nd 78 rev00-elektro

Proteção de Redes Aéreas de Distribuição

Versão 01 – Agosto/2008

NORMA ND.78

ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A. Diretoria de Operações Gerência Executiva de Engenharia Rua Ary Antenor de Souza, 321 – Jd. Nova América Campinas – SP Tel.: (19) 2122-1000 Fax: (19) 2122-1351 E-mail: [email protected] Site: www.elektro.com.br ND.78 Proteção de Redes Aéreas de Distribuição 56 páginas

Aprovações

Engº André Augusto Telles Moreira

Gerente Executivo de Engenharia

Proteção de Redes Aéreas de Distribuição ND.78


Elaboração

Akira Higa Bruno Zanão Ferrarini Edeilton Marcos Xavier Julio Cesar Bellan Paulo Couto Gonçalves Valmir Ziolkowski ND.78


À ELEKTRO é reservado o direito de modificar total ou parcialmente o conteúdo desta norma, a qualquer tempo e sem prévio aviso considerando a constante evolução da técnica, dos materiais e equipamentos bem como das legislações em vigor.


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INDICE

1. CONTROLE DAS ALTERAÇÕES .............................................................................................. 10

2. INTRODUÇÃO ............................................................................................................................ 11

3. OBJETIVO .................................................................................................................................. 11

4. APLICAÇÃO ............................................................................................................................... 11

5. CONSIDERAÇÕES GERAIS ...................................................................................................... 11

6. TERMINOLOGIA ........................................................................................................................ 11

7. CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO ................................... 13

7.1. TENSÕES PRIMÁRIAS .............................................................................................................. 13

7.2. TIPOS DE ATERRAMENTO ....................................................................................................... 13

7.3. ALIMENTADORES ..................................................................................................................... 14

7.4. TRANSFORMADORES DE FORÇA DA FONTE ........................................................................ 14

7.5. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO .............................................................................. 14

8. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO ...................................................................................................... 15

8.1. FINALIDADE DA PROTEÇÃO.................................................................................................... 15

8.2. PROTEÇÕES UTILIZADAS ........................................................................................................ 16

8.2.1. CHAVES FUSÍVEIS / ELOS FUSÍVEIS .............................................................................. 16

8.2.2. PROTEÇÃO DE ALIMENTADORES.................................................................................. 18

8.2.3. RELIGADORES AUTOMÁTICOS ...................................................................................... 19

8.2.4. SECCIONALIZADORES TRIFÁSICOS .............................................................................. 20

9. CRITÉRIOS DE PROTEÇÃO ...................................................................................................... 21

9.1. PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ................................................... 21

9.2. PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES ......................................................................... 23

9.3. PROTEÇÕES DE INSTALAÇÕES PRIMÁRIAS DE CLIENTES PARTICULARES .................... 24

9.4. PROTEÇÃO DE REDES PRIMÁRIAS ........................................................................................ 24

9.4.1. SELEÇÃO E DIMENSIONAMENTO / AJUSTES ............................................................... 24

9.4.1.1. CHAVES FUSÍVEIS / ELOS FUSÍVEIS .............................................................................. 24

9.4.1.2. DISJUNTORES / RELÉS DE SUBESTAÇÕES .................................................................. 28

9.4.1.2.1. CRITÉRIO GERAL PARA DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DA PROTEÇÃO ......................... 28

9.4.1.2.2. RELÉ DE RELIGAMENTO ................................................................................................. 32

9.4.1.3. RELIGADORES TIPO SUBESTAÇÃO .............................................................................. 32

9.4.1.4. RELIGADORES TIPO POSTE ........................................................................................... 34

9.4.1.5. SECCIONALIZADORES .................................................................................................... 38

9.4.2. COORDENAÇÃO / SELETIVIDADE .................................................................................. 40

9.4.2.1. SELETIVIDADE ENTRE CHAVES FUSÍVEIS .................................................................... 40

9.4.2.2. SELETIVIDADE FUSÍVEL (LADO FONTE) / RELIGADOR ............................................... 41

9.4.2.3. COORDENAÇÃO RELIGADOR / FUSÍVEL ....................................................................... 43

9.4.2.4. COORDENAÇÃO RELIGADOR / RELIGADOR ................................................................ 45

9.4.2.5. SELETIVIDADE RELÉ / FUSÍVEL ..................................................................................... 47

9.4.2.6. SELETIVIDADE RELÉ / RELIGADOR ............................................................................... 49

9.4.2.7. COORDENAÇÃO RELIGADOR / SECCIONALIZADOR ................................................... 52

9.4.2.8. COORDENAÇÃO RELIGADOR / SECCIONALIZADOR / ELO FUSÍVEL ......................... 53

9.4.3. CHAVES BAY-PASS PARA RELIGADORES E SECCIONALIZADORES ........................ 54

9.4.4. PROTEÇÃO COM CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA DE 3 OPERAÇÕES ........................ 55

9.4.4.1. COORDENAÇÃO RELIGADOR / CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA ................................. 55

9.4.4.2. SELETIVIDADE RELÉ X CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA .............................................. 55

9.4.4.3. SELETIVIDADE CHAVE FUSÍVEL X CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA ............................ 56

9.4.4.4. SELETIVIDADE CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA X CHAVE FUSÍVEL ............................ 56


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1. CONTROLE DAS ALTERAÇÕES

Revisão Data Descrição

00 08/08/2008 Criação da Norma


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2. INTRODUÇÃO

Esta norma tem a finalidade de estabelecer a filosofia, os critérios e as diretrizes para elaboração de Estudos de Proteção contra Sobrecorrentes, assim como orientações a serem seguidas na elaboração de projetos de melhoria e extensão de redes.

3. OBJETIVO

Esta norma tem como objetivo: • Uniformização da Filosofia e Critérios Técnicos de Proteção originadas por curto

circuito; • Simplificar os trabalhos, fornecendo um material prático para consulta; • Garantir técnica e economicamente a qualidade e a segurança do sistema elétrico,

das pessoas e animais; • Orientar, sob o ponto de vista de proteção, projetos de melhoria e extensão de redes.

4. APLICAÇÃO

É direcionada para utilização pelas áreas de Engenharia, Planejamento, Operação, Clientes e Regionais.

5. CONSIDERAÇÕES GERAIS

É importante para o entendimento da aplicação desta Norma de Engenharia, as seguintes considerações: a) Do total das faltas ocorridas no Sistema de Distribuição da ELEKTRO, aproximadamente 85% são do tipo fase-terra. b) Do total das faltas, aproximadamente 85% são de origem passageira. c) O neutro do lado secundário (BT) do transformador de força da fonte (subestação) é solidamente aterrado na malha de terra da S/E. d) Os alimentadores são radiais sendo a maioria trifásica a três fios. e) O sistema de proteção deve ser concebido no sentido de reduzir o número de interrupções, garantindo aspectos de segurança e otimizando custos.

6. TERMINOLOGIA

Para clareza de entendimento do conteúdo desta norma são definidos alguns termos comumente usados na área de proteção, conforme segue:


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. Bloqueio É a condição em que um equipamento de proteção automático permanecerá, uma vez que tendo efetuado a operação de abertura de seus contatos não os fecha automaticamente, devido a uma lógica de funcionamento própria do mesmo. . Coordenação O conceito utilizado para definir coordenação entre dois ou mais dispositivos de proteção em série nesta Norma pressupõe que a proteção foi projetada e ajustada de forma a permitir o restabelecimento automático para faltas de origem passageira (transitória) e manter seletividade para faltas permanentes, dentro de uma seqüência de operação pré estabelecida. . Dispositivo Protetor Dispositivo de proteção, localizado imediatamente antes do ponto do curto-circuito, considerando a subestação como origem. . Dispositivo de Retaguarda ou Protegido Dispositivo de proteção, localizado anteriormente ao dispositivo protetor, cuja zona de proteção abrange a do dispositivo protetor, considerando a subestação como origem. . Falta Termo que se aplica a todo fenômeno que impede o funcionamento normal de um Sistema ou Equipamento Elétrico. . Falta Shunt Curto-circuito ou ligação intencional e/ou acidental entre dois ou mais pontos de um circuito, com potenciais diferentes (ex.: curto Fase-Terra). . Falta Série Falta de Fase ou abertura intencional e/ou acidental de uma ou mais fases de um Sistema ou Equipamento Elétrico (ex.: chave fusível monopolar aberta). . Falta Simultânea Refere-se à ocorrência de uma falta shunt e uma série no mesmo sistema e no mesmo intervalo de tempo (ex.: curto-circuito permanente tipo Fase-Terra com abertura da correspondente chave fusível). . Seletividade Capacidade do dispositivo protetor atuar antes do dispositivo de retaguarda, independente da natureza da falta ser de origem passageira ou permanente.


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. Seqüência de Operação Sucessão de desligamentos e religamentos automáticos de um equipamento, na tentativa de eliminar faltas de origem passageira, através do religamento com sucesso até o seu bloqueio ou a interrupção do dispositivo protetor (mais próximo da falta), se a mesma for permanente. . Sobrecorrente Intensidade de corrente superior à máxima permitida para um sistema, ou equipamento elétrico, ou um componente. . Zona de Proteção É o trecho da rede onde o equipamento de Proteção consegue ser sensibilizado por uma sobrecorrente gerada por curto-circuito.

7. CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO

7.1. TENSÕES PRIMÁRIAS

As tensões de operação fase-fase / fase-neutro do Sistema de Distribuição Primária da ELEKTRO são: 13,8 / 7,96 kV e 34,5 / 19,9 kV.

7.2. TIPOS DE ATERRAMENTO

Conforme o tipo de aterramento adotado no sistema elétrico, mostrar-se-á a seguir as características de cada uma e as suas conseqüências nos tipos de faltas e na escolha da proteção apropriada a ser empregada. (a) Neutro isolado • Correntes de curto fase-terra baixíssimas, devidas somente à capacitância; • Sobretensões elevadas nas fases sãs; • Dificuldade para aplicar a proteção; • Equipamentos devem ser isolados para tensão fase-fase. (b) Neutro aterrado com resistência

• Correntes de curto-circuito fase-terra reduzidas; • Sobretensões menores que no sistema isolado; • Dissipação térmica elevada na resistência. (c) Neutro aterrado com reatância

• Correntes de curto-circuito fase-terra reduzidas; • Sobretensões menores que no sistema isolado; • Facilidade de instalação.


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(d) Neutro solidamente aterrado • Correntes de curto-circuito fase-terra elevadas; • Sobretensões desprezíveis; • Aplicação de proteção facilitada. No caso da ELEKTRO, o transformador de força da fonte (subestação) tem o neutro do secundário (13,8 kV e 34,5 kV) solidamente aterrado na malha de terra da S/E, o que permite no caso de falta para a terra, o retorno de corrente até a subestação.

7.3. ALIMENTADORES

Os alimentadores são do tipo radial e classificado quanto ao arranjo em: Urbano Classe 15 kV – trifásico a três fios com neutro secundário não interligado com malha de terra da subestação. Classe 34,5 kV – trifásico a três fios com neutro secundário não interligado com malha de terra da subestação. Rural Classe 15 kV – trifásico a três fios com neutro interligado ao neutro secundário de redes urbanas (novas extensões de rede urbana de cidades com subestações); trifásico a três fios; bifásico a dois fios; monofásico a um fio (MRT – Monofásico com Retorno por Terra). Classe 34,5 kV – trifásico a três fios com e sem cabo guarda, e monofásico a um fio (MRT).

7.4. TRANSFORMADORES DE FORÇA DA FONTE

Os transformadores de força da fonte têm a ligação Triângulo ou Estrela Aterrada do lado primário, e Estrela Aterrada do lado secundário (13,8 kV e 34,5 kV). Tipicamente encontramos nas subestações de distribuição da ELEKTRO, transformadores com as seguintes ligações: - TRIÂNGULO – ESTRELA ATERRADA em subestações de 88 kV, 69 kV e 34,5 kV. - ESTRELA ATERRADA – ESTRELA ATERRADA com TERCIÁRIO EM TRIÂNGULO

em subestações de 138 kV e 34,5 kV. - ESTRELA ATERRADA – ESTRELA ATERRADA em subestações de 138 kV.

7.5. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

TRIFÁSICO – É o transformador mais utilizado no sistema de distribuição da ELEKTRO sendo que na tensão de 13,8 kV, utiliza-se o tipo de ligação Triângulo – Estrela Aterrada e na tensão de 34,5 kV do tipo Estrela Aterrada – Estrela Aterrada com núcleo de cinco colunas shell type.


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MONOFÁSICO – É o transformador com um enrolamento no lado primário para ser ligado entre fase e a terra. É utilizado no atendimento a cargas rurais em Sistemas MRT e no sistema elétrico de Ilhabela. BIFÁSICO – É o transformador com um enrolamento no lado primário para ser ligado entre fases. Utilizado apenas na tensão de 13,8 kV.

8. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO

Neste item serão apresentadas as informações e instruções básicas de filosofia de proteção contra sobrecorrentes para a elaboração de Estudos de Proteção e projetos de melhoria e extensão de Redes de Distribuição.

8.1. FINALIDADE DA PROTEÇÃO

Todo e qualquer elemento de proteção deve merecer garantia de eficiência no desempenho de suas funções efetuando o isolamento do curto-circuito, em tempo hábil para evitar danos no sistema de distribuição e garantir a segurança de pessoas e animais. Deve, também, isolar o menor trecho possível do sistema no caso de defeitos, visando manter a máxima continuidade de fornecimento do Sistema Elétrico, de forma a otimizar os custos. O Sistema de Proteção para conseguir atender a estas finalidades deve apresentar os seguintes requisitos básicos quanto ao seu desempenho: Sensibilidade: a proteção deve ser suficientemente sensível a defeitos que ocorram no sistema. Velocidade: após o instante da ocorrência do defeito a proteção deve detectar e desligar o trecho no menor tempo possível, obedecendo a um intervalo de tempo preestabelecido. Seletividade: o sistema de proteção deve ter a capacidade de selecionar as condições em que devem operar (instantâneo ou temporizado) ou não operar. Ele deve ser seletivo para faltas permanentes. Coordenação: os equipamentos de proteção dispostos em série devem estar coordenados, ou seja, atuando segundo uma seqüência de operação preestabelecida, visando nas etapas iniciais, eliminar faltas de origem passageira (transitória) com restabelecimento automático e apresentando seletividade para faltas permanentes. Confiabilidade: o sistema de proteção não deve falhar por dimensionamento inadequado, no caso de defeitos na rede, ou atuar indevidamente sob condições normais de operação e energização. Níveis de Proteção: o número de equipamentos de proteção em série deve ser no máximo cinco, contados a partir do equipamento de proteção da saída do alimentador na subestação (inclusive).


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Em virtude das limitações de cada equipamento existente, os mesmos deverão ser escolhidos de forma que melhor se adaptem às características elétricas do local de instalação para que obedeçam ao máximo possível os ajustes definidos no Estudo de Proteção.

8.2. PROTEÇÕES UTILIZADAS

Os equipamentos e dispositivos de proteção utilizados no Sistema Primário de Distribuição são os seguintes: - Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis - Disjuntores - Religadores - Seccionalizadores Esses dispositivos têm a função de detectar sobrecorