UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO …€¦ · 5.3 Calculo das variáveis em p.u. ..... 47 5.3.1 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva ... 5.3.3 Cálculo

UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO

GRANDE DO SUL – UNIJUí

JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO

ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO ELÉTRICA DE

ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO INSTALADOS EM ÁREA

RURAL

Santa Rosa

2016




RURAL

Projeto de pesquisa apresentado como

requisito para aprovação na disciplina de

Trabalho de Conclusão de curso de

Engenharia Elétrica da Universidade

Regional do Noroeste do Estado do Rio

Grande do Sul.

Orientador: Prof. Me Sandro Alberto

Bock

Santa Rosa

2016




RURAL

Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgada adequada para a obtenção do

título de ENGENHEIRO ELETRICISTA e aprovada em sua forma final pelo professor

orientador e pelo membro da banca examinadora.

Santa Rosa, 20 de dezembro de 2016

Banca Examinadora:

__________________________________________________

Me. Eng. Sandro Alberto Bock – Orientador – DCEEng / Unijuí

__________________________________________________

Me. Eng. Mario Noronha Agert – Avaliador – DCEEng / Unijuí

“Eu não tenho nenhum talento especial. Sou

apenas apaixonadamente curioso. ”

– Albert Einstein.

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus, a minha namorada e aos meus familiares, que de uma

forma ou outra, me deram o apoio para esta caminhada. Principalmente a Diandra

pelo carinho e compreensão nos momentos em que tive que me dedicar somente às

atividades de aula, como nos finais de semana.

Ao meu orientador Sandro Bock, que forneceu o suporte necessário para a

elaboração deste trabalho, e aos demais professores que de alguma forma ou outra

contribuíram, também para a conclusão do trabalho.

A distribuidora de energia Cooperluz - Distribuidora de Energia Fronteira

Noroeste, pela fonte de informações e dados necessários.

Agradeço a minha família, professores e a minha

namorada, e dedico esta conquista a eles.

RESUMO

CASTRO, JORGE LUÍS DA SILVA. Análise de coordenação e proteção elétrica

de alimentadores de distribuição instalados em área rural. Trabalho de

Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do

Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Santa Rosa, 2016.

Este trabalho tem como finalidade fazer uma explanação de um sistema de

distribuição visando melhorar a continuidade do serviço através da coordenação e

seletividade adequada de seus equipamentos de proteção, visto que os sistemas de

proteção apresentam considerável importância nos sistemas de distribuição e

transmissão das concessionárias e, por isso, precisam de um cuidado especial para

a definição dos mesmos. Com base em uma revisão bibliográfica sobre o tema,

constatou-se a necessidade de desenvolver um ajuste capaz de contemplar

funcionalidades que atendam as necessidades de proteção e qualidade do serviço

da concessionária de onde os dados foram coletados.

Palavras-chave: Proteção. Distribuição. Coordenação. Qualidade

ABSTRACT

CASTRO, JORGE LUÍS DA SILVA. Analysis of coordination and electrical

protection of distribution feeders installed in rural areas. Trabalho de Conclusão

de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do

Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Santa Rosa, 2016.

The purpose of this work is to make an explanation of a distribution system aiming to

improve the continuity of the service through the coordination and adequate

selectivity of its protection equipment, since the protection systems have

considerable importance in the distribution and transmission systems of the

concessionaires and, Therefore, they need special care to define them. Based on a

bibliographic review on the subject, it was verified the need to develop an adjustment

capable of contemplating functionalities that meet the needs of protection and quality

of the service of the concessionaire from where the data were collected.

Keywords: Distribution .Coordination. Selectivity. Quality

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Componente de Sequência Positiva ...................................................... 20

Figura 2: Componente de Sequência Negativa .................................................... 21

Figura 3: Componente de Sequência Zero ........................................................... 22

Figura 4: Chave Fusível ............................................................................................. 24

Figura 5: Religador .................................................................................................... 25

Figura 6: Disjuntor de Média Tensão ..................................................................... 26

Figura 7: Relé de Proteção ............................................................................. 27

Figura 8: Coordenação entre elos fusíveis e religadores .................................... 40

Figura 9: Coordenação entre religador e elos fusíveis do lado da fonte .......... 41

Figura 10: Coordenação entre relé e religador ..................................................... 42

Figura 11: Tempos de religamento ......................................................................... 43

Figura 12: Coordenaçao entre religador e religador ............................................ 44

Figura 13: Coordenação entre relé e religador ..................................................... 67

Figura 14: Coordenação entre religador e religador ............................................ 68

Figura 15: Ajuste de tempo para coordenação de fase ....................................... 69

Figura 16: Ajuste de tempo para coordenação de neutro ................................... 69

Figura 17: Ajuste de tempo para coordenação de fase ....................................... 70

Figura 18: Ajuste de tempo para coordenação de neutro ................................... 71

LISTA DE TABELAS

Quadro 1: Coordenação entre elos tipo K ............................................................. 36

Quadro 2: Coordenação entre elos tipo H e K ...................................................... 36

Quadro 3: Coordenação entre elos tipo T ............................................................. 37

Quadro 4: Coordenação entre elos tipo H e T ...................................................... 37

Tabela 5: Níveis de curto circuito simétricos ......................................................... 56

Tabela 6: Níveis de curto circuito assimétricos ..................................................... 56

LISTA DE SIGLAS

A – Ampère

AL – Alimentador

AT – Alta Tensão

CC – Curto – Circuito

Dt – Dial de Tempo

E – Tensão

Fa – Fator de assimetria

I0 – Corrente de sequência zero

I1 – Corrente de sequência positiva

I2 – Corrente de sequência negativa

Icc1Ø – Corrente de curto circuito monofásica

Icc1Ø_terra mínima – Corrente de curto circuito monofásica terra mínima

Icc2Ø – Corrente de curto circuito bifásica

Icc3Ø – Corrente de curto circuito trifásica

IEC – International Eletrotechinical Commission

NOS – Operador Nacional do Sistema

Pu – Por Unidade

RTC – Relação de transformação do transformador de corrente

RTP – Relação de transformação do transformador de potencial

S – Segundo

SE – Subestação de Energia Elétrica

SEP – Sistema Elétrico de Potência

TC – Transformador de Corrente

ts – tempo de atuação em segundos

TP – Transformador de Potência

V – Volt

V0 – Tensão de sequência zero

V1 – Tensão de sequência positiva

V2 – Tensão de sequência negativa

Z0 – Impedância de sequência zero

Z1 – Impedância de sequência positiva

Z2 – Impedância de sequência negativa

Zd – Impedância de falta

DEC – duração equivalente de interrupção por unidade consumidora.

FEC – frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora.

DIC – duração de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de

conexão de instalações dos demais acessantes.

FIC – frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto

de conexão de instalações dos demais acessantes.

DMIC – duração máxima de interrupção individual por unidade consumidora.

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

PRODIST – Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema

Elétrico Nacional

CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz

AT – Alta Tensão

MT – Média Tensão

BT – Baixa Tensão

SE – Subestação

COD – Centro de Operações de Distribuição

CSPE – Comissão de Serviços Públicos de Energia

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 13

1.1 Tema ................................................................................................................ 13

1.2 Delimitação do tema .................................................................................... 13

1.3 Contextualização .......................................................................................... 13

1.4 Justificativa .................................................................................................... 14

1.5 Objetivos ......................................................................................................... 16

1.5.1 Objetivo geral .................................................................................................. 16

1.5.2 Objetivos específicos ..................................................................................... 17

2 REVISÃO DA LITERATURA ....................................................................... 18

2.1 Sistemas de distribuição primária ........................................................... 18

2.1.1 Técnicas de análise de proteção ................................................................. 18

2.2 Curto circuito ................................................................................................. 19

2.3 Componentes simétricos ........................................................................... 19

2.3.1 Sistema simétrico positivo. ........................................................................... 20

2.3.2 Sistema simétrico negativo ........................................................................... 20

2.3.3 Sistema simétrico de sequencia zero ......................................................... 21

2.4 Equipamentos de proteção ....................................................................... 23

2.4.1 Chaves fusíveis ............................................................................................... 23

2.4.2 Religadores ..................................................................................................... 24

2.4.3 Disjuntores ....................................................................................................... 25

2.4.4 Relés ................................................................................................................. 26

2.5 Simulações via software ................................................................................ 27

3 INDICADORES DE QUALIDADE ............................................................... 28

3.1 Introdução ...................................................................................................... 28

3.2 Qualidade do serviço .................................................................................. 28

3.2.1 Indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergenciais .... 28

3.2.2 Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia....... 30

4 METODOLOGIA DE ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E

SELETIVIDADE DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO .................................................... 34

4.1 Introdução ...................................................................................................... 34

4.2 Coordenação entre elos fusíveis ............................................................. 35

4.3 Coordenação entre elos e relés ............................................................... 38

4.4 Coordenação entre elos e religadores ................................................... 38

4.4.1 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da carga. ................. 38

4.4.2 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da fonte .................... 40

