50) – 0.5.



33

Figura 9 – Gráfico de coordenação do transformador TR 4 em relação ao neutro.







CBL-0004RP_1439_SE_02

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES

FEEDER SE-02.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 FEEDER SE-02.dr

TIME

IN S

EC

ON

DS

FU_TR_4

CBL-0004

RP_1439_SE_02

DJ_BEGHIM

FU_TR_4

CBL-0004

RP_1439_SE_02

DJ_BEGHIM

34

Figura 10- Gráfico de coordenação do relê do TR 5 em relação ao neutro.







CBL-0003

TX Inrush

TR_5

RP_1439_TR_5

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES


TIME

IN S

EC

ON

DS

CBL-0003

FU_TR_5

TR_5

RP_1439_TR_5

CBL-0003

FU_TR_5

TR_5

RP_1439_TR_5

35

Figura 11 – Gráfico de coordenação do TR 6 em relação ao neutro.


3.3.9. Ajustes relé RP_1439





TX Inrush

RP_7140_TR_6CBL-0002

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES


TIME

IN S

EC

ON

DS

FU_TR_6

TR_6

RP_7140_TR_6

CBL-0002

FU_TR_6

TR_6

RP_7140_TR_6

CBL-0002

36

Figura 12 – Gráfico de coordenação dos relês de proteção em relação ao

Neutro.

4. Resultados

Seguindo a metodologia de cálculo da corrente de curto circuito expostas na introdução,

foram calculadas todas as impedâncias desde o transformador até as cargas em sua maioria de

injetoras de plástico e determinado as correntes de curto circuito. Não foram analisadas as

seletividades das proteções dos equipamentos (injetoras) considerando que as mesmas seguem

os padrões estabelecidos pela norma NR 5410 da ABNT.

RP_1439_TR_5RP_1439_SE_02

RP_7140_TR_6

RP_1439

0.5 1 10 100 1K 10K0.01

0.10

1

10

100

1000

CURRENT IN AMPERES


TIME

IN S

EC

ON

DS

RP_1439

RP_1439_TR_5

RP_1439_SE_02

RP_7140_TR_6

RP_1439

RP_1439_TR_5

RP_1439_SE_02

RP_7140_TR_6

37

Dados:

Concessionária – Potência de curto circuito: 350 MVA

Potência do transformador: 2000 KVA

Tensão do secundário: 0,38 KV

Corrente de base: 3038 A

Como pode ser observada na tabela 3.1 no anexo 2, a capacidade de interrupção do

curto circuito próxima ao barramento do QGF da maioria dos disjuntores aplicados, não

satisfaz ao valor de 37 KA, possibilitando um grave dano caso o curto circuito seja próximo

do barramento. Outra situação verificada, alguns disjuntores estão acima do nível de

capacidade dos cabos, ou seja, os cabos estão sem a proteção devida.

A seletividade de dois circuitos é apresentada no anexo 3. Observa-se que a

seletividade das máquinas está de acordo com as normas da IEEE STD 242, porém os cabos

de alimentação e os disjuntores do QGF para as máquinas estão subdimensionados

acarretando uma sobrecarga e por sua vez o aquecimento dos mesmos, devem ser

substituídos.

O método prático serve de base para todos os outros circuitos, que não serão

apresentados pela dificuldade de aquisição de dados no campo e falta de documentação.

No trabalho de campo constatou-se que alguns cabos apresentaram um aquecimento

acima do normal, ou seja, estão em sobrecarga como foi apresentado anteriormente na análise

de dois circuitos. O dimensionamento das cargas não considerou o fator de agrupamento dos

cabos e como consequência o condutor instalado está insuficiente para a finalidade, em alguns

casos não considerou a recomendação do fabricante [4] [5].

5. Considerações finais

Neste trabalho foram suprimidas várias análises complementares como o cálculo do

fator de potência, demanda, queda de tensão dos cabos, contribuição dos motores na corrente

38

de curto circuito, a seletividade dos equipamentos (injetoras), etc. As quais demandariam

mais tempo para a realização das avaliações, mas devem ser observadas em um projeto

amplo elétrico, o que não é o objetivo deste trabalho.

Infelizmente a empresa deverá realizar muitas adequações importantes para que a

segurança do sistema elétrico seja satisfatória, todas as observações serão reportadas a

empresa para exemplificar a situação. A extensão do trabalho será importante para determinar

todas as irregularidades e oportunidades de melhora do sistema com um todo.

O trabalho de campo demandou muito tempo, por não ser disponibilizado informações

precisas das instalações ou unifilar atualizado, a empresa não tem um departamento de

engenharia de planta, onde as informações poderiam ser encontradas.

