Proteção de Redes Aéreas de Distribuição - Sobrecorrente - GED-2912.pdf

Tipo de Documento: Área de Aplicação:

UN Distribuição

Título do Documento:

N.Documento: Categoria: Versão: Aprovado por: Data Publicação: Página:

SUMÁRIO 1 FINALIDADE ..............................................................................................................4 2 ÂMBITO DE APLICAÇÃO..........................................................................................4 3 TERMINOLOGIA........................................................................................................4

3.1 Falta ........................................................................................................................4 3.2 Curto-circuito ..........................................................................................................4 3.3 Corrente de Curto-circuito ......................................................................................4 3.4 Sobrecorrente .........................................................................................................4 3.5 Coordenação ..........................................................................................................4 3.6 Seqüência de Operação.........................................................................................5 3.7 Seletividade ............................................................................................................5 3.8 Zona de Proteção ...................................................................................................5 3.9 Capacidade Nominal ..............................................................................................5 3.10 Capacidade de Interrupção ou Abertura.............................................................5 3.11 Característica de Operação ................................................................................5 3.12 Tempo de Religamento.......................................................................................5 3.13 Tempo de Rearme ..............................................................................................5

4 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA CPFL ..................................................................5 5 TIPOS DE FALTAS ....................................................................................................6 6 FENÔMENOS A SEREM OBSERVADOS NOS ESTUDOS DE PROTEÇÃO..........7

6.1 Cálculo das Correntes de Curto-circuito ................................................................7 6.2 Correntes de "Inrush" .............................................................................................8

6.2.1 Física do Fenômeno........................................................................................8 6.2.2 Cálculo da Corrente de "Inrush"....................................................................10

7 EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE ......................11 7.1 Chave Fusível/Elo Fusível ....................................................................................12

7.1.1 Escolha dos Pontos de Instalação ................................................................12 7.1.2 Dimensionamento da Chave Fusível e do Elo Fusível .................................12

7.2 Disjuntores e Relés...............................................................................................15 7.2.1 Operação do Disjuntor ..................................................................................16 7.2.2 Dimensionamento dos Disjuntores e Transformadores de Corrente............17 7.2.3 Ajustes dos Relés..........................................................................................18

7.3 Religadores...........................................................................................................23 7.3.1 Dimensionamento dos Religadores ..............................................................24 7.3.2 Ajustes dos Religadores................................................................................25

7.4 Seccionalizadores.................................................................................................28 7.4.1 Funcionamento do Seccionalizador ..............................................................29 7.4.2 Instalação de Seccionalizadores...................................................................30 7.4.3 Ajustes do Seccionalizador ...........................................................................31 7.4.4 Acessórios .....................................................................................................31

8 COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DA PROTEÇÃO...........................................32

Norma Técnica

Distribuição

Proteção de Redes Aéreas de Distribuição - Sobrecorrente

2912 Procedimento 1.2 Ronaldo Antônio Roncolatto 25/09/2006 1 de 155

IMPRESSÃO NÃO CONTROLADA


UN Distribuição



8.1 Seletividade entre Elos Fusíveis ..........................................................................32 8.2 Seletividade Relé-Elo Fusível...............................................................................33 8.3 Coordenação Relé-Religador ...............................................................................35

8.3.1 Condições para Obtenção da Coordenação.................................................36 8.3.2 Escolha da Curva Temporizada do Relé ......................................................36

8.4 Coordenação Religador - Elo Fusível ..................................................................37 8.5 Coordenação Religador-Seccionalizador-Elo Fusível..........................................39 8.6 Coordenação e Seletividade Religador-Religador ...............................................41

9 PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO ...................................43 10 ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO DE PROTEÇÃO ..........................46

10.1 Escolha dos Alimentadores a Serem Estudados .............................................46 10.2 Coleta de Dados ...............................................................................................46 10.3 Cálculo de Curto-circuito...................................................................................46 10.4 Escolha dos Ajustes de Proteção .....................................................................46 10.5 Documentação ..................................................................................................47

11 EXEMPLO DE UM ESTUDO DE PROTEÇÃO........................................................47 11.1 Cálculos de curto-circuito em alguns pontos do alimentador...........................47 11.2 Dados da SE .....................................................................................................48 11.3 Dimensionamento dos Elos Fusíveis................................................................48 11.4 Ajustes do Religador do Ponto 1 ......................................................................51 11.5 Verificação do Dimensionamento do TC do Disjuntor......................................52 11.6 Ajuste do "TAP" da Unidade Temporizada do Relé de Fase ...........................53 11.7 Ajuste do "TAP" da Unidade Instantânea do Relé de Fase .............................54 11.8 Ajuste do "TAP" da Unidade Temporizada do Relé de Terra...........................54 11.9 Ajuste do "TAP" da Unidade Instantânea do Relé de Terra.............................55 11.10 Escolha das Curvas de Atuação das Unidades Temporizadas dos Relés de Fase e de Terra............................................................................................................55

11.10.1 Curva da Unidade Temporizada do Relé de Fase ....................................55 11.10.2 Curva da Unidade Temporizada do Relé de Terra ...................................56

11.11 Resumo dos Ajustes .........................................................................................59 ANEXO I – COMPONENTES SIMÉTRICAS...................................................................61 ANEXO II – VALORES "POR UNIDADE" (PU) DE ELEMENTOS DE UM CIRCUITO TRIFÁSICO......................................................................................................................64 ANEXO III – FÓRMULAS PARA CÁLCULOS DAS CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO .......................................................................................................................65 ANEXO IV – CARACTERÍSTICAS E IMPEDÂNCIAS DE SEQÜÊNCIAS DOS CABOS UTILIZADOS PELA CPFL– PAULISTA ..........................................................................68 ANEXO V – CARACTERÍSTICAS E IMPEDÂNCIAS DE SEQÜÊNCIAS DOS CABOS UTILIZADOS PELA CPFL– PIRATININGA.....................................................................78 ANEXO VI – CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO ASSIMÉTRICA...............................81 ANEXO VII – CURVAS T x I DOS ELOS FUSÍVEIS TIPO "K" .......................................84 ANEXO VIII – CÁLCULO DO FATOR DE SEGURANÇA A SER UTILIZADO NO AJUSTE DA PROTEÇÃO DE FASE ...............................................................................85

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO IX – CURVA TEMPO X CORRENTE PARA INÍCIO DE RECOZIMENTO DOS CABOS DE ALUMÍNIO....................................................................................................86 ANEXO X – INTEGRAÇÃO RELÉ-RELIGADOR............................................................88 ANEXO XI – CURTO-CIRCUITO NO LADO BT DO TRANSFORMADOR ....................98 ANEXO XII – RELIGADORES TIPO KF DA MCGRAW-EDISON ................................103 ANEXO XIII – RELIGADORES TIPOS OYT-250 E OYT-400 DA REYROLLE ............112 ANEXO XIV – RELIGADORES TIPO SEV-280 DA WESTINGHOUSE .......................116 ANEXO XV – RELIGADOR TIPO PMR-1-15 DA BRUSH SWITCHGEAR ..................121 ANEXO XVI – RELIGADOR TIPO PMR-3 DA BRUSH SWITCHGEAR.......................135 ANEXO XVII – SECCIONALIZADORES TIPO GN3-E DA MCGRAW-EDISON..........146 ANEXO XVIII – SECCIONALIZADOR TIPO OYS DA REYROLLE..............................150 ANEXO XIX ...................................................................................................................153

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



1 FINALIDADE Esta norma estabelece critérios e práticas a serem observados nos estudos de proteção para a escolha, dimensionamento e localização dos equipamentos de proteção contra sobrecorrente na rede de distribuição aérea da CPFL – Paulista e CPFL – Piratininga, prevendo critérios para ajustes dos equipamentos de proteção instalados nas saídas dos alimentadores de distribuição das subestações.

2 ÂMBITO DE APLICAÇÃO

Departamento de Engenharia e Planejamento; Departamento de Serviço de Rede Sudeste, Nordeste, Noroeste, Oeste e Baixada Santista; Departamento de Gestão de Ativos Sudeste, Nordeste, Noroeste e Piratininga.

3 TERMINOLOGIA Além dos termos comumente utilizados na área de proteção, são definidos a seguir alguns termos utilizados nesta norma, visando maior clareza.

3.1 Falta Termo que se aplica a todo fenômeno acidental que impede o funcionamento de um sistema ou equipamento elétrico. Por exemplo: isolador perfurado numa linha elétrica em funcionamento poderá ser falta no sistema em conseqüência da falha de isolação.

3.2 Curto-circuito Ligação intencional ou acidental entre dois ou mais pontos de um circuito, através de impedância desprezível.

3.3 Corrente de Curto-circuito Sobrecorrente que resulta de um curto-circuito.

3.4 Sobrecorrente Intensidade de corrente superior à máxima permitida para um sistema, equipamento ou para um componente elétrico.

3.5 Coordenação Ato ou efeito de dispor dois ou mais equipamentos de proteção em série segundo certa ordem, de forma a atuarem em uma seqüência de operação pré-estabelecida.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



3.6 Seqüência de Operação Sucessão de desligamentos e religamentos de um equipamento na tentativa de eliminar faltas de natureza transitória, sem prejuízo da continuidade de serviço. Se a falta persistir a interrupção do fornecimento deverá ser feita pelo equipamento mais próximo do ponto com problemas.

3.7 Seletividade Capacidade do equipamento de proteção mais próximo da falta de antecipar, sempre, a atuação do equipamento de retaguarda, independente da natureza da falta ser transitória ou permanente.

3.8 Zona de Proteção É o trecho da rede protegido por um dispositivo de proteção, sendo calculada a partir do curto-circuito fase-terra.

3.9 Capacidade Nominal É o valor da corrente que um equipamento ou circuito pode conduzir sem que o aumento de temperatura provoque danos ao equipamento ou à outros materiais vizinhos.

3.10 Capacidade de Interrupção ou Abertura É a maior corrente que um equipamento pode interromper sem sofrer danos.

3.11 Característica de Operação Curva tempo x corrente em que um religador, relé ou outro dispositivo de proteção operará.

3.12 Tempo de Religamento É o tempo entre uma abertura e um fechamento automáticos de um equipamento de proteção.

3.13 Tempo de Rearme - de um relé: é o tempo que um relé demora para voltar à posição de repouso

após a sua atuação, para uma dada curva. - de um religador: é o tempo que o religador demora após uma seqüência de

operações (completa ou incompleta) para retornar à contagem zero. - de um seccionalizador: é o tempo em que o seccionalizador perderá todas as

contagens e voltará à contagem zero.

4 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA CPFL A CPFL possui dois tipos de sistemas primários de distribuição: - Sistema primário a 3 fios com neutro de BT contínuo e multiaterrado.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



- Sistema primário a 3 fios. 4.1 primeiro sistema é aplicado na zona urbana e, normalmente, o neutro é interligado

à malha terra da SE, onde o neutro do transformador é solidamente aterrado. Na rede aérea de distribuição urbana verificam-se duas situações: - O sistema apresenta uma densidade de carga alta e por isso possui grande

número de alimentadores de pequena extensão; - O sistema apresenta uma densidade de carga baixa e por isso possui poucos

alimentadores de razoável extensão. Independentemente da carga e da extensão, quando a rede estiver em operação normal todos os trechos deverão ter alguma forma de proteção. Como a maioria dos alimentadores tem alguma flexibilidade quanto à transferência de carga, os vários arranjos possíveis devem ser considerados no projeto de proteção, de modo que não haja nenhuma condição sem proteção.

4.2 O segundo sistema é aplicado na zona rural, onde a rede de distribuição pode atender, ou não, pequenas localidades. Este sistema pode iniciar-se de um sistema a 3 fios com neutro contínuo e multiaterrado ou de uma SE localizada na zona rural. O sistema é essencialmente radial sem recurso, devido à baixa densidade de carga. Sua extensão chega a dezenas de quilômetros e pode atender pequenas cidades ao longo do seu traçado. Por sua própria condição está exposta às ações da natureza com maior rigor do que a rede urbana. Independentemente da extensão todos os trechos deverão ter alguma forma de proteção.

4.3 Os transformadores na rede de distribuição são trifásicos e possuem conexões no lado AT em delta e no lado BT em estrela com o neutro aterrado. Na rede de distribuição rural também é permitida a aplicação de transformadores que não os trifásicos, desde que a conexão no lado AT seja entre fases e no lado da BT a derivação central seja aterrada.

4.4 As tensões básicas existentes são: 11,9 ou 13,8 kV para a rede primária e 220/127V para a rede secundária, com exceção das cidades de Lins e Piratininga, que possuem tensão secundária de 380/220V.

5 TIPOS DE FALTAS Quanto à sua duração as faltas podem ser classificadas em faltas transitórias e faltas permanentes.

5.1 Faltas transitórias são aquelas em que havendo a operação de um equipamento de proteção desaparece a causa do defeito e o circuito funciona normalmente após religado. As causas mais comuns de defeitos transitórios são:

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



- Descargas atmosféricas - Contatos momentâneos entre condutores - Abertura de arco elétrico - Materiais sem isolação adequada A literatura nos informa que cerca de 80% das faltas que ocorrem nas redes de distribuição são faltas transitórias.

5.2 Faltas permanentes são aquelas em que é necessária a intervenção do homem para que se corrija o defeito causador da interrupção antes de se religar o equipamento operado. Eventualmente, uma falta do tipo transitória pode se transformar em uma falta do tipo permanente caso não haja uma operação adequada dos equipamentos de proteção.

6 FENÔMENOS A SEREM OBSERVADOS NOS ESTUDOS DE PROTEÇÃO 6.1 Cálculo das Correntes de Curto-circuito

As fórmulas para o cálculo do curto-circuito estão listadas no anexo III. Os valores de curto-circuito poderão ser calculados manualmente ou através de programas computacionais escritos para esse fim. O anexo IV traz um programa para o cálculo das correntes de curto-circuito. Outros programas, como por exemplo o desenvolvido no Departamento de Planejamento, poderão ser usados, à critério do projetista. O Anexo V mostra tabelas contendo as impedâncias de seqüência positiva e zero que deverão ser usadas nos cálculos das correntes de curto-circuito. Na falta de outras informações utilize as impedâncias de seqüência zero para resistividade do solo igual à 600 ohms. metro. As seguintes observações devem ser levadas em consideração no cálculo das correntes de curto-circuito: - Os valores das correntes para os curtos-circuitos trifásicos e bifásicos serão

calculados como valores máximos, ou seja, a impedância de contato será zero.

- As correntes de curto-circuito fase-terra deverão ser calculadas com impedância de contato igual à zero (curto-circuito fase-terra máximo), que será usada para dimensionamento de equipamentos, e com impedância de contato igual à 40 ohms (curto-circuito fase-terra mínimo), que será usado para as verificações de coordenação e seletividade entre os dispositivos. Deve-se observar que o valor calculado com 40 ohms não será usado para o ajuste dos "pick-ups" dos dispositivos de proteção de terra, uma vez que o

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



valor da corrente do curto-circuito, quando ocorrem faltas de alta impedância, pode ser muito menor que o calculado. O valor a ser ajustado para os dispositivos de proteção de terra, será o menor valor oferecido pelo dispositivo.

- Deve-se calcular o curto-circuito simétrico e o assimétrico. Caso seja possível deve-se calcular o curto-circuito assimétrico com a relação x/r do ponto onde o curto estiver sendo calculado. Se o valor de x/r não for conhecido pode-se usar 1,35 como fator de assimetria, para curto-circuitos até 2 ou 3 km da S/E; para pontos mais distantes o valor do fator de assimetria será 1. O Anexo VI traz o método para o cálculo das correntes de curto-circuito assimétricas.

6.2 Correntes de "Inrush" Um fenômeno transitório, característico da corrente de magnetização de transformadores é o alto surto de corrente observado ocasionalmente quando um transformador é energizado. Isto pode causar uma queda momentânea da tensão se a impedância da fonte for considerável, e também pode causar a atuação de equipamentos de proteção contra sobrecorrentes, se esses forem ajustados com valores muito baixos. A este surto de corrente chamamos "Inrush" (palavra inglesa que significa surto).

6.2.1 Física do Fenômeno Se um transformador pudesse ser energizado no instante em que o valor da onda de tensão correspondesse ao fluxo magnético real do núcleo nesse instante, a energização seria uma suave continuação da operação anterior, sem que ocorresse um transiente magnético. Mas na prática, o instante do chaveamento não está sob controle e assim um transiente magnético é praticamente inevitável. Quando um transformador é desenergizado, a corrente de magnetização segue o laço de histerese até o zero, e a densidade de fluxo segue para um valor residual Br (veja figura 1). A figura 1 mostra a onda de corrente de magnetização I1 e da densidade de fluxo B1 definitivamente interrompida no instante marcado pela primeira linha vertical tracejada, na qual a corrente passou pelo zero, com o fluxo em um valor residual Br. Se o transformador não fosse desenergizado as ondas de corrente e de densidade de fluxo teriam seguido as curvas tracejadas, mas com o transformador sendo desenergizado, elas seguem as linhas sólidas horizontais I2 e B2, a corrente em zero e a densidade de fluxo em +Br.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA 1 - Densidade de fluxo residual e corrente de "Inrush"

Para ilustrar o fenômeno do "Inrush" sob condições que levarão ao transiente máximo, assumiremos que o circuito é restabelecido no instante indicado pela segunda linha tracejada vertical quando a densidade de fluxo estaria normalmente em seu máximo valor negativo (-Bmax). Desde que o fluxo magnético não pode ser criado ou destruído instantaneamente, a onda de fluxo ao invés de partir com seu valor normal (-Bmax no caso presente) e crescer seguindo a curva tracejada, parte do final de B2, com valor residual +Br e traça a curva B3. A curva B3 é uma curva senoidal deslocada ao invés da característica de saturação do circuito, porque, com uma tensão senoidal aplicada, a força contra eletro-motriz e, portanto, a onda de fluxo tem de ser senoidais. A saturação modifica não o fluxo, mas apenas a corrente de magnetização necessária para produzir o fluxo. A onda de corrente, correspondente à onda de densidade de fluxo B3, é mostrada como I3. O valor teórico máximo da curva B3 é Br+2Bmax, e, se o transformador for desenhado para uma densidade de fluxo econômico Bmax, a crista de B3 produzirá super saturação no circuito magnético e produzirá uma crista muito grande na corrente de magnetização.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Deve-se lembrar que a onda de densidade de fluxo controla a corrente e não a corrente controla a densidade de fluxo.

6.2.2 Cálculo da Corrente de "Inrush" O cálculo da corrente de "inrush" é extremamente complicado e impreciso. Complicado devido à necessidade de se calcular graficamente a densidade de fluxo para valores altos de densidade, o que nem sempre é possível, devido à indisponibilidade de laços de histerese para esses valores. E impreciso, porque laços de histerese obtidos com valores médios não são exatamente aplicáveis a cada transformador em particular. Levando-se em conta a dificuldade de cálculo e a aleatoriedade de valor da corrente de "inrush" (ela depende do exato instante da energização do transformador e do valor da densidade de fluxo residual em cada transformador), foram desenvolvidos meios práticos para o cálculo da corrente de "inrush" provável. O método utilizado pela CPFL leva em conta o número de transformadores que serão energizados pelo fechamento de um dispositivo. A tabela 1 fornece um coeficiente a ser multiplicado pela corrente nominal do grupo de transformadores que serão energizados, em função do tamanho do grupo. A aplicação desta tabela fornecerá a corrente de "inrush" esperada em um tempo de 0,1s.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela 1 - Fator de multiplicação para se determinar a corrente de "inrush" em 0,1 s

Número de transformadores Fator de multiplicação

1 12,0 2 8,3 3 7,6 4 7,2 5 6,8 6 6,6 7 6,4 8 6,3 9 6,2

10 6,1 >10 6,0

Por exemplo, se um grupo composto por 3 transformadores de 15kVA mais 3 transformadores de 30kVA forem energizados pelo fechamento de uma chave, a corrente de "inrush" esperada será calculada conforme segue:

135 3 3 15 3 kVA =×+×=

6 n =

A5,65 13,8 3

135 In =×

=

da tabela, para n=6 o coeficiente é 6,6

A 37,3 5,65 6,6 I INRUSH =×=

Um outro ponto que merece observação é que a corrente de "inrush" não pode ser maior que a corrente de curto-circuito trifásico para qualquer ponto. Portanto, se o cálculo indicar que a corrente de "inrush" será maior que a corrente do curto-circuito trifásico, considere a corrente de "inrush" igual à corrente de curto-circuito.

7 EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE Neste capítulo serão abordados os principais equipamentos de proteção utilizados pela CPFL. Os equipamentos utilizados são os seguintes:

- Chave Fusível/Elo fusível - Disjuntor/Relé - Religador

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



- Seccionalizador 7.1 Chave Fusível/Elo Fusível

A chave fusível é o dispositivo mais empregado em saídas de ramais, devido ao seu baixo custo. São padronizadas para 100A de capacidade nominal e os cartuchos devem ter capacidade de interrupção superior à máxima corrente de curto-circuito disponível no ponto de instalação. A CPFL somente usa cartuchos com capacidade de interrupção de 10kA assimétrico (7100A simétrico). Quando usadas com lâminas desligadoras as chaves fusíveis podem transportar até 300A.

7.1.1 Escolha dos Pontos de Instalação Ao escolher o ponto de instalação das chaves fusíveis os seguintes cuidados devem ser tomados: - na rede rural, a instalação deverá ser sempre em local de fácil acesso. - o número de chaves fusíveis em série não deverá ultrapassar a quatro, incluindo a chave de entrada do consumidor. O fator que determinará o número exato será o da seletividade entre os elos fusíveis, que será visto mais adiante. - instalar chaves fusíveis somente em ramais com mais de 3 transformadores ou mais de 300m. Excluem-se dessas recomendações as chaves fusíveis das entradas dos consumidores, que devem atender as normas técnicas específicas, e as chaves fusíveis diretas (sem elos fusíveis). NOTA 1: A instalação de chaves fusíveis, com elos, em pontos com alta corrente de carga deve ser analisado criteriosamente uma vez que a queima de um elo fusível interromperá uma carga significativa. NOTA 2: A quantidade de elos fusíveis instalados deve ser a menor possível, de maneira à se evitar queimas por defeito transitório. Na zona protegida pela unidade instantânea dos relés dos alimentadores, deve-se evitar o uso de elos fusíveis, pois, com defeitos transitórios, haveria a queima de elo e ainda uma operação automático do disjuntor. Os elos fusíveis empregados nas chaves fusíveis são do tipo K e as curvas tempo x corrente de interrupção estão definidas na NBR-5359. As capacidades nominais usadas pela CPFL são10A, 15A, 25A, 40A e 65A. O anexo VII reproduz as curvas tempo x corrente dos elos usados pela CPFL.

7.1.2 Dimensionamento da Chave Fusível e do Elo Fusível Para se evitar queimas desnecessárias ocasionadas pela passagem de correntes de surto, provocadas por descargas atmosféricas, além da

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



necessidade de coordenação com elos fusíveis de transformadores, o menor elo fusível à ser usado na rede de distribuição será o elo 10K na zona rural e o elo 15K na zona urbana. O elo 10K será usado, normalmente, na saída de ramais rurais particulares. O dimensionamento da chave fusível e do elo fusível deve obedecer os seguintes critérios: a) a capacidade de interrupção do porta fusível deve ser maior que a corrente de

curto-circuito trifásico (simétrico e assimétrico) do ponto de instalação. b) a corrente nominal do elo fusível deve ser maior que a corrente de carga

prevista para o horizonte do estudo (3 a 5 anos).