4.5 Coordenação entre relés e religadores .................................................. 42

4.6 Coordenação entre religadores e religadores ...................................... 43

5 ESTUDO DE AJUSTE E SELETIVIDADE NECESSÁRIA PARA A

PROTEÇÃO DO SISTEMA - ESTUDO DE CASO ............................................................... 45

5.1 Filosofia de proteção ................................................................................... 45

5.2 Análise de coordenação dos dispositivos instalados ....................... 45

5.2.1 Valores de Resistências e Reatâncias de Sequência Positiva e Zero

e Correntes de Curto-Circuito no Ponto de Entrega (Dados fornecidos pela

Concessionária) .......................................................................................................................... 47

5.3 Calculo das variáveis em p.u. ................................................................... 47

5.3.1 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero: ..... 48

5.3.2 Cálculo de Curto Circuito ponto de entrega: .............................................. 49

5.3.3 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no Secundário do

Transformador 1, no ponto A: ................................................................................................... 50

5.3.4 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero ,

ponto B .............................................................................................................. 51

5.3.5 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto B: .............................. 52

5.3.6 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero,

ponto C. ........................................................................................................................... 53

5.3.7 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto C: .............................. 54

5.4 Cálculo do Ajuste para o Relé de Sobrecorrente: ............................... 55

5.4.1 Definição do TC: ............................................................................................. 56

5.4.2 Função 51N (Temporizada de Neutro) ....................................................... 57

5.4.3 Função 51F (Temporizada de Fase) ........................................................... 58

5.4.4 Função 50 N (Instantânea de Neutro)......................................................... 58

5.4.5 Função 50 N (Instantânea de Fase) ............................................................ 59

5.5 Cálculo do ajuste para parametrização do religador ......................... 60


5.5.2 Função 50F (Instantâneo de Fase) ............................................................. 61


5.5.4 Função 51N (Instantânea de Neutro) .......................................................... 63

5.6 Cálculo do ajuste para parametrização do religador 2 ...................... 63


5.6.2 Função 50F (Instantânea de Fase) ............................................................. 64


5.6.4 Função 51N (Instantâneo) ............................................................................ 66

5.7 Avaliação da continuidade do serviço ................................................... 67

6 CONCLUSÃO ................................................................................................. 72

6.1 Trabalhos futuros. ........................................................................................ 73

REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 74

13

1 INTRODUÇÃO

1.1 Tema

O projeto se baseia em uma análise dos dispositivos de proteções que estão

instalados em um determinado alimentador primário de distribuição de uma

concessionária de energia, que desenvolve suas atividades principalmente em áreas

rurais.

1.2 Delimitação do tema

Análise de coordenação e proteção elétrica de alimentadores de distribuição

instalados em área rural.

1.3 Contextualização

A qualidade percebida pelo consumidor de uma concessionária ou permissionária

de serviço público de distribuição de energia elétrica deve ser avaliada a partir de três

grandes aspectos: a qualidade do “produto” energia elétrica (relacionada à

conformidade da tensão em regime permanente e à ausência de perturbações na

formada onda), a qualidade do “serviço” (relacionada à continuidade na prestação do

serviço) e a qualidade do atendimento ao consumidor. [ANEEL, 2016].

Para se ter um sistema, com mais qualidade e desempenho a ANELL, órgão

regulador do sistema de energia elétrica, vem através de regulamentação especifica

exigir melhoras gradativas no setor de distribuição, principalmente na área de qualidade

do serviço, pois trata da continuidade, eficiência e segurança. [ANEEL, 2016].

Um dos problemas mais rotineiros em alimentadores de distribuição de energia é a

atuação do sistema de proteção em momentos incorretos, ocasionando interrupção,

muitas vezes desnecessárias, do fornecimento. E para este tipo de situação não vir

14

mais a acontecer é necessário um projeto, onde todos os equipamentos sejam

ajustados para trabalharem em conjunto, mas de forma seletiva e coordenada. Sendo

assim devem guardar entre si uma determinada relação, de forma que uma falta no

sistema possa ser isolada e removida, sem que outras partes sejam afetadas (Guiguer,

1998).

Os sistemas elétricos possuem sistemas de proteção que são ajustados para

operar o mais próximo possível do ponto da falta assim extinguindo o mais rápido

possível a permanência do curto circuito, assim diminuindo altas correntes, elevações

de temperatura e esforços mecânicos e deformações de materiais empregados nos

alimentadores (Zanetta, 2006).

Na proteção de um sistema elétrico devem-se examinar alguns aspectos, como a

operação normal do sistema, em suas condições nominais, a prevenção contra falhas

elétricas, e a diminuição da área afetada em decorrência das falhas. Na operação

normal consideramos um sistema ideal, com inexistência de falhas de equipamentos,

inexistência de erros na operação e quaisquer outras condições que venham a

ocasionar defeito na rede (Caminha, 1977).

A estimativa da qualidade de serviço do sistema de distribuição é um importante

ponto, que precisa ser levado em consideração, por quem faz a projeção de qual tipo

de rede deve ser empregada em uma dada situação, para poder manter os indicadores

dentro do que é estabelecido pela Agencia Nacional de Energia Elétrica. Baseando-se

nos indicadores DEC, FEC, DIC, e FIC (Nelson Kagan, 2010).

1.4 Justificativa

Os sistemas de proteção utilizados na distribuição de energia elétrica variam com o

passar do tempo, pois surgem novas alternativas para o controle de falhas e de

proteção. O investimento utilizado pelas distribuidoras em pesquisa e desenvolvimento

podem se diferenciar de uma distribuidora para outra, mas possuem o mesmo objetivo

15

que é fazer a seleção, coordenação e ajustes dos mais variados equipamentos de

proteção.

Alguns dados estatísticos levantados apontam que as principais causas de faltas

transitórias nas redes de distribuição são ocasionadas principalmente pelas descargas

atmosféricas, galhos que caem sobre a rede, ventos que atingem os cabos. E para

desenvolver um sistema que reconheça estes tipos de anomalias, os estudos da

coordenação e da seletividade das proteções, devem basear-se em procedimentos

específicos para proporcionar uma diminuição dos efeitos decorrentes destas faltas.

Acarretando um aspecto de continuidade de suprimento, assim evitando que

alguma anomalia pontual venha a afetar um grande número de unidades consumidoras,

além de minimizar o tempo de localização desta anomalia e de restabelecimento do

fornecimento de energia pelo sistema.

Para diminuir os efeitos destas perturbações, as proteções do sistema devem

assegurar da melhor forma possível, a continuidade de fornecimento de energia para os

usuários, salvaguardando os materiais usados nas instalações da rede. Outro ponto

importante é a utilização de equipamentos que proporcionem a possibilidade de alerta,

para os operadores da distribuição em caso de algum problema imediato, e o

isolamento do sistema, as partes comprometidas das redes, que venham a

comprometer ou deteriorar o sistema como um todo.

Tendo a necessidade da instalação de dispositivos que sejam distintos para que

possam verificar, por exemplo, situações anormais diversas como a perda de

sincronismo, os curtos circuitos e os demais efeitos de isolamento.

A distribuição feita de forma precária acarreta em um desempenho de qualidade

duvidosa, trazendo baixos índices de satisfação para todos os consumidores atendidos,

e se formos analisar em um aspecto econômico, esta situação gera perdas de produção

nas indústrias, parada de comercialização em pontos comerciais, e com isso perdas de

arrecadação por parte da concessionaria. Pois não terá sua energia sendo consumida e

assim não terá como faturar, enquanto a energia ficar sem chegar ao ponto de entrega

para seus consumidores.

16

Outro ponto importante é a valorização do serviço em forma de aumento de tarifa,

quando comprovada o investimento e a continuidade do serviço prestado pela

concessionaria.

Com um correto planejamento e com a implementação de equipamentos

inteligentes que trabalham de forma ativa no sistema de distribuição é possível reduzir

os efeitos decorrentes de faltas temporárias, garantindo uma rápida atuação e

eliminação dos mesmos. Diminuindo também a área em que seja afetada, e o tempo de

restauração da normalidade do sistema.

Portanto a proteção do sistema é projetada para atender as demandas de cada

circuito de distribuição, diminuição dos custos operacionais vinculados as faltas de

energia, aumento de faturamento, e ter uma imagem boa perante os consumidores,

mas isso tudo só temos com um sistema de elevado nível de desempenho.

1.5 Objetivos

1.5.1 Objetivo geral

O objetivo deste trabalho é fazer uma análise de um alimentador primário de

distribuição elétrica instalado em uma área rural, quanto ao seu atual sistema de

proteção, reunir informações que serão indispensáveis para fazer o estudo e assim

projetar uma nova dinâmica de proteção, configurando ajustes, sugerindo algumas

substituições e implementação de novos equipamentos que irão aumentar a

funcionalidade do sistema como um todo.

Tendo como ferramenta para o desenvolvimento dos estudos a utilização do

software de simulação computacional MATLAB, para fazer os ajustes das curvas de

curto circuito e de tempo de atuação para os dispositivos de proteção. Com ele é

possível modelar varias condições de funcionamento, representando o sistema

projetado e verificando as alterações necessárias para cada componente do sistema.

17

1.5.2 Objetivos específicos

O foco para este projeto é fazer um estudo da proteção contra sobrecorrentes

em sistemas de distribuição que estão instalados em áreas rurais, sistemas do tipo

aéreo, voltados principalmente para a distribuição de consumidores rurais, destes

aproximadamente 600 serão consumidores ligados em sistema de baixa tensão e 6 em

sistema de média.

