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Aplicação de Dispositivos de Proteção Contra Sobrecorrente em Sistemas Elétricos de Distribuição

Autores: Ghendy C. Junior Gustavo D. Ferreira

Versão 1.12

–

14/09/2009


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Sumário

1. APRESENTAÇÃO ............................................................................................................... 2

2. INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 2

3. TERMINOLOGIA ................................................................................................................ 7

4. COORDENAÇÃO, SELETIVIDADE E AJUSTES DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO .............. 11

5. CÁLCULOS PRELIMINARES ............................................................................................... 11

5.1 CORRENTES DE CURTO‐CIRCUITO ................................................................................................ 11 5.2 CORRENTES DE INRUSH ............................................................................................................. 16 5.3 LOCAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS (NORMA BANDEIRANTE) .................................................................. 17

5.3.1 Saídas dos Circuitos Provenientes das ETDs .............................................................. 17

5.3.2

Religadores, Seccionalizadores

e Chaves

Fusíveis

.....................................................

17

6. BIBLIOGRAFIA: ................................................................................................................ 19

7. ANEXO 2 – TABELA ANSI: ................................................................................................. 20


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2 ______________________Introdução e Cálculos Preliminares______________________

________________________________Proteção de Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica: notas de aula Prof. Ghendy Cardoso Jr.

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1. ApresentaçãoEste material tem como objetivo apresentar as diretrizes, os critérios e as

recomendações de ordem prática no que tange a aplicação dos dispositivos de proteção contra sobrecorrente em sistemas de distribuição, ou seja: o conjunto relé/disjuntor, os religadores, os seccionalizadores e os elos fusíveis.

2. IntroduçãoUm sistema elétrico de potência inclui a geração, transmissão, subtransmissão e a

distribuição de energia elétrica. O sistema elétrico de distribuição é uma parte da estrutura que fornece energia às cargas consumidoras, e tem a função de recebê‐la, de circuitos de transmissão em alta de tensão, manobrá‐la e entregá‐la aos seus consumidores. Numa subestação de distribuição, o transformador tem a função de receber a energia no nível de

tensão

de

transmissão

(35

até

230kV)

e

abaixá‐la

para

vários

circuitos

primários

de

distribuição. Nas proximidades de cada consumidor haverá um transformador de distribuição que terá a função de receber a energia no nível de tensão primário e abaixar para o nível de tensão secundário, que comumente gira em torno de 120/240 V. Outros níveis de tensão também são usados. A conexão com o consumidor é feita diretamente no circuito de distribuição secundário do transformador de distribuição (SHORT, 2004).

A Figura 2.1 mostra a geração e a infra‐estrutura necessária à entrega de energia onde o sistema de distribuição está incluído. Os circuitos de distribuição são aqueles que alimentam os consumidores. Geralmente, esses são radiais e possuem tensão abaixo de 35kV.

Dentre as etapas de produção, transmissão e distribuição de energia, o sistema de

distribuição

mostra‐se

o

mais

vulnerável

à

ocorrência

de

distúrbios

geradores

de interrupções no fornecimento. Isso se deve ao fato da proximidade com os centros urbanos,

extensão dos alimentadores e à característica aérea de instalação dos condutores. A rede de distribuição é bastante ampla, já que a energia é entregue aos consumidores

concentrados em cidades, em subúrbios e em regiões muito distantes. Poucos lugares no mundo industrializado não recebem energia de um sistema de distribuição prontamente disponível. Os sistemas de distribuição são encontrados ao longo de ruas e estradas. Em meios urbanos eles podem ser subterrâneos ou aéreos sendo que em alguns casos podem ser de forma mista (subterrâneo e aéreo), já em meios rurais, eles são totalmente aéreos.

Todo sistema elétrico requer um sistema de proteção, assim como o sistema de

distribuição.

A

proteção

deve

garantir

uma

boa

confiabilidade

e

segurança

na

operação

e

no

fornecimento de energia. A qualidade no fornecimento de energia que, por exemplo, é influenciada pelo número de interrupções e afundamentos de tensão, é diretamente afetada pelo sistema de proteção. Por essas razões a responsabilidade dos engenheiros de proteção é extremamente grande.

Os consumidores são afetados por vários tipos de distúrbios nos sistemas de distribuição, tais como: sobretensões provocadas por surtos de manobras, descargas atmosféricas, problemas estruturais da rede, problemas de natureza térmica, atos de vandalismo e curto‐circuito.