CARGAELO IKFI ×>

onde:

ELOI é a corrente nominal do elo fusível

KF é o fato de crescimento da carga, dado por: n

KF ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +=

100%1

% é o fator de crescimento anual

n é o numero de anos para o horizonte do estudo

CARGAI é a corrente de carga máxima atual passante no ponto de instalação , já levando-se em consideração as manobras.

c) O elo fusível deve ser capaz de suportar a corrente de "inrush" do momento de energização do circuito.

INRUSHII >13,0 onde:

13,0I é a corrente de fusão do elo para o tempo de 0,13s

INRUSHI é a corrente de “inrush” esperada. A tabela 2 mostra os valores máximos da corrente de "inrush" para cada elo fusível usado pela CPFL.

d) A corrente para o tempo de 300 s na curva de tempo máximo de interrupção deve ser menor que a menor corrente de curto-circuito fase-terra mínima do trecho onde o elo fusível é a proteção de retaguarda. Isto não sendo possível,

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



deve-se assegurar que o elo fundirá pelo menos para a menor corrente de curto-circuito fase-terra mínima do trecho sob proteção deste elo.

IccI FT min300 <

Onde:

I 300 é a corrente em 300 s na curva de tempo máximo de interrupção

IccFT min é a corrente de curto-circuito fase-terra mínima de trecho onde o elo

é a proteção de retaguarda A tabela 2 mostra os valores de corrente para a fusão do elo em 300s

e) Deve-se escolher o menor elo fusível que atenda às condições anteriores e que atenda ainda os requisitos de coordenação e seletividade com outros equipamentos instalados à jusante ou montante.

Tabela 2 - Correntes de carga máxima, correntes de curto-circuito fase-terra mínimo e correntes de "inrush" máxima para o uso de

elos fusíveis de distribuição Elo Corrente de

carga máxima (A)Corrente de curto-circuito

Ft Mínima I300 (A) Corrente De

“Inrush” Máxima I0,13 (A)

10K 10 23 110 15K 15 37 190 25K 25 60 315 40K 40 85 510 65K 65 150 800

Exemplo: Dimensionar a chave e o elo fusível à serem instalados em um local com as seguintes condições:

- Corrente de carga no 5º ano = 13A - Potência instalada à frente da chave 645 kVA (IINRUSH = 162A em 0,1s)

Corrente de curto circuito simétricas

No ponto de instalação

No final do trecho

Icc30 (A) 1200 650 Icc20 (A) 1040 562 IccFT (A) 400 300

IccFTMIN (A) 160 120

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



a) como a corrente de curto-circuito do ponto de instalação é menor que a capacidade de interrupção da chave de 100A (7100A simétrico), pode-se instalar uma chave fusível neste ponto.

b) elos capazes de suportar a corrente de carga até o horizonte do estudo: 15K, 25K, 40K e 65K

c) elos capazes de suportar a corrente de "inrush" 15K, 25K, 40K e 65K

d) elos capazes de fundir com a corrente de curto-circuito fase-terra mínima do final do trecho: 10K, 15K, 25K e 40K

e) os elos que atendem todos os requisitos anteriores são os elos 15K, 25K e 40K, portanto utilizaremos o elo 15K, já que neste exemplo não existem outros equipamentos com os quais fazer coordenação ou seletividade.

7.2 Disjuntores e Relés Um dos equipamentos de proteção usados nas saídas dos alimentadores é o disjuntor comandado por relés de sobrecorrente de fase (50/51) e neutro (50N/51N) com religamento automático feito através de relé de religamento. Os relés de sobrecorrente usados para a proteção de fase e terra são eletromecânicos, possuindo uma unidade instantânea e uma unidade temporizada. A unidade temporizada possui curva à tempo dependente, podendo ser extremamente inverso, muito inverso ou normal inverso. Além do relé eletromecânico, recentemente, a CPFL passou à usar relés estáticos (eletrônicos) para a proteção de terra. Os relés estáticos permitem que se ajuste um valor baixo para o "pick-up" de terra, objetivando desligar o alimentador nas ocorrências de faltas à terra de alta impedância. Atualmente os relés estáticos são usados junto com os relés eletromecânicos, de maneira que na região de operação comum aos dois dispositivos, um serve de "back up" para o outro. A detecção de faltas à terra de alta impedância, que não podem ser detectadas pela função 51N, deverá ser realizada pela proteção de sobrecorrente de terra sensível (função 51GS), a ser ajustada com uma corrente de “pick-up” tão baixa quanto possível; porém, observando-se os desequilíbrios naturais de corrente produzidos pelas cargas. Portanto, a função 51GS deverá ser instalada na saída de todos os alimentadores de média tensão de classe 15 kV e 24,2 kV. Os relés são ligados aos alimentadores através de TCs de capacidades adequadas, sendo que os relés para a proteção de terra são ligados no esquema residual. A figura 2 mostra a ligação dos TCs e dos relés na ligação usual na CPFL.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA 2 - Ligação dos TC’s e Relés de Fase e Terra

7.2.1 Operação do Disjuntor Quando um relé é sensibilizado por uma corrente de defeito, este relé acionará o disjuntor, após o tempo especificado pela sua curva característica. O disjuntor abrirá o circuito interrompendo a corrente de defeito. Após a passagem de um período de tempo igual ao primeiro intervalo de religamento, o relé de religamento fechará o disjuntor. Se a corrente de defeito não mais existir, o disjuntor permanecerá fechado. Caso a corrente de defeito ainda exista, o relé de sobrecorrente tornará a acionar a abertura do disjuntor, então, o relé de religamento esperará pelo segundo intervalo de religamento e fechará novamente o disjuntor. Uma vez mais, se a corrente de defeito continuar, o relé de sobrecorrente abrirá o disjuntor, entretanto, após esta terceira abertura, o disjuntor permanecerá aberto até a intervenção de um operador. A figura 3 mostra as correntes durante um ciclo completo de operações de um disjuntor. Esta sequência de desligamentos e religamentos fará com que o sistema continue ligado após a ocorrência e eliminação de defeitos transitórios, sem que seja necessária a intervenção de eletricistas e operadores para a sua operação. Normalmente, os intervalos de religamentos usados até hoje na CPFL eram de 5s para o primeiro religamento e de 60s para o segundo religamento, entretanto esses valores estão sendo mudados para 5s e 30s para o primeiro e segundo intervalo respectivamente. Estes valores são definidos por órgãos da Diretoria de Operação.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA 3 - Operação do Disjuntor

7.2.2 Dimensionamento dos Disjuntores e Transformadores de Corrente Os disjuntores são dimensionados para suportar a corrente nominal e para interromper a corrente de curto-circuito máxima de seu ponto de instalação. O dimensionamento inicial e o acompanhamento da mudança dos níveis de curto-circuito é feita pelos setores competentes da Diretoria de Operação e, portanto, não precisamos nos preocupar com esse dimensionamento. Os transformadores de corrente (TC) também são dimensionados pelos setores competentes da Diretoria de Operação, entretanto, quando definirmos os ajustes do disjuntor devemos estar atento para a corrente nominal e a máxima corrente de curto-circuito que o TC pode transportar sem sofrer saturação. A saturação faz com que a corrente do secundário não seja proporcional à corrente do primário podendo até mesmo fazer com que a corrente do secundário tenha longos períodos de zero, o que impediria o relé de operar. Os TCs usados na CPFL tem fator térmico igual à 1,2, o que significa que ele pode transportar continuadamente 20% acima da corrente nominal. Assim um TC com relação 600-5 pode conduzir 720A primários, enquanto que um TC com relação 400-5 transporta 480A.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



O fator de sobrecorrente indica qual é a corrente que pode ser transportada, por curtos períodos, pelo TC, com sua carga nominal, sem que este venha a saturar. Para se saber qual a máxima corrente que o TC transporta sem saturar, basta multiplicar o fator de sobrecorrente pela corrente nominal; assim um TC de relação 600-5 e fator de sobrecorrente 15 não saturará para correntes menores que 9000A, enquanto que um TC de relação 300-5 e fator de sobrecorrente igual a 20 não saturará para correntes menores que 6000A. Os TCs usados na CPFL têm normalmente um fator de sobrecorrente igual a 20.

7.2.3 Ajustes dos Relés O esquema de proteção com o uso de relés pode ser visualizado na figura 4. As unidades temporizadas e instantâneas terão as suas próprias faixas de atuação, sendo que a quantidade de operações para bloqueio do disjuntor será a mesma, independente de que unidade do relé operar.

FIGURA 4 - Zonas de Proteção das Unidades Instantânea e Temporizada

7.2.3.1 Tap da unidade temporizada de fase O relé de fase deve ser ajustado para que o alimentador transporte a sua corrente de carga mais as correntes de manobra que se fizerem necessárias. Além disso, o relé deverá operar para a menor corrente de curto-circuito bifásico do trecho sob proteção do disjuntor. Para atender a essas duas condições o "tap" do relé deve ser calculado da seguinte forma:

a) RTC

KFITap CARGAIF

×=

Onde:

IFTap é o “tap da unidade temporizada de fase;

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



CARGAI é a corrente de carga do alimentador somada com as correntes necessárias para permitir manobras. De maneira geral CARGAI será de 1,5 à 2 vezes a corrente atual do alimentador. KF é o fator de aumento da carga para o horizonte de estudo. RTC é a relação de transformação de corrente do TC.

b) RTCFIFS

IccTap F

××< min2

onde:

min2FIcc é o menor curto-circuito bifásico do trecho protegido pelo disjuntor FS é um fator de segurança que leva em consideração erros envolvidos no cálculo das correntes de curto-circuito, erros da RTC e erros do relé. Esse fator deve estar na faixa de 1,5 à 2. Para uma discussão detalhada desse valor veja o anexo VIII. FI é o fator de início da curva do relé, definida pelo fabricante. Como os fabricantes definem as curvas dos relés à partir de 1,5 ou 2 vezes o “tap”, FI será normalmente 1,5 ou 2.

c) Sempre que possível o "tap" deve ser escolhido para proteger os cabos da saída do alimentador contra possíveis sobrecargas. O anexo IX mostra a curva de recozimento para os vários cabos usados pela CPFL.

d) O "tap" escolhido deve atender as condições "a" e "b" acima e devem permitir a coordenação com outros dispositivos instalados na rede. Nem sempre será possível atender o item "b" para curto-circuito até no final do alimentador. Se isto ocorrer, deverá ser instalado um outro dispositivo para proteger o trecho que estiver fora do alcance do relé de fase da SE.

7.2.3.2 Curva da Unidade Temporizada de Fase A fim de evitar os efeitos nocivos das altas correntes de curto-circuito, a curva da unidade temporizada de fase deve ser a mais baixa possível, desde que permita a coordenação e seletividade do relé com outros equipamentos de proteção, instalados na rede de distribuição. Isto é, inicialmente escolhe-se a menor curva disponível para o relé a ser usado e então deve- se verificar a coordenação e seletividade com outros dispositivos, conforme será visto mais adiante. Se esta curva permitir a coordenação e seletividade, ela será a escolhida, caso contrário escolhe-se uma curva mais lenta e repete-se o processo. Sempre que possível a curva deve proteger o cabo de saída do alimentador e outros equipamentos de danos causados por sobrecargas.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



7.2.3.3 "Tap" da unidade instantânea de relé de fase. O "tap" da unidade instantânea do relé de fase deverá ser ajustado de acordo com a área de atuação desejada. Não há uma regra específica para a escolha da área de atuação, que dependerá muito das condições de cada alimentador, no entanto, a fim de auxiliar a escolha, deve-se levar em consideração que a unidade instantânea pode auxiliar na investigação de defeitos que provoquem a abertura do disjuntor do alimentador, através da sinalização da unidade acionada. Isto está relacionado ao fato de que a corrente de curto-circuito é inversamente proporcional à distância da SE ao ponto com defeito e que, devido ao modelo de proteção adotado, as correntes maiores acionarão a unidade instantânea. Portanto, se a unidade operada for a unidade instantânea, então o defeito deve estar mais próximo da subestação. Em vista do exposto, é conveniente que a zona de atuação da unidade instantânea seja delimitada por uma chave de manobra, posicionada estrategicamente no trecho intermediário do alimentador ou na divisa entre a zona urbana e a zona rural, em geral distante de 1 a 3 km da subestação. Uma vez escolhida qual a zona de atuação da unidade instantânea, o seu "tap" deverá ser escolhido como segue: a) a unidade instantânea não deverá atuar com acorrente de magnetização

dos transformadores instalados no alimentador, sob pena do disjuntor bloquear desnecessariamente, logo:

RTCIn

RTCITAP INRUSH

IF×=> 6 (para mais de 10 transformadores)

IFTAP é o “tap” da unidade instantânea de fase

INRUSHI é o valor da corrente de “inrush” de todos os transformadores do alimentador In é a soma das correntes nominais de todos os transformadores do alimentador RTC é a relação de transformação de corrente do TC

b) a unidade instantânea não deverá operar para defeitos fora de sua zona de proteção.

RTCIccTAP Fass

IF2>

onde:

FassIcc2 é a corrente de curto-circuito bifásico assimétrica no limite da zona de proteção da unidade instantânea.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



7.2.3.4 Tap da Unidade Temporizada de Terra (eletromecânico) Como não existe corrente circulante pela terra ou pelo neutro primários em condições normais de operação, o "tap" da unidade temporizada de terra deve ser o menor "tap" oferecido pelo relé. Para os relés eletromecânicos esse "tap" é 0,5. Mesmo assim, devemos verificar que a relação abaixo se verifique:

FIRTCIccTap FT

TT ×< min

Onde:

TTTap é o “tap” da unidade temporizada de terra

minFTIcc é a corrente de curto-circuito fase-terra, calculada com uma impedância de contato de 40 Ω, do final do trecho protegido pelo disjuntor

FI é o fator de início da curva. 7.2.3.5 Curva da Unidade Temporizada de Terra

Como no caso do relé de fase, a primeira curva a ser experimentada é a curva mais rápida oferecida pelo relé. Caso essa curva não apresente problemas de coordenação e seletividade com outros equipamentos então ela deve ser usada, caso contrário, escolhe-se uma curva mais lenta e repete-se o processo. Alguns relés fornecem curvas muito rápidas que não permitem uma boa seletividade com elos fusíveis, como será visto adiante. Evite usar essas curvas muito rápidas.

7.2.3.6 Tap da Unidade Instantânea do Relé de Terra (eletromecânico) A zona de atuação da unidade instantânea do relé de terra deve ser a mesma que a da unidade instantânea do relé de fase, sendo assim o limite da zona de atuação já está definido. O “tap” da unidade instantânea de terra é calculado como segue :

RTCIccTap FTass

IT >

onde:

ITTap é o “tap” da unidade instantânea de terra

FTassIcc é a corrente de curto-circuito fase-terra assimétrica calculada com uma impedância de contato igual a zero. RTC é a relação de transformação de corrente do TC.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



7.2.3.7 Tap da Unidade Temporizada de Terra (estático) A utilização de relés estáticos (eletrônicos) na proteção de terra permite que o disjuntor opere com correntes de fuga à terra mais baixas que com os relés convencionais, diminuindo assim o risco de acidentes no caso de condutores caídos ao solo. Como um compromisso entre a segurança e a continuidade de serviço deve-se usar "taps" que possibilitem correntes de "pick-up" entre 8 e 12A. Assim:

RTCITap PE

TE =

Onde:

PETap é o “tap” do relé estático de terra

PEI é a corrente de “pick-up” esperada (entre 8 A e 12 A)

RTC é a relação de transformação de corrente.

Os relés estáticos usados pela CPFL não possuem unidade instantânea, já que esta existe no relé eletromecânico.

7.2.3.8 Curva da Unidade Temporizada de Terra (estático) Como normalmente o "pick-up" do relé estático é baixo, deve-se ajustar curvas com alguma temporização para permitir a coordenação e seletividade com outros equipamentos de proteção, especialmente com elos fusíveis. Recomenda-se utilizar uma curva com tempo de atuação de aproximadamente 6,0s no início da curva. A figura 5 mostra as curvas dos relés de fase e terra, assim como a curva de um relé estático.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA 5 - Ajustes de relés

7.3 Religadores Os religadores são usados tanto para a proteção da saída de alimentadores, como para a proteção de linhas, ao longo do alimentador. Da mesma forma que os disjuntores, os religadores possuem unidades para proteção de fase e terra independentes. As curvas dos religadores possuem características a tempo dependente extremamente inversa, muito inversa ou normal inversa para fase e terra, exceto as unidades de terra dos religadores Reyrolle OYT-250 ou OYT-400 e o Mcgraw-Edison tipo KF que possuem curvas de tempo definido. O religador possui duas curvas: uma rápida e uma temporizada. A característica de operação do religador permite que ambas as curvas sejam usadas em uma seqüência de aberturas e religamentos de maneira que o religador opere na curva rápida durante as primeiras operações e opere na curva lenta nas últimas

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



operações antes do bloqueio. Devido a isso o melhor emprego para o religador é evitar que faltas de natureza transitória queimem elos fusíveis. A figura 6 mostra as curvas de fase e terra de um religador. Note que as curvas rápida e temporizada cobrem a mesma faixa de corrente. Quando uma unidade de proteção do religador é sensibilizada por uma corrente de defeito e após transcorrido o tempo especificado na sua curva característica de operação, o religador operará, abrindo o circuito.

FIGURA 6 - Ajustes de um religador

Após a passagem do tempo especificado para o religamento, o religador tornará a fechar. Se a corrente de defeito não estiver mais presente, o religador contará um tempo de rearme e voltará a sua condição inicial. Caso a corrente de defeito ainda exista, o religador tornará a operar. Após o religador efetuar o número de aberturas ajustado em sua programação, ele permanecerá aberto, exigindo a presença de um eletricista para a sua operação.

7.3.1 Dimensionamento dos Religadores Assim como os disjuntores, os religadores devem ser dimensionados para suportarem a corrente nominal e para interromperem a corrente de curto-circuito máxima do seu ponto de instalação. Portanto, quando um religador for projetado

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



para ser instalado em um determinado ponto do circuito, devemos verificar a corrente passante por esse ponto e o valor do curto- circuito trifásico desse ponto. As tabelas 3 e 4 mostram a capacidade de condução e a capacidade de interrupcão dos religadores utilizados na CPFL.

Tabela 3 - Capacidade de condução e de interrupção dos religadores de SE

Tipo Corrente nominal (A) Capacidade de interrupção (A)

(simétrico) RE 400 4000 WE 560 10000 R 400 4000 W 560 10000

OYT-400 400 6750

Tabela 4 - Capacidade de condução e de interrupção dos religadores de linha

Marca Tipo Corrente nominal (A)

Capacidade de interrupção (A)

(simétrico MCGRAW-EDISON KF 280 *

REYROLLE OYT-250 250 ** REYROLLE OYT-400 400 **

WESTINGHOUSE SEV-280 280 6000 BRUSH PMR1-15 400 6000 BRUSH PMR3-15 560 6000

* veja anexo XII ** veja anexo XIII

7.3.2 Ajustes dos Religadores Existem religadores de várias marcas e modelos, sendo que cada um deles possui opções de ajustes diferentes. Neste item serão vistos os ajustes comuns para todos os religadores. Para ver os ajustes e opções disponíveis para cada modelo veja os anexos XII, XIII, XIV, XV e XVI.

7.3.2.1 Ajuste do "Pick-up" de Fase O ajuste do "pick-up" de fase deve obedecer os seguintes critérios: a) Para o caso dos religadores com bobina série (OYT e KF, e os de

subestação).

CARGAIKFIn ×> ou CARGAPF IKFI ××> 2

Onde:

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



In é a corrente nominal da bobina série

KF é o fator de crescimento da carga no horizonte do estudo

CARGAI é a corrente máxima passante no ponto de instalação, já levando-se em consideração as manobras

PFI é a corrente de “pick-up” do religador

O número “2” que aparece na fórmula de PFI é porque, para esses religadores, InI PF ×= 2

b) para os religadores com relés eletrônicos (SEV-280, PMR1-15 e PMR3-15)

CARGAPF IKFI ×> Onde:

PFI é a corrente de “pick-up” do religador KF é o fator de crescimento da carga no horizonte do estudo

CARGAI é a corrente máxima passante no ponto de instalação, já levando-se em consideração as manobras

c) Além disso para os dois tipos de religadores, o "pick-up" deverá ser menor que a corrente de curto-circuito bifásico, dividida por FS, do final do trecho onde se deseja que haja coordenação e seletividade entre o religador e outros dispositivos de proteção.

FSIccI F

PFmin2<

Onde:

min2FIcc é o menor curto-circuito bifásico do trecho protegido pelo religador FS é o mesmo fator de segurança usado no ajuste do “pick-up”dos relés de fase.

7.3.2.2 Ajuste das Curvas de Fase a) curva rápida Normalmente existe uma única curva rápida de fase, portanto não há nenhuma escolha a ser feita. Entretanto, os religadores SEV-280 possuem várias curvas rápidas. Neste caso, sempre que possível escolher a mais rápida entre elas, porque isso permitirá uma coordenação maior com elos fusíveis.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Os religadores PMR1-15 e PMR3-15 possuem somente uma curva rápida à qual é possível somar-se tempos definidos. Sempre que possível deve-se evitar somar qualquer tempo às curvas originais, pelo mesmo motivo de escolhermos a curva mais rápida nos religadores SEV-280. b) curva temporizada Alguns religadores possuem poucas curvas temporizadas, enquanto outros possuem uma gama muito variada de curvas. Entretanto, qualquer que seja o caso, deve-se dar preferência à curva lenta mais próxima da curva rápida, desde que isso não prejudique a coordenação e seletividade com outros dispositivos.

7.3.2.3 Ajuste do "Pick-up" de Terra Como no sistema da CPFL não existem correntes para terra em condições normais de serviço, o ajuste da corrente do "pick-up" de terra deve ser o menor possível. Em religadores que possuem ajuste de 5A este deve ser o ajuste preferencial se a rede estiver em boas condições e o religador não operar exageradamente. Caso o religador opere muito, pode-se colocar o "pick-up" de terra em 10A. Entretanto, caso o religador continue operando, deve-se dar manutenção na linha e não aumentar ainda mais o "pick-up" de terra. Nos religadores tipo PMR1-15 e PMR3-15 deve-se ajustar o "pick-up" da UST nos valores acima, e as curvas inversas podem, então, ser ajustadas em 20A, 30A ou qualquer outro valor necessário.

7.3.2.4 Ajuste das Curvas de Terra Valem os mesmos comentários feitos para o ajuste das curvas de fase, observando ainda que nos religadores que possuem curvas à tempo definido deve-se evitar usar tempos de operação maiores que 3s.

7.3.2.5 Seqüência de Operação Todos os religadores podem efetuar até 4 desligamentos, podendo ter todas as operações temporizadas; todas as operações rápidas; ou um número escolhido de operações rápidas, seguindo por uma outra quantidade escolhida de operações temporizadas. Deve-se, preferencialmente, escolher uma seqüência de operações com duas operações rápidas e duas operações temporizadas, para se diminuir a quantidade de queimas de elos fusíveis, durante defeitos transitórios. A figura 7 mostra as correntes durante a operação de um religador com uma seqüência de duas operações rápidas e duas temporizadas.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



7.3.2.6 Correntes de "Inrush" e Ajuste do Religador As curvas temporizadas dos religadores são geralmente insensíveis às correntes de "inrush", devido, principalmente, à possuírem tempos maiores que 0,1s para as correntes de "inrush" esperadas no seu ponto de instalação. As curvas rápidas possuem tempos inferiores à 0,1s e, portanto, podem ser sensíveis às correntes de "inrush", se o "pick-up" de fase do religador for menor que a corrente de "inrush" esperada. A simples retirada da curva rápida evitaria a operação do religador, devido a corrente de "inrush", mas isso também impediria o religador de realizar a sua função principal. Uma maneira de se diminuir o número de operações, devido às correntes de "inrush", quando o problema se apresentar, é usar uma única operação rápida para o religador.