As proteções são feitas no sistema elétrico para podermos minimizar e até mesmo

evitar danos materiais as redes e equipamentos e a vida de pessoas que possam ter

algum tipo de interação, seja ela ele acidental ou proposital, em casos que possam

ocorrer algum tipo de anormalidade de operação que esteja relacionada a surtos de

correntes, que podem estar relacionadas a curto circuitos, sobretensões, devido ao

chaveamento, ou descargas atmosféricas.

Neste contesto que será feito o estudo de projeto para a proteção, onde os

dispositivos estejam ajustados e coordenados, trabalhando deforma conjunta, mas

todavia seletivamente entre si.

Como as redes estarão usando um elevado número de dispositivos de proteção

e não vai ser viável a coordenação de todo o alimentador de forma a se ter somente um

ponto de proteção, o alimentador será dividido em barramentos onde em cada

barramento será calculado a soma de todos os ramais conectados a este barramento e

com base nos níveis de curtos circuitos apresentados fazer o dimensionamento das

curvas de proteção e de atuação que devem conter cada dispositivo que estejam

conectados a esta rede.

18

2 REVISÃO DA LITERATURA

2.1 Sistemas de distribuição primária

Os Alimentadores de distribuição, são redes provenientes das Subestações de

distribuição, operam em faixas de tensão que podem ser 13,8 kV ou 24 kV. Podem ser

aéreas ou subterrâneas, no caso de serem aéreas tem a possibilidade de trabalhar na

configuração radial, radial com recurso, anel e anel com recurso. Estas redes alimentam

os transformadores de distribuição, responsáveis pelo fornecimento da rede secundária

de baixa tensão, e consumidores primários de distribuição (Nelson Kagan, 2010).

2.1.1 Técnicas de análise de proteção

A maneira utilizada na determinação dos valores de curto-circuito é baseado no

método dos componentes simétricos. O método se utiliza de diagramas de sequencia,

que pode ser de correntes de sequencia positiva, negativas ou de sequencia zero.

Podendo assim dimensionar os valores do sistema analisado em medidas percentuais

ou em pu, facilitando a soma aritmética das impedâncias de geração, transmissão e

distribuição (William D. Stevenson, 1986).

Como nos sistemas trifásicos assimétricos as tensões não são equilibradas,

diferente dos sistemas simétricos, onde as tensões são equilibradas, possuindo o

mesmo módulo nas três fases, com uma defasagem de 120° graus a analise se torna

relativamente mais simples, que se desenvolveu este método (Guiguer, 1998).

Para analisar o funcionamento de um sistema de distribuição assimétrico

permanente é utilizada a teoria das componentes simétricas, ela foi estudada por C.L

Fortescue a partir de 1913 e formulada e publicada em 1918 na 34° Convenção Anual

de AIEE (American Institute of Eletrical Engineers). A técnica foi proposta durante

estudos sobre compensadores de fase para redes de alimentação monofásicas de

sistemas elétricos (William D. Stevenson, 1986).

19

Segundo (Fortescue) “....a solução reduzia-se sempre a soma de duas ou mais

soluções simétricas...”, e assim se estabeleceu a transformação passiva e reversível

entre sistemas polifásicos assimétricos e sistemas polifásicos simétricos. Essas

representações unifilares do circuito desiquilibrado constituem os diagramas de

sequencia (William D. Stevenson, 1986).

2.2 Curto circuito

Um curto circuito pode ser definido como um percurso acidental, onde a

impedância é baixa ou desprezível, por onde circula uma corrente de falta entre os

pontos sob potencias diferentes, assim tendo uma falta direta. Geralmente são

causadas por falhas de isolamento, descargas atmosféricas ou galhos encostando na

rede (Kindermann, 1997).

Com os estudos de curto circuito pode-se obter as correntes e tensões em um

sistema elétrico de distribuição quando ocorre um defeito em algum ponto da rede. A

determinação das sobrecorrente e sobretensão provenientes das falhas são

importantes para a proteção dos componentes que compõem o sistema, especificação

dos dispositivos que devem ser instalados para a proteção, proteção de pessoas na

ocorrência de faltas que envolvam a terra, e determinação das sobretenções que

causam o rompimento da isolação dos demais equipamentos (Nelson Kagan, 2010).

2.3 Componentes simétricos

Método pelo qual qualquer sistema desiquilibrado poderá ser convertido em três

sistemas equilibrados, assim podendo um sistema com vários fasores desiquilibrados

serem convertidos em três sistemas equilibrados, constituídos por vários fasores

equilibrados.

20

2.3.1 Sistema simétrico positivo.

Para condições normais de operação, o circuito pode ser considerado como

equilibrado, e nessas condições a representação será feita como sequencia positiva.

Onde as três grandezas senoidais serão iguais, com mesma frequência e mesmo valor

eficaz, e suas grandezas, A, B, C, estarão defasadas, uma da outra por um múltiplo

inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja 120° graus de atraso, e com sentido de

rotação dos fasores originais

Os fasores desequilibrados para a tensão são representados por Va, Vb e Vc, e

para as correntes Ia, Ib, Ic, enquanto que para os fasores equilibrados de sequencia

positiva serão representados por Va1, Vb1, Vc1, e Ia1, Ib1 e Ic1.

Figura 1: Componente de Sequência Positiva

Fonte: (Stevenson)

As demais representações, que são de sequencia negativa ou zero são utilizadas

quando há desiquilíbrios, ou faltas assimétricas.

2.3.2 Sistema simétrico negativo

Na sequencia inversa ou negativa se utiliza das mesmas propriedades da

sequencia positiva, fasores com mesmo modulo, defasados uma da outra por um

múltiplo inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja, 120° graus de atraso. Porem se

21

deve inverter a sequencia de rotação das grandezas do sistema, onde na sequencia

positiva eram A, B, C agora será A, C, B.




Figura 2: Componente de Sequência Negativa

Fonte: (Stevenson)

2.3.3 Sistema simétrico de sequencia zero

Neste componente simétrico os três fasores também se assemelham ao

componente positivo pois apresentam mesmo modulo, defasados uma da outra por um

múltiplo inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja, 120° graus de atraso.




22

Figura 3: Componente de Sequência Zero

Fonte: (Stevenson)

Com isso, obtém-se o seguinte sistema de equações:

Para as tensões

Va = Va1 + Va2 + Va0

Vb = Vb1 + Vb2 + Vb0 [1]

𝑉𝑐 = 𝑉𝑐1 + 𝑉𝑐2 + 𝑉𝑐0

Para as correntes

𝐼𝑎 = 𝐼𝑎1 + 𝐼𝑎2 + 𝐼𝑎0

𝐼𝑏 = 𝐼𝑏1 + 𝐼𝑏2 + 𝐼𝑏0 [2]

𝐼𝑐 = 𝐼𝑐1 + 𝐼𝑐2 + 𝐼𝑐0

O método consiste em calcular as componentes simétrica da corrente no ponto

de uma falta assimétrica, que venha a ocorrer em sistemas simétricos. Como é um

método um tanto simples de ser aplicado, leva a resultados precisos de comportamento

do sistema estudado (William D. Stevenson, 1986).

23

2.4 Equipamentos de proteção

Alguns dados dos equipamentos que são utilizados para a proteção dos sistemas

elétricos da distribuição, serão apresentados posteriormente. Dispositivos tais como,

chaves fusíveis, religadores, seccionadores, elos fusíveis, para raios. Dispositivos que

estão presentes no alimentador a ser estudado. Os sistemas de distribuição de energia

elétrica apresentam características particulares que variam de acordo com a área

(Mamede, 2013).

2.4.1 Chaves fusíveis

Chaves fusíveis são elementos mais utilizados na proteção de redes de

distribuição urbanas e rurais, por apresentar preços reduzidos e desempenho

satisfatório para o nível de proteção que se deseja.

Possui em seu interior um cartuxo onde está inserido o elo fusível, responsável

pelo seccionamento, caso aja uma sobrecorrente no sistema, superior ao que está

especificado para seu funcionamento nominal.

Tem a função de rompimento por fusão para interromper a corrente elétrica no

sistema, porem como em sistemas de alta tensão a corrente pode continuar circulando

através do arco elétrico que se forma entre os terminais, durante a fusão, devido a

ionização do ar presente no local, para isso o ele fusível possui uma cobertura que ao

ser queimada libera gases que são responsáveis pela desionizacão do ambiente

acelerando a extinção do arco elétrico.

É fabricado de acordo com uma curvatura de tempo x corrente, para facilitar a

designação do elo fusível mais adequado para a necessidade de quem ira utilizar na

proteção das redes de distribuição (Mamede, 2013).

24

Figura 4: Chave Fusível

Fonte: (http://www.delmar.com.br/pdf/dhc.pdf)

2.4.2 Religadores

Tem funcionamento automático de desligamento e religamento de circuitos

alimentadores, com a capacidade de repetição destas operações, conforme

parametrizados. Em redes aéreas de distribuição de energia instalados em área rural,

principalmente em alimentadores longos, os religadores têm sido muito aplicados

devido a grande incidência de defeitos causados pela vegetação alta e densa que estão

presentes nestes locais. E com isso aumenta a chance de faltas transitórias, fazendo

com que a utilização do religador se torna essencial para filtrar esse tipo de ocorrência,

facilitando a operação do sistema (Mamede, 2013).