As informações gráficas de coordenação dos transformadores foram apresentadas no

trabalho para ilustrar didaticamente, como é o processo de coordenação dos sistemas. O

material foi disponibilizado pela empresa.

O processo de coordenação e seletividade é muito dinâmico, cabe a empresa estar

sempre atualizando o documento a fim de evitar transtornos, como gastos extraordinários, e

acidentes que causaram interrupções de energia em certos setores e alguns casos não somente

as perdas materiais como de pessoas.

Para futuros trabalhos de conclusão de curso pode ser interessante o desenvolvimento

de um software gratuito para os cálculos das correntes de curto circuito, procedimento que

demandou mais tempo neste trabalho.

39

6. Bibliografia

[1] Mamede Filho, J., Instalações Elétricas Industriais, Edição 7, LTC Editora, Rio de Janeiro, 230.

[2] IEEE STD. 242, IEEE Recommended Practice for Protection and Coodination of Industrial and Comercial Power System, 2001.

[3] IEEE STD. C 57.109, IEEE Guide for Liquid Imersal Transformer Through Fault Current Duration 1993 (R 2008).

[4] Prysmian Cables & Systems. Baixa tensão – uso geral: Dimensionamento. Disponível em <HTTP:// WWW. Prysmian.com.br>

[5] Siemens, Seminários Técnicos para Engenheiros e projetistas, 2003

40

ANEXO 1 – Diagrama Unifilar Avaliado

41

ANEXO 2 – Tabela 3.1- correntes de curto circuito após o transformador de 2MVA

calculadas pelo método apresentado.

Corrente curto

circuito trifásico

simétrico

calculado (kA)

Cabos (m m2) DISJUNTOR

(A) (ICS)

Corrente curto

circuito fase-terra

máximo calculado

(KA)

BARRAMENTO

QGF

37 2 (120 x10)

(3280 A)

3200 (80 KA) 31

ENAIVIV 3 18,5 240 (485 A) 400 (35KA) 3,8

HUSKY 21 240 (485 A) 400 (35 KA) 4,7

ROMI 4 21,5 120 (308 A) 200 (35 KA) 5,9

ROMI 3 20,8 150 (356 A) 350 (36 KA) 5,2

ROMI 1 16,4 95 (264 A) 200 (35 KA) 4,3

ENAIVI V6 19,7 240 (485 A) 800 (40 KA) 5

ROMI 2 8,9 95 (264 A) 200 (35 KA) 2

TC 1 8,1 70 (216 A) 100 (35 KA) 2,2

TC 2 10,7 120 (308 A) 160 (35 KA) 2,2

BATTENFELD 5,5 50 (167 A) 250 (80 KA) 4,9

ENGEL 4 6,6 150 (356 A) 350 (80 KA) 1,1

ENGEL 5 6,4 150 (356 A) 350 (80 KA) 1,1

SOPRADORA 28,2 150 (356 A) 800 (65 KA) 9,8

FERRAMENTA

RIA

13,8 95 (264 A) 400 (35 KA) 3,5

ECUS 5,8 150 (356 A) 400 (35 KA) 1

42

ANEXO 3

Seletividade do circuito da injetora Romi 4:

Especificações:

Potência instalada- 196 kvA Corrente/fase- 297 A

Motor – 100 CV Corrente Nominal- 156 A

Análise:

Corrente de curto circuito nos terminais do motor calculado: 0,9 kA

Corrente de partida do motor: 1045 A

Corrente de partida em estrela/triângulo: 348 A

Cabo especificado: 185 mm2

Cabo instalado: 120 mm2 (insatisfatório)

Disjuntor especificado: 300 A

Disjuntor instalado: 200 A (insatisfatório)

Relê térmico regulado em 93 A (LR9 F5369 Telemecanique) (satisfatório)

Contatores estrela/triângulo: LC1 – F150 (satisfatório)

Seletividade do circuito da injetora Romi 2

Especificações:

Potência instalada: 164 kvA Corrente : 249 A

Motor: 100 CV Fator de serviço: 1,15 Corrente Nominal: 167 A

Análise:

43

Corrente de curto circuito nos terminais do motor: 879 A

Corrente de partida do motor: 1119 A

Corrente de partida estrela/triângulo: 373 A

Cabo especificado: 150 mm2

Cabo utilizado: 95 mm2 (insatisfatório)

Disjuntor especificado: 300 A

Disjuntor instalado: 200 A (insatisfatório)

Relê térmico regulado em 93 A (LR9 F5369 Telemecanique) (satisfatório)

Contatores estrela/triângulo: LC1 – F150 (satisfatório)

Documents

ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DO …biblioteca.univap.br/dados/000005/00000537.pdf · u2 – corrente em pu nas bases V 2 e P 2 . I u1 – corrente em pu nas bases V 1 e