Dentre os problemas citados anteriormente os efeitos das correntes de curto‐circuito (térmicos e dinâmicos) são os que trazem mais prejuízos ao sistema elétrico. Uma boa


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coordenação dos dispositivos de proteção de sobrecorrente é o essencial para a manutenção da confiabilidade e a integridade do sistema elétrico de distribuição.

Estações de Geração

Subtransmissão69 - 169 kV

DistribuiçãoPrimária

4 - 35 kV

DistribuiçãoSecundária120 - 240 V

Figura 2.1 - Sistema elétrico de potência.

Os dispositivos de proteção contra sobrecorrente mais comumente utilizados em sistemas de distribuição são: conjunto relé e disjuntor, religadores, seccionalizadores e fusíveis de expulsão (SHORT, 2004).

A operação desses equipamentos de proteção deve ser precisa e rápida. A confiabilidade de qualquer sistema de potência requer a continuidade do serviço em meio a condições críticas de faltas. Assim, é necessário que haja uma operação rápida e confiável do sistema de proteção (ANDERSON, 1999).

A necessidade de otimizar a aplicação de investimentos, tem servido como estímulo para inúmeras pesquisas, tais como: alocação de dispositivos de proteção no alimentador e ramais de distribuição, automatização do estudo de coordenação e seletividade, monitoramento remoto com ajustes adaptativos em tempo real, e desenvolvimento de relés eletrônicos multifuncionais, com capacidade de englobar inúmeras funções de proteção em

um único

(e

compacto)

dispositivo.


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A velocidade da evolução tecnológica, não libera o profissional de proteção da necessidade de conhecer profundamente aspectos relativamente básicos de proteção de sistemas de distribuição. Isso se deve ao fato de que, no âmbito da engenharia elétrica, a engenharia de proteção não se mostra necessariamente como uma ciência exata, mas sim

como uma

filosofia.

O problema de maior prioridade para as companhias de energia elétrica está relacionado à confiabilidade no fornecimento, uma vez que tradicionalmente, os níveis de confiabilidade são definidos através de normas reguladoras. No Brasil, a ANEEL ‐ Agência Nacional de Energia Elétrica, órgão do governo federal responsável por regular e fiscalizar a atuação das concessionárias, estabelece os indicadores de continuidade, métricas da qualidade do fornecimento de energia, apuradas nos períodos mensal, trimestral e anual. Resoluções específicas estipulam metas para cada concessionária e grupos de consumidores, sendo que no caso de violação das mesmas, a concessionária sofre penalização na forma de multas.

Além

desse

fator

e

do

prejuízo

social

sofrido

pelas

concessionárias,

de

difícil

mensuração, o baixo desempenho do sistema de distribuição afeta diretamente o custo operacional da empresa do ponto de vista do não faturamento de energia durante as interrupções. Isto, principalmente quando os desligamentos afetam um grande número de consumidores ou consumidores de grande porte.

Em sistemas aéreos de distribuição, os esquemas de proteção devem atender aos seguintes aspectos:

• Salvaguardar a integridade física de operadores, usuários do sistema e animais. • Proteger materiais e equipamentos contra os danos causados por sobrecorrentes e

sobrecargas (efeitos térmicos e mecânicos).

• Melhorar a confiabilidade dos circuitos de distribuição, em conseqüência da possibilidade de restringir os efeitos de uma falta ao menor trecho possível do circuito, diminuindo o número de consumidores afetados e deste modo, melhorando os índices que avaliam a qualidade do fornecimento de energia (DEC, FEC, etc.).

• Racionalização dos custos com manutenção corretiva.

Uma rede primária de distribuição típica é mostrada na Figura 2.2. (SHORT,2004) e os elementos que constituem uma rede de distribuição são (norma Bandeirante):

• Estação Transformadora de Distribuição (ETD)

Subestação alimentada em tensão de transmissão ou subtransmissão, através da qual

são alimentados

os

circuitos

de

distribuição

primária.

• Estação Transformadora (ET)

Subestação aérea constituída de um ou mais transformadores de distribuição, alimentados em tensão primária, dos quais são derivados os circuitos de distribuição secundária.

• Estação Transformadora de Iluminação Pública (IP)

Subestação aérea tipo ET para serviço de iluminação pública.


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Figura 2.2 – Rede de distribuição típica.

• Entrada Primária (EP)

Consumidor alimentado em tensão primária. Poderão ser aplicados os esquemas com 2 ou 3 relés de sobrecorrente secundários (um para cada fase), mais o relé de Neutro.

• Rede Primária:

Conjunto qualquer

de

circuitos

primários

alimentados

por

uma

ou

mais

ETDs.


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• Circuito Primário:

Parte da rede elétrica destinada a alimentar diretamente ou por intermédio de ramais ou sub‐ramais as cargas elétricas conectadas a ETs, IPs e EPs.

• Tronco de Alimentador:

Circuito primário principal, alimentado através de uma ETD, do qual podem ser derivados ramais para distribuição de energia elétrica. Normalmente é aplicado o esquema, 2 (dois) relés de fase (ou três) + 1 (um) relé de neutro, em conjunto com um relé de religamento (79), que é um relé auxiliar usado para comandar o religamento do disjuntor correspondente após a abertura do mesmo, devido à atuação dos relés de sobrecorrente.

• Ramal de Alimentador (Ramal):

Parte de um circuito primário derivado diretamente de um tronco de alimentador.

• Sub‐Ramal:

Parte de um circuito primário que deriva diretamente de um ramal de alimentador.

Existem basicamente duas configurações para o aterramento dos sistemas de distribuição trifásicos, ou seja: os a quatro fios multi‐aterrados (padrão norte americano) e os a três fios mono‐aterrados (padrão europeu). Estes dois tipos são mostrados nas Figura 2.3 e Figura 2.4 (SHORT, 2004).

Figura 2.3 – Sistema trifásico a quatro fios com neutro multi-aterrado.


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Figura 2.4 – Sistema trifásico a três fios com neutro mono-aterrado.

3. TerminologiaEsta seção apresenta os principais termos utilizados em estudos de proteção e

seletividade de sistemas de distribuição. O objetivo é padronizar a utilização da nomenclatura e esclarecer o significado dos termos técnicos.

• Bloqueio:

Condição em

que

um

dispositivo

automático

permanece,

uma

vez

tendo

efetuado

uma

ou mais operações de abertura de seus contatos, não os fechando novamente.

• Capacidade de interrupção ou abertura:

É a maior corrente que um equipamento pode interromper sem sofrer danos.

• Capacidade nominal:

É o valor da corrente, tensão, potência ou outra grandeza que o equipamento ou circuito pode suportar continuamente, sem sofrer danos.

• Característica de operação:

É definida por uma curva tempo x corrente que descreve o modo como o religador, relé,

elo fusível

ou

outro

dispositivo

de

proteção

atuará.

• Controle eletrônico ou hidráulico:

Dispositivo interno ao equipamento automático de proteção que conta o número de operações automaticamente, hidráulica ou eletronicamente, com a finalidade de estabelecer a condição de bloqueio do equipamento.

• Coordenação:

Ato ou efeito de dispor dois ou mais equipamentos de proteção segundo certa ordem, de modo a atuarem numa seqüência de operação pré‐estabelecida, permitindo o restabelecimento automático para faltas temporárias e seletividade para faltas

permanentes.


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• Seletividade:

Capacidade do sistema de proteção mais próximo da falta (dispositivo protetor) de antecipar, sempre, a atuação do equipamento de retaguarda (dispositivo protegido), independentemente da natureza da falta ser temporária ou permanente.

• Sobrecorrente: Corrente elétrica de intensidade superior à máxima permitida para um sistema,

equipamento ou componente elétrico.

• Corrente de curto‐circuito:

Sobrecorrente que resulta de um curto‐circuito.

• Curto‐circuito:

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

• Correntes de inrush:

Correntes transitórias de valor elevado que circulam no momento da energização de transformadores e bancos de capacitores. O tempo de permanência dessa corrente é definido como sendo de 0,1 segundos.

• Dispositivo protegido:

Também chamado dispositivo de proteção de retaguarda. É qualquer dispositivo de proteção localizado a montante (antes) do dispositivo protetor, considerando o barramento da subestação como origem.

• Dispositivo protetor:

Também chamado de dispositivo de proteção principal. É qualquer dispositivo de proteção automático ou não localizado imediatamente antes do ponto de curto‐circuito, considerando o barramento da subestação como origem.

• Faixa ou intervalo de coordenação:

É o intervalo de valores de corrente que determina a região (faixa ou intervalo) onde a coordenação está assegurada.

• Defeito:

Termo utilizado para descrever uma alteração física prejudicial, que não impeça necessariamente o funcionamento do sistema ou equipamento. Por exemplo: transformador com pequeno vazamento de óleo ou relé mal calibrado.

• Falha: Termo utilizado quando algum dispositivo deixa de cumprir sua finalidade. Por exemplo:

relé que não operou no instante devido.

• Falta:

Termo que se aplica a todo fenômeno acidental que impede o funcionamento de um sistema ou equipamento elétrico. Por exemplo: isolador perfurado em uma linha em funcionamento poderá causar arco elétrico, tornando‐se uma falta no sistema em conseqüência de falha na isolação.


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• Falta temporária, momentânea ou transitória:

Evento temporário que gera um curto‐circuito sustentado pela ocorrência de arco elétrico. Por exemplo: dois condutores tocam‐se temporariamente, ocorrendo formação de arco elétrico sustentado mesmo quando os condutores afastam‐se. Essa falta é eliminada

com um

rápido

desligamento

do

circuito

por

um

equipamento

de

proteção

apropriado.

Geralmente são causadas por fatores externos (umidade, chuva, salinidade, galhos de árvores), ou seja, ocorre um curto‐circuito na rede sem haver um defeito físico na mesma.

• Falta permanente ou sustentada:

Toda falta que não é possível de ser eliminada com o desligamento temporário do circuito. Necessitam de reparo para haver o restabelecimento do circuito. Por exemplo: condutor caído no solo.

• Interrupção temporária, momentânea ou transitória:

É aquela cuja duração é limitada ao período necessário para restabelecer o serviço

através de

operação

automática

do

equipamento

de

proteção

que

desligou

o circuito

ou

parte dele.

• Interrupção permanente ou sustentada:

Toda interrupção não classificada como momentânea.

• Pickup do relé:

Menor valor de corrente que ao passar pela bobina do relé faz com que o mesmo opere. É a menor de todas as correntes que deixam o relé no limiar de operação. Se I Idroup‐out o relé em hipótese alguma irá abrir o seu contato NA que no momento está fechado.

• Reset ratio:

Ou relação de rearme, corresponde a grandeza que mede a capacidade de recomposição do relé.

R = Idrop‐out / Ipick‐up Para relés eletromecânicos, este valor está compreendido em média entre 65% e 92%.

Para relés estáticos, entre 85% e 98%. R mede a qualidade de um relé (100%).

• Tempo de arco:

É o tempo em que, iniciada a fusão do elo fusível, este demora para extinguir o arco elétrico.

• Tempo máximo de fusão do elo fusível:

Máximo tempo no qual a fusão do elo é garantida, para uma determinada sobrecorrente.

• Tempo máximo de interrupção do elo fusível:

É a soma do tempo máximo de fusão e do tempo de arco. Para a coordenação ou seletividade entre elos fusíveis, ou entre elos fusíveis e outros dispositivos, são utilizados o tempo mínimo de fusão e o tempo máximo de interrupção.


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• Tempo mínimo de fusão do elo fusível:

Maior tempo que o elo suporta uma determinada sobrecorrente sem danificar‐se. Para tempos superiores, a sobrecorrente causa uma fusão total ou parcial do mesmo.

• Tempo de rearme:

De relés: Tempo que o relé de sobrecorrente leva para voltar à condição inicial. No caso do relé tipo disco de indução (eletromecânico), é o tempo que o disco leva para retornar ao ponto de partida, quando a corrente na bobina cai a um valor inferior à corrente de drop‐out . Nos relés digitais, é o tempo que ele leva para voltar a condição de repouso após um comando de reset.

De religadores: Tempo necessário para o religador retornar à contagem zero do número de ciclos de religamento, após uma seqüência de operações completa ou incompleta.

Do seccionalizador: Tempo em que o seccionalizador perderá todas as contagens e voltará à contagem zero (tempo de memória).

•

Religamento:

Operação que segue a uma abertura dos equipamentos automáticos de proteção, quando os contatos são novamente fechados.

• Seqüência de operação:

Sucessão de desligamentos e religamentos de um equipamento na tentativa de eliminar faltas de natureza temporária sem prejuízo na continuidade do serviço. Se a falta persistir o desligamento definitivo do circuito deverá ser feito pelo equipamento mais próximo do ponto de falta (dispositivo protetor).

• Tempo de religamento ou intervalo de religamento (reclose interval ):

É o tempo entre uma abertura e o religamento automático de um equipamento de proteção, isto é, o intervalo no qual o dispositivo de interrupção permanece com os contatos abertos.

• Zona de proteção:

Trecho da rede protegido por um dispositivo de proteção. Uma zona de proteção é limitada pela menor sobrecorrente que o dispositivo de proteção é capaz de detectar, geralmente a corrente de curto‐circuito fase‐terra mínima.

• Zona de proteção primária:

Trecho de rede situado a jusante de um dispositivo de proteção que será sensibilizado quando ocorrer uma falta (permanente ou temporária).

• Proteção de retaguarda:

É o dispositivo de proteção situado a montante daquele que define a zona de proteção primária.


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4. Coordenação, seletividade e ajustes dos equipamentosde proteçãoA existência de equipamentos com capacidade de religamento automático requer que

eles estejam

coordenados

entre

si

e com

outros

equipamentos

de

proteção,

de

acordo

com

uma seqüência de operações preestabelecidas (CPFL, 2003). O termo coordenação é utilizado quando estiverem envolvidos equipamentos que

dispuserem de duas curvas de operação (uma rápida e uma lenta ‐ temporizada). O objetivo da coordenação é evitar que faltas temporárias causem a operação de dispositivos de proteção que não tenham capacidade de efetuar religamentos automáticos e que, no caso de faltas permanentes, a menor extensão possível da rede permaneça fora de operação.

O termo seletividade é adequado quando somente equipamentos com uma única curva de operação (fusíveis, relés) forem utilizados. O objetivo da seletividade é fazer com que o equipamento de proteção mais próximo do defeito opere independente da falta ser

temporária ou

permanente.

A coordenação ou seletividade entre os equipamentos de proteção deverão ser obtidas dentro da faixa de corrente comum aos equipamentos que se pretende efetuar a coordenação ou seletividade.

As características de atuação dos equipamentos de proteção deverão ser escolhidas e ajustadas de modo à (norma Bandeirante):

• proporcionar desligamentos permanentes seletivos dos circuitos elétricos na ocorrência de sobrecorrentes anormais, minimizando o número de consumidores atingidos por tais desligamentos;

• garantir que os limites de suportabilidade térmica dos vários equipamentos da rede

aérea não

sejam

ultrapassados

durante

a ocorrência

de

sobrecorrentes

anormais.

5. Cálculos preliminares5.1 Correntes de curto‐circuito• A corrente de carga máxima deve ser conhecida ou estimada. • 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 o dimensionamento de equipamentos; e com impedância de contato igual a 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 pickups dos dispositivos de proteção de terra, uma vez que o valor da corrente do curto‐circuito, quando ocorrem faltas de alta impedância, pode ser muito menor que o calculado.


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• Deve‐se calcular o curto‐circuito simétrico e o assimétrico. Se o valor de X/R não for conhecido pode‐se usar 1,35 como fator de assimetria, para curtos‐circuitos até 2 ou 3 km da S/E; para pontos mais distantes o valor do fator de assimetria será 1 (CPFL, 2003).

Curto-circuito trifásico:

|3| Onde, VFN é a tensão eficaz entre a fase e o neutro, pré‐falta, no ponto de falta.

|3 | | 3|

1 2

sendo t em ciclos|3| | 3|

Curto-circuito bifásico:

|2| √ 3 ou

|2| √ 32 | 3|

|2 | | 2| 1√ 3 2

Para uma das fases:|2 | | 3 | Para outras duas fases:

|2 | 3 2

√ 3

1 2 sendo t em ciclos


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|2| | 2| Curto‐circuito bifásico com terra:

Em uma fase:

|2| √ 3 3 3 Na outra fase associada à falta:

|2 | √ 3 3

3

3√ 3 3


|2| | 2| Curto‐circuito monofásico:

|| √ 3 3

| | | | 1√ 3

3 3


|| | | Abertura mono e bipolar:

Quando uma das fases do secundário do transformador de força abre, a corrente de linha nas fases sãs de um motor trifásico pode teoricamente ser 1,73 vezes a corrente de

carga pré

‐falta

(ver

Figura

5.1

e Figura

5.2).

Esse

aumento

da

corrente

pode

ser

ainda

2 vezes

maior (200%) devido a mudança no fator de potência. Em aplicações onde a carga aplicada ao eixo do motor apresenta grande inércia, a corrente pode se aproximar da corrente de rotor bloqueado.


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a) b)

Figura 5.1 – Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do secundário de umtransformador. a) motor em delta b) motor em estrela.

Figura 5.2 – Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do secundário de umtransformador, considerando um motor em delta com carregamento de 65% da corrente nominal.

A Figura 5.3 e Figura 5.4 mostram que as correntes de linha que alimentam um motor trifásico podem chegar a 115% (duas fases) e 230% (uma fase) do valor da corrente de carga pré‐falta, no caso de uma abertura em uma das fases no lado primário do transformador de força.


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Figura 5.3 – Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do primário de umtransformador para um motor conectado em delta.

Figura 5.4 – Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do primário de um

transformador para um motor conectado em estrela.


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5.2 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.

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.

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 do valor da corrente de inrush (ela depende do instante em que o transformador é energizado e do valor da densidade de fluxo residual em cada transformador), foram desenvolvidos meios práticos para o cálculo da provável corrente de inrush. O método geralmente utilizado leva em conta o número de transformadores que serão energizados pelo fechamento de um dispositivo. A Tabela 5.1 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 0,1 segundos.

Tabela 5.1 - Fator de multiplicação (x Inominal) para se determinar a corrente de inrush em 0,1 s.

Exemplo 1: 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:

kVA = 3 × 15 + 3 × 30= 135

n = 6 √ , 5,65 Verificando n=6 na Tabela 5.1, tem‐se que o fator de multiplicação é 6,6

I_inrush = 6,6*5,65

= 37,3

A


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OBS: a corrente de inrush não pode ser maior que a corrente de curto‐circuito trifásico no ponto em consideração. Portanto, se o cálculo indicar que a corrente de inrush é maior que a corrente do curto‐circuito trifásico, considere a corrente de inrush igual à corrente de curto‐circuito trifásico (CPFL, 2003).

5.3 Locação dos equipamentos (norma bandeirante)O sistema de proteção dos circuitos aéreos de distribuição é constituído de dispositivos de proteção contra sobrecorrentes que, estando coordenados entre si, e deverão possibilitar um grau satisfatório de continuidade do serviço de fornecimento de energia elétrica.

A locação dos equipamentos de proteção deve objetivar basicamente os seguintes pontos:

• minimizar o número de consumidores atingidos por uma falta no sistema de distribuição primária;

• possibilitar condições de religamento do sistema em tempo programado, na ocorrência

de

faltas

transitórias;

• na ocorrência de faltas permanentes, restringir o desligamento apenas ao ramal em curto‐circuito, permitindo a continuidade de serviço ou religamento dos demais ramais ou troncos de alimentadores;

• estabelecer esquemas econômicos de proteção em função das particularidades de cada sistema de distribuição primária, tais como:

o tipos de carga; o importância dos consumidores; o densidade dos alimentadores ou ramais; o trajeto dos circuitos por zonas de risco.

Os critérios a seguir prescritos têm o objetivo de orientar a escolha inicial e a localização dos equipamentos de proteção de acordo com cada circuito.

5.3.1 Saídas dos Circuitos Provenientes das ETDs Tais circuitos são protegidos por disjuntores comandados por relés de sobrecorrente, de

fase e de neutro, havendo um relé de religamento. Os relés de fase atuam sobre a bobina de desligamento do disjuntor para curto‐circuito

entre fases ou entre as fases e a terra. Por outro lado, o relé de neutro atuará sobre a bobina de desligamento do disjuntor para defeitos á terra, somente.

O relé de religamento tem como função religar o disjuntor após a abertura do mesmo

devido à ocorrência

de

sobrecorrentes.

Poderá

haver

um

ou

mais

religamentos.

5.3.2 Religadores, Seccionalizadores e Chaves Fusíveis A

Tabela 5.2 apresenta os critérios a serem considerados durante a escolha dos equipamentos de proteção para os circuitos aéreos de distribuição primária. A escolha deve ser feita em função da importância do circuito dos consumidores atendidos, assim como da disponibilidade de equipamentos mais sofisticados, como religadores e seccionalizadores.