25

Figura 5: Religador

Fonte: (http://www.schneider-electric.com/en/product-subcategory/86887-outdoor-reclosers/)

2.4.3 Disjuntores

Disjuntores de média tensão, comumente usados em associação com relés de

sobrecorrente, tem a função de proteção na saída dos barramentos de alimentadores

de distribuição junto da subestação rebaixadora. Desde que os alimentadores

protegidos por os disjuntores, tenham critérios para a utilização de tal dispositivo, o uso

dele se torna essencial para proteção do sistema de distribuição (Mamede, 2013).

26

Figura 6: Disjuntor de Média Tensão

Fonte: (http://www.abb.com.br/product/db0003db004279/)

2.4.4 Relés

São largamente em sistemas de distribuição e até linhas de transmissão, pois

tem ajustes que podem atuar de forma instantânea, temporizada ou de forma

combinada. Para fazer o controle de sobrecorrente, possuem alimentação através de

transformadores de corrente, e podem ser classificados quanto ao mecanismo de

funcionamento do relé ou quanto a sua atuação dentro do circuito em que estará

instalado (Guiguer, 1998).

27

Figura 7: Relé de Proteção

Fonte: (https://selinc.com/pt/products/487E/)

2.5 Simulações via software

Os programas computacionais usados para simulações das curvas das correntes

de falta e as respectivas curvas de atuação dos dispositivos de proteção, são baseados

nas matrizes de impedâncias das barras. Utilizam-se da relação de dados das linhas e

de suas impedâncias para gerar o coordenograma. (Nelson Kagan, 2010).

28

3 INDICADORES DE QUALIDADE

3.1 Introdução

A Agencia Nacional de Energia Elétrica veio através da Resolução número 24, de

janeiro de 2000, fazer uso de suas atribuições para revisar as disposições e consolidar

os indicadores que se fazem referencia a continuidade da distribuição de energia

elétrica (ANEEL, 2000).

Os indicadores de qualidade têm como objetivo estabelecer algumas metas e

procedimentos que fazem respeito à qualidade da energia elétrica, definindo padrões e

responsabilidades da concessionaria de energia elétrica para a qualidade do serviço

prestado na distribuição da energia elétrica, capazes de fazer um controle e

acompanhamento do desempenho das mesmas (ANEEL, 2016).

3.2 Qualidade do serviço

Para se fazer a estimação da qualidade do serviço é preciso conhecer alguns

dados estatísticos, como valores de taxas de falhas por equipamentos e tempos médios

para atendimento de determinadas ocorrências na distribuição de energia elétrica. Essa

determinação é feita através da contabilização após um determinado período, que pode

ser mensal, trimestral ou anual (Kagan, 2010).

3.2.1 Indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergenciais

Nos indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergências é avaliado

o tempo médio de preparação, tempo médio de deslocamento e indicador médio de

execução, que é o indicador mais relevante em um sistema de proteção seletivo, pois

ele mede o restabelecimento do sistema de distribuição pelas equipes de manutenção e

coordenação (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2016).

O atendimento às ocorrências emergenciais deverá ser supervisionado, avaliado

e controlado por meio de indicadores que expressem os valores vinculados a conjuntos

de unidades consumidoras.

29

O tempo médio para preparação é avaliado conforme a eficiência da divulgação

por meios de comunicação publica, pela quantidade de informações que estes

transmitem e pelo dimensionamento das equipes. O tempo médio para deslocamento é

medido conforme as equipes ficam dispostas geograficamente nas áreas de

abrangência da concessão ou permissão das distribuidoras.

Já o tempo de reestabelecimento é medido conforme o tempo da execução de

atividades para o reestabelecimento da distribuição pelas equipes de manutenção e

operação.

Os dados relativos às ocorrências emergenciais deverão ser apurados por meio

de procedimentos auditáveis, contemplando desde a coleta dos dados das ocorrências

até a transformação dos mesmos em indicadores. Estes dados serão apurados

mensalmente e armazenados e enviados a ANEEL, para que possam ser avaliados.

Pode se melhorar o tempo de atendimento, não somente dispondo de equipes

cobrindo uma maior área geográfica das redes de distribuição, mas com um maior

número de equipamentos que atuaram como protetores e atuaram para religar a

energia após ocorrerem faltas temporárias.

Os índices de tempo do atendimento as unidades consumidoras que devem ser

apurados pelas distribuidoras são os seguintes:

Tempo Médio de Preparação (TMP), utilizando a seguinte fórmula:

[3]

Tempo Médio de Deslocamento (TMD), utilizando a seguinte fórmula:

[4]

30

Tempo Médio de Execução (TME), utilizando a seguinte fórmula:

[5]

Tempo Médio de Atendimento a Emergências (TMAE), utilizando a seguinte

fórmula.

[6]

Percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia

(PNIE) utilizando a seguinte equação.

[7]

3.2.2 Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia

Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos

indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores e a ANEEL

podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico.

Para isso a ANEEL estabelece os indicadores de continuidade do serviço de

distribuição de energia elétrica quanto à duração e frequência de interrupção. (ANEEL,

2016)

Os indicadores deverão ser calculados em períodos de apuração mensais,

trimestrais e anuais, com exceção do indicador DICRI, que deverá ser apurado por

interrupção ocorrida em Dia Crítico.

Os indicadores de continuidade de serviços são divididos de duas formas,

indicadores individuais e indicadores coletivos. Nos indicadores individuais são

apurados o tempo em que a unidade consumidora ficou desenergizada DIC, onde no

indicador registra a soma de todos os tempos da desenergizaçao. A frequência com

31

que as interrupções ocorrem FIC, e a duração máxima em tempo continuo em que a

unidade consumidora ou ponto de conexão ficou sem energia DMIC.

O tempo da duração da interrupção individual ocorrida em Dia Crítico por

unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI), é um indicador especial que é

utilizado em dias onde ocorrem desastres climáticos, que atingem uma grande área da

distribuidora. (ANEEL, 2016)

Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de

Conexão (DIC), utilizando a seguinte fórmula.

[8]

Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de

Conexão (FIC), utilizando a seguinte fórmula.

[9]

Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por

Ponto de Conexão (DMIC), utilizando a seguinte fórmula.

[10]

Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade

consumidora ou ponto de conexão (DICRI), utilizando a seguinte fórmula.

[11]

Na apuração de Indicadores de um determinado conjunto de unidades

consumidoras são apurados para cada conjunto de unidades consumidoras os

indicadores de continuidade DEC e FEC.

Onde a duração equivalente de interrupção por unidade consumidora é apurado

através de (DEC).

32

[12]

E a frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC).

[13]

A avaliação da continuidade de fornecimento se torna importante para poder

fazer uma estimativa da qualidade dos serviços das distribuidoras. Esta estimativa

serve para definir qual tipo de rede deverá ser utilizada para atender as necessidades

daquela determinada região, em função do patamar de qualidade que esta sendo

almejado. Também se utilizada uma avaliação previa para uma antecipação dos

indicadores de qualidade de serviço de um determinado conjunto de unidades

consumidoras. (Nelson Kagan, 2010)

Os percentuais de falhas de determinados equipamentos influenciam

diretamente nos indicadores de qualidade, através desses percentuais pode-se estimar

a quantidade de falhas por trecho da rede, e assim também a taxa media de falhas para

as unidades consolidadoras conectadas naquele ponto.

Nestas análises é preciso antes definir oque são as falhas temporárias e as

falhas definitivas, pois nas falhas temporárias se enquadram aquelas que não

necessitam de uma equipe de manutenção para reparar o defeito, com apenas a

manobra de uma chave ou equipamento de proteção pode se restabelecer o

fornecimento da energia. As falhas temporária são muitas vezes causadas por eventos

temporários, do tipo, galhos encostando na rede, descargas atmosféricas que atingem

áreas próximas aos alimentadores, ou até mesmo o vento. (Nelson Kagan, 2010)

As falhas que não são temporárias ocorrem devido a eventos muitas vezes

naturais como tempestades que atingem com descargas atmosféricas diretamente

sobre a rede que não possui uma robustez muito grande para absorver todo o seu

impacto, ou rajadas de ventos que acabam por derrubar os postes que sustentam a

33

rede, e arvores que acabam caindo e rompendo os cabos quem compõem a rede de

distribuição. Assim tendo que intervir para o restabelecimento normal as equipes de

manutenção, e para isso precisam de um tempo maior de tempo de permanência da

rede desligada.

34

4 METODOLOGIA DE ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DOS

DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO

4.1 Introdução

Os dispositivos de proteção ligados em série ou em cascata estarão coordenados,

quando o dispositivo mais próximo a falta consegue eliminar o defeito antes de o

segundo atuar, e este segundo só vir a atuar caso haja alguma falha na atuação do

primeiro. Para esta coordenação é preciso conhecer as diretrizes de ajustes presentes

em cada dispositivo, e as limitações de coordenação fixadas pelos fabricantes

(Caminha, 1977).

Para se conseguir manter os objetivos de manter os índices de interrupções baixos

e uma continuidade do serviço elevada, é necessário se fazer a escolha dos ajustes

feitos nos dispositivos de proteção, de tal modo que se consiga fatores de segurança e

economia e confiabilidade, satisfatórios.

Entende-se como seletividade um sistema de proteção que visa, independente de

qualquer tipo de falha, a atuação do dispositivo protetor antes do dispositivo protegido,

isolando o trecho defeituoso (Guiguer, 1998).

Na coordenação os dispositivos de proteção devem seguir o principio básico de

que, faltas temporárias devem ser extintas por equipamentos projetados com curvas

rápidas de atenuação enquanto as faltas permanentes devem ser extintas por

equipamentos com curva de atuação lentas, confinando as faltas em um menor trecho

possível, para assim facilitar a localização do defeito e diminuir o numero de

consumidores atingidos por ela (Guiguer, 1998).

35

4.2 Coordenação entre elos fusíveis

O dimensionamento de elos fusíveis em circuitos primários de distribuição é feito

através de alguns critérios que devem ser seguidos, o critério de corrente e

seletividade.

A corrente nominal do elo protegido, ou seja, o elo mais próximo da fonte deverá

ser igual ou maior do que 1,5 vezes a corrente máxima da carga no ponto de instalação

da chave.

𝐼𝑛𝑒𝑓 ≥ 1,5 𝑥 𝐼 𝑚á𝑥. [14]

Onde:

Inef : corrente nominal do elo fusível

I máx.: Corrente máxima do alimentador

Os demais elos serão considerados protetores, pois estarão instalados a jusante

do ponto onde foi instalado o elo protegido e quando seu número não ultrapassar dois

elos em cascata, deverão possuir capacidade nominal não superior a 1,5 vezes o valor

máximo da carga naquele ponto.(GUIGER)

A corrente nominal de corrente deve ser no máximo ¼ da corrente de curto

circuito fase terra mínimo, no fim do trecho que será protegido por ele. Devendo existir

coordenação entre o elo protegido e o elo protetor, para o valor da corrente de curto

circuito, fase terra mínima no ponto de instalação do elo protetor.

𝐼𝑛𝑒𝑓 ≤ 0,25 𝑥 𝐼 𝑓𝑡 𝑚𝑖𝑛. [15]

Onde:

Inef : corrente nominal do elo fusível

I ft min.: Corrente fase terra mínimo

Quando existe três ou mais elos fusíveis, em cascata deve ser levado somente

em consideração, a seletividade entre os dois primeiros, pois a coordenação entre eles

36

se torna impraticável. Podendo ser evitado os elos do tipo H, pois esses tem uma

aplicação mais especifica para proteção de transformadores, ficando somente os elos

do tipo K e T. (João F. Mamade, 2011).

Algumas tabelas fornecidas pelos fabricantes demostram os níveis de

coordenação admitida, entre os elos fusíveis.

Quadro 1: Coordenação entre elos tipo K

Fonte: GUIGER

Quadro 2: Coordenação entre elos tipo H e K

Fonte: GUIGER

37

Quadro 3: Coordenação entre elos tipo T

Fonte: GUIGER

Quadro 4: Coordenação entre elos tipo H e T

Fonte: GUIGER

Outra forma de obter os limites de coordenação entre os elos fusíveis é através

das curvas tempo x corrente, e para isso se utiliza o critério de que o tempo de

interrupção do elo protetor não ultrapasse 75% do mínimo tempo de fusão do elo

protegido. (João F. Mamade, 2011).

38

𝑇𝑚á𝑥 ≤ 0,75 𝑥 𝑇𝑚𝑖𝑛𝑓𝑎 [16]

Onde:

Tmáxfd = Tempo máximo de atuação do elo-fusível protetor;

Tminfa = Tempo mínimo de atuação do elo fusível.

4.3 Coordenação entre elos e relés

A seletividade estará garantida, para todo o trecho onde é protegido por elos-

fusíveis, quando as curvas de tempo dos relés de neutro e fase estiverem, no seu ponto

mais critico, no mínimo 0,2 segundos atrasadas com relação ao tempo de interrupção

total do elo, para as correntes de curto-circuito de terra e fase.

A unidade de sobrecorrente de fase não deve atuar para correntes de

magnetização dos transformadores de distribuição e dos transformadores particulares.

A corrente de magnetização dos transformadores ficam entre 6 à 8 vezes a corrente

nominal dos transformadores pode ser determinada através da equação: (João F.

Mamade, 2011).

𝐼𝑚𝑡𝑟 > 8 𝑥 ∑ 𝐼𝑛𝑡 [17]

Onde:

Imtr: Corrente máxima ajustada para a magnetização dos transformadores

Int: Corrente nominal dos transformadores

4.4 Coordenação entre elos e religadores

4.4.1 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da carga.

39

Quando a proteção do nosso circuito do lado da carga é realizada por religador e

elo fusível é preciso fazer um estudo das correntes de disparo da fase em relação a

corrente da carga máxima multiplicadas por 1um fator de crescimento k.

Existirá coordenação quando, o tempo de fusão mínimo do elo fusível for maior

do que o tempo de abertura do religador na curva rápida multiplicada por um fator k.

Onde no fator k é considerado o aumento de temperatura do elo fusível durante os

intervalos de tempos de abertura rápida do religador. Então para todos os curto

circuitos possíveis nesse trecho que é protegido pelo elo fusível, aplica-se:

𝑡 𝐹𝑈𝑆. > 𝐾 𝑥 𝑡 𝐴𝑏𝑒𝑟𝑡. 𝑜𝑝. 𝑅á𝑝𝑖𝑑𝑎 [18]

Onde:

K = 1,2 – Na primeira atuação do religador.

K = 1,5 – Na segunda operação do religador.

Outro ponto importante que deve ser considerado é o tempo máximo de

interrupção do elo fusível deve ser menor que o tempo mínimo de atuação do religador

na curva retardada, também para todos os valores de curto circuito no trecho protegido

pelo elo fusível.

𝑡 𝐼𝑛𝑡. < 𝑡 𝐴𝑏𝑒𝑟𝑡. 𝑂𝑝. 𝑅á𝑝𝑖𝑑𝑎 [19]

A coordenação fica assegurada se aplicado essas duas especificações, onde na

primeira é estabelecido o limite máximo de corrente, e na segunda é estabelecido o

limite mínimo de corrente para a coordenação.

40

Figura 8: Coordenação entre elos fusíveis e religadores

Fonte: (PEREIRA)

4.4.2 Coordenação entre religador e elo fusível do lado da fonte

Essa coordenação se da pelo fato de que geralmente a saída de subestações é

feita através de religadores, e a proteção primaria dos transformadores de força na

distribuição é feita através de elo fusível. Então deve-se aplicar o seguinte método para

estudar esta coordenação.

41

O tempo de abertura por atuação do religador, em uma curva retardada,

multiplicado por o fator k, para curtos trifásicos no ponto de instalação do transformador,

deve ser menor que o tempo mínimo de fusão do elo fusível.

𝑡 𝐹𝑢𝑠. > 𝐾 𝑥 𝑡 𝐴𝑏𝑒𝑟𝑡. 𝑂𝑝. 𝑅𝑒𝑡. [20]

Onde:

K = 1,8 – Na primeira atuação do religador.

K = 2,0 – Na segunda operação do religador.

Assim é garantida a coordenação entre os religadores e os elos fusíveis do lado

da fonte.

Figura 9: Coordenação entre religador e elos fusíveis do lado da fonte

Fonte: (PEREIRA)

42

4.5 Coordenação entre relés e religadores

Nos estudos feitos para a coordenação dos relés em relação aos religadores, se

da pelo fato de que tem relés fazendo a proteção de barramentos de onde derivam

vários alimentadores protegidos pelos religadores. E até mesmo onde existam relés

fazendo a proteção, dessas saídas de alimentadores e religadores à jusante dos

mesmos.

Para isso acontecer devemos fazer a seguinte analogia. Primeiro o tempo da

curva de atuação do religador deve estar abaixo de 0,2 segundos abaixo da curva de

atuação do rele a montante do mesmo.

𝑡 𝐴𝑡𝑢𝑎ç𝑎𝑜, 𝑅𝑒𝑙é > 𝑡 𝐷𝑖𝑠𝑝. 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑟𝑑. 𝑅𝑒𝑙𝑖𝑔 + 0,2𝑠 [21]

No coordenograma da figura 10 são demonstradas as curvas do rele A e B,

coordenando com a curva 5 do relé.

Figura 10: Coordenação entre relé e religador

Fonte: (PEREIRA)

43

Segundo critério que deve ser seguido,é o critério que se utiliza os tempos de

rearme por avanços do relé durante as atuações do religador, ou seja, a soma em por

cento dos avanços do relé, menos os tempos de rearme, deve ser menor que 80%.

Esse critério é aplicado somente quando temos um tempo de rearme dos relés

significativo, como no caso de relés eletro mecânicos, que são muito pouco usados

atualmente.

Nesse somatório deve ser observado, que quando uma parcela do tempo de

avanço diminuído o tempo de rearme, em percentual for menor que zero, deve ser

considerado o valor de zero apenas, pois o rearme do relé não deve ser superior ao

avanço.

Figura 11: Tempos de religamento

Fonte: (PEREIRA)

4.6 Coordenação entre religadores e religadores

Na coordenação entre religadores a montante e a jusante é utilizado critérios de

análise do tempo de religação do mesmo. Onde o tempo de atuação do religador

retaguarda não deve ser menor que o tempo de atuação do religador a jusante, para

qualquer valor de corrente de atuação devido a um curto circuito. Esse tempo de

atuação das curvas retardadas deve ser maior que 0,2 segundos. (PEREIRA, 2007)

44

𝑡 𝐷𝑖𝑠𝑝. 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑟𝑑. 𝑅𝑒𝑙𝑖𝑔 𝑛𝑎 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑔. > 𝑡 𝐷𝑖𝑠𝑝. 𝑅𝑒𝑡𝑎𝑟𝑑𝑎𝑑. 𝑅𝑒𝑙𝑖𝑔. 𝑛𝑎 𝐹𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 + 0,2𝑠 [22]

Já nas curva rápidas de atuação de ambos, se torna muito complexo a

coordenação de ambas, pois o intervalo de tempo entre elas é muito baixo, isso quando

ainda existe. Com isso é admitido que os dois atuem simultaneamente, nas operações

de curvas rápidas.

Podendo então fazer alguns ainda alguns ajustes com relação a coordenação

dos mesmos. Caso a corrente de disparo dos religadores for igual para curvas

retardadas, deve-se utilizar sequencias de operação diferente, ou curvas retardadas

diferentes para sequencia de operação igual.

Figura 12: Coordenaçao entre religador e religador

Fonte: (PEREIRA)

45

5 ESTUDO DE AJUSTE E SELETIVIDADE NECESSÁRIA PARA A PROTEÇÃO DO

SISTEMA - ESTUDO DE CASO

5.1 Filosofia de proteção

Selecionar, coordenar, ajustar e implementar técnicas de proteção, nos

equipamentos que fazem a proteção do sistema de distribuição elétrica. De forma a

trabalharem entre si da melhor forma possível, e eliminando as paradas desnecessárias

do sistema, isolando o mais rápido possível do restante do sistema, possíveis impactos

ocasionados por defeitos pontuais.

Proteção da distribuição é uma área da engenharia elétrica que se caracteriza

pela dificuldade de se obter informações pela falta de literatura brasileira, sendo muitas

vezes de caráter acadêmico. Para elaborar um projeto de proteção é necessário

experiência, bom senso e um conhecer profundo dos diversos equipamentos de

proteção.

5.2 Análise de coordenação dos dispositivos instalados

O sistema de distribuição da empresa em si é composto por alimentadores que

servem para distribuir a energia elétrica para toda a área de atuação da permissionária.

Sendo que destes 5 estão conectados diretamente no barramento de uma subestação

rebaixadora 69/23 kV.

O sistema de proteção da subestação é responsável pela coordenação e

seletividade de todos os dispositivos de seccionamento que ficam a jusante de dois

transformadores 10/12,5 MVA. A classe de tensão do alimentador a ser estudado aqui,

tem classe de tensão de 23 kV.

A figura a seguir demonstra em um esquema unifilar da SE 69 kV Cooperluz, de

onde se originara o alimentador que será analisado.

46

47

O sistema de proteção implantado atualmente no alimentador que está sendo

estudado é composto por um religador na saída do barramento de 23 kV da SE

Cooperluz, e outo um religador que fara a proteção a jusante da mesma.

A localização deste sistema elétrico fica no noroeste do Rio Grande do Sul,

abrangendo um total de 15 municípios que possuem áreas atendidas pela

permissionária, e um total de 15 mil consumidores.

5.2.1 Valores de Curto-Circuito no Ponto de Entrega (Dados fornecidos pela

Concessionária)

Icc3F= 8933,1 A

Icc2F= 9934,2 A

Icc1F= 9839,3 A

IccFTmin= 7736,3 A

5.3 Calculo das variáveis em p.u.

SB=100MVA

Vb1= 69 kV

Vb2= 23 kV

𝑍𝑏1 =(𝑉𝑏2)2

𝑆𝑏=

(69𝑘)2

100𝑀= 47,1Ω

𝑍𝑏2 =(𝑉𝑏2)2

𝑆𝑏=

(23 𝑘)2

100𝑀= 5,29 Ω

48

𝐼𝑏1 =𝑆𝑏

√3 ∗ 𝑉𝑏2

=100𝑀

√3 ∗ 69𝑘= 836,74 𝐴

𝐼𝑏2 =𝑆𝑏

√3 ∗ 𝑉𝑏2

=100𝑀

√3 ∗ 23𝑘= 2,51 𝑘𝐴

5.3.1 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero.

𝑍1𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 = 𝑍0𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 =9,8%

100∗

100𝑀

12,5𝑀∗ (

69𝑘

69𝑘)

2

= 𝑗 0,784 𝑝𝑢

A impedância do ponto de entrega será calculada da seguinte forma:

Z1 sist. =𝐼𝐵1

𝐼𝑐𝑐3ø=

836,74

8933,1 = j 0,094 pu

Z1 traf. =9,8%

100𝑥

100 𝑀

12,5𝑀 𝑥

23,1

23,1= j 0,784 pu

Z2 traf. =9,8%

100𝑥

100 𝑀

12,5𝑀 𝑥

23,1

23,1= j 0,784 pu

𝑅𝐹 = 3 𝑥 13,3

5,34= 7,488 𝑝𝑢

Após isso é calculado a impedância Z1 Total no ponto A, localizado junto das

buchas dos transformadores instalados na subestação:

Z1 (A) = 𝑍1 𝑠𝑖𝑠𝑡. + 𝑍1 𝑡𝑟𝑎𝑓. = j 0,094 + j 0,784 = j 0,878 pu

Z0 (B) = 𝑍0 𝑡𝑟𝑎𝑓. = j 0,784 pu

49

5.3.2 Cálculo de Curto Circuito ponto de entrega:

Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica.

Icc3ø (B) =1

𝑍1 (𝐴)=

1

𝑗 0,878= − j 1,1389 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 952,96 𝐴

Corrente de curto-circuito bifásico, corrente simétrica.

𝐼𝑐𝑐2𝐹 =√3

2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = −𝑗 0,9863 pu

𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 825,27 𝐴

Corrente de curto-circuito monofásico, corrente simétrica.

𝐼𝑐𝑐1𝐹 =3

2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= −𝑗 0,9252 pu

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 774,15 𝐴

Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente Simétrica.

𝐼𝑐𝑐𝐹𝑇𝑚𝑖𝑛 =3

2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑅𝐹= 0,0798 − j 0,00706 pu

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 66,77 𝐴

50

5.3.3 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no Secundário do Transformador, no

ponto A:


Icc3ø (B) =1

𝑍1 (𝐴)=

1

𝑗 0,878= − j 1,1389 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 2846,51 𝐴

Corrente Assimétrica

)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −90°

= 2

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = − 𝑗 2,278 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 5,69 kA

Corrente de curto-circuito bifásico, corrente Simétrica.


2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = − 𝑗 0,9863 pu

𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 2465,11 𝐴

Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente simétrica.


2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= − 𝑗 0,9252 pu

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 2312,39 𝐴

51


)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −90°

= 2

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = − 𝑗 1,8504 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 4,62 kA

Corrente de curto-circuito monofásico-terra mínimo, corrente Simétrica



𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 199,45 𝐴

5.3.4 Cálculo das Impedâncias de sequências positiva, negativa e zero, ponto B,

localizado a 27 Km do ponto A, trecho equipado com cabo 336,4,

Z1 (AB) =𝑍1𝐴

𝑍𝐵2 =

(0,1918 + 𝐽0,40584)𝑥27

5,34 = 0,9615 + j 2,052 pu

Z0 (AB) =𝑍0𝐴

𝑍𝐵2 =

(0,36793 + 𝐽1,85333)𝑥 27

5,34 = 1,8603 + j 9,3707 pu

Z1 (B) = 𝑍1 𝑠𝑖𝑠𝑡. + 𝑍1 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍1(𝐴𝐵) = 0,96161 + j 2,9299 pu

Z0 (B) = 𝑍0 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍0(𝐴𝐵) = 1,8617 + j 10,154 pu

52

5.3.5 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto B:


Icc3ø (B) =1

𝑍1 (𝐴)=

1

3,0837 ∟ 71,83°= 0,10115 − j 0,30802 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 810,50 𝐴


)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −71,82°

= 1,37

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,13925 − j 0,42402 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 1,115 kA



2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,087579 − 𝑗 0,26669 pu

𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 701,73 𝐴

Corrente de curto-circuito monofásico, corrente simétrica.


2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= 0,02363 − j 0, 10948 pu

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 280,08 𝐴

53


)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −77,82°

= 1,52

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 0,036015 − 𝑗 0,16686 pu

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 426,60 A




𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 148,79 𝐴

5.3.6 Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero, no ponto C,

localizado a 15 Km do ponto B, trecho equipado com cabo 2CAA .

Z1 (BC) =𝑍1𝐴

𝑍𝐵2 =

(0,96271 + 𝐽 0,46861)𝑥15

5,34 = 2,7042 + j 1,3163 pu

Z0 (BC) =𝑍0𝐴

𝑍𝐵2 =

(2,14046 + 𝐽 1,91810)𝑥 15

5,34 = 6,0125 + j 5,3879 pu

Z1 (C) = 𝑍1 𝑠𝑖𝑠𝑡. + 𝑍1 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍1(𝐴𝐵) + 𝑍1(𝐵𝐶) = 3,6599 + j 4,2385 pu

Z0 (C) = 𝑍0 𝑡𝑟𝑎𝑓. + 𝑍0(𝐴𝐵) + 𝑍1(𝐵𝐶) = 7,8745 + 𝑗 15,542 pu

54

5.3.7 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto C:


Icc3ø (C) =1

𝑍1 (𝐶)=

1

3,0837 ∟ 71,83°= 0,11653 − j 0, 13495 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 445,54 𝐴


)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −49,19°

= 1,08

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,12587 − j 0,14578 pu

𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 481,28 A



2∗ 𝐼𝑐𝑐3𝐹 = 0,10091 − 𝑗 0,11686 pu

𝐼𝑐𝑐2𝐹 = 385,89 𝐴



2 ∗ 𝑍1𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 + 𝑍0𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙= 0,033007 − j 0,056575 pu

55

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 163,66 𝐴


)/09,3(.978,0022,1 tge , sendo ϕ = −59,74°

Λ = 1,18

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 0,039054 − j 0,06694 pu

𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 193,7 A

Corrente de curto-circuito monofásico-terra mínima, corrente Simétrica.



𝐼𝑐𝑐1𝐹 = 103,70 𝐴

5.4 Cálculo do Ajuste para o Relé de Sobrecorrente:

No calculo da corrente nominal, foi considerado a potencia total do

transformador.

12,5𝑀𝑉𝐴

√3 𝑥 23𝑘𝑉= 313,78 𝐴

56

Tabela 5: Níveis de curto circuito simétricos

Local CC Trifásico CC Bifásico CC Monofásico CC Monof.

mín.

Ponto de entrega

(Fonte ONS) 8933,1 9934,2 9839,3 7736,3

Ponto A 2846,51 2465,11 2312,39 199,45

Ponto B 810,50 701,73 280,08 148,79

Ponto C 445,54 385,89 163,66 103,70

Fonte: Próprio Autor

Tabela 6: Níveis de curto circuito assimétricos

Local CC Trifásico

Assimétrico

CC Monofásico

Assimétrico

Ponto A 5,69 KA 4,62 KA

Ponto B 1,115 kA 426,60 A

Ponto C 481,28 A 193,7 A


5.4.1 Definição do transformador de Corrente:

Na definição dos transformadores de corrente utilizamos a seguinte premissa, de

que a corrente nominal do circuito multiplicada pelo fator de crescimento k, não deve

superar a capacidade de corrente do equipamento, causando a saturação do mesmo. A

máxima corrente de curto circuito naquele ponto não deve ultrapassar o fator térmico

dos transformadores de proteção em mais de 20%, estabelecido em norma. Nos

cálculos foi considerado K = 1.

57

𝐼𝑁, 𝑃 ≥ 1 𝑥 313,78 = 313,78 𝐴

e

𝐼𝑁, 𝑃 ≥9934,2 𝐴

20= 496,71 𝐴

Definido TC de 500/5 ou RTC = 100

5.4.2 Função 51N (Temporizada de Neutro)

A curva temporizada de neutro deve ser maior do que 10% da corrente de carga

do circuito em função de erros existentes nos transformadores de corrente. Tem a

corrente mínima de atuação ajustada para um valor menor que a corrente de curto-

circuito fase-terra mínimo dentro da sua zona de proteção. E a curva adotada para

operação é IEC, normalmente inversa, com tempo de 0.4s.

0.1 ∗ Icarga_maxima

RTC ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤

Icc1∅_minimo(Final do trecho)

RTC

0,1 𝑥 313,78

100 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤

103,70

100

0,314 𝐴 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 1,037𝐴

Definido Imin, N = 0,35 A

ts =0.14

I0.02 − 1∗ Dt

Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)

0.14

58

Dt =0.4 ∗ (

470035

0.02

− 1)

0.14= 0.29

5.4.3 Função 51F (Temporizada de Fase)

Este ajuste varia entre a corrente de carga máxima e a menor corrente de curto

circuito no trecho protegido. Comumente usado próximo a corrente máxima da carga

com uma curva de atuação IEC NI, e tempo inicial de 0,5s. Assim atendendo os limites

térmicos de todos os equipamentos instalados no alimentador.

K ∗ Icarga_maxima

RTC ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤

K ∗ Icc1∅(Final do trecho)

RTC

1 𝑥313,78

100 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤

385,89

100

3,13 𝐴 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 3,86 𝐴

Definido Imin, F = 3,5 A

ts =0.14

I0.02 − 1∗ Dt

Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)

0.14

Dt =0.5 ∗ (

5700350

0.02

− 1)

0.14= 0.20

5.4.4 Função 50 N (Instantânea de Neutro)

Neste ajuste deve ser considerado o nível de curto circuito monofásico próximo

do equipamento de proteção que fica a jusante do mesmo e a corrente de desiquilíbrio,

59

ajustada para 20 % da nominal, e multiplicada por 8, para não ser sensível a correntes

de magnetização dos transformadores.

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥8 𝑥 (0,2 𝑥 𝐼𝑛)

𝑅𝑇𝐶

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥8 𝑥 (0,2 𝑥 313,78)

100

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 5,02 𝐴

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐1∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)

100

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥4,62 𝐾𝐴

100

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 46,2

Definido Iinst, N = 47 A

5.4.5 Função 50 N (Instantânea de Fase)

Neste parâmetro deve-se levar em consideração a corrente de magnetização,

respeitando o número de transformadores ao longo do alimentador, ou seja, não deverá

ser sensível às correntes de energização do circuito. Entretanto, poderão ser ajustadas

para atuar para curtos-circuitos assimétricos bifásicos e trifásicos próximo do primeiro

equipamento de proteção à jusante.

𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥8 𝑥 313,78

100

𝐼𝑖𝑛𝑡, 𝐹 ≥ 25,10 𝐴

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐3∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)

100

60

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥5,69 𝐾𝐴

100

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 56,9

Definido Iinst, F = 57 A

5.5 Cálculo do ajuste para parametrização do religador


O ajuste deste parâmetro fica ajustado próximo ao valor da corrente de carga

máxima e utilizando a curva de atuação IEC NI, normalmente inversa. Aqui também e

feito definição dos valores de corrente, tempo e dial de tempo para parametrização

deste religador, a fim de coordenar com o seu equipamento protetor.

𝐾 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 𝐼𝑐𝑐2Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)

313,78 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 385,89

Definido Imin, F = 320 A

Considerando a curva de ajuste do religador protegido é necessário definir o

tempo que a curva deste religador atinge o valor máximo de C-C do religador protetor

para neste ponto manter o ∆t mínimo de 0.3s e assim satisfazer a coordenação.

ts =0.14

I0.02 − 1∗ Dt

ts =0.14

2520350

0.02

− 1

∗ 0.20 = 0.69 s

61

O dial de curva do religador é definido fazendo a subtração do tempo do ciclo de

trabalho do religador protegido.

Ts_religador_protetor =0.69 – 0.30 = 0.39 s

Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)

0.14

Dt =0.39 ∗ (

2520320

0.02

− 1)

0.14= 0.12

5.5.2 Função 50F (Instantâneo de Fase)

Para a definição do parâmetro referente a função 50F deve-se levar em

consideração a corrente de magnetização, não devendo ser sensível às correntes de

energização do circuito, assim definimos um fator multiplicativo de 8 vezes a sua

corrente nominal. Podendo ser ajustadas para atuar para curtos-circuitos bifásicos e

trifásicos assimétricos próximos do primeiro equipamento de proteção à jusante do

mesmo.

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐3∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 1,115 𝑘𝐴

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 8 𝑥 313,78

𝐼𝑖𝑛𝑡, 𝐹 ≥ 2510,24 𝐴

Definido Iinst, F = 2,520 kA

62


O ajuste da curva temporizada de neutro tem a sua corrente mínima de atuação

ajustada para um valor menor que a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo dentro

da sua zona de proteção. E deverá ser maior do que 10% da corrente de carga do

circuito devido a erros admissíveis nos transformadores de corrente.

0.1 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 𝐼𝑐𝑐1Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)

0.1 ∗ 313,78 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66

31,37 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66

Definido Imin, N = 32 A

Definindo o tempo de atuação do religador protegido para o maior nível de C-C

no ponto de instalação do religador protetor.

ts =0.14

I0.02 − 1∗ Dt

ts =0.14

43035

0.02

− 1

∗ 0.29 = 0.78 s

Para obter o dial de curva do religador protetor e necessário fazer a subtração do

tempo do ciclo de trabalho do religador protegido.

Ts_religador_protetor = 0.78 – 0.30 = 0.48 s

Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)

0.14

Dt =0.48 ∗ (

43032

0.02

− 1)

0.14= 0.18

63

Este dial de tempo é o valor máximo a ser utilizado na curva de atuação de relé

de neutro do religador protetor para garantir o tempo mínimo de coordenação de 0.3 s

no ponto critico das curvas.

5.5.4 Função 51N (Instantânea de Neutro)

Para a definição do parâmetro referente a esta função leva-se em consideração

o ajuste para atuar para curtos-circuitos monofásicos assimétricos próximos do primeiro

equipamento de proteção a jusante

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐1∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 426,60 A

Definido Iinst, N = 430 A

5.6 Cálculo do ajuste para parametrização do religador 2

A corrente nominal que fica a jusante do ponto de instalação do religador no

Alimentador é definida através da sua carga instalada. Nos cálculos adotou-se o valor

máximo admissível para o alimentador a partir do ponto de instalação do religador , com

uma carga de 5 MVA. E fator de crescimento k, igual a 1.

5𝑀𝑉𝐴

√3 𝑥 23𝑘𝑉= 125,51 𝐴


Neste ponto o valor de corrente para atuação fica definindo próximo ao valor da

corrente de carga máxima e utilizando a curva de atuação da IEC NI, normalmente

inversa.

64

𝐾 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 𝐼𝑐𝑐2Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)

125,51 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝐹 ≤ 385,89

Definido Imin, F = 130 A

Considerando a curva de ajuste do religador protegido é necessário definir o

tempo que a curva deste religador atinge o valor máximo de C-C do religador protetor

para neste ponto manter o ∆t mínimo de 0.3s e assim satisfazer a coordenação.

ts =0.14

I0.02 − 1∗ Dt

ts =0.14

1010320

0.02

− 1

∗ 0.12 = 0.72 s

O dial de curva do religador é definido fazendo a subtração do tempo do ciclo de

trabalho do religador protegido.

Ts_religador_protetor =0.72 – 0.30 = 0.42 s

Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)

0.14

Dt =0.42 ∗ (

1010130

0.02

− 1)

0.14= 0.12

5.6.2 Função 50F (Instantânea de Fase)

Para a definição do parâmetro deve-se considerar a corrente de magnetização,

em função do número de transformadores ao longo do alimentador, ou seja, não deverá

65

ser sensível às correntes de energização do circuito. Podendo ser ajustadas para atuar

para curtos-circuitos bifásicos e trifásicos assimetricos próximos do primeiro

equipamento de proteção a jusante.

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐3∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒)

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 481,28 A

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝐹 ≥ 8 𝑥 125,51

𝐼𝑖𝑛𝑡, 𝐹 ≥ 1004 𝐴

Definido Iinst, F = 1,010 kA


O ajuste da curva temporizada de neutro tem a sua corrente mínima de atuação

ajustada para um valor menor que a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo dentro

da sua zona de proteção. E deverá ser maior do que 10% da corrente de carga do

circuito devido a erros admissíveis nos transformadores de corrente.

0.1 ∗ 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎, 𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 𝐼𝑐𝑐1Ø(𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑒𝑐ℎ𝑜)

0.1 ∗ 125,51 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66

31,37 ≤ 𝐼𝑚𝑖𝑛, 𝑁 ≤ 163,66

Definido Imin, N = 12,55 A

Definindo o tempo de atuação do religador protegido para o maior nível de C-C

no ponto de instalação do religador protetor.

66

ts =0.14

I0.02 − 1∗ Dt

ts =0.14

19432

0.02

− 1

∗ 0.18 = 0.68 s

Para obter o dial de curva do religador protetor e necessário fazer a subtração do

tempo do ciclo de trabalho do religador protegido.

Ts_religador_protetor = 0.68 – 0.30 = 0.38 s

Dt =ts ∗ (I0.02 − 1)

0.14

Dt =0.38 ∗ (

19412,55

0.02

− 1)

0.14= 0.15

5.6.4 Função 51N (Instantâneo)

Para a definição do parâmetro referente a esta função leva-se em consideração

o ajuste para atuar para curtos-circuitos monofásicos assimetricos próximos do primeiro

equipamento de proteção a jusante

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 𝑓𝑎 𝑥 𝐼𝑐𝑐1∅(1º 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒çã𝑜 𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑎𝑛𝑡𝑒

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡, 𝑁 ≥ 193,7 A

Definido Iinst, N = 193,7 A

67

5.7 Avaliação da continuidade do serviço

A demonstração da coordenação dos equipamentos que fazem a proteção de

fase e neutro fica evidente através das curvas geradas a partir dos cálculos anteriores,

ao analisar o traçado das curvas da figura 13 e da figura 14, concluímos que o

acionamento coordenado dos equipamentos é satisfatório. Além de ocorrer diferença

significativa na corrente de pick-up dos religadores, característica esta que facilita a

coordenação, a diferença mínima de 0.3 s das curvas de atuação lenta tanto de fase

como de neutro é garantida para todos os equipamentos.

Figura 13: Coordenação entre relé e religador

Fonte: Próprio autor

Os valores de curto circuito máximo e mínimo que possam vir a ocorrer nas

zonas de proteção dos religadores, em caso de falha no equipamento protetor, são

garantidos através dos equipamentos retaguarda.

68

Figura 14: Coordenação entre religador e religador


A figura 15 ilustra a coordenação do relé de proteção dos transformadores da SE

– Cooperluz e o religador protetor instalado no ponto A. Todas as definições de

coordenação citadas acima também são contempladas para este caso. Os níveis de

curto circuito máximo e mínimo estão dentro da faixa de proteção dos dois religadores,

garantido a proteção caso venha a falhar o equipamento protetor. Assim como a

diferença de tempo mínima para o ponto critico tanto na curva de neutro ou de fase e

garantido.

69

Figura 15: Ajuste de tempo para coordenação de fase


Assim como a diferença de tempo mínima para o ponto critico tanto na curva de

neutro ou de fase e garantido.

Figura 16: Ajuste de tempo para coordenação de neutro


∆t = 0,30 s

∆t = 0,30 s

70

Na figura 17 está ilustrada a coordenação do religador instalado na saída do

barramento 23 KV da SE – Cooperluz e o religador protetor instalado no ponto B. Todas

as definições de coordenação citadas acima também são contempladas para este caso.

Figura 17: Ajuste de tempo para coordenação de fase


Todas as definições de coordenação citadas acima também são contempladas

para este caso.

∆t = 0,30 s

71

Figura 18: Ajuste de tempo para coordenação de neutro


∆t = 0,30 s

72

6 CONCLUSÃO

Para que um sistema de proteção seja eficaz é necessário atender alguns

princípios como ser veloz, seletivo e coordenado. Deve contemplar os requisitos de

segurança e sensibilidade e o mais importante ele deve ser confiável. Requisitos estes

que foram abordados durante o decorrer deste trabalho, e levados em consideração no

momento da escolha do tipo de proteção para atender a todas as necessidades do

alimentador em questão.

Como a qualidade do serviço que é prestado, esta diretamente relacionada à

continuidade e esta depende do sistema de proteção. Então se entende que a

efetividade do sistema de proteção das redes de distribuição influencia diretamente nos

indicadores que medem a continuidade do serviço, sejam eles indicadores individuais,

como o DIC e FIC, ou indicadores coletivos como o DEC e o FEC.

Os indicadores de continuidade têm por finalidade assegurar que os

consumidores não sejam prejudicados pelas faltas, sejam elas temporárias ou de longa

duração, que venham a ocorrer nos sistemas de distribuição. E também garantir a

segurança de todas as pessoas envolvidas nos processos.

Esses índices tem um limite de percentual, para que a empresas cumpram e se

enquadrem dentro de um patamar justo para os consumidores e para as mesmas.

Portanto caso não ocorra o cumprimento dessas metas as concessionarias são

obrigadas a pagar multas que compensem a oneração do tempo que os consumidores

ficam sem energia.

Com os resultados apresentados comprova-se a eficácia dos ajustes propostos

para o desenvolvimento do sistema de proteção seletivo, onde os equipamentos que

devem atuar como protetor do dispositivo a montante, cumpram suas funções de

abertura da rede. Limitando assim, o percentual do sistema que será afetado por

problemas pontuais de uma determinada região do alimentador.

73

Diante do exposto, fica evidente a importância do sistema de proteção na rede

de distribuição de energia elétrica, e a necessidade das concessionárias de distribuição,

realizarem estudos e projetos com a finalidade de manter e aperfeiçoar o sistema, para

que o mesmo sempre esteja em condições de operar de forma eficaz.

6.1 Trabalhos futuros.

Continuar os estudos de proteção para abranger todos os alimentadores, e

estender os ajustes para englobar a parametrização dos equipamentos de proteção dos

ramais de derivação de todo sistema que compreende as redes da permissionária.

Realizar estudos para elaboração de planos de redução dos índices de

qualidade do serviço e do produto que envolvam outras técnicas que influenciam da

mesma forma dos equipamentos de proteção.

74

REFERÊNCIAS

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ANEEL. (2016). PRODIST - Módulo 8.

Caminha, A. C. (1977). Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos. São Paulo: Edgard

Blucher.

Guiguer, S. (1998). Proteção de Sistemas de Distribuição. Porto Alegre: SAGRA.

João F. Mamade, D. R. (2011). Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. Rio de Janeiro: LTC.

Kindermann, G. (1997). Curto-circuito. Porto Alegre: Sagra.

Mamede, J. F. (2013). Manual de Equipamentos Elétricos. Rio de Janeiro: LTC.

Nelson Kagan, C. C. (2010). Introduçao aos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica. São

Paulo: Edgard Blucher.

PEREIRA, D. R. (2007). Um Sistema de Software para Execução de Estudos de Coordenação e

Seletividade em Sistemas de Distribuição. Itajuba.

William D. Stevenson, J. (1986). Elementos de Análise de Sistemas de Potência. São Paulo:

McGraw-Hill.

Zanetta, L. C. (2006). Fundamentos de Sistemas Elétricos de Potencia. Sao Paulo: Livraria da

Física.

Fortescue, C. L. (1918). Method of Symmetrical Coordinates Applied to the Solution of

Polyphase Networks. Atlantic City:

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