FIGURA 7 - Seqüência de operação de um religador

7.4 Seccionalizadores O seccionalizador, apesar de ser considerado um equipamento de proteção automático, é sempre instalado após um outro equipamento de proteção automático (religador ou disjuntor) e dentro da zona de proteção deste último equipamento, como mostrado na figura 8. O seccionalizador não é capaz de interromper correntes de curto-circuito, embora possa interromper correntes até a sua capacidade nominal. O seccionalizador pode ser fechado mesmo em condições de curto-circuito (veja tabela 5).

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA 8 - Zonas de proteção do seccionalizador e do religador

7.4.1 Funcionamento do Seccionalizador O funcionamento do seccionalizador pode ser resumido no seguinte: a) quando circula pelo seccionalizador uma corrente de curto-circuito, o

seccionalizador é sensibilizado e se prepara para contar. b) esta corrente também sensibilizará o equipamento de retaguarda, que abrirá

o circuito. O seccionalizador notará a abertura do equipamento de retaguarda devido à queda da corrente para valores abaixo do seu valor de disparo e contará a operação do equipamento.

c) após o tempo determinado, o equipamento de retaguarda fechará o circuito. Se o defeito persistir, o processo se repetirá até que o seccionalizador acumule a quantidade de contagem ajustada. Então, durante o tempo em que o equipamento de retaguarda estiver aberto, o seccionalizador abrirá os seus contatos principais. Quando o equipamento de retaguarda religar, o trecho com defeito estará isolado e o resto da rede funcionará normalmente. A figura 9 mostra as correntes durante a seqüência de operações de um equipamento de proteção de retaguarda e a abertura de um seccionalizador.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA 9 - Operação de seccionalizador

7.4.2 Instalação de Seccionalizadores O seccionalizador pode ser instalado:

- Em pontos da rede onde a corrente é muito alta para a utilização de elos fusíveis.

- Em pontos onde a coordenação com elos fusíveis não é suficiente para o objetivo pretendido.

- Em ramais longos e problemáticos. - Após consumidores que podem suportar as operações dos religadores, mas

não suportam longas interrupções, no caso do bloqueio do religador. Um seccionalizador, quando instalado em substituição à uma chave fusível, apresenta as seguintes vantagens: a) coordenação efetiva em toda a faixa comum com religador de retaguarda. b) interrompe as 3 fases simultaneamente. c) pode ser usado como chave de manobra sob carga. d) ajustes independentes para operação de fase e de terra. Para a instalação do seccionalizador deve-se ainda observar: - A corrente de curto-circuito trifásica (simétrica ou assimétrica) disponível no

ponto de instalação deve ser menor que a capacidade suportável da bobina ou sensor de corrente do seccionalizador (veja Anexos XVII e XVIII).

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



- Toda a zona de proteção do seccionalizador deve estar contida na zona de proteção do equipamento de retaguarda.

7.4.3 Ajustes do Seccionalizador O seccionalizador possui unidades independentes para operações por fase e por terra. Ambas as unidades devem ser ajustadas para operarem com no máximo 80% dos respectivos ajustes do equipamento de retaguarda. Deve-se observar que no caso dos seccionalizadores OYS da Reyrolle a corrente de atuação é de 1,6 vezes a corrente nominal da bobina. Um outro ajuste nos seccionalizadores é o número de contagens para abertura. Este ajuste deve ser feito igual a uma operação à menos que o equipamento de retaguarda ou menor.

Tabela 5 - capacidade suportável de corrente dos seccionalizadores Capacidade suportável de

corrente ( a) Tipo Sensor fase Sensor terra 10s 1s Momentânea

Bobina série 20-30-35 resistor 600 200 10000

Bobina série 50 resistor 1290 3640 10000


OYS


GN3E resistor resistor 1600 5700 9000

7.4.4 Acessórios Os seccionalizadores podem ter os seguintes acessórios opcionais: - Restritor de tensão: Dispositivo que não permite a contagem enquanto houver

tensão na linha. É indicado para permitir que a seqüência de operações do religador de retaguarda possa ter duas operações rápidas e duas temporizadas. Nenhum seccionalizador usado pela CPFL possui este acessório.

- Restritor de corrente: Dispositivo que não permite a contagem enquanto houver corrente passando pelo seccionalizador. O seccionalizador OYS não possui este dispositivo, enquanto que ele é parte integrante do seccionalizador GN3E, sendo que o dispositivo impede a contagem se a corrente for maior que 3,5A.

- Restritor de corrente de "inrush": Dispositivo que não permite a contagem quando a corrente for transitória de magnetização dos transformadores e de

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



cargas indutivas. Os seccionalizadores usados pela CPFL não possuem este acessório.

8 COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DA PROTEÇÃO A existência de equipamentos dotados de religamentos automáticos requer que eles estejam coordenados entre si e com outros equipamentos de proteção, de acordo com uma seqüência de operações preestabelecida. O termo coordenação será empregado nesta norma, conforme definido no item 3.5, quando estiverem envolvidos equipamentos que dispuserem de duas curvas de atuação consecutivas, com bloqueio automático, após uma seqüência de operações. O termo seletividade será usado nos casos onde somente equipamentos com uma única curva de operação, tais como fusíveis e disjuntores, forem utilizados. O objetivo da coordenação é evitar que faltas transitórias causem a operação de dispositivos de proteção que não tenham religamentos automáticos e que, no caso de defeitos permanentes, a menor quantidade possível da rede fique desligada; enquanto o objetivo da seletividade é fazer com que o equipamento de proteção mais próximo ao defeito opere, independente da falta ser transitória ou permanente. O estudo da coordenação e da seletividade é feito pela superposição das curvas característica tempo x corrente dos diversos equipamentos no gráfico bi-log, com o objetivo de definir as temporizações mais adequadas para cada equipamento. As correntes de atuação deverão ser aquelas definidas usando-se os critérios estabelecidos no capítulo 7. A coordenação ou seletividade entre os equipamentos de proteção deverão ser obtidas dentro da faixa de corrente comum aos equipamentos que se pretende fazer a coordenação ou seletividade.

8.1 Seletividade entre Elos Fusíveis A seletividade entre dois elos fusíveis em série é garantida se o tempo de interrupção do elo fusível protetor (o que está instalado mais longe da SE e que deverá queimar em caso de defeito) for no máximo 75% do tempo mínimo de fusão do elo protegido (aquele mais próximo à SE e que não deverá queimar). A figura 10 ilustra o conceito de elo fusível protetor e protegido. As tabelas 6 e 7 mostram as correntes máximas para coordenação obedecendo este critério entre elos fusíveis tipo K e H e entre elos fusíveis tipo K.

Figura 10 - Elos fusíveis protegido e protetor

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela 6 - correntes máximas para seletividade entre elos K e H

Elo fusível protegido Elo fusível protetor 10 K 15 K 25 K 40 K 65K

1H 100 200 400 650 1000

2H 40 180 350 650 1000

3H 40 180 350 650 1000

5H 40 180 350 650 1000

Tabela 7 - Correntes máximas para seletividade entre elos tipo K

Elo fusível protegido Elo fusível protetor 10 K 15 K 25 K 40 K 65K

6K 90 230 420 700 1200

10K - 130 370 700 1200

15K - - 220 640 1200

25K - - - 350 1100

40K - - - - 700

8.2 Seletividade Relé-Elo Fusível A característica de operação dos disjuntores na CPFL não permite que os mesmos tenham uma seqüência de operação de maneira a evitar a queima do elo fusível, mesmo para faltas de natureza transitória, por isso só nos preocuparemos com a seletividade entre o relé e o elo fusível. Para haver seletividade entre o relé do alimentador e o elo fusível é necessário que o elo fusível interrompa a corrente de defeito antes que o relé opere. Para garantirmos que isso aconteça, o tempo de interrupção máximo do elo fusível deverá ser no máximo 75% do tempo de atuação da unidade temporizada do relé para as correntes no trecho comum. Para a verificação da seletividade com a unidade instantânea, consideraremos o tempo de interrupção do disjuntor, igual à 8 ciclos (0,133s) independente do valor da corrente. Portanto, para haver seletividade, o fusível deverá fundir-se com tempos inferiores à 0,133s para correntes acima do "pick-up" da unidade instantânea, caso contrário haverá a atuação do disjuntor e não a queima do elo. Para as correntes de curto-circuito bifásico, a seletividade deverá ser verificada entre a curva de interrupção máxima do elo e a curva temporizada do relé, para valores de corrente entre o valor de curto-circuito no ponto de instalação do elo

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



até a metade da corrente de curto-circuito do final do trecho protegido pelo elo. Como a curva do relé de fase é maior que a curva do elo fusível, possivelmente, não haverá problemas de seletividade entre a curva temporizada do relé e o elo fusível. Para as correntes de curto-circuito fase-terra, a seletividade deverá ser verificada para as correntes de curto-circuito mínimo, isto é, aquelas calculadas com uma resistência de falta de 40 ohms, tanto para o ponto de instalação da chave fusível, como para o ponto final do trecho protegido pelo fusível. Também aqui, a seletividade deverá ser verificada entre a curva de interrupção máxima do fusível e a curva temporizada do relé. Caso não se consiga obter uma boa seletividade para a proteção de fase e para a proteção de terra simultaneamente, deve-se dar preferência à seletividade para a proteção de terra, já que a grande maioria dos defeitos em nossa rede são fase-terra. Exemplo: Dado o circuito de rede urbana mostrado na figura 11 e os ajustes dos relés definir a capacidade do elo tipo K mais indicado para atender as condições de seletividade.

Figura 11 - Seletividade entre relés e elos fusíveis - exemplo

Ajustes fornecidos

Relé de fase Relé de neutro

Tap temporizado 5 A 0,5 A

Curva 0,1 0,2

Tap instantâneo 51 A 13 A

Múltiplo 2 2

RTC = 400/5

Solução: Levantando-se as curvas dos relés e dos elos fusíveis, como na figura 12, observamos que para IccFT = 177A os elos que atendem às condições de seletividade e de carga é o elo de 15K.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura 12 - Seletividade entre relés e elos fusíveis - exemplo

8.3 Coordenação Relé-Religador Quando um religador de linha está instalado dentro da zona de proteção de um disjuntor, como na figura 13, deve-se garantir que os relés de fase ou terra que comandam o disjuntor não venham a operar enquanto o religador realiza a sua seqüência de operação, até que a falta seja extinta ou até que o religador bloqueie. Para se evitar a operação do disjuntor, deve-se escolher as curvas de operação dos relés - assumindo-se que as curvas de operação de fase e terra do

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



religador já estejam definidas - levando-se em conta a integração devido ao tempo de religamento do religador e o tempo de rearme dos relés.

Figura 13 - Coordenação relé-religador

8.3.1 Condições para Obtenção da Coordenação As seguintes condições devem ser observadas para se obter uma coordenação satisfatória: 8.3.1.1 As correntes de "pick-up" do religador deverão ser menores que as correntes de "pick-up" dos respectivos relés de fase ou terra. 8.3.1.2 A soma dos avanços relativos do contato móvel do relé, devido aos religamentos do religador, deve ser inferior ao avanço total para a atuação do relé, independentemente da corrente de curto-circuito na zona de proteção mútua. Esta soma pode ser obtida utilizando-se o método descrito no anexo X.

8.3.2 Escolha da Curva Temporizada do Relé Como uma primeira aproximação para a curva temporizada do relé pode-se escolher a curva que permita que, para o ponto mais crítico da zona de proteção mútua:

35,0<RELÉ

RELIG

tt

onde:

RELIGt é o tempo que o religador levará para atuar para a corrente crítica, nas operações temporizadas

RELÉt é o tempo que o relé levará para atuar para a corrente crítica

Ponto crítico: Ponto de gráfico tempo x corrente correspondente à maior aproximação entre a curva temporizada de religador e a curva de relé. Corrente crítica: É a corrente do ponto crítico. Uma vez escolhida esta curva, calcula-se o tempo de integração entre o relé e o religador. Caso a soma do avanço do contato móvel esteja próximo, mas ainda

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



abaixo de 100%, adota-se, então, esta curva como ajuste para o relé. Caso a soma esteja muito abaixo de 100% escolhe-se, então, uma curva mais rápida para o relé e repete-se o processo até que a soma dos avanços relativos para uma curva esteja próximo a 100%. Este método deve ser usado para se definir as curvas temporizadas para os relés de fase e de terra. A aplicação do método permitirá a escolha da curva temporizada mais rápida que tenha coordenação com o religador. Para exemplo de cálculo veja o anexo X.

8.4 Coordenação Religador - Elo Fusível A coordenação entre um religador e um elo fusível é satisfatória quando o fusível não fundir enquanto o religador realiza as suas operações rápidas, mas fundir durante a primeira operação temporizada do religador. Logicamente o religador deve estar ajustado para operar na curva rápida e a seguir na curva temporizada. Como a CPFL só usa elos fusíveis no lado carga dos religadores, somente verificaremos a coordenação para este caso. O uso de elos fusíveis no lado fonte do religador (isto é entre a subestação e o religador) não é permitido, visto que a queima de um elo fusível de uma fase que alimenta a bobina de fechamento do religador faria com que, durante tentativas de religamento, a bobina de fechamento fosse submetida à uma subtensão, e o religador não fecharia, fazendo tentativas seguidas de religamento que poderiam queimar a bobina de fechamento.

8.4.1 A maior corrente em que ocorre a coordenação entre o elo fusível e o religador é obtida do cruzamento da curva de fusão mínima do elo fusível com a curva rápida do religador, multiplicada por um fator K. Este fator K é um fator de segurança no caso em que a seqüência de operações do religador tiver uma operação rápida, e um fator de segurança mais um fator que leva em conta o aquecimento do elo fusível quando a seqüência de operações tiver duas operações rápidas. A tabela 8 mostra o fator K para religadores operando com uma ou duas operações rápidas e para vários tempos de religamento.

TABELA 8 - Fator K de multiplicação da curva rápida do religador

com elo fusível do lado da carga. Tempo de

religamento Um operação rápida Duas operações rápidas

< 0,5s 1,25 1,8

< 0,5s e < 5,0s 1,25 1,35

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



8.4.2 A menor corrente em que ocorre a coordenação é obtida do cruzamento da curva de interrupção máxima do elo fusível e da curva temporizada do religador multiplicada por 0,9, para levar em conta os possíveis erros da curva do religador.

8.4.3 A coordenação entre o religador e o elo fusível deverá ser verificada para os valores de curto- circuito fase-terra mínimo do trecho protegido pelos dois dispositivos. Sempre que a coordenação for conseguida para defeitos fase-terra, será garantido que, para os defeitos entre fases, haverá, pelo menos, seletividade, podendo ocorrer a coordenação para os dois tipos de defeitos. A figura 14 mostra como obter os valores das correntes máxima (Imax) e mínima (Imin) de coordenação entre um religador e um elo fusível. Para defeitos com correntes maiores que Imin e menores que Imax haverá coordenação. Para correntes menores que Imin não haverá nem coordenação nem seletividade uma vez que o religador deverá completar a sua seqüência de operação antes da queima do fusível. Já para as correntes maiores que Imax haverá somente seletividade, isto é, o elo fusível queimará antes que o religador possa realizar a sua operação rápida; podendo ocorrer, ainda, a queima do elo fusível enquanto o religador realiza a sua primeira operação rápida.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura 14 - Coordenação religador-elo fusível

Pode-se notar pela figura 14 que a coordenação entre elos fusíveis de grande capacidade dificilmente funcionarão bem com as operações de terra do religador. Nestes casos deve-se buscar, ao menos, a coordenação para operações por fase.

8.4.4 Seqüência de Operação do Religador Sempre que possível deve-se escolher a seqüência de operação que permita ao religador realizar 2 operações rápidas, seguidas de 2 operações temporizadas. Isto fará com que se evite um número maior de queimas de elos fusíveis durante faltas transitórias.

8.5 Coordenação Religador-Seccionalizador-Elo Fusível Para se obter a coordenação entre os três equipamentos é necessário que sejam cumpridas as exigências dos itens 7.4.3 e 8.4 simultaneamente.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



As figuras 15 e 16 mostram esquematicamente, a seqüência de operações dos equipamentos.

Figura 15 - Coordenação religador-seccionalizador-elo fusível

Devemos observar que no caso da figura 15, onde o religador está ajustado para realizar duas operações na curva rápida e à seguir duas operações na curva temporizada; o seccionalizador poderá entender a queima do elo como sendo uma operação do religador e também abrir os seus contatos. Isto pode ser evitado, usando-se um seccionalizador com o restritor de corrente - no caso da CPFL, só o seccionalizador GN3E - e, desde que a corrente de carga pelo seccionalizador seja maior que 3,5A, após a queima do elo fusível.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura 16 - Coordenação religador-seccionalizador-elo fusível

Na figura 16 a seqüência de operação do religador é uma operação rápida e três temporizadas. Neste caso sempre haverá a queima do elo fusível e não a abertura do seccionalizador.

8.6 Coordenação e Seletividade Religador-Religador Entre dois religadores instalados em série poderá haver coordenação ou seletividade. Haverá coordenação quando dois religadores quaisquer estiverem em série e ambos operarem juntos na curva instantânea, mas não na temporizada e haverá seletividade se o religador protegido (o mais próximo da S/E) for um religador PMR1-15 ou PMR3-15 e este estiver com a seqüência de coordenação ativada, quando então o religador protetor fará a sua seqüência de operação, que será acompanhada pelo religador protegido. Para qualquer das técnicas acima, coordenação ou seletividade, as curvas do equipamento protegido, multiplicada por 0,9, devem ser 12 ciclos (200 ms) mais lentas que as curvas do equipamento protetor, multiplicada por 1,1. Além disso os "pick-ups" do equipamento protetor devem ser iguais ou menores que os "pick-ups" do equipamento protegido. As figuras 17 e 18 mostram respectivamente, a coordenação e seletividade entre religadores. Note na figura 17 que as curvas rápidas dos dois religadores estão sobrepostas, enquanto que na figura 18 não.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura 17 - Coordenação entre religadores

FIGURA 18 - Seletividade entre religadores

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



9 PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO A proteção dos transformadores de distribuição é feita através de chaves fusíveis no lado da alta tensão. As chaves fusíveis devem, no mínimo, ter corrente nominal de 100 A, NBI 95 kV e capacidade de interrupção assimétrica de 10000 A. Sendo os transformadores trifásicos e os enrolamentos ligados em delta-estrela com atraso de 30, polaridade subtrativa, a corrente do lado da rede primária em caso de curto-circuito na rede secundária só obedece a relação de transformação quando este curto-circuito for trifásico. Para curto-circuito fase-fase a corrente referida ao lado de alta tensão, em uma das fases, será 115% do valor calculado através da relação de transformação, eqüivalendo ao mesmo valor do curto- circuito trifásico. Para o curto-circuito fase-terra o valor no lado da rede primária será 57,7% do valor calculado no lado da rede secundária, considerando a relação de transformação. O anexo XI apresenta maiores detalhes sobre cálculo de curto- circuito no lado de baixa tensão de transformadores. A NBR 8926 - Guia de Aplicação de Relés para Proteção de Transformadores estabelece o tempo máximo admissível para cargas de curta duração, após o regime a plena carga do transformador, conforme mostrado na Tabela 9.

Tabela 9 - Cargas de curta duração para transformadores

Tempo Múltiplos da Corrente Nominal

2 segundos 25,0

10 segundos 11,3

30 segundos 6,7

60 segundos 4,75

5 minutos 3,0

30 minutos 2,0

Os elos fusíveis para os transformadores de distribuição estão padronizados de acordo com a tabela 10 a seguir:

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela 10 - Elos fusíveis para transformadores trifásicos de distribuição

Capacidade Nominal e Tipo de Elo Fusível

Tensão Nominal do Sistema Potência Nominal

(kVA)

6,6 kV 11,9 kV 13,8 kV 23 kV

Transformadores

Monofásicos

1F 2F

10 2H 2H 1H 1H

25 5H 5H 3H 2H

50 10K 10K 5H 3H

100 20K 15K 10K 6K

Transformadores Trifásicos

15 2H 1H 1H 1H

30 5H 2H 2H 1H

45 5H 3H 3H 2H

75 8K 5H 5H 3H

112,5 12K 6K 6K 5H

150 20K 8K 8K 5H

225 25K 12K 12K 8K

300 40K 20K 20K 10K

15//15 2H 2H

15//30 3H 3H

15//45 5H 5H

30//30 5H 5H

30//45 5H 5H

45//45 6K 6K

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



30//75 6K 6K

75//75 8K 8K

112,5//112,5 12K 12K

150//150 20K 20K

Para o caso de transformadores rurais de propriedade da CPFL, de 11,9 ou 13,8 kV, será utilizada a seguinte tabela:

Tabela 11 - Elos fusíveis para transformadores rurais da CPFL

Potência (kVA) Trifásico Bifásico MRT

10 - 1H 2H

15 3H 2H 3H

30 5H - -

45 5H - -

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



10 ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO DE PROTEÇÃO 10.1 Escolha dos Alimentadores a Serem Estudados

Para identificar os alimentadores a serem estudados sugere-se dar prioridade àqueles que estejam incluídos em alguns dos itens abaixo: a) Elevado número de operações os equipamentos de proteção e de queima de

elos fusíveis. b) Nunca foram estudados. c) O horizonte do Estudo já foi Atingido Além desses itens o projetista deve consultar os Setores de Operação e Manutenção, que poderão dispor de maiores informações sobre o desempenho do sistema elétrico, ajudando na escolha.

10.2 Coleta de Dados Relacionamos abaixo alguns dados necessários para elaboração do estudo: - Diagrama unifilar - Índices Operativos do Sistema Elétrico - Consumidores Prioritários - Demanda dos Alimentadores - Previsão de Expansão do Sistema - Dados da SE

10.3 Cálculo de Curto-circuito Efetuar os cálculos de curto-circuito através do programa descrito no anexo IV.

10.4 Escolha dos Ajustes de Proteção Os ajustes dos equipamentos de proteção devem ser feitos na seguinte ordem: a) Dimensionamento dos elos fusíveis, começando pelos elos mais distantes da

SE. b) Ajustes dos equipamentos existentes no alimentador (Religador,

Seccionalizador). c) Ajustes dos equipamentos da Subestação (Saída do Alimentador). Após a escolha dos ajustes deve-se montar um resumo com os ajustes de todos os equipamentos.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



10.5 Documentação A apresentação do estudo é muito importante para facilitar seu entendimento e acompanhamento, principalmente se este for feito por outro técnico. Para isso é necessário manter os estudos em arquivo separados por SE/Alimentador. A documentação deverá conter todos os dados necessários para o entendimento do projeto, como por exemplo quais os motivos que justificaram a instalação ou retirada de um equipamento de proteção. Esse arquivo também servirá de base para obtenção de dados necessários para escolha de novos alimentadores a serem estudados, conforme consta no item 10.1. Para um exemplo de como deve ser a documentação veja o item 11.

11 EXEMPLO DE UM ESTUDO DE PROTEÇÃO As plantas do alimentador PEN-07 estão no Anexo XIX.

11.1 Cálculos de curto-circuito em alguns pontos do alimentador.

CORRENTES DE CURTO CIRCUITO S/E: PEN CC3F: 7014 ÂNGULO: 88.67 MVA: 25 CCFT: 7399 ÂNGULO: 89.08 AL: PEN07 KV: 138/11.9

TRECHO CORRENTE C. C. SIMÉTRICA

CORRENTE C. C. ASSIMÉTRICA

INÍCIO

FIM

DIST.(KM)

CABO CC3F CC2F CCFT CFTM CC3FA CC2FA CCFTA CFTMA

0 1 0,75 A33 5317 4605 4509 171 8154 7062 6588 177

1 2 8,40 S10 832 721 575 144 861 745 638 144

2 3 3,50 S10 609 527 420 135 626 542 464 135

3 4 1,23 A10 563 488 388 132 579 501 428 132

4 5 0,53 6 530 459 370 129 542 469 404 130

5 6 0,50 A02 509 441 357 128 520 4450 388 128

6 7 0,80 S04 466 403 332 124 472 409 356 125

7 8 8,30 S04 243 210 190 97 245 212 196 97

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



7 11 8,00 S04 247 214 193 98 249 216 199 98

8 9 1,00 S04 229 199 180 94 231 200 186 95

8 10 1,20 S04 227 197 178 94 229 198 184 94

11 12 2,20 S04 219 189 172 92 220 191 178 92

12 13 1,50 S04 202 175 161 89 204 177 165 89

12 14 0,80 S04 210 182 166 90 211 183 171 91

11.2 Dados da SE Transformador: 25 MVA - 138/11,9kV kVA instalado: 13070 Corrente de curto-circuito trifásica simétrica: 7104A Corrente de curto-circuito fase-terra simétrica: 7400A Icarga Atual = 240A

Icarga Futura = 290 A

Transformador de corrente: RTC 600-5 Fator térmico = 1,2 Fator sobrecorrente = 20

Relés de Fase: CDG 23 (GEC/ENGRO) TAPs disponíveis: 4,0-4,8-6,0-8,0-9,6-12-16 Curvas: 0,1-0,2-0,3-0,4-0,5-0,6-0,7-0,8-0,9-1,0 Instantâneo: 20 a 80 Relés de Terra: CDG 23 (GEC/ENGRO) TAPs disponíveis: 0,5-0,6-0,75-1,0-1,2-1,5-2,0 Curvas: 0,1-0,2-0,3-0,4-0,5-0,6-0,7-0,8-0,9-1,0 Instantâneo: 10 a 40

11.3 Dimensionamento dos Elos Fusíveis - Ponto 11

a) Ielo > kF x Icarga

Ielo > 20A

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



b) I 0,13 > IINRUSH kVA = 500 Para 1 transformador (tabela 1), n = 12

AI INRUSH 1,2919,113

50012 =×

⋅=

AI 1,29113,0 > c) I300 < IccFTMIN No ponto 11, IccFTMIN = 98A I300 < 98A Para atender os itens a, b e c, escolhemos pela tabela 2 o elo de 25K.

- Pontos 8, 10, 12 e 13 Repetindo-se os cálculos, verifica-se que para esses pontos o elo de 10K é adequado.

- Ponto 7 a) Ielo > 3A

b) 9,113195613,0 ×

⋅>I

AI 8,5613,0 >

c) AI 94300 < Como já existe elo fusível de 10K nos pontos 8 e 10, escolheremos o elo imediatamente superior, ou seja, 15k. Pela tabela 2 verificamos que esse elo atende os requisitos dos itens a, b e c. A seletividade entre os elos fusíveis deve ser verificada através da tabela 7. Os elos fusíveis de 10K e 15K possuem seletividade para valores de até 130A. Portanto, para curto-circuito fase-terra mínimo (94A nos pontos 9 e 10) haverá seletividade. Para curto-circuito fase-fase não haverá seletividade (199A no ponto 9 e 197A no ponto 10). Teremos, então, duas opções: 1a. Escolher o elo de 25K para o ponto 7 (que teria também seletividade com o elo de 10K para curto-circuito fase-fase).

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Nesse caso, como ainda existe um elo fusível em série (ponto 6) para ser especificado, e como existem valores de curto circuito fase-fase maiores que o limite da faixa de seletividade entre os elos de 25K e 40K, teríamos que optar pelo elo de 65K no ponto 6. 2a. Manter o elo de 15K no ponto 7 e especificar para o ponto 6 elo de 25K ou 40K, a depender da carga e da seletividade. Adotaremos a 2a. opção, pois o elo de 65K (1a. opção) apresentará maiores dificuldades para coordenar com o religador do ponto 1. Elo escolhido: 15K

- Ponto 6 a) Icarga máxima = 25A Ielo > 25A b) I0,13 > IINRUSH kVA = 895 Pela tabela 1, n = 6

AI 5,2609,113

895613,0 =×

⋅>

AI 5,26013,0 > c) I300 < IccFTMIN IccFTMIN = 89A I300 < 89A Pela tabela 2, escolhemos o elo de 40K, que atende às condições acima. A seletividade do elo de 40K com elo de 15K (ponto 7) ocorre para níveis de curto-circuito de até 640A, Portanto, haverá seletividade para curto-circuito fase-terra (124A no ponto 7) e fase-fase (403A no ponto 7). Elo escolhido: 40K

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



11.4 Ajustes do Religador do Ponto 1

Figura 19 - Níveis de curto-circuito, demanda e correntes – exemplo

a) Ajustes de Fase a1) "Pick-up" de fase - Unidade Temporizada

KFII acpf ⋅> arg

A corrente de carga no ponto 1, já considerado o horizonte do estudo é de 126A, conforme mostrado na figura 19.

AI pf 126>

Escolheremos o "pick-up" imediatamente acima, que é 150A. RTC: 100/1 %RTC: 150%

FSIccI F

pfmin2<

Para o "pick-up" escolhido, e considerando FS = 2, teremos:

FSIcc F min2150 <

AIcc F 300min2 >

Portanto a zona de proteção para o ajuste de fase do religador será até o ponto onde AIcc F 300min2 = (trecho compreendido entre os pontos 7 e 8 e entre os pontos 7 e 11). A partir desse ponto, a rede elétrica ficará protegida pelo elo fusível de 40K existente no ponto 6.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



- Unidade Instantânea Escolhido o mesmo "pick-up" da unidade temporizada: 150A. (FE = 1). a2) Curvas de Fase - Temporizada Escolhemos a curva temporizada 0,1 (MI), que é a menor curva disponível do religador e não prejudica a seletividade com os elos fusíveis do trecho protegido (vide figura 20). - Instantânea Única disponível do PMR-1-15 b) Ajustes de Terra b1) "Pick-up" de Terra Unidade temporizada = 20A (20% da RTC) Unidade Instantânea = 40A (FE = 2) b2) Curvas de Terra - Temporizada Curva escolhida: 0,3I. Esta curva proporciona boa faixa de coordenação com elos fusíveis, principalmente para correntes de valores menores. - Instantânea Única disponível do PMR-1-15 c) Ajuste da UST "Pick-up" da UST: 5A Tempo de Operação: 3s Nº operações: 4 d) Número de Operações Curvas de Fase e Terra: 2I, 2T e) Religamento: 2s f) Rearme: 10s g) Tempo adicional da curva rápida: 0

11.5 Verificação do Dimensionamento do TC do Disjuntor a) Carga

CARGAI atual = 24 A

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



CARGAI no horizonte do estudo = 290 A

Na especificação da corrente nominal do TC deve ser considerada a condição de manobra, que nesse exemplo consideraremos que o alimentador PEN07 possa transportar, além da “corrente futura” do próprio alimentador, 2/3 da “corrente futura” do alimentador Pen08.

Portanto: AItotal 531)361(32290 =⋅+=

Como o TC suporta 600 x 1,2 (Fator Térmico) = 720A, para a condição de carga o dimensionamento atual está adequado. b) Curto-circuito x saturação I nominal TC x Fator sobrecorrente = 600x20 = 12.000A. Como o valor da corrente de curto-circuito trifásica simétrica na SE é 7108A, não haverá saturação do TC. Portanto o dimensionamento do TC está adequado.

11.6 Ajuste do "TAP" da Unidade Temporizada do Relé de Fase

a) RTC

KFITAP CARGA ×>

KFICARGA × (considerando manobras) = 531 A

120531>TAP ∴ 4,4>TAP

b)RTCFIFS

IccTAP F

××< min2

Para o relé CDG23 FI=2

min2FIcc (ponto 15) = 2614 A.

Considerando o fator de segurança (FS) = 2, temos:

120222614

××<TAP

4,5<TAP

Escolheremos um “tap” imediatamente acima de 4,4 A (condição A), ou seja, 4,8 A. Para esse “tap”, teremos:

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



120228,4 2

××< FIcc

AIcc F 23042 >

Isso significa que a zona de proteção do relé de fase da SE será até o ponto onde AIcc F 2302 = (situado entre os pontos 1, 2 e além do ponto 15).

11.7 Ajuste do "TAP" da Unidade Instantânea do Relé de Fase a) Zona de atuação da unidade instantânea Escolheremos o ponto 1 (religador)

b) RTC

ITAP INRUSH>

kVA = 13070 n = 6

7,38049,113

130706 =×

×=INRUSHI

1207,3804>TAP

7,31>TAP

c) RTC

IccTAP Fass2>

FassIcc2 (ponto 1) = 7062 A.

1207062>TAP

9,58>TAP

“Tap” escolhido: 60 A. 11.8 Ajuste do "TAP" da Unidade Temporizada do Relé de Terra

FIRTCIccTAP FT

×< min

Para o ajuste de terra, recomenda-se utilizar o menor “tap”, portanto escolheremos o “tap” 0,5. Para o relé CDG23 FI = 2

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



21205,0 min

×< FTIcc

AIccFT 120min >

A zona de proteção do relé de terra da SE será até o ponto onde Icc = 120 A (um pouco após o ponto 7). Após esse ponto, a rede elétrica estará protegida pelo religador do ponto 1 e pelo elo fusível do ponto 6.

11.9 Ajuste do "TAP" da Unidade Instantânea do Relé de Terra Escolhida a zona de proteção até o ponto 1 (religador)

RTCIccTAP FTass>

AIccFTass 6588= (ponto 1)

1206588>TAP

9,54>TAP

Como a faixa de TAP’s do relé existente é de 10 a 40A, escolheremos o maior valor, ou seja 40A.

11.10 Escolha das Curvas de Atuação das Unidades Temporizadas dos Relés de Fase e de Terra

11.10.1 Curva da Unidade Temporizada do Relé de Fase Escolheremos a menor curva (0,1) e verificamos pela figura 20 que existe seletividade com os elos fusíveis. O próximo passo consiste em verificar a integração entre relé-religador, cujos resultados são mostrados a seguir: Como os valores de integração são inferiores a100%, haverá coordenação. Portanto, manteremos a escolha da curva 0,1 para o ajuste de fase do relé.

INTEGRAÇÃO ENTRE RELÉ E RELIGADOR P/ FASE ALIMENTADOR: PEN07

TEMPOS DE ATUAÇÃO NAS CURVAS

ICC INTEGRAÇÃO (%) INST. RELIG. TEMP. RELIG. RELE

1200 24,12 0,084 0,250 1,267

1275 26,56 0,083 0,230 1,058

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



1350 27,75 0,082 0,210 0,925

1425 31,27 0,082 0,210 0,821

1500 33,33 0,081 0,200 0,733

1650 39,08 0,081 0,190 0,594

1800 42,29 0,081 0,170 0,505

1950 49,50 0,080 0,160 0,438

2100 54,83 0,080 0,150 0,387

2250 57,43 0,080 0,140 0,351

2625 71,34 0,080 0,130 0,285

3000 91,49 0,080 0,130 0,242

11.10.2 Curva da Unidade Temporizada do Relé de Terra Escolheremos, inicialmente, a curva 0,7, que apresenta boa seletividade com os fusíveis (vide figura 20). Verificação da integração relé-religador para a curva 0,7:

INTEGRAÇÃO ENTRE RELÉ E RELIGADOR POR TERRA ALIMENTADOR: PEN07



125 20,23 0,090 1,150 10,833

130 23,37 0,090 1,150 9,667

135 25,92 0,088 1,100 8,500

140 28,47 0,088 1,100 7,867

150 33,17 0,087 1,050 6,600

160 37,77 0,087 1,020 5,733

170 43,17 0,086 1,000 5,000

180 48,73 0,086 0,980 4,400

190 52,95 0,085 0,960 4,000

200 57,53 0,084 0,940 3,633

220 66,82 0,083 0,910 3,067

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



240 74,55 0,083 0,880 2,680

260 81,47 0,082 0,850 2,383

280 87,52 0,081 0,820 2,150

300 92,55 0,081 0,800 1,990

320 100,59 0,081 0,790 1,817

340 103,93 0,081 0,770 1,717

360 108,87 0,080 0,750 1,600

380 114,13 0,080 0,740 1,513

400 118,49 0,080 0,730 1,447

Como existem valores acima de 100%, não haverá coordenação acima de 320A. Repetindo o processo para a curva 0,8, verificamos também que não haverá coordenação para valores acima de 400A.

INTEGRAÇÃO ENTRE RELÉ E RELIGADOR P/ TERRA ALIMENTADOR: PEN07



125 18,76 0,090 1,150 11,833

130 21,35 0,090 1,150 10,667

135 23,30 0,088 1,100 9,500

140 25,56 0,088 1,100 8,800

150 29,68 0,087 1,050 7,400

160 33,56 0,087 1,020 6,467

170 38,14 0,086 1,000 5,667

180 42,91 0,086 0,980 5,000

190 46,76 0,085 0,960 4,533

200 50,59 0,084 0,940 4,133

220 57,96 0,083 0,910 3,533

240 65,53 0,083 0,880 3,050

260 70,83 0,082 0,850 2,740

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



280 75,61 0,081 0,820 2,487

300 81,91 0,081 0,800 2,250

320 87,55 0,081 0,790 2,087

340 90,71 0,081 0,770 1,967

360 95,18 0,080 0,750 1,830

380 99,62 0,080 0,740 1,733

400 103,21 0,080 0,730 1,660

Para a curva 0,9 (resultados abaixo), haverá coordenação em todo trecho, portanto essa será a curva escolhida.

INTEGRAÇÃO ENTRE RELÉ E RELIGADOR P/ TERRA ALIMENTADOR: PEN07



125 15,88 0,090 1,150 13,833

130 17,75 0,090 1,150 12,667

135 18,94 0,088 1,100 11,500

140 20,84 0,088 1,100 10,633

150 24,39 0,087 1,050 8,900

160 27,66 0,087 1,020 7,767

170 31,86 0,086 1,000 6,733

180 36,86 0,086 0,980 5,800

190 40,11 0,085 0,960 5,267

200 43,76 0,084 0,940 4,767

220 57,17 0,083 0,910 4,000

240 57,91 0,083 0,880 3,450

260 63,31 0,082 0,850 3,067

280 68,36 0,081 0,820 2,753

300 73,78 0,081 0,800 2,500

320 79,15 0,081 0,790 2,310

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



340 81,76 0,081 0,770 2,183

360 87,22 0,080 0,750 2,000

380 90,32 0,080 0,740 1,917

400 94,28 0,080 0,730 1,823

11.11 Resumo dos Ajustes a)

Relés Fase Terra Tipo: CDG-23 CDG-23 RTC: 600-5 600-5 TAP Temporizado: 4,8A 0,5A TAP Instantâneo: 60A 40A Curva: 0,1 0,9

b) Religador Tipo: PMR-1-15 Fase Terra UST PU: 150 20 Curva: 0,1(MI) 0,3(I) PU Instante.(FE): 150 (I) 40 (2,0) Seq. Operação: 2I 2T 2I 2T PU (FE): 5 (0,25) Tempo Def.(s): 3 Nº Operações: 4 4 4 RTC: 100/1 Religamento (s): 2 Rearme (s) 10 Tempo Adic. Curva Rápida(s) 0

c) Gráfico tempo x corrente

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura 20 - Gráfico tempo x corrente – exemplo

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO I – COMPONENTES SIMÉTRICAS

1 INTRODUÇÃO As correntes de curto-circuito assimétricas são estudadas pelo método das componentes simétricas, onde os três fasores desequilibrados podem ser substituídos pela soma vetorial de 3 sistemas equilibrados de fasores. As componentes equilibradas do conjunto são: a) Componente de seqüências positiva, consistindo de 3 fasores iguais em

módulo, defasados entre si de 120 e tendo a mesma seqüências de fase dos fasores originais (A1, B1, C1).

b) Componente de seqüências negativa, consistindo de 3 fasores iguais em módulo defasados entre si de 120 e tendo seqüências de fase oposta à dos fasores originais (A2, B2, C2).

c) Componente de seqüências zero, consistindo de 3 fasores iguais em módulo e sem defasagem entre si (A0, B0, C0).

2 EQUAÇÕES DE COMPONENTES SIMÉTRICAS Os vetores de tensão VA, VB e VC, serão expressos em termos de suas componentes simétricas, pelas seguintes equações:

021021 AAAAAAA VVVVVVV &&&&&&& ++=++=

0212

021 AAABBBB VVaVaVVVV &&&&&&& +⋅+⋅=++=

022

1021 AAACCCC VVaVaVVVV &&&&&&& +⋅+⋅=++=

onde a é o operador que faz a rotação do vetor de 120 866,05,01201 ja +−=∠=

866,05,02401 ja −−=∠=

Somando-se CBA VVV &&& ,, e lembrando que (1+a+a2) = 0, temos:

( )CBAA VVVV &&&& ++=31

0

( )CBAA VaVaVV &&&& ⋅+⋅+= 21 3

1

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



( )CBAA VaVaVV &&&& ⋅+⋅+= 22 3

1

As componentes das demais fases podem ser obtidas pelas relações:

000 ACB VVV &&& ==

12

1 AB VaV && ⋅= e 11 AC VaV && ⋅=

22 AB VaV && ⋅= e 22

2 AC VaV && ⋅=

As equações para determinação das correntes seguem os procedimentos análogos aso da tensão, bastando para isso substituir V& por I&.

Num sistema trifásico ligado em estrela (Y), a soma das correntes de linha são iguais a IN, a corrente de retorno pelo neutro.

Portanto: NCBA IIII &&&& =++

sendo ( )CBAA IIII &&&& ++=31

0 concluímos que 03 AN II && =

Um circuito trifásico funciona como um monofásico, no tocante às correntes de seqüências zero, uma vez que os módulos e as fases são as mesmas. Portanto, as correntes de seqüências zero só circularão se existir um caminho de retorno pelo qual se completa o circuito. As impedâncias da terra e dos cabos neutros deverão ser incluídas na impedância de seqüências zero. Se existe uma impedância, Zn, entre o neutro e a terra num circuito ligado em estrela (Y), uma impedância de valor igual a 3Zn, deverá ser colocada entre o neutro e a barra de referência do circuito de seqüências zero como indica a figura I.1, no caso de um curto-circuito fase terra.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA I.1 - Diagrama unifilar e diagrama de seqüência para

um curto-circuito fase-terra

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO II – VALORES "POR UNIDADE" (PU) DE ELEMENTOS DE UM CIRCUITO TRIFÁSICO

Corrente base = )(3

amperesV

VAIBASE

BASEBASE ×

=

Impedância base = )(3

ohmsI

VAzBASE

BASEBASE ×

=

Impedância base = )(2

ohmsVAVz

BASE

BASEBASE =

Impedância por unidade = BASE

BASEREALpu V

VAZs) base (ohmimpedâncias) real (ohmimpedânciaZ 2×==

Onde: V = tensão entre fases VA = potência total nas 3 fases

Mudança de Base Quando o valor de impedância em pu é dado em uma base diferente da escolhida a conversão se faz da seguinte forma:

DADO

BASE

BASE

DADODADOpupu VA

VAVVZZ ×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡×=

2

Nota: Quando a resistência e a reatância de um dispositivo forem dadas pelo fabricante em porcentagem ou em valores pu subentende-se que as bases são os valores de VA e o de V nominais do dispositivo. A vantagem de se adotar o valor em pu está na equivalência da impedância do transformador tanto no lado da alta como no lado da baixa.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO III – FÓRMULAS PARA CÁLCULOS DAS CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO

1 CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO

BASEpu

F IZ

Icc ×=1

31

ou

13 3 Z

VffIcc F ×=

onde:

( )pucSEpu ZZZ 111 +=

( )ohmscSE ZZZ 111 +=

cZ1 = impedância de seqüência positiva do condutor, dada no anexo V

SEZ1 = impedância equivalente de seqüência positiva na barra da SE

)(31 amperesIcc

IZF

BASEpuSE =

)(3 31 amperesIcc

VffZF

ohmsSE ×=

Vff = tensão entre fases, em volts.

2 CURTO-CIRCUITO BIFÁSICO

BASEpu

F IZ

Icc ×⋅

=1

2 23

12 2 Z

VffIcc F ×=

Comparando com o curto-circuito trifásico pode-se obter a seguinte relação:

FFF IccIccIcc 332 866,023 ×=×=

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



3 CURTO-CIRCUITO FASE-TERRA Em pu:

BASEfpupupu

FT IRZZ

Icc ×⋅++⋅

=32

3

01

Em valores reais:

fFT RZZ

VffIcc⋅++⋅

⋅=32

3

01

onde:

( )pucSEpu ZZZ 000 +=

( )ohmscSE ZZZ 000 +=

puZ0 = impedância de seqüência zero do condutor, dado no anexo V

puSEZ0 = impedância de seqüência zero na barra da SE

puSEFT

BASEpuSE Z

amperesIccIZ 10 2

)(3 ⋅−⋅=

fFT

ohmsSE RZIcc

VffZ ⋅−⋅−⋅= 32310

Vff = tensão entre fases em volts

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛⋅

⋅×⋅

=d

LcLc

Rf 36,12ln

πρ (condutor rompido)

ou

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ ⋅×

⋅⋅=

dLh

LhRf

4ln2 π

ρ (aterramento com uma haste)

fR = resistência de contato

ρ = resistividade do solo (Ω.m)

Lc = comprimento do condutor em contato com o solo (m)

Lh = comprimento da haste (m)

d = diâmetro do condutor (m)

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



4 FORMULÁRIO A tabela III.1 apresenta os valores de correntes de faltas simétricas e tensões durante as faltas.

Tabela III.1 - Correntes de faltas simétricas e tensões durante as faltas

Faltas

trifásicas através de Zf

Faltas bifásicas através de Zf

Faltas fase-terra através de R (terra)

Faltas duplas fase-terra através de R (terra)

aI f

f

ZZV+1

0 RZZVf

323

01 ++ 0

bI f

f

ZZVa+1

2

f

f

ZZV

j+

−12

3 0 ( )RZZZZaRZVj f ⋅+⋅⋅+

⋅−⋅+−32

3301

21

20

cI f

f

ZZaV+1

f

f

ZZV

j+

−12

3 0 ( )RZZZZaRZVj f 32

3301

21

22

0

++−+−

aV f

ff ZZ

ZV

+1

fV

RZZRVf 32

3

01 ++ ( )

( )RZZRZVf 32

23

01

0

+++

bV f

ff ZZ

ZaV

+1

2

f

ff ZZ

ZZaV

+−

1

22

2 ( )

RZZaZZjRaV f 32

33

01

022

++−−

( )RZZRV f 32

3

01 ++−

cV f

ff ZZ

aZV

+1

f

ff ZZ

ZaZV

+−

1

2

2 ( )

RZZaZZjaR

V f 3233

01

02

++−− ( )RZZ

RV f 323

01 ++−

bcV f

ff ZZ

ZVj

+1

3 f

ff ZZ

ZVj

+123

ff ZZZ

RZZVj

3232

301

01

++++ 0

caV f

ff ZZ

ZaVj

+1

2

3

f

ff ZZ

ZjZVj

++

1

2

23

3( )

ff ZZZ

ZZRaVj

323

301

202

++−+ ( )

( )RZZRZ

V f 3233

301

0

+++

abV f

ff ZZ

aZVj

+1

3 f

ff ZZ

ZjaZVj

++

1

2

23

3( )

ff ZZZ

ZZRaVj

323

301

20

++−+ ( )

( )RZZRZ

Vf ⋅+++

−32

333

01

0

fV = tensão fase-terra do sistema (Volts)

fZ = impedância de falta (ohms)

R = resistência de aterramento (ohms)

21 ZZ =

a = operador 1201∠

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO IV – CARACTERÍSTICAS E IMPEDÂNCIAS DE SEQÜÊNCIAS DOS CABOS UTILIZADOS PELA CPFL– PAULISTA

Tabela IV.1

Características de condutores de alumínio com alma de aço (CAA)

Bitola AWG/MCM

Formação alumínio/aço

Diâmetro condutor (mm)

r ( 50º C ) (ohm/km)

x (ohm/km)

RMG (mm)

4 6/1 6,350 1,5972 0,0656 1,33

2 6/1 8,026 1,0503 0,0867 1,27

1/0 6/1 10,109 0,6960 0,0995 1,35

4/0 6/1 14,300 0,3679 0,0798 2,48

336,4 26/7 18,313 0,1902 0,0158 7,43

477 26/7 21,793 0,1342 0,0159 8,83

Tabela IV.2 Características de condutores de alumínio sem alma de aço

Bitola AWG/MCM Formação Diâmetro

condutor (mm) r ( 50º C ) (ohm/km)

x (ohm/km)

RMG (mm)

4 7 5,892 1,5040 0,0242 2,138

2 7 7,416 0,9477 0,0241 2,692

1/0 7 9,347 0,5954 0,0242 3,392

2/0 7 10,515 0,4729 0,0242 3,816

4/0 7 13,258 0,2977 0,0242 4,812

336,4 19 16,916 0,1876 0,0209 6,411

477 19 20,142 0,1330 0,0209 7,633

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.3 Características de condutores de cobre (cu)

Diâmetro Bitola

AWG/MCM Formação Condutor (mm)

Fio (mm)

r (50 °C) (ohm/km)

x (ohm/km)

RMG (mm)

6 1 4,225 4,115 1,4854 0,0188 1,603

4 1 5,182 5,182 0,9341 0,0188 2,020

2 3 8,128 3,777 0,5935 0,0294 2,752

1/0 7 9,347 3,119 0,3766 0,0242 3,392

4/0 7 13,259 4,417 0,1876 0,0241 4,813

r = resistência do condutor a 50 °C f = 60 Hz x = reatância interna do condutor

RMG d , ,x ×= 50log16790

d = diâmetro do condutor em milímetro RMG = raio médio geométrico em milímetro

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.4 Auto-impedância de condutores neutros para rede secundária- alumínio

Condutor CA Auto–impedância (ohm/km)

Bitola AWG/MCM

Formação fios

Resistividade do solo (ohm.m) Rn Xn Zn

100 1,0059 0,9560 1,3877 600 1,0065 1,0230 1,4351 02 7 5000 1,0068 1,1026 1,4931 100 0,6536 0,9387 1,1438 600 0,6542 1,0056 1,1997 1/0 7 5000 0,6545 1,0853 1,1674 100 0,5311 0,9298 1,0708 600 0,5317 0,9967 1,1297 2/0 7 5000 0,5320 1,0764 1,2007 100 0,3559 0,9123 0,9793 600 0,3565 0,9792 1,0421 4/0 7 5000 0,3568 1,0589 1,1174

Tabela IV.5 Auto-impedância de condutores neutros pararede secundária - cobre

Condutor CU Auto–impedância (ohm/km)

Bitola AWG/MC

M

Formação fios

Resistividade do solo (ohm.m) Rn Xn Zn

100 1,5436 0,9952 1,8366 600 1,5442 1,0621 1,8742 06 1 5000 1,5445 1,1417 1,9207 100 0,6517 0,9544 1,1557 600 0,6523 1,0213 1,2118 02 3 5000 0,6526 1,1010 1,1674 100 0,4348 0,9387 1,0345 600 0,4354 0,0056 1,0958 1/0 7 5000 0,4357 1,0853 1,1695

Rn = r + Rnn Xn = x + Xnn

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.6 Impedâncias de seqüências para rede primária alumínio (CAA) zona rural

Impedância de sequência positiva e negativa (ohm/km)

Impedância de sequência zero (ohm/km) Código

Bitola

Resistividade do solo (ohm.m) R1 X1 Z1 R0 X0 Z0

100 1,5973 0,5220 1,6804 1,7717 1,9837 2,6597

600 1,5972 0,5220 1,6804 1,7735 2,1844 2,8197 S04

5000 1,5972 0,5220 1,6804 1,7744 2,4234 3,0036

100 1,0504 0,5254 1,1745 1,2248 1,9872 1,3343

600 1,0503 0,5255 1,1744 1,2266 1,1879 1,5083 S02

5000 1,0503 0,5255 1,1744 1,2275 2,4268 2,7196

100 0,6961 0,5208 0,8694 0,8705 1,9826 2,1653

600 0,6960 0,5209 0,8693 0,8723 2,1833 2,3511 S10

5000 0,6960 0,5209 0,8693 0,8723 2,1833 2,3511

100 0,3680 0,4750 0,6009 0,5424 1,9367 2,0112

600 0,3679 0,4750 0,6008 0,5442 2,1374 2,2056 S20

5000 0,3679 0,4751 0,6009 0,5451 2,3764 2,4381

100 0,1903 0,3922 0,4359 0,3647 1,8540 1,8895

600 0,1902 0,3923 0,4360 0,3665 2,0547 2,0871 S40

5000 0,1902 0,3923 0,4360 0,3674 2,2936 2,3228

100 0,1343 0,3792 0,4023 0,3087 1,8409 1,8666

600 0,1342 0,3793 0,4023 0,3105 2,0417 2,0652 S33

5000 0,1342 0,3793 0,4023 0,3114 2,2806 2,3018

F = 60 Hz T = 50 C Espaçamento médio geométrico entre as fases = 1,35 m Altura dos condutores ao solo = 6,8 m

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.7 Impedâncias de seqüências para rede primária alumínio (CA) zona rural



bitola


100 1,5041 0,4862 1,5807 1,6885 1,9479 2,5713

600 1,5040 0,4862 1,5806 1,6803 2,1486 2,7276 A04

5000 1,5040 0,4863 1,5807 1,6812 2,3876 2,9201

100 0,9478 0,4688 1,0574 1,1222 1,9305 2,2330

600 0,9477 0,4689 1,0574 1,1240 2,1312 2,4094 A02

5000 0,9477 0,4689 1,0574 1,1249 2,3702 2,6236

100 0,5955 0,4514 0,7472 0,7699 1,9131 2,0622

600 0,5954 0,4514 0, 7472 0,7717 2,1138 2,2503 A10

5000 0,5954 0,4515 0, 7472 0,7726 2,3528 2,4764

100 0,4730 0,4425 0,6477 0,6474 1,9042 2,0112

600 0,4729 0,4426 0,6476 0,6492 2,1049 2,2027 A20

5000 0,4729 0,4426 0,6477 0,6501 2,3439 2,4324

100 0,2978 0,4350 0,5190 0,4722 1,8867 1,9449

600 0,2977 0,4251 0,5190 0,4740 2,0874 2,1405 A40

5000 0,2977 0,4251 0,5190 0,4749 2,0874 2,1405

100 0,1877 0,4034 0,4449 0,3621 1,8651 1,899

600 0,1876 0,4034 0,4449 0,3639 2,0658 2,0976 A33

5000 0,1876 0,4034 0,4449 0,3648 2,3047 2,3334

100 0,1331 0,3902 0,4123 0,3075 1,8519 1,8773

600 0,1330 0,3903 0,4123 0,3093 2,0526 2,0758 A47

5000 0,1330 0,3903 0,4123 0,3102 2,2916 2,3125

F = 60 Hz T = 50º C Espaçamento médio geométrico entre as fases = 1,35 m Altura dos condutores ao solo = 6,8 m

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.8 Impedâncias de seqüências para rede primária-cobre zona rural



Bitola


100 1,4855 0,5079 1,5699 1,6599 1,9696 2,5758

600 1,4854 0,5080 1,5699 1,6617 2,1703 2,7334 06

5000 1,4854 0,5080 1,5699 1,6626 2,4093 2,9273

100 0,9342 0,4905 1,0551 1,1086 1,9522 2,2450

600 0,9341 0,4905 1,0551 1,1104 2,1529 2,4224 04

5000 0,9341 0,4905 1,0551 1,1113 2,3918 2,6374

100 0,5936 0,4671 0,7553 0,7680 1,9289 2,0762

600 0,5935 0,4672 0,7553 0,7698 2,1296 2,2645 02

5000 0,5935 0,4672 0,7553 0,7707 2,3685 2,4907

100 0,3767 0,4514 0,5879 0,5511 1,9131 1,9909

600 0,3766 0,4514 0,5879 0,5529 2,1138 2,1849 10

5000 0,3766 0,4515 0,5879 0,5538 2,3528 2,4171

100 0,1877 0,4250 0,4646 0,3621 1,8867 1,9211

600 0,1876 0,4250 0,4646 0,3639 2,0874 2,1189 40

5000 0,1876 0,4251 0,4647 0,3648 2,3264 2,3548

F = 60 Hz T = 50 °C Espaçamento médio geométrico entre as fases = 1,35 m Altura dos condutores ao solo = 6,8 m

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.9 Impedâncias de seqüências para rede primária-alumínio Zona urbana



Bitola

Resistividade do solo

(ohm.m ) R1 X1 Z1 R0 X0 Z0

100 1,5040 0,4861 1,5806 1,9125 1,5700 2,4744

600 1,5040 0,4861 1,5806 1,9768 1,6666 2,5856 A04 (A04)

5000 1,5040 0,4861 1,5806 2,0545 1,7690 2,7111

100 0,9477 0,4687 1,0573 1,3562 1,5525 2,0614

600 0,9477 0,4687 1,0573 1,4205 1,6492 2,1766 A02 (A02)

5000 0,9477 0,4687 1,0573 1,4982 1,7516 2,3049

100 0,5954 0,4513 0,7471 1,0039 1,5351 1,8342

600 0,5954 0,4513 0, 7471 1,0682 1,6312 1,9498 A10 (A02)

5000 0,5954 0,4513 0, 7471 1,1460 1,7342 2,0786

100 0,4729 0,4424 0,6476 0,8814 1,5262 1,7624

600 0,4729 0,4424 0,6476 0,9457 1,6229 1,8783 A20 (A02)

5000 0,4729 0,4424 0,6476 1,0234 1,7253 2,0060

100 0,2977 0,4249 0,5188 0,7062 1,5087 1,6658

600 0,2977 0,4249 0,5188 0,7705 1,6054 1,7807 A40 (A02)

5000 0,2977 0,4249 0,5188 0,8482 1,7078 1,9068

100 0,1876 0,4033 0,4448 0,5961 1,4871 1,6021

600 0,1876 0,4033 0,4448 0,6604 1,5837 1,7159 A33 (A02)

5000 0,1876 0,4033 0,4448 0,7318 1,6861 1,8406

100 0,1330 0,3901 0,4121 0,5415 1,4739 1,5702

600 0,1330 0,3901 0,4121 0,6058 1,5706 1,6834 A47 (A02)

5000 0,1330 0,3901 0,4121 0,6335 1,6730 1,8072

F = 60 Hz T = 50º C Espaçamento médio geométrico entre as fases = 1,35 m Espaçamento geométrico entre fases e neutro = 2,20 m

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.10 Impedâncias de seqüências para rede primária-cobre zona urbana



bitola


100 1,4854 0,5078 1,5698 1,8868 1,7224 2,5547

600 1,4854 0,5078 1,5698 1,9547 1,8512 2,6922 06 (06)

5000 1,4854 0,5078 1,5698 2,0402 1,9936 2,8525

100 0,9341 0,4904 1,0550 1,3355 1,7049 2,1657

600 0,9341 0,4904 1,0550 1,4034 1,8338 2,3092 04(06)

5000 0,9341 0,4904 1,0550 1,4889 1,9761 2,4742

100 0,5935 0,4671 0,7553 0,9949 1,6816 1,9539

600 0,5935 0,4671 0,7553 1,0628 1,8105 2,0994 02(06)

5000 0,5935 0,4671 0,7553 1,1483 1,9528 2,2654

100 0,3766 0,4513 0,5878 0,7303 1,4099 1,5878

600 0,3766 0,4513 0,5878 0,7778 1,4824 1,6741 10(02)

5000 0,3766 0,4513 0,5878 0,8332 1,5575 1,7664

100 0,1876 0,4249 0,4645 0,4669 1,2990 1,3804

600 0,1876 0,4249 0,4645 0,4983 1,3583 1,4468 40(10)

5000 0,1876 0,4249 0,4645 0,5341 1,4194 1,5166

F = 60 Hz T = 50º C Espaçamento médio geométrico entre as fases = 1,35 m Espaçamento médio geométrico entre fases e neutro = 2,20 m

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.11 Impedâncias de seqüências para rede secundária-alumínio



bitola


100 0,9477 0,3417 1,0074 1,5551 1,5697 2,2096

600 0,9477 0,3417 1,0074 1,6313 1,6409 2,3138 A02 (A02)

5000 0,9477 0,3417 1,0074 1,7205 1,7140 2,4286

100 0,5954 0,3243 0,6780 1,2028 1,55221 1,9637

600 0,5954 0,3243 0,6780 1,2790 1,6235 2,0668 A10 (A02)

5000 0,5954 0,3243 0,6780 1,3682 1,6966 2,1795

100 0,5954 0,3243 0,6780 1,1342 1,3307 1,7485

600 0,5954 0,3243 0,6780 1,1890 1,3743 1,8173 A10 (A10)

5000 0,5954 0,3243 0,6780 1,2505 1,4176 1,8903

100 0,4729 0,3154 0,5684 1,0117 1,3218 1,6645

600 0,4729 0,3154 0,5684 1,0665 1,3654 1,7326 A20 (A10)

5000 0,4729 0,3154 0,5684 1,1280 1,4087 1,8047

100 0,2977 0,2979 0,4212 0,8365 1,3043 1,5495

600 0,2977 0,2979 0,4212 0,8913 1,3480 1,6160 A40 (A10)

5000 0,2977 0,2979 0,4212 0,9528 1,3912 1,6862

100 0,2977 0,2979 0,4212 0,6572 1,0913 1,2739

600 0,2977 0,2979 0,4212 0,6838 1,1188 1,3112 A40 (A40)

5000 0,2977 0,2979 0,4212 0,7127 1,1463 1,3498


Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela IV.12 Impedâncias de seqüências para rede secundária-cobre



bitola


100 1,4854 0,3808 1,5334 2.0679 1,8281 2,7601

600 1,4854 0,3808 1,5334 2,1514 1,9386 2,8960 06 (06)

5000 1,4854 0,3808 1,5334 2,2536 2,0585 3,0522

100 0,9341 0,3633 1,0023 1,5166 1,8106 2,3619

600 0,9341 0,3633 1,0023 1,6001 1,9211 2,5002 04(06)

5000 0,9341 0,3633 1,0023 1,7023 2,0410 2,6577

100 0,5935 0,3400 0,6840 1,1760 1,7873 2,1395

600 0,5935 0,3400 0,6840 1,2595 1,8978 2,2777 02(06)

5000 0,5935 0,3400 0,6840 1,3617 2,0177 2,4342

100 0,3766 0,3243 0,4970 0,7303 1,4099 1,5878

600 0,3766 0,3243 0,4970 0,7778 1,4824 1,6741 10(02)

5000 0,3766 0,3243 0,4970 0,8332 1,5575 1,7664

100 0,1876 0,2979 0,3520 0,5983 1,1600 1,3052

600 0,1876 0,2979 0,3520 0,6322 1,1927 1,3499 40(10)

5000 0,1876 0,2979 0,3520 0,6694 1,2253 1,3962


Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO V – CARACTERÍSTICAS E IMPEDÂNCIAS DE SEQÜÊNCIAS DOS CABOS UTILIZADOS PELA CPFL– PIRATININGA

TABELA V.1

Impedâncias de seqüências para rede da Piratininga TENSÃO 6,6 KV

BITOLA (AWG/MCM) Ohms/km

Fase Neutro Mono-aterrado Multi-aterrado

R1 X1

BIT MT BIT MT R0 X0 R0 X0

CONDUTORES DE COBRE

400A CU 1/0 CU 0,1883 0,3927 0,3659 1,9472 0,4745 1,3425

200A CU 4 CU 0,2989 0,4108 0,4766 1,9653 0,7121 1,5756

260A CU 4 CU 0,3773 0,4195 0,5549 1,9740 0,7904 1,5843

130 CU 6 CU 0,9434 0,4524 1,1211 2,0069 1,3545 1,7517

100 CU 6 CU 1,4854 0,476 1,6630 2,0305 1,8965 1,7753

CONDUTORES DE ALUMÍNIO

430A AL 3/0 AL 0,1908 0,3715 0,3684 1,9260 0,4850 1,3140

275 AL 1/0 AL 0,3810 0,4019 0,5586 1,9564 0,7531 1,4380

200 AL 4 AL 0,6047 0,4178 0,7823 1,9723 1,0162 1,7254

110 AL 4 AL 1,5289 0,4655 1,7065 2,0200 1,9404 1,7731

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela V.2 Impedâncias de seqüências para rede da Piratininga

TENSÃO 13,2 KV



R1 X1


CONDUTORES DE COBRE

4/0 CU 1/0 CU 0,1883 0,3927 0,3659 1,9472 0,4745 1,3425

2/0 CU 4 CU 0,2989 0,4108 0,4766 1,9653 0,7121 1,5756

1/0 CU 4 CU 0,3773 0,4195 0,5549 1,9740 0,7904 1,5843

4 CU 6 CU 0,9434 0,4524 1,1211 2,0069 1,3545 1,7517

6 CU 6 CU 1,4854 0,4760 1,6630 2,0305 1,8965 1,7753


336,4 AL 3/0 AL 0,1908 0,3715 0,3684 1,9260 0,4850 1,3140

3/0 AL 1/0 AL 0,3810 0,4019 0,5586 1,9564 0,7531 1,4380

1/0 AL 4 AL 0,6047 0,4178 0,7823 1,9723 1,0162 1,7254

4 AL 4 AL 1,5289 0,4655 1,7065 2,0200 1,9404 1,7731

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela V.3 Impedâncias de seqüências para rede da Piratininga

TENSÃO 23 KV



R1 X1


CONDUTORES DE COBRE

4/0 CU 1/0 CU 0,1883 0,4196 0,3659 1,8934 0,4810 1,2683

2/0 CU 4 CU 0,2989 0,4377 0,4766 1,9114 0,7220 1,5093

1/0 CU 4 CU 0,3773 0,4464 0,5549 1,9201 0,8003 1,5180

4 CU 6 CU 0,9434 0,4793 1,1211 1,9531 1,3638 1,6901

6 CU 6 CU 1,4854 0,5029 1,6630 1,9767 1,9067 1,7137


336,4 AL 3/0 AL 0,1908 0,3984 0,3684 1,8722 0,4918 1,2395

3/0 AL 1/0 AL 0,3810 0,4288 0,5586 1,9025 0,7622 1,3671

1/0 AL 4 AL 0,6047 0,4447 0,7823 1,9185 1,0254 1,6641

4 AL 4 AL 1,5289 0,4924 1,7065 1,9662 1,9496 1,7117

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO VI – CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO ASSIMÉTRICA

1 INTRODUÇÃO As equações da corrente de curto-circuito trifásica, descritas anteriormente, são aplicáveis somente quando a corrente de curto circuito já atingiu o regime permanente. Elas calculam o valor eficaz da corrente que persistiu por um período suficientemente longo de modo que o transitório inicial já desapareceu. Essas equações não podem calcular o valor instantâneo da corrente de curto-circuito, imediatamente após a ocorrência de falta. Isto será visto neste anexo.

Define-se como corrente eficaz o valor de EFI da expressão:

dtiT

IT

EF ∫=0

21

onde: i = corrente instantânea que varia em função do tempo

t = tempo

T = intervalo de tempo especificado para determinação do valor eficaz

Se tIi MÁX ωsen= , onde MÁXI é o valor de crista de uma corrente senoidal, a equação acima terá seu valor

2MÁX

EFI

I = , quando π=T .

Do ponto de vista físico, uma corrente senoidal com o valor de crista igual a MÁXI terá o mesmo efeito no valor da potência ou energia gerada em um resitor, se este for percorrido por uma corrente contínua de valor EFI . Por isso, a corrente EFI é chamada de valor eficaz de i . Entretanto, o valor 2 não pode ser generalizado uma vez que nem sempre a corrente varia senoidalmente conforme acima. No caso particular dos transitórios que ocorrem na rede de distribuição, há uma componente exponencial decrescente que se soma à senóide, resultando no seu deslocamento para cima, conforme a figura VI.1.b a seguir:

O novo valor de EFI , neste caso, pode ser determinado pela curva EF

EFI

I ' da

figura VI.2, desde que se tome 2π=T .

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura VI.1.a - Tensão variando senoidalmente

Figura VI.1.b - Corrente deslocada por uma componente exponencial decrescente

É este primeiro meio ciclo que interessa nos cálculos de dimensionamento para a capacidade de condução das correntes de curto nos equipamentos. Para o cálculo da capacidade de interrupção, se costuma usar na distribuição o valor de 1,35 para disjuntores e religadores, uma vez que a operação de abertura ocorre 3 a 8 ciclos após a ocorrência de falta. No ponto de instalação de um dispositivo de proteção de um circuito qualquer, o valor eficaz da corrente de curto-circuito simétrica pode ser conhecido através das equações do Anexo III, e o valor da relação X/R pode ser conhecido através da impedância total do sistema utilizado no cálculo.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



2 FÓRMULAS 2.1 Corrente de Curto-circuito Trifásica Assimétrica

FFass IcckIcc 313 =

Onde 1k é obtido da figura VI.2, para a impedância 111 jXRZZ +==

2.2 Corrente de Curto-circuito Bifásica Assimétrica

FFass IcckIcc 212 =

Onde 1k é obtido da figura VI.2, para a impedância ( )111

32

32 jXRZZ +==

2.3 Corrente de Curto-circuito Fase Terra Assimétrica

FTFTass IcckIcc 0=

Onde 0k é obtido da figura VI.2, para a impedância 3

32 01 fRZZZ

++=

FIGURA VI.2 - Fator de assimetria - K

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO VII – CURVAS T X I DOS ELOS FUSÍVEIS TIPO "K"

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO VIII – CÁLCULO DO FATOR DE SEGURANÇA A SER UTILIZADO NO AJUSTE DA PROTEÇÃO DE FASE

Considerando-se: 1. Que os TCs utilizados pela CPFL possuem erros de ± 10%; 2. Que o "pick-up" dos relés também possuem erros de ± 10%; 3. Que o erro no cálculo da impedância da rede (anexo V) é de ± 10%; 4. Que existirá um erro na medição do comprimento da rede, que consideraremos de

5%; O Fator de Segurança será o produto deles. Então:

40,105,11,11,11,1 =×××=FS

Para acrescentar impedâncias impostas por arco elétrico ou mau contato entre os cabos em curto-circuito, sugerimos utilizar valores entre 1,5 à 2,0 , sendo que o último valor dará mais segurança que o primeiro.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO IX – CURVA TEMPO X CORRENTE PARA INÍCIO DE RECOZIMENTO DOS CABOS DE ALUMÍNIO

1 CABOS CA

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



2 CABOS CAA

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO X – INTEGRAÇÃO RELÉ-RELIGADOR

1 INTRODUÇÃO Na coordenação relé-religador onde for utilizado relé a indução devem ser verificados os avanços relativos do contato móvel do relé, durante a seqüências de operações do religador. A figura X.1 ilustra os principais elementos de um relé de indução:

Figura X.1

Durante o tempo equivalente a 1a. operação do religador, o relé também é sensibilizado pela sobrecorrente, e a unidade móvel que é a base de indução, avança em direção ao contato fixo. Durante o intervalo de religamento do religador, o relé tende a retornar à sua posição inicial, sendo que esse retorno depende do tipo de relé e do ajuste da curva temporizada do mesmo, conforme mostra a figura X.2. O processo se repete nas operações seguintes do religador, e quando o avanço for maior que o retorno do relé, a unidade móvel permanecerá numa posição adiantada em relação àquela inicial. A soma dos avanços relativos do relé (avanço - retorno), em qualquer das operações do religador, não deve ser suficiente para que o contato móvel encontre o contato fixo do relé. Se isto ocorrer, o relé comandará a abertura do disjuntor, ocorrendo uma descoordenação com o religador.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura X.2 - Tempo de rearme

Os cálculos para a integração relé-religador podem ser feitos manualmente ou através de um programa computacional, conforme mostrado a seguir:

2 MÉTODO MANUAL A integração deve ser feita para valores de corrente de curto-circuito no trecho onde as curvas apresentam maior proximidade relativa entre si, isto é, no ponto

onde ocorrer a maior relação relé

religador

TT

. Deverá ser feita para os ajustes de fase e de

terra. Devido aos possíveis erros dos dispositivos de proteção, deve ser dada uma tolerância para obter-se maior garantia na coordenação. A tolerância considerada será de 10% para cada dispositivo, o que significa elevar a curva temporizada do religador em 10% e abaixar a curva do relé em 10% conforme ilustrado na figura X.3 . Essa tolerância não será considerada para a curva rápida do religador, pois a mesma é especificada pelo fabricante como curva máxima (tempo máximo de atuação).

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura X.3 - Tolerância dos dispositivos de proteção

A verificação da integração deverá ser feita através do preenchimento da tabela abaixo:

Religador Relé / / / / / / / / Sequência operação Curva Tempo de

operação (t1)Tempo de

religamento (t2) Avanço % Rearme % Soma relativa

1ª

2ª

3ª

4ª / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /

Roteiro para preenchimento: 1. Preencher os campos referentes as curvas, tempo de operação do religador para

o valor de curto-circuito desejado (T1) e tempo de religamento do religador (T2).

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



2. Avanço do relé

XTAvanço 1001×=

1T = tempo de operação do religador para o valor de curto-circuito desejado X = tempo de operação do relé para o valor de curto-circuito desejado

3. Rearme do relé

YTRearme 1002×=

2T = tempo de religamento do religador Y = tempo de rearme total do relé (função da curva do relé)

4. Soma relativa Diferença entre o avanço e Rearme do relé. Caso o valor seja negativo, considerá-lo igual a zero. A coordenação estará assegurada quando o valor total da soma relativa for inferior a 100%. Exemplo: Verificar a coordenação entre o disjuntor e o religador do circuito mostrado na figura X.4. O gráfico tempo x corrente com os ajustes dos equipamentos está mostrado na figura X.5.

Figura X.4 - Exemplo

a) Ajustes dos equipamentos Relé de Sobrecorrente

RTC: 300/5 Ajustes Fase Ajustes Terra Marca: Westinghouse Westinghouse Tipo: CO7 CO6 TAP: 5,0 A 0,5 A Curva: 2 9

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Instantâneo: 50 A 15 A

Religador RTC: 100/1 Marca: Brush Tipo: PMR 1-15 Fase Terra UST P.U. Temporizado (%RTC): 100 (100%) 20 (20%) Curva (característica): 04 (MI) 03 (I) P.U. Inst. (FE): 100 (1,0) 40 (2,0) Seq. Operações: 2I 2T 2I 2T PU UST (FE): 8(0,4) Tempo definido (s): 3 Número operações: 4 4 4 Religamento (s): 2 Rearme (s): 10 Tempo adicional curva rápida (s): 0

Figura X.5 - Integração relé-religador - exemplo

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



b) Para exemplificar será feita a verificação da integração para os ajustes de terra. A faixa de corrente a ser considerada é entre 48 e 400A, que são os valores de corrente de curto-circuito fase-terra mínima e máxima na zona de proteção mútua do relé e do religador. Conforme pode ser visto pela Tabela X.1, as curvas do religador e do relé estão mais próximas em 80 A, que será o valor usado no cálculo.

Tabela X.1 - Relação entre o tempo de atuação do religador e do relé

Corrente Tempo religador curva temporizada (s) Tempo relé (s)

relé

religador

TT

50 5,2 2,4 0,462 60 4,2 2,0 0,476 70 3,5 1,8 0,514 80 3,1 1,6 0,516 90 2,9 1,45 0,500 100 2,8 1,35 0,482 150 2,3 1,10 0,478 200 2,1 0,95 0,452 300 1,9 0,82 0,432 400 1,8 0,76 0,422

b1) Tempo de operação do relé de terra para 80A: 3,1 s. Considerando a tolerância de 10%, esse tempo diminui para 2,79 s (3,1 x 0,9).

b2) Tempo de operação do religador na curva rápida para 80A:0,09s. b3) Tempo de operação do religador na curva lenta para 80A: 1,6 s. Considerando

a tolerância de 10% esse tempo aumenta para 1,76 s (1,6 x 1,1) b4) Avanço do contato móvel do relé na 1a. operação do religador (curva rápida)

%2,379,2

10009,0 =×=Avanço

b5) Rearme do relé O tempo para o rearme total do relé é fornecido pelo fabricante, e é função da curva do relé escolhida, conforme mostra a figura X.6.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura X.6 - Curva de rearme do relé CO-6

Como foi escolhida a curva 9, o tempo total de rearme é de 6 s. Como o tempo de religamento do religador é 2 s, tem-se:

%3,3361002 =×=Rearme

Soma reativa = Avanço - Rearme = 3,2% - 33,3% = -30,1%, que significa que não houve avanço relativo do relé na 1a. atuação do religador.

b6) Avanço do contato móvel do relé na 2a. operação do religador (curva rápida) Os cálculos são idênticos aos itens b4 e b5, portanto não ocorre avanço relativo do relé na segunda atuação do religador.

b7) Avanço do contato móvel do relé na 3a. operação do religador (curva lenta)

%1,6379,210076,1 =×=Avanço

Rearme = 33,3% (idem item b5) Soma Relativa = 63,1% - 33,3% = 29,8%

b8) Avanço do contato móvel do relé na 4a. operação do religador (curva lenta)

%1,6379,210076,1 =×=Avanço

Soma Relativa Total: 29,8% + 63,1% = 92,9%

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



c) Resumo dos Cálculos

Religador Relé / / / / / / / / / Sequência operação Curva Tempo de

operação (t1)Tempo de

religamento (t2) Avanço % Rearme % Soma relativa

1ª Rápida 0,09 2 3,2 33,3 0

2ª Rápida 0,09 2 3,2 33,3 0

3ª Lenta 1,76 2 63,1 33,3 29,8

4ª Lenta 1,76 / / / / / / / / / / / / / / 63,1 / / / / / / / / / 92,2

O resultado indica que para um valor de corrente de curto-circuito de 80 A existe coordenação entre relé-religador. Os cálculos devem ser repetidos para outros valores na faixa de 48 a 400 A.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



AJUSTES PROPOSTOS PARA OS EQUIPAMENTOS ALIMENTADOR: RELÉ DE SOBRECORRENTE FASE TERRA MARCA: WE WE TIPO : CO7 CO6 TAP : 5,0 A 0,5 A CURVA: 2 9 UNID.INST.: 50 A 15 A RTC : 300/5 TEMPO REARME: 2,155 5,80 RELIGADOR MARCA: BRUSH TIPO : PMR-15 FASE TERRA UST PU TEMP. (% RTC) : 100 (100%) 20 (20%) CURVA (CARACT) : 04 (MI) 03 (I) PU INST. (FE) : 100 (1.0) 40 (2.0) SEQ. OPERAÇÃO : 2I 2T 2I 2T PU UST (FE) : 8 (0.40) TEMPO DEF. (SEG) : 3.0 NUM. OPERAÇÃO : 4 4 4 RTC : 100/1 RELIGAMENTO (SEG) : 2.0 REARME (SEG.) : 10.0 TEMPO ADIC.CURVA RÁPIDA (SEG) : 0.00

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XI – CURTO-CIRCUITO NO LADO BT DO TRANSFORMADOR

1 CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO

Figura XI.1 - Curto-circuito trifásico

)(

)()(3)(3

AT

BTBTFATF V

VIccIcc ×=

Ex.: Calcular o curto-circuito trifásico na saída de um transformador (lado BT) de 45 kVA, tensões 11,9 kV/220-127V, Z% = 3,2%.

1)(3 3 Z

VffIcc BTF ⋅=

032,0)(1 =puZ

2)(1)(1BASE

BASEohmspu V

VAZZ =

2)(1 22045000032,0 ohmsZ=

034,0)(1 =ohmsZ

AIcc BTF 3736034,03

220)(3 =

⋅=

Referindo-se ao primário:

)(

)()(3)(3

AT

BTBTFATF V

VIccIcc ×=

AIcc ATF 1,6911900

2203736)(3 =×=

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XI.2 - Curto-circuito trifásico

Nota: No exemplo foram desprezados os valores das impedâncias da SE e do cabo primário. Esses valores quando refletidos ao secundário são bastante baixos. Entretanto, em pontos da rede primária onde Icc3F for igual ou menor que 1000A, os mesmos passam a ser significativos.

2 CURTO-CIRCUITO BIFÁSICO

Figura XI.3 – Curto-circuito bifásico

)(

)()(2)(2 30cos

1

AT

BTBTFATF V

VIccIcc ⋅

°⋅=

Como )(3)(2)(3)(2 30cos ATFATFBTFBTF IccIccIccIcc =⇒°⋅=

Nota: essa relação é válida para apenas uma das fases. Nas outras duas fases o

valor de corrente é 2)(2 ATFIcc .

Exemplo: Calcular o curto-circuito bifásico do exemplo anterior.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



1)(2 2Z

VffIcc BTF =

AIcc BTF 3235037,02

220)(2 =

⋅=

Referindo-se ao primário:

)(

)()(2)(2 30cos

1AT

BTBTFATF V

VIccIcc ⋅

°⋅=

AIcc ATF 1,6911900

22030cos

13235)(2 =⋅°

⋅=

Figura XI.4 - Curto-circuito bifásico

3 CURTO-CIRCUITO FASE TERRA

)(

)()()( 3

1

AT

BTBTFTATFT V

VIccIcc ⋅⋅=

Figura XI.5 - Curto-circuito fase-terra

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



3.1 Considerando Rf = 0

0123

ZZVffIccFT +

⋅=

Para transformadores: 10 ZZ = , portanto:

FFT IccZ

VffZVffIcc 3

11 333 ==⋅=

Portanto:

)(3)( BTFBTFT IccIcc =

3.2 Considerando Rf ≠ 0

fFT RZZ

VffIcc32

3

01 ++⋅=

Exemplo para um curto-circuito na saída de um transformador de 112,5 kVA; 11,9 kV-220/127, fR = 10 Ω, Z=3,5 %.

BASEpuTRAFOohmsTRAFO VA

VZZ2

1)(1 =

015,0112500

220035,02

)(1 ==ohmsTRAFOZ

103015,0015,022203

)( ⋅++⋅⋅=BTFTIcc

AIcc BTFT 7,12)( =

)(

)()()( 3

1

AT

BTBTFTATFT V

VIccIcc ⋅⋅=

AIcc ATFT 14,011900220

31,12)( =⋅⋅=

Portanto para curto-circuito fase terra no lado BT de um transformador, mesmo que Rf seja baixa, a corrente de curto-circuito que flui no primário é muito baixa, tornando difícil a atuação do elo fusível de proteção.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Nota: Foram desprezadas as impedâncias da SE e do cabo primário, pois os valores das mesmas refletidas no secundário são muito baixos comparados com o valor de Rf.

Figura XI.6 - Curto-circuito fase-terra

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XII – RELIGADORES TIPO KF DA MCGRAW-EDISON

1 INTRODUÇÃO Este anexo traz os ajustes e as curvas que estão disponíveis no religador tipo KF da McGraw-Edison. O religador KF é um religador com controles hidráulicos, com isolação à óleo e abertura feita em garrafas de vácuo.

2 CARACTERÍSTICAS NOMINAIS Corrente nominal: 280 A Tensão nominal: 14,4kV NBI: 110kV * * Esta tensão não deve ser aplicada com os contatos abertos. Nesta condição a

isolação de religador é menor que 110kV.

3 CORRENTE DE "PICK-UP" E CAPACIDADE DE INTERRUPÇÃO O religador KF utiliza bobinas séries como elemento sensor de fase, sendo que a corrente de "pick-up" da bobina é o dobro de sua capacidade nominal. Também a capacidade de interrupção é afetada pela bobina usada. Veja a tabela XII.1 para os valores disponíveis. O sensor para as operações de terra é eletrônico e possui os seguintes ajustes de corrente de disparo: 5A, 10A, 20A, 35A, 50A, 100A, 140A, 200A e 280A. Apesar da grande quantidade de ajustes disponíveis, deve-se utilizar os valores 5A e 10A.

TABELA XII.1 Bobinas séries do Religador KF

Corrente nominal

Corrente de “pick-up “

Capacidade de interrupção simétrica à 14,4 kV

5 10 500 10 20 1000 5 30 1500 25 50 1500 35 70 3500 50 100 5000 70 140 6000

100 200 6000 140 280 8200

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



4 NÚMERO DE OPERAÇÕES O religador pode ser ajustado para executar 2, 3 ou 4 operações para bloqueio (uma operação para bloqueio só é conseguida abaixando-se a alavanca de bloqueio após a primeira operação). O ajuste é único para as operações de fase e terra, isto é, a quantidade de operações para bloqueio para fase e terra será o mesmo. Como o mecanismo de integração do número de operações é único para fase e terra, em um bloqueio as operações podem ser todas de fase, todas de terra ou uma combinação delas.

5 SEQÜÊNCIAS DE OPERAÇÕES O religador kF possui seqüências de operações independentes para fase e terra, sendo que para qualquer uma delas é possível termos de nenhuma à 4 operações rápidas. O números de operações temporizadas será o número de operações para bloqueio menos o número de operações rápidas.

6 CURVAS CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DE FASE As curvas características de operação de fase para o religador kF são a tempo inverso. Este religador possui uma única curva rápida (curva A) que será usada quando o religador realizar suas operações rápidas. A curva A mostrada na figura XII.1 é o tempo máximo de interrupção do equipamento, e portanto, todos os erros serão negativos. O religador oferece ainda, duas curvas temporizadas (B e C) para a escolha do projetista, a figura XII.1 mostra o tempo médio de operação, cuja variação é de 10% para mais ou para menos.

7 CURVAS CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DE TERRA O religador kF oferece as curvas de operação de terra a tempo definido, mostradas na tabela XII.2 e nas figuras XII.2 a XII.10. Note nestas figuras que cada curva é composta por um par de curvas. A curva inferior é o menor tempo em que o religador opera, já levando-se em consideração os erros. A curva superior é o máximo tempo em que o religador operará, quando o seu capacitor de carga estiver totalmente descarregado. Se a corrente de carga for maior que 5A o capacitor pode ser considerado como carregado para a primeira operação. Nos casos em que a corrente da linha é menor que 5A, ou em operações subsequentes à primeira, ou outros casos em que o capacitor não estiver totalmente carregado, o tempo de abertura estará entre as curvas superior e inferior. Assim para a verificação da coordenação com relés o tempo da curva superior deve ser o considerado. Observe ainda que as curvas de terra são dadas em amperes, e que portanto, não é necessário deslocá-las quando o "pick-up" for diferente de 5A, bastando desprezar o início da curva até o "pick-up" desejado.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



TABELA XII.2 Curvas características de operação para terra

CURVA TEMPO MÉDIO (s)1 0,1 2 0,2 3 0,5 4 1,0 5 2,0 6 3,0 7 5,0 8 10,0 9 15,0

Figura XII.1 - Curvas de Fase do religador KF

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XII.2

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XII.3

Figura XII.4

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XII.5

Figura XII.6

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XII.7

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XII.8

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XII.9

Figura XII.10

8 TEMPOS DE RELIGAMENTO O religador kF possui um único tempo de religamento, não ajustável, de 2 s.

9 TEMPO DE REARME O tempo de rearme do religador kF é em torno de 1 minuto a 1,5 minuto por operação, sendo que o tempo total de rearme após o bloqueio do religador é de aproximadamente 7 minutos.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XIII – RELIGADORES TIPOS OYT-250 E OYT-400 DA REYROLLE

1 INTRODUÇÃO Este anexo traz os ajustes e curvas que estão disponíveis nos religadores OYT-250 e OYT-400 da Reyrolle. Os religadores OYT são religadores com controle hidráulico e isolação e abertura em óleo.

2 CARACTERÍSTICAS NOMINAIS Corrente Nominal: 250A ou 400A Tensão Nominal: 14,4 kV NBI: 110 kV

3 CORRENTES DE "PICK-UPS" E CAPACIDADE DE INTERRUPÇÃO Os religadores OYT utilizam bobinas séries como elemento sensor de fase, sendo que a corrente de "pick-up" é o dobro da corrente nominal. A capacidade de interrupção também é afetada pela bobina usada. Veja a tabela XIII.1 para os valores disponíveis. O sensor para defeitos à terra é eletrônico e pode ser ajustado em 5A, 10A ou 20A.

Tabela XIII.1 Bobinas séries dos religadores OYT

Capacidade de interrupção até 11 kV à 13,8 kV Corrente

nominal Corrente de

“pick-up “ Sim. Assim. Sim. Assim. 5 10 1056 1510 1056 1600 10 20 2112 3020 2112 3200 15 30 5250 7500 4000 6050 20 40 5250 7500 4000 6050 25 50 5250 7500 4000 6050 30 60 5250 7500 4000 6050 35 70 5250 7500 4000 6050 50 100 5250 7500 4000 6050 75 150 5250 7500 4000 6050 100 200 5250 7500 4000 6050 150 300 5250 7500 4000 6050 200 400 5250 7500 4000 6050 250 500 5230 7500 4000 6050

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



4 NÚMERO DE OPERAÇÕES Os religadores OYT permitem o ajuste do número total de operações para o bloqueio em 1, 2, 3 ou 4 operações. O número de operações para bloqueio escolhido será o número de operações para fase, para terra ou mesmo para uma combinação de operações de fase e terra

5 SEQÜÊNCIAS DE OPERAÇÕES A seqüências de operações para os religadores OYT é a mesma para fase e terra. É possível selecionar-se de nenhuma a quatro operações temporizadas, sendo o número de operações rápidas a diferença entre o número de operações para o bloqueio menos o número de operações lentas, exceto quando todas as operações forem lentas.

6 CURVAS CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DE FASE

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



FIGURA XIII.1 - Curvas de fase dos religadores OYT Os religadores OYT oferecem apenas uma curva rápida de fase, a curva H, e duas curvas temporizadas, Kl e Ks, sendo que alguns religadores possuem ainda uma terceira curva temporizada, curva D, que é mais lenta que as duas anteriores. Ao utilizar a curva D deve-se verificar se o religador a ser usado possui esta curva. A Figura XIII.1 mostra as curvas de fase dos religadores OYT, a curva H mostrando o máximo tempo de interrupção e as outras curvas mostrando o tempo médio, os quais podem ter uma variação de 10% para mais ou para menos.

7 CURVAS CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DE TERRA Os religadores OYT oferecem uma curva rápida de terra e várias curvas temporizadas, sendo que estas últimas são curvas a tempo definido. As curvas temporizadas de terra oferecidas originalmente pelos religadores OYT são de 0,5s; 1,0s; 2,0s; 5,0s; 9,0s e 13s. Entretanto, devido a substituição dos temporizadores originais por outros temporizadores fabricados na própria CPFL, atualmente existem religadores com outros valores de tempo. São encontrados normalmente as seguintes combinações de curvas: 0,5 s; 1,0 s e 2,0 s; ou 1,0 s; 2,0 s e 3,0 s. Ao usar uma curva de terra que não seja comum a todos os religadores, deve-se verificar se o equipamento a ser utilizado possui a curva desejada. A Figura XIII.2 mostra as curvas originais dos religadores OYT. Note que os valores de correntes estão em ampéres e que, portanto, não há necessidade de deslocá-las para valores de "pick-up" diferentes de 5A, bastando desprezar o início da curva. Com exceção da curva rápida, que mostra o tempo máximo de interrupção, todas as outras têm uma tolerância de 10% para mais ou para menos.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XIII.2

8 TEMPOS DE RELIGAMENTO O tempo de religamento dos religadores OYT é de 2,0s. Este tempo é único e não é ajustável.

9 TEMPO DE REARME O tempo de rearme dos religadores OYT é de 1,5 minuto por operação. O tempo total de rearme após o bloqueio é de aproximadamente 7 minutos. Este tempo não é ajustável.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XIV – RELIGADORES TIPO SEV-280 DA WESTINGHOUSE

1 INTRODUÇÃO Este anexo traz os ajustes e as curvas disponíveis para o religador SEV-280 da Westinghouse. O religador SEV-280 é isolado a óleo e faz a interrupção da corrente em garrafas de vácuo. Este religador possui controle eletrônico para todas as suas funções.

2 CARACTERÍSTICAS NOMINAIS Corrente nominal: 280A Tensão nominal: 11,5kV e 13,2kV Capacidade de interrupção : 6000A simétricos NBI: 110kV * * Não aplicável entre contatos abertos. Capacidade de isolamento é 25% inferior

nesta condição.

3 CORRENTES DE "PICK-UP" O religador SEV-280 possui um número grande de "pick-up" para fase e para terra, entretanto, deve ser observado que o "pick-up" de terra é dependente do "pick-up" de fase. Os "pick-ups" possíveis estão indicado na Tabela XIV.1. A CPFL possui os módulos calibradores da corrente de pick-up de terra números 9, 10, 11 e 12, que devem atender a todas as nossas necessidades.

4 NÚMERO DE OPERAÇÕES O número de operações para bloqueio é comum para as operações de fase e terra e pode ser ajustado desde 1 até 4 operações para bloqueio.

5 SEQÜÊNCIAS DE OPERAÇÕES A seqüências de operações do religador SEV-280 é comum para fase e terra, isto é, uma mesma seqüência será executada, quer o defeito seja para a terra quer ele seja entre fases. Podem ser ajustadas desde nenhuma até três operações rápidas. O número de operações lentas será o número de operações para bloqueio menos o número de operações na curva rápida. Note que se o ajuste escolhido for quatro operações para bloqueio haverá, então, pelo menos uma operação na curva temporizada. Deve ser observado ainda que as operações nas curvas rápidas sempre precedem as operações na curva temporizada.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela XIV.1 – Pick-up de terra Módulo 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Pick-up de fase Transformador auxiliar

H1-H2 H1-H3 H1-H4 H1-H5

50 50 40 33 25 29 15 12 9 7 5,5 - - - - - - -

70 70 50 46 35 26 21 17 13 10 8 6 5 - - - - -

80 80 64 52 40 39 24 19 15 11 9 7 5,5 - - - - -

90 90 72 59 45 33 27 22 16 13 10 8 6 4,5 - - - -

100 100 80 65 50 37 30 14 18 14 11 9 7 5 - - - -

110 110 88 72 55 41 33 26 20 15 12 10 8 5.5 - - - -

130 130 104 85 65 48 39 31 23 18 14 12 9 6,5 5 - - -

150 150 120 98 75 56 45 36 27 21 17 14 10 7,5 6 5 - -

170 170 136 111 85 63 51 41 31 24 19 15 12 8,5 7 5,5 - -

180 180 144 117 90 67 54 43 33 25 20 16 13 9 7 6 - -

200 200 160 130 100 74 60 48 36 28 22 18 14 10 8 6,5 5 -

280 280 224 182 140 104 84 67 50 39 31 25 20 14 11 9 7 5

6 CURVAS CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DE FASE O religador SEV-280 oferece as seguintes curvas de fase: rápidas : A, B, C, D temporizadas: E, F, G, H, Dessas a CPFL possui as curvas B, C, E, F, e G. Todas as curvas oferecidas pelo religador SEV-280 são curvas muito inversas. A Figura XIV.1 mostra as curvas de fase. As curvas mostradas são curvas de atuação de relé, o tempo total de operação de religador é obtido somando-se 36 ms à curva dada. Para se verificar a coordenação do religador com fusíveis, deve-se somar os 36 ms nas operações temporizadas. Os tempos mostrados na Figura XIV.1 são tempos médios, com variação de 10% para mais ou para menos.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XIV.1 - Curvas de fase do religador SEV-280

7 CURVAS CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DE TERRA O religador SEV-280 oferece as seguintes curvas de terra: rápidas: J, K, L temporizadas: N, O, P e Q Dessas a CPFL possui as curvas K, L, O e P. A figura XIV.2 mostra as curvas de terra. As curvas mostradas são as curvas de atuação do relé. Para se observar o tempo total de interrupção soma-se 36 ms à curva dada. Para a verificação da coordenação entre o religador e os elos fusíveis, é necessário somar-se os 36 ms nas curvas das operações rápidas, mas não nas curvas das operações temporizadas. Os tempos mostrados também são tempos médios, com variação de 10% para mais ou para menos.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



8 TEMPOS DE RELIGAMENTO Por ser um religador com relé eletrônico, o religador SEV-280 apresenta tempos de religamento ajustáveis. A Tabela XIV.2 mostra os tempos disponíveis.

Tabela XIV.2 Tempos de religamento do religador SEV-280

Primeiro religamento (s): 0,6 1,25 2,5 Segundo e terceiro religamentos (s): 2,5 5,0 10,0 20,0

Para o primeiro religamento use o tempo de 2,5 s. Use os tempos menores apenas se houver necessidade. Para o segundo e o terceiro religamento use também os tempos de 2,5s. Se houver necessidade, devido à coordenação com relés, pode-se usar o tempo de 5,0s. Os tempos maiores deverão ser evitados.

FIGURA XIV.2 - Curvas de terra do religador SEV-280

9 TEMPO DE REARME O religador SEV-280 também oferece vários tempos de rearme. O tempo de rearme no religador SEV-280 é o tempo que o religador demora para voltar à

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



primeira operação. A contagem de tempo de rearme inicia-se após uma operação de fechamento automática ter sido executada e continua até que o tempo de rearme se complete, ou outra operação de abertura e fechamento seja efetuada. Os tempos de rearme disponíveis são os seguintes: 20s, 40s, 80s e 160s.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XV – RELIGADOR TIPO PMR-1-15 DA BRUSH SWITCHGEAR

1 INTRODUÇÃO Este anexo traz as curvas e os ajustes disponíveis no religador tipo PMR-1-15 da Brush Switchgear. O religador PMR-1-15 é um religador com isolação e interrupção em SF6 (hexafluoreto de enxofre) e que possui controle totalmente eletrônico, através do relé Dynatrip II.

2 CARACTERÍSTICAS NOMINAIS Corrente nominal : 400A Tensão nominal : 11,9kV e 13,8kV Capacidade de interrupção: 6kA simétricos NBI : 110kV

3 CORRENTE DE "PICK-UP" DE FASE 3.1 Unidade Temporizada

A corrente de "pick-up" da unidade temporizada de fase pode ser ajustada em 25%, 50%, 75%, 100%, 125%, 159%, 200% e 225% da relação nominal do TC do religador. Como os religadores adquiridos pela CPFL tem relações nominais de 100-1A e de 200-1A os valores que podem ser ajustados são aqueles da Tabela XV.1.

3.2 Unidade Instantânea Esta unidade possui um "Fator de Escala" (FE), que aumenta o "pick-up" da unidade instantânea em relação à unidade temporizada. Este Fator de Escala pode ser ajustado em 1,0; 1,2; 1,4; 1,6; 1,8; 2,0; 2,2 e 2,4. O valor da corrente de "pick-up" da unidade instantânea é determinado multiplicando-se o valor da corrente de "pick-up" da unidade temporizada de fase pelo fator de escala. Este recurso da unidade instantânea pode ser utilizado para aumentar a corrente de “pick-up” da curva instantânea para valores acima da corrente de “inrush”. Sugere-se que inicialmente seja utilizado o FE=1, o que fará com que a corrente de “pick-up” da unidade instantânea seja igual à da unidade temporizada. A utilização de fatores de escala maiores de 1 prejudica a coordenação com elos fusíveis.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela XV.1 - Corrente de "pick-up" da fase

Instantâneo Temporizado % da relação do TC 100-1 (A) 200-1 (A) 100-1 (A) 200-1 (A)

225 255 x FE 450 x FE 225 450

200 200 x FE 400 x FE 200 400

175 175 x FE 350 x FE 175 350

150 150 x FE 300 x FE 150 300

125 125 x FE 250 x FE 125 250

100 100 x FE 200 x FE 100 200

75 75 x FE 150 x FE 75 150

50 50 x FE 100 x FE 50 100

25 25 x FE 50 x FE 25 50

Exemplo do cálculo de "pick-up" da fase Cálculo do “pick-up” temporizado de fase

A150100

100150 =×=−=

=otemporizadup"pick"

150%TCrel%100/1TC

A300100

200150 =×=−=


150%TCrel%200/1TC

Cálculo do “pick-up” instantâneo de fase

A302,1100

10025 =××=−=

==

oinstantâneup"pick" 1,2 escala de Fator

25%TCrel%100/1TC

A6000,2100

200150 =××=−=

==


150%TCrel%200/1TC

3.3 Restrições quanto ao Ajuste de Mínima Corrente de Disparo: O relé microprocessador foi projetado para consumir o mínimo de energia possível. Dessa forma o relé permanece em estado dormente até que a corrente

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



detectada se aproxime da mínima corrente de disparo ajustada. Neste momento o relé microprocessador é ativado e o consumo de energia aumenta. O relé é ativado com aproximadamente 90% da mínima corrente de disparo ajustada e entra em estado dormente para um valor igual ou menor que 70% desse ajuste. O consumo do relé em estado dormente é de aproximadamente 36 A e de 60 mA quando em estado ativado. Para prevenir o consumo desnecessário, que causa o descarregamento prematuro da bateria, recomenda-se que a mínima corrente de disparo seja ajustada a pelo menos 160% do máximo valor de corrente de carga esperado. Observação: A CPFL através de orientações do fabricante, está modificando os relés, de maneira que os mesmos passem ao estado ativo com 100% do ajuste de "pick-up" e retornem ao estado dormente com 90% da corrente de "pick-up". Caso o relé a ser utilizado já tenha sofrido a modificação, então o "pick-up" de fase poderá ser apenas ligeiramente maior que a maior corrente de carga esperada.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



4 CURVAS TEMPO X CORRENTE DE FASE 4.1 Curvas Temporizadas

Figura XV.1- Curvas normalmente inversa

O religador PMR-1-15 permite dois tipos de curva tempo x corrente, uma normalmente inversa e uma muito inversa, o que permite que a curva do religador se adapte ao tipo de curva utilizado pelo equipamento de proteção da subestação. Para cada tipo de curva (normalmente inversa ou muito inversa) existem 8 diferentes temporizações. Sugere-se que quando não houver prejuízo na proteção ou na coordenação entre o religador PMR-1-15 e o equipamento de proteção da SE a curva utilizada seja a normalmente inversa. Estas curvas estão mostradas nas Figuras XV.1 e XV.2.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XV.2 - Curvas muito inversa

4.2 Curva Rápida de Fase É uma curva única, mostrada na Figura XV.3, à qual, entretanto, podem ser acrescidos tempos, conforme será mostrado no item 13.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XV.3 – Curva rápida e fator de escala

5 CORRENTE DE "PICK-UP" DE TERRA (RESIDUAL) 5.1 Unidade Temporizada

A corrente de "pick-up" da unidade temporizada de terra pode ser ajustada em 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80% e 90% da relação nominal do TC do religador. As possíveis correntes de "pick-up" temporizada de terra estão na tabela XV.2.

5.2 Unidade Instantânea Assim como a unidade instantânea de fase, a unidade instantânea de terra possui um "Fator de Escala" (FE), que aumenta o "pick-up" da unidade temporizada, e que pode ser ajustado em 1,0; 1,2; 1,4; 1,6; 1,8; 2,0; 2,2 e 2,4.

Tabela XV.2 - Corrente de "pick-up" de terra residual Instantâneo Temporizado % da relação

do TC 100-1 (A) 200-1 (A) 100-1 (A) 200-1 (A) 90% 90 x FE 180 x FE 90 180 80% 80 x FE 160 x FE 80 160 70% 70 x FE 140 x FE 70 140 60% 60 x FE 120 x FE 60 120 50% 50 x FE 100 x FE 50 100 40% 40 x FE 80 x FE 40 80 30% 30 x FE 60 x FE 30 60 20% 20 x FE 40 x FE 20 40 10% 10 x FE 20 x FE 10 20

O valor da corrente de "pick-up" da unidade instantânea de terra é determinado multiplicando-se a corrente de "pick-up" da unidade temporizada de terra pelo fator de escala. Sugere-se que inicialmente seja utilizado o FE=1. A utilização de fatores de escala maiores que 1 prejudica a coordenação com elos fusíveis, entretanto estes poderão ser usados para se evitar que a curva instantânea cubra parte da UST o que poderia fazer o religador operar mais de 4 vezes em uma mesma seqüências. Cálculo do “pick-up” temporizado de terra (residual)

A40100

10040 =×=−=


40%TCrel%100/1TC

A140100

20070 =×=−=


70%TCrel%200/1TC

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Cálculo do “pick-up” instantâneo de terra (residual)

A1224,1100

10080 =××=−=

==


80%TCrel%100/1TC

A1088,1100

20030 =××=−=

==


150%TCrel%200/1TC

6 CURVAS TEMPO X CORRENTE DE TERRA 6.1 Curvas Temporizadas

São as mesmas curvas que as utilizadas para fase, entretanto o ajuste do tipo de curva e da temporização é independente dos ajustes feitos para fase. Sugere-se que, quando não houver prejuízo na proteção ou na coordenação entre o religador PMR-1-15 e o equipamento de proteção da S/E a curva utilizada seja a normalmente inversa.

6.2 Curva Instantânea de Terra É uma curva única e idêntica à curva instantânea de fase.

7 UNIDADE SENSÍVEL DE TERRA (UST) O religador PMR1-15, também possui uma outra unidade de proteção de terra com um "pick-up" menor que a proteção residual de terra e com curvas de tempos definidos em 0,5; 1,5; 2,5; 3,5; 5; 8; 10 e 24 segundos, conforme mostrado na figura XV.4. Chamamos essa unidade de Unidade Sensível de Terra (UST). O valor de corrente de "pick-up" da UST é determinado multiplicando-se o valor da corrente de "pick-up" da unidade temporizada de terra por um "Fator de Escala" (FE). Esse fator de escala pode ser 0,1; 0,15; 0,2; 0,25; 0,3; 0,35; 0,4 e 0,45.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XV.4 – Curvas da UST

O menor valor da corrente de "pick-up" que deve ser ajustado na UST para que o religador opere corretamente é de 4 A para religadores com TC de relação 100-1 A e de 5 A para relação 200-1. Caso o "pick-up" seja ajustado para valores inferiores à esses, o religador poderá sofrer desligamentos mesmo que a corrente de neutro esteja abaixo do valor ajustado. Caso se deseje ou caso seja necessário é possível bloquear a UST de maneira que o religador só funcione com as curvas temporizada e instantâneo da proteção. Sugere-se utilizar temporizações de 2,5 s ou 3,5 s e "pick-ups" em torno de 8 A. Exemplo:

( )min42,0100

10020 A=××=−=

=oinstantâneup"pick"

20%TCrel%100/1TC

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XV.5 - Ajuste de terra FE=1

É possível que a curva de tempo definido da UST cruze com a curva temporizada de terra. Se o FE da curva instantânea utilizado for o 1,0, então a curva da UST estará entre as curvas temporizada e instantânea. Neste caso é possível que uma corrente de defeito faça o religador atuar pela curva rápida e depois pela UST até o bloqueio. Isto faria com que o religador operasse tantas vezes quanto a soma do número de operações instantâneas mais o número de operações da UST. Embora essa situação não seja indesejável é possível evitá-la utilizando- se um FE para a curva instantânea de tal maneira que a sua corrente de "pick-up" fique

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



acima da corrente do cruzamento da curva temporizada e da UST (Veja as Figuras XV.5 e XV.6).

Figura XV.6 - Ajuste de terra FE = 2

8 NÚMERO TOTAL DE OPERAÇÕES Cada unidade (fase, terra e UST) tem um ajuste para a quantidade total de operações para bloqueio independente das demais unidades. Assim, para que o religador bloqueie é necessário que ele opere por uma das três unidades até atingir a quantidade de operações ajustadas nesta unidade. Qualquer unidade (fase, terra ou UST) pode ser ajustada para 1, 2, 3 ou 4 operações até o bloqueio.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



9 SEQÜÊNCIAS DE OPERAÇÕES As unidades de proteção de fase e de terra podem ser ajustadas para qualquer seqüências de operação, uma vez que a seqüências de operações é determinada desligando-se a curva instantânea para aquelas operações que se pretenda que sejam temporizadas. A seqüências de operação da unidade de proteção de fase é independente da de terra. A Unidade Sensível de Terra não tem seqüências de operação, uma vez que só um tempo definido pode ser usado de cada vez.

10 TEMPO DE RELIGAMENTO O religador PMR1-15 permite que se escolha um dos seguintes tempos para religamento: 0,25; 1; 2; 5; 10; 30; 60 e 120 segundos. O tempo de religamento escolhido será o mesmo para todas as operações de religamento. Normalmente, deve-se utilizar o tempo de 2,0s, entretanto tempos maiores poderão ser utilizados caso seja exigido pelo rearme do relé da S/E.

11 TEMPO DE REARME O tempo de rearme pode ser ajustado em 5; 10; 15; 20; 30; 60; 90; 120 e 180 segundos. Estes tempos de rearme são ativados conforme segue: a) no início da contagem de tempo de passagem de corrente, em qualquer

operação, sempre dando preferência para a contagem de tempo de curva. Quando o religador abrir, cessa a contagem do tempo de rearme, ou quando não houver a integração do tempo de curva devido a corrente ter cessado, haverá a continuidade da contagem do tempo de rearme;

b) no início da contagem do tempo de religamento, em qualquer operação, sempre dando preferência para a contagem do tempo de religamento. Após o tempo de religamento, se não ocorrer mais religamentos a contagem do tempo de rearme continuará até que se complete o tempo de rearme ajustado;

c) após o bloqueio do religador haverá início da contagem do tempo de rearme. Se o religador for fechado e houver a passagem de corrente de defeito antes de completar o tempo de rearme, o religador fará apenas uma operação e tornará a bloquear.

Em qualquer posição quando ocorrer a integração do tempo de rearme a seqüências voltará para o início, isto é, para a primeira operação.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



O microprocessador do religador somente volta ao estado dormente se o tempo de rearme for completado, sem que haja outra operação do religador (abertura ou fechamento). Mesmo após o bloqueio do religador o microprocessador voltará ao estado de dormência após passado o tempo próprio de 9 a 15 seg. O tempo de rearme máximo recomendado é de 30 segundos.

12 CURVA DE ATUAÇÃO QUANDO SE UTILIZA O BLOQUEIO DO RELIGAMENTO É possível se escolher com qual curva (temporizada ou instantânea) o religador irá atuar quando o religamento for bloqueado. Se a curva escolhida for a temporizada esta será a que está ajustada para o equipamento. A curva que deve ser utilizada normalmente é a temporizada, para que quando se estiver fazendo manobras para procura de defeitos se dê oportunidade de que os elos fusíveis se queimem. Para os trabalhos de linha viva este ajuste também será a curva temporizada.

13 MÍNIMO TEMPO DE RESPOSTA O mínimo tempo de resposta é um recurso em que é adicionado um tempo às curvas instantâneas de fase e de terra. O tempo será adicionado à ambas as curvas simultaneamente. Os tempos adicionados, dependendo ou não de se usar a seqüências de coordenação (item 14), podem ser: Não usando seqüências de coordenação: 0, 100, 150, 200, 250 e 300ms. Usando a seqüências de coordenação: 0, 100, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600 e 700ms. O mínimo tempo de resposta sem seqüências de coordenação pode ser usado para colocar a curva acima do tempo da corrente de "inrush", se houver problemas. O uso do mínimo tempo de resposta diminuirá a faixa de coordenação do religador com elos fusíveis, e por isso deve ser utilizado somente quando necessário. Como o mínimo tempo de resposta é somado à curva instantânea é possível que a curva instantânea cruze com a curva temporizada. No traçado do gráfico, estes tempos adicionados devem ser feito ponto a ponto, para se evitar erro no traçado da curva.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



14 SEQÜÊNCIAS DE COORDENAÇÃO 14.1 Princípio de Funcionamento

Seqüências de coordenação é uma técnica empregada quando dois ou mais religadores são instalados em série. O objetivo da seqüências de coordenação é prevenir que o religador à montante atue pela curva instantânea quando o religador à jusante tiver atingido uma posição na sua seqüências de operação tal que ele esteja atuando pela curva temporizada. Com a seqüências de operação funcionando o religador à montante monitora a passagem da corrente de falta e suas interrupções durante um período equivalente ao tempo de religamento selecionado ou do tempo de operação da proteção. Se a corrente de falta vier a ser interrompida pelo lado da carga do religador a montante então a proteção do religador de montante se move para a próxima curva característica na seqüências de operação e inicia a contagem de tempo para o rearme. Se a falta não é interrompida dentro do tempo permitido pelo religador de montante a proteção deste religador opera.

14.2 Restrições As seguintes restrições devem ser observadas quando a seqüências de coordenação for utilizada. 1. Todos os religadores devem ter a mesma seqüências de operações

instantâneas e temporizadas. 2. Todos os religadores devem ter o mesmo tempo morto. 3. A proteção temporizada do religador de montante deve ser ajustada com uma

diferença mínima de 170ms em relação à curva temporizada do religador à jusante para a corrente de coordenação.

4. O mínimo tempo de resposta pode ser ajustado para conseguir grande flexibilidade em coordenação, particularmente com curvas instantâneas. Quando usado em conjunto com a seqüências de coordenação o mínimo tempo de resposta deve tornar-se progressivamente menor em no mínimo 200ms para religadores mais à jusante na linha.

5. O tempo de rearme dos religadores à montante devem ser ajustados com valor maior que o mais longo tempo morto dos religadores de maneira que o religador à montante não resete antes que o religador à jusante religue.

A seqüências de coordenação permite dois ajustes: - sacado; quando então o religador funcionará como outro religador qualquer.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



- inserido; quando então o religador se comportará conforme descrito no item 14.1.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XVI – RELIGADOR TIPO PMR-3 DA BRUSH SWITCHGEAR

1 INTRODUÇÃO Este anexo contém os ajustes e as curvas que estão disponíveis no Religador PMR-3 da Brush. O religador PMR-3 é um religador com isolação e interrupção em SF6 (hexafluoreto de enxofre) e que possui controle totalmente eletrônico, através do relé Microtrip.

2 CARACTERÍSTICAS NOMINAIS O religador PMR-3 possui as seguintes características nominais: Tensão nominal: 11,9 kV ou 13,8 kV Corrente Nominal: 560A Corrente de interrupção: 6000A Duplo TC: 100-1A

300-1A Meio isolante e extintor: SF6 Comando por relé eletrônico tipo Microtip

3 O RELÉ MICROTRIP O relé Microtrip é um relé eletrônico microprocessado, que contém todos os comandos necessários ao controle e operação do religador PMR-3, podendo também ser utilizado com o religador PMR-1-15. O Microtrip é programado através de um equipamento auxiliar, o "hand held controller" (HHC). O Microtrip contém 5 elementos de medição de corrente, sendo 3 para fase e 2 para correntes de terra. Normalmente o relé estará no modo de baixo consumo ("dormindo"), quando a corrente em qualquer elemento cresce acima de 100% do valor programado para o pick-up, o relé acorda e inicia a seqüências programada de operação. Se a falta é temporária, o relé irá rearmar após o tempo de rearme ter passado e voltará para o modo de baixo consumo. Se a falta é permanente, o relé realizará sua seqüências completa e finalmente bloqueará o religador. Uma vez o religador bloqueado, o relé imediatamente voltará ao estado dormente e o religador deverá ser fechado manualmente para rearmar o sistema.

4 CARACTERÍSTICAS DE PROTEÇÃO DISPONÍVEIS As características de proteção do relé Microtrip podem ser agrupadas em sete grupos básicos: 1. Ajustes Gerais

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



2. Ajustes de Fase 3. Ajustes de Terra 4. Ajustes da UST 5. Ajustes para Bloqueio com Alta Corrente 6. Ajustes para Operações sem Religamento 7. Ajustes para "Pick-up" de Carga Fria

4.1 Ajustes Gerais a) Número de Operações para Bloqueio

O número de operações para bloqueio é ajustável nas seguintes quantidades para cada elemento: Fase: 1, 2, 3 ou 4 operações Terra: 1, 2, 3 ou 4 operações UST: 1, 2, 3, 4 operações ou sacado O número máximo de operações para cada elemento é 4 e o número total de operações em uma seqüências não excederá à 4. Nota: O Microtrip oferece seqüências independentes para fase, terra e UST.

Depois de cada operação de abertura o Microtrip tentará avançar a seqüências dos três elementos para a sua próxima característica de operação. Não é necessário que haja corrente de falta nos três elementos para que isso aconteça. Um elemento que tenha chegado a` sua última operação só causará o bloqueio se a característica de operação desse elemento for excedida. A unidade não irá causar o bloqueio do religador devido a` operações dos outros elementos.

O Microtrip tentará realizar o número ajustado de operações, a` menos que: - A proteção estiver sacada. - A proteção for sacada durante a seqüências. - O Microtrip está na condição sem religamento. - A operação por alta corrente for ativada em uma operação a menos que o

número de operações ajustadas e o "pick-up" de alta corrente for excedido. - O Microtrip for fechado em uma falta e com o "pick-up" de carga fria ativado. Quando o Microtrip completar a última operação programada ele imediatamente passará para o estado dormente.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



b) Tempos de Religamento O tempo de religamento é o tempo entre o início da operação de abertura e o fechamento. O número de tempos de religamento selecionado é um a menos que o número máximo de operações em qualquer unidade (fase, terra, UST). Os tempos de religamento disponíveis são os seguintes (em segundos):

0,25 4,00 30,00 90,00 0,50 5,00 40,00 100,00 0,75 10,00 50,00 120,00 1,00 15,00 60,00 140,00 2,00 20,00 70,00 160,00 3,00 25,00 80,00 180,00

O tempo de religamento é selecionado para cada religamento, de maneira independente dos outros religamentos.

c) Tempo de Rearme O tempo de rearme é o tempo que o Microtrip demora para dormir depois de um fechamento com sucesso. É também o tempo para o relé dormir quando o valor da corrente cair abaixo do "pick-up". Os tempos de rearme disponíveis são os seguintes (em segundos):

5 25 60 100 180 10 30 70 120 15 40 80 140 20 50 90 160

Preferencialmente deve-se utilizar o tempo de 10s, entretanto outros tempos poderão ser usados, à critério do projetista.

d) Seqüências de Coordenação Seqüências de coordenação é uma técnica que é empregada quando dois ou mais religadores são usados em série. O objetivo da seqüências de coordenação é evitar que o religador à montante realize uma operação instantânea se o religador à jusante chegou no estado de realizar operações temporizadas. Com a seqüências de coordenação em operação o relé de montante monitora a passagem de corrente de falta e sua interrupção durante um período equivalente ao tempo de religamento ajustado ou ao tempo de interrupção, aquele que for maior. Se a corrente de falta for interrompida por um religador do lado carga então o relé se move para a próxima operação na seqüências e começa a contagem de tempo para o rearme da seqüências de coordenação.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Se a corrente de falta não é interrompida enquanto o religador conta o tempo, a proteção normal atuará. O tempo de rearme para a seqüências de coordenação é igual ao tempo de rearme selecionado para o relé. Se outras correntes de falta não forem detectadas durante o tempo de rearme, a seqüências de coordenação é rearmada para dar a seqüências de operações completa. Se correntes de falta forem detectadas durante esse período, a contagem do tempo de religamento e do tempo de rearme recomeçará. A seqüências de coordenação permite 2 ajustes: - sacado; quando então o religador funcionará como outro religador qualquer. - inserido; quando então o religador se comportará conforme descrito acima.

e) "Pick-up" de Carga Fria "Pick-up" de carga fria é uma função que permite ao Microtrip discriminar entre correntes de falta e correntes de "inrush" quando o religador é fechado manualmente. Entretanto a discriminação só se realizará se a curva selecionada for ligeiramente mais lenta que a corrente de "inrush" esperada. O "pick-up" de carga fria é ativado quando o religador é manualmente fechado e se manterá ativado enquanto o botão -FECHA- ou o contato remoto forem mantidos pressionados, ou até que o religador opere e bloqueie. Os ajustes possíveis são: - sacado: o religador usará as curvas ajustadas para operações normais

sempre. - inserido: enquanto o botão FECHA for mantido pressionado, o religador

usará as curvas selecionadas para a carga fria. f) RTCs e "Pick-ups"

As relações de transformação de correntes disponíveis para o religador PMR-3 são as de 300-1 A e 100-1 A. Os "pick-ups" de fase, terra e UST podem ser ajustados independentemente entre eles. Os "pick-ups" de fase disponíveis são os seguintes (em porcentagem da RTC):

20 100 180 260 40 120 200 280 60 140 220 300 80 160 240 320

Os "pick-ups" disponíveis para terra são os seguintes (em porcentagem da RTC):

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



10 50 90 130 20 60 100 140 30 70 110 150 40 80 120 160

Os "pick-ups" disponíveis para a UST são os seguintes (em porcentagem da RTC):

1 5 2 6 3 7 4 8

4.2 Ajustes das Curvas de Fase O relé Microtrip não possui ajuste para seqüências de operação. Ele possui apenas ajustes para qualquer das operações em uma seqüências. Assim a seqüências de operações é montada conforme se escolhe as curvas de atuação para uma operação qualquer. Uma curva para qualquer operação é dividida em 3 partes distintas: a) Curva Temporizada b) Curva Rápida c) Bloqueio para Altas Correntes Os itens "a" e "b" formam a proteção normal e serão tratadas nesta seção. O item "c" é uma função especial e será vista adiante. a) Curva Temporizada

Uma curva temporizada típica é mostrada na figura XVI.1. Ela é construída usando os seguintes passos: a.1) Escolha da curva básica (tipo) e do multiplicador de tempo. a.2) Escolha do atraso adicional. a.3) Escolha do mínimo tempo de resposta superposto à curva escolhida. A curva final é a destacada na figura XVI.1. a.1) A gama de curvas básicas disponíveis é grande. Curvas temporizadas

inversas e de tempo definido são oferecidas. O multiplicador de tempo modifica as duas curvas de tempo definido, fornecendo uma faixa de ajustes entre 0,1 s e 20,0 s. As curvas básicas disponíveis são as seguintes: Normal inversa: SI Muito inversa: VI

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Extremamente inversa: EI Tempo definido 1 s: Df Tempo definido 10 s: Ds

Curvas de terra do tipo Mc Graw 1 5 8 14 2 6 9 15 3 7 11 16 4 8* 13 18

Curvas de fase Mc Graw A E N V B KP P W C L R Y D M T Z

Obs.: As curvas de terra e fase da Mc Graw podem ser usadas tanto para fase como para terra. Os multiplicadores de tempo disponíveis para qualquer curva são os seguintes: 0,10 0,40 0,90 1,50 0,15 0,45 1,00 1,60 0,20 0,50 1,10 1,70 0,25 0,60 1,20 1,80 0,30 0,70 1,30 1,90 0,35 0,80 1,40 2,00

a.2) Atraso Adicional O atraso adicional é um tempo adicional que é acrescentado à curva normal. Os atrasos adicionais disponíveis são os seguintes (em segundos):

0,00 0,70 1,40 0,10 0,80 1,50 0,20 0,90 1,60 0,30 1,00 1,70 0,40 1,10 1,80 0,50 1,20 1,90 0,60 1,30 2,00

a.3) Mínimo tempo de resposta

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



O mínimo tempo de resposta é o menor tempo em que o religador operará na curva temporizada, ou seja, a curva será inversa até esse tempo, sendo uma curva de tempo definida após esse tempo. OBS.: Se não houver intersecção entre a curva temporizada e o mínimo

tempo de resposta este ajuste ficará inoperante. Os mínimos tempos de resposta disponíveis são os seguintes (em segundos): 0,00 0,70 1,40 0,10 0,80 1,50 0,20 0,90 1,60 0,30 1,00 1,70 0,40 1,10 1,80 0,50 1,20 1,90 0,60 1,30 2,00

b) Curva rápida O relé microtrip possui apenas uma curva rápida. A curva rápida, como mostrada na figura XVI.2, se sobrepõe a` curva temporizada ajustada, para dar as operações rápidas desejadas. A curva rápida é construída com os seguintes passos: b.1) Escolha do múltiplo do "pick-up" temporizado

O valor do "pick-up" da curva rápida é igual ao múltiplo escolhido vezes o valor do "pick-up" temporizado. A curva rápida pode ser mantida fora de operação usando-se a opção "OUT", mantendo-se apenas a curva temporizada. Os múltiplos disponíveis são os seguintes: OUT 1,7 2,5 6,0 14,0 1,0 1,8 2,6 7,0 15,0 1,1 1,9 2,7 8,0 16,0 1,2 2,0 2,8 9,0 17,0 1,3 2,1 2,9 10,0 18,0 1,4 2,2 3,0 11,0 19,0 1,5 2,3 4,0 12,0 20,0 1,6 2,4 5,0 13,0

b.2) Atraso adicional

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



O atraso adicional para a curva rápida é idêntico ao atraso adicional para a curva temporizada. Nota: Para uma determinada operação de fase o relé atuará de acordo

com a curva destacada da fig. XVI.2. 4.3 Ajustes das Curvas de Terra

Os ajustes das curvas de terra são idênticos aos ajustes de fase descritos acima. Se a corrente de falta exceder o "pick-up" programado para o elemento de terra o Microtrip irá executar a sua seqüências programada, à menos que a proteção de terra esteja sacada.

4.4 Ajustes da curva UST A UST utiliza curvas de tempo definido e não existem modificadores para os mesmos. Os tempos definidos disponíveis são os seguintes (em segundos): INST 1,3 4,0 13,0 40,0 0,5 1,4 5,0 14,0 50,0 0,6 1,5 6,0 15,0 60,0 0,7 1,6 7,0 16,0 80,0 0,8 1,7 8,0 17,0 100,0 0,9 1,8 9,0 18,0 120,0 1,0 1,9 10,0 19,0 140,0 1,1 2,0 11,0 20,0 160,0 1,2 3,0 12,0 30,0 180,0

4.5 Ajustes para Bloqueio para Alta Corrente Esta função é o último tipo de modificador citado na seção 4.2 e é uma operação instantânea extra superposta à curva ajustada. Ela é selecionada para ser ativada em qualquer operação em uma seqüências. O Microtrip modificará sua seqüências para uma operação para bloqueio se o nível da falta é maior que o valor especificado. Por ativado entenda-se que a seqüências será modificada na operação selecionada e nas subsequentes. O uso do bloqueio para altas correntes se dará para evitar religamentos desnecessários em faltas que poderão causar danos ao sistema. O valor em que o bloqueio para altas correntes operará é ajustado como um múltiplo do "pick-up" temporizado, similar ao do ajuste da curva rápidas. Os ajustes de bloqueio para altas correntes podem ser feitos tanto para fase como para terra, independentemente. Os ajustes disponíveis são os seguintes: - Ativar na operação: 1, 2, 3, 4 ou OUT

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



A opção "OUT" deixa o religador sem o bloqueio para alta corrente. - Múltiplo de pick-up temporizado: 5,0 9,0 13,0 17,0 6,0 10,0 14,0 18,0 7,0 11,0 15,0 19,0 8,0 12,0 16,0 20,0

- Atraso adicional - igual ao do ajuste da curva temporizada. 4.6 Ajustes para Função Religamento Manual

Quando a função religamento estiver inserida, o Microtrip irá realizar a sua seqüências programada, conforme descrito nas seções anteriores. Quando a função religamento estiver sacada o Microtrip operará com uma única operação para bloqueio, conforme descrito aqui. A curva de operação com o religamento sacado é escolhida da mesma forma que a curva de operação de fase e pode ser ajustada independentemente para fase e para terra. Esta curva deverá ser ajustada em tempos pequenos, para permitir uma rápida atuação do equipamento quando turmas de linha-viva estiverem trabalhando à frente do religador.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XVI.1 - Ajuste da curva temporizada do relé MICROTRIP

4.7 Ajustes para "Pick-Up" de Carga Fria Os ajustes para o "pick-up" de carga fria são escolhidos da mesma maneira que os ajustes para religamento manual. Deverá ser escolhida uma curva suficientemente temporizada para evitar operações do religador por correntes de "inrush". Normalmente pode-se escolher as mesmas curvas temporizadas que serão usadas nas operações da seqüências normal do religador.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XVI.2 - Superposição da curva rápida

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XVII – SECCIONALIZADORES TIPO GN3-E DA MCGRAW-EDISON

1 INTRODUÇÃO Este anexo contém os ajustes disponíveis no seccionalizador tipo GN3-E da McGraw-Edison. O seccionalizador GN3-E é isolado a óleo e também faz a sua abertura dentro do óleo. O controle do seccionalizador é eletrônico, tanto para o ajuste do número de operações, como para as contagens durante a operação do seccionalizador.

2 CARACTERÍSTICAS NOMINAIS Corrente nominal 200A Corrente nominal de interrupção (carga) 400A (simétrico) Corrente suportável de fechamento 9000A (assimétrico) Corrente de curta duração: 10 segundos 2600A 1 segundo 5700A Tensão nominal 14,4kV NBI 110kV

3 CORRENTES DE DISPARO É a corrente acima da qual o seccionalizador contará as operações do equipamento de retaguarda. A corrente de disparo é independente para a fase e para terra. Os valores oferecidos para o disparo de fase são os seguintes: 16, 24, 40, 56, 80, 112, 160, 224, 256, 296 e 320A. Para terra são oferecidos os seguintes valores: 3, 5, 7, 16, 28, 40, 56, 80, 112, 160, 224 e 320. Conforme o item 7.4.3 desta norma, os ajustes deverão ser iguais ou menores que 80% dos respectivos "pick-ups" do equipamento de retaguarda.

4 NÚMERO DE CONTAGENS PARA ABERTURA O seccionalizador pode ser ajustado para abrir após 1, 2 ou 3 operações do equipamento de retaguarda.

5 TEMPO DE MEMÓRIA E TEMPO DE REARME A contagem das operações do seccionalizador GN3-E é feita através da carga de um capacitor. Após cada operação do equipamento de retaguarda este capacitor recebe uma percentagem da sua carga total e quando a carga total for alcançada o seccionalizador abrirá os seus contatos.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



O rearme do seccionalizador (retorno à operação inicial) é feita pelo descarregamento do capacitor de contagem, através de um resistor de grande resistência. A descarga do capacitor acontece continuadamente, isto é, mesmo que a falta ainda exista na rede e que o equipamento de retaguarda esteja contando o tempo para a abertura do circuito, o capacitor de contagem do seccionalizador estará sendo descarregado. O tempo entre cada operação para que a contagem do seccionalizador ocorra sem problemas é de até 60s e é chamado de tempo de memória. O tempo para que a carga no capacitor caia para zero (quando então o seccionalizador voltará ao estado inicial), após acumular a carga total, é de 7 minutos e é chamado de tempo de rearme. Caso as operações ocorram com intervalos maiores que o tempo de memória o seccionalizador provavelmente operará com uma quantidade de operações do dispositivo de retaguarda maior que o programado. As figuras XVII.1 e XVII.2 mostram o comportamento do seccionalizador quando o intervalo entre duas operações consecutivas for inferior ou superior a 60s.

Figura XVII.1 - Tempo de religamento menor que 60s

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Figura XVII.2 - Tempo de religamento maior que 60s

6 RESTRITOR DE CORRENTE A fim de evitar que o seccionalizador opere para defeitos que farão operar dispositivos de proteção à sua frente, por exemplo elos fusíveis, o seccionalizador GN3-E vem equipado com um dispositivo conhecido como restritor de corrente. A função deste dispositivo é impedir a contagem do seccionalizador quando a corrente cai para valores abaixo do valor de disparo do equipamento, mas ainda existir uma corrente na linha maior que 3,5A, que é o limite de sensibilidade do resistor de corrente. As figuras XVII.3 e XVII.4 mostram as correntes de carga, defeito e a nova corrente de carga após a queima de um elo fusível que isolará o defeito. No primeiro caso o restritor de corrente atuará impedindo que o seccionalizador conte a operação como uma operação do equipamento de retaguarda, enquanto que no segundo caso, o restritor de corrente não atuará e, então, o seccionalizador contará erroneamente a operação. Portanto, quando se for coordenar um religador que estiver ajustado para realizar duas operações rápidas e duas operações temporizadas com um seccionalizador

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



GN3-E e elos fusíveis, deve-se garantir que, mesmo após a queima de um elo fusível, a corrente de carga passante pelo seccionalizador ainda seja maior que 3,5A, sob o risco do seccionalizador abrir quando o elo fusível queimar. Caso isto não possa ser garantido, então será preferível adotar-se uma operação rápida e três temporizadas para o religador, quando, então, o elo fusível queimará durante a segunda operação do religador e mesmo que o seccionalizador conte a queima do elo, ele não abrirá, por não ter atingido a contagem ajustada.

Figura XVII.3 - Atuação do restritor de corrente Seccionalizador não conta a operação

Figura XVII.4 - Atuação do restritor de corrente Seccionalizador conta a operação

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



ANEXO XVIII – SECCIONALIZADOR TIPO OYS DA REYROLLE

1 INTRODUÇÃO Este anexo contém os ajustes disponíveis para o seccionalizador tipo OYS da Reyrolle. O seccionalizador OYS é isolado em óleo, que também proporciona o meio de extinção do arco-elétrico durante o processo da interrupção da corrente. Este seccionalizador tem a sua atuação para defeitos de fase efetuada através de bobina série, enquanto que a atuação para terra é através de um circuito eletrônico com TCs, como nos religadores OYT. A contagem das operações e a abertura são realizadas através de dispositivos hidráulicos e molas. Para que o seccionalizador OYS opere satisfatoriamente o tempo de religamento do equipamento de retaguarda não deve ser menor que 0,5s e nem maior que 10s, o que limita o uso deste seccionalizador apenas com religadores, já que o tempo do 2º religamento dos disjuntores dos alimentadores é de 30s ou 60s.

2 CARACTERÍSTICAS NOMINAIS Corrente nominal 200A

Corrente nominal de interrupção (carga) 440A Corrente de fechamento 17800A (pico) NBI 110kV

3 CORRENTES DE DISPARO A corrente de disparo para a fase depende da bobina usada, sendo que o valor do disparo é 1,6 vezes a corrente nominal da bobina. Cada bobina também possui seus valores de correntes suportáveis. A tabela XVIII.1 mostra as bobinas disponíveis, seu valor de disparo e suas correntes suportáveis. Para a terra o seccionalizador OYS oferece apenas dois ajustes: 5A ou 16A. O ajuste de 5A deve ser usado quando o seccionalizador for instalado junto com um religador. O valor de 16A será usado quando o seccionalizador for instalado junto com disjuntores sem relé estático de terra.

4 NÚMERO DE CONTAGENS PARA ABERTURA O seccionalizador OYS oferece ajuste do número de contagens para abertura independentes para fase e terra. Para qualquer uma delas é possível ajustar-se 1, 2 ou 3 contagens para abertura. Normalmente escolhe-se o mesmo número de contagens para a fase e terra.

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



Tabela XVIII.1 - Bobinas séries do seccionalizador OYS Corrente Curta Duração Corrente

Nominal

Corrente Mínima de

Disparo Inst. 1 s 10 s

5 8 1360 500 160 10 16 3400 900 290 15 24 6200 1350 430 25 40 10000 1900 600 30 48 10000 1900 600 35 56 10000 1900 600 50 80 10600 3800 1200 75 120 10600 4800 1500

100 160 10600 6000 1850 150 240 10600 6360 3100 200 320 10600 6360 3700

5 TEMPO DE REARME O tempo de rearme é de 1 minuto por contagem e de 2 a 5 minutos para o rearme completo após uma seqüências de 3 contagens.

6 SEQÜÊNCIAS DE OPERAÇÕES DO EQUIPAMENTO DE RETAGUARDA Como este seccionalizador não possui restritor de corrente, a seqüências de operações do religador de retaguarda deve ser sempre 1 operação rápida e 3 operações temporizadas, para que a coordenação com fusíveis ocorra de forma satisfatória.

Norma Técnica

Distribuição




Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



SE

NOTA 1

1 R3

V

2

SE PENÁPOLIS138 - 11,9 kV; 25 MVA

PENÁPOLIS 4760106126

531746054509

171

Religador tipo PMR-15-400 A

existênte

S10PEN-07

30

832721575144

15K

10K 10K

10K

10K

10K

DIRETO

S04

S04

15K

10K

10K

4215101119 4110

100118

S04

S10PEN-07

R3384598115

NOTA 2

BOMBA D'ÁGUA

AVANHANDAVA

60 11

S04

10K

3

895

2425

40K

10K

15K

10K

6

685

2222

7

1952

3

S04

S04 S04

832721575144

832721575144

S04

DIR

ETO

10K

10K 30

S04

832721575144

8

9 10

S10

PEN-07

10K

25K

590

2121

247214193

98

Destilaria de Alcool Avanhandava

"DIANA"59021

21

11

1312

1424721419398

30

10K

NOTA 1: Ver folha 2 de 3NOTA 2: Ver folha 3 de 3

LEGENDA

Icc 3FIcc 2FIcc FT (max)Icc FT (min)

4760106126

- Carga atual instalada em kVA- Demanda atual em A- Demanda futura em A

Linha da CPFL de 11,9 kVLinha particular de 11,9 kV

Transformador da CPFL

Transformador particular

10K elo fusível de 10K

S10

PEN-07

Cabo de alumínio com alma de aço 1/0 AWG; alimentador PEN-07

N

ANEXO XIX Folha 1 de 3

Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



C3

C3

C3

C3

C3

C3

R3

C3

PEVI2 x 500

1212

13070240290

13070

240290

PEN-10

PEN-09

PEN-08

PEN-07

A02

15K

NA

A02

A33

PEN-08

A33PEN-07

A33

1202

522

727

747

6010

612

6

5317

4605

4509

171

A10

Para

Ava

nhan

dava

e de

stila

ria D

IANA

Religador tipo PMR-15-400 A da BRUSH - existente

1

7265

121

151

400-6

A10

A10

15K

NA

Cerâmica Bandeirantes

150

A33

NA 7085

119

145

15K

A33

Cerâmica Avanhandava

112,5A02

15K

Rua Gonçalve

s Ledo

7265

12115

1

A33

A02

15K

A33

A33

PEN-09

A33PEN-09

10818238273

15K

A02

A33

PEN-10

A334932150195

10863240276

NA

A40

PEN-08

400 -

6

400 - 6

A33

Rua 13

de m

aio

NA

15K

A02

5458

148

198

9358256342

3645101136

255

710

400 - 6

A33PEN-08

A33

15K

NA

A02

A33

Rua Rui Barbosa

A33PEN-08

A02

400 - 6

400 - 6

NA53

5874

86

65K

3018

2614

2230

153

Escola Indústrial112,5

06

06

06

A33

A33PEN-07


Norma Técnica

Distribuição





UN Distribuição



C3

387598115

3

A10

A02

A02

15K

Cerâmica Guarani112,5

55

A10

06

Rua 7

de Sete

mbro

364290106

30557588

25K

DIRETO

587

1518

06

06

15K

75

06

06

A02

Rua 15 de N

ovem

bro

NA

A02

A02

Rua Boa Vista

29607385

S04

15K

Cerâmica São Jorge 75K

Rua Rui Barbosa

NA

A02

06

DIRETO

23105968

9352126

06

06

25K

15K

15K

Cerâmica Corbocci125

77

195

23

06

06

25K

4

A10

A02

A02

15K

200

23

Para Faz

endas

e ou

tros

CerâmicaSão Vicente

120

15K

06

DIRETO

15K

5701115

3457

9

225 46

A02

A02

A02

15KS04

06

06

6011

Rua Boa Vista

Rua Joã

o Doming

ues

A02

10K

Para fazendas e outros

A02

A02

A02

A02

Rua Jorge Velho

06

06

NA

Cerâmica 3 Irmãos75K

15K

15K06

06

Bertocco e BertoccoCia. Ltda.

15077

Rua do Café

15K

40K

A02

A02

S04

Para Destilaria

DIAN

A e fazendas8952425

6

5

3018

2614

2230

153

3018

2614

2230

153


Norma Técnica

Distribuição




Documents

Proteção de Redes Aéreas de Distribuição - Sobrecorrente - GED-2912.pdf