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Tabela 5.2 – Critérios para seleção dos dispositivos de proteção.

CRITÉRIO SITUAÇÃO EQUIPAMENTOA Início de trechos extensos, onde o nível mínimo decurto-circuito seja insuficiente para sensibilizar odispositivo de proteção de retaguarda.

Religador ou Fusível

B Logo após cargas de grande importância, e cujacontinuidade de serviço deva ser elevada, caso ocircuito a seguir seja extenso.

Religador, Seccionalizadorou Fusível

C Início de ramais que alimentem cargas classificadascomo especiais e de grande importância.

Religador ou Seccionalizador

D Início de ramais de certa importância, que supramáreas sujeitas a alta incidência de faltas temporárias.

Religador ou Seccionalizador

E Início de ramais ou sub-ramais com extensão inferiora 150m, não classificáveis nos critérios C ou D.

Fusível

F Início de ramais ou sub-ramais com extensão inferiora 150m, mas que estejam sujeitos a alta incidência defaltas.

Fusível

G Meio de trechos extensos protegidos por religador noinício.

Fusível

H Entrada primária com corrente nominal até 140 A FusívelI Estação transformadora (ET) FusívelJ Banco de Capacitores Fusível

Acerca dos critérios apresentados valem as seguintes observações:

• Nos troncos deve ser evitada a aplicação de dispositivos de proteção, porém pode ser

aceita

nos

casos

dos

critérios

A

e

B;

• Deve‐se evitar: o Emprego de religadores em série; o Emprego de religadores e chaves fusíveis em ramais interligáveis; o Não é necessária a limitação do número de chaves fusíveis em série; deve‐se

garantir que haja seletividade entre os elos fusíveis para os níveis de curto‐circuito previstos;

o Em relação às entradas primárias (critério H) os elos fusíveis usados deverão ser de até 140 A.

o Para casos mais elevados, deve‐se usar chave seccionadora apenas com a finalidade de manobra.


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6. Bibliografia:Coleção Distribuição de Energia Elétrica, Vol. 2 – Eletrobrás. Proteção de Sistemas Aéreos de

Distribuição. Ed.

Campus,

Rio

de

Janeiro,

RJ,

Brasil,

1ª

Edição,

1982.

Giguer, Sérgio. Proteção de Sistemas de Distribuição. Ed. Sagra, Porto Alegre, RS, Brasil, 1ª Edição, 1988.


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7. Anexo 2 – Tabela ANSI:Nr Denominação

1 Elemento Principal

2 Função de partida/ fechamento temporizado

3 Função de verificação ou interbloqueio

4 Contator principal

5 Dispositivo de interrupção

6 Disjuntor de partida

7 Disjuntor de anodo

8 Dispositivo de desconexão da energia de controle

9 Dispositivo de reversão

10 Chave de seqüência das unidades

11 Reservada para futura aplicação

12 Dispositivo de sobrevelocidade13 Dispositivo de rotação síncrona

14 Dispositivo de subvelocidade

15 Dispositivo de ajuste ou comparação de velocidade ou freqüência

16 Reservado para futura aplicação

17 Chave de derivação ou descarga

18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração

19 Contator de transição partida-marcha

20 Válvula operada eletricamente

21 Relé de distância

22 Disjuntor equalizador

23 Dispositivo de controle de temperatura

24 Relé de sobreexcitação ou Volts por Hertz

25 Relé de verificação de Sincronismo ou Sincronização

26 Dispositivo térmico do equipamento

27 Relé de subtensão


29 Contator de isolamento

30 Relé anunciador

31 Dispositivo de excitação

32 Relé direcional de potência

33 Chave de posicionamento

34 Chave de seqüência operada por motor

35 Dispositivo para operação das escovas ou curto-circuitar anéis coletores36 Dispositivo de polaridade

37 Relé de subcorrente ou subpotência

38 Dispositivo de proteção de mancal


40 Relé de perda de excitação

41 Disjuntor ou chave de campo

42 Disjuntor / chave de operação normal

43 Dispositivo de transferência manual

44 Relé de seqüência de partida


46 Relé de desbalanceamento de corrente de fase

47 Relé de seqüência de fase de tensão

48 Relé de seqüência incompleta/ partida longa


22/23


49 Relé térmico

50 Relé de sobrecorrente instantâneo

51 Relé de sobrecorrente temporizado

52 Disjuntor de corrente alternada

53 Relé para excitatriz ou gerador CC

54 Disjuntor para corrente contínua, alta velocidade55 Relé de fator de potência

56 Relé de aplicação de campo

57 Dispositivo de aterramento ou curto-circuito

58 Relé de falha de retificação

59 Relé de sobretensão

60 Relé de balanço de tensão/ queima de fusíveis

61 Relé de balanço de corrente

62 Relé temporizador

63 Relé de pressão de gás (Buchholz)

64 Relé de proteção de terra

65 Regulador66 Relé de supervisão do número de partidas

67 Relé direcional de sobrecorrente

68 Relé de bloqueio por oscilação de potência

69 Dispositivo de controle permissivo

70 Reostato eletricamente operado

71 Dispositivo de detecção de nível

72 Disjuntor de corrente contínua

73 Contator de resistência de carga

74 Função de alarme

75 Mecanismo de mudança de posição

76 Relé de sobrecorrente CC

77 Transmissor de impulsos78 Relé de medição de ângulo de fase/ proteção contra falta de sincronismo

79 Relé de religamento


81 Relé de sub/ sobrefreqüência

82 Relé de religamento CC

83 Relé de seleção/ transferência automática

84 Mecanismo de operação

85 Relé receptor de sinal de telecomunicação

86 Relé auxiliar de bloqueio

87 Relé de proteção diferencial

88 Motor auxiliar ou motor gerador

89 Chave seccionadora

90 Dispositivo de regulação

91 Relé direcional de tensão

92 Relé direcional de tensão e potência

93 Contator de variação de campo

94 Relé de desligamento

95 à 99 Usado para aplicações específicas

COMPLEMENTAÇÃO DA TABELA ANSI: 50 N ‐ sobrecorrente instantâneo de neutro

51N ‐

sobrecorrente

temporizado

de

neutro

(

tempo

definido

ou

curvas

inversas)

50G ‐ sobrecorrente instantâneo de terra (comumente chamado 50GS)


23/23


51G ‐ sobrecorrente temporizado de terra (comumente chamado 51GS) 62BF ‐ relé de proteção contra falha de disjuntor 51Q ‐ relé de sobrecorrente temporizado de seqüência negativa 51V ‐ relé de sobrecorrente com restrição de tensão

51C ‐

relé de

sobrecorrente

com

controle

de

torque

59Q ‐ relé de sobretensão de seqüência negativa 59N ‐ relé de sobretensão residual ou sobretensão de neutro (também chamado de 64G) 64 ‐ relé de proteção de terra. Pode ser por corrente ou por tensão. Os diagramas unifilares devem indicar se este elemento é alimentado por TC ou por TP, para que se possa definir corretamente. A função 64 também pode ser encontrada como proteção de carcaça, massa‐cuba ou tanque, sendo aplicada em transformadores de força até 5 MVA. 67 N ‐ relé de sobrecorrente direcional de neutro (instantâneo ou temporizado) 67 G ‐ relé de sobrecorrente direcional de terra (instantâneo ou temporizado) 67Q ‐ relé de sobrecorrente direcional de seqüência negativa

Proteção

Diferencial ‐

ANSI

87:

O relé diferencial 87 pode ser de diversas maneiras: 87 T ‐ diferencial de transformador (pode ter 2 ou 3 enrolamentos) 87G ‐ diferencial de geradores; 87GT ‐ proteção diferencial do grupo gerador‐transformador 87 B ‐ diferencial de barras. Pode ser de alta, média ou baixa impedância. Pode‐se encontrar em circuitos industriais elementos de sobrecorrente ligados num esquema diferencial, onde os TCs de fases são somados e ligados ao relé de sobrecorrente. 87M ‐ diferencial de motores ‐ Neste caso pode ser do tipo percentual ou do tipo autobalanceado. O percentual utiliza um circuito diferencial através de 3 TCs de fases e 3 TCs no neutro do motor. O tipo autobalanceado utiliza um jogo de 3 TCs nos terminais do motor, conectados de forma a obter a somatória das correntes de cada fase e neutro. Na realidade, trata‐se de um elemento de sobrecorrente, onde o esquema é diferencial e não o relé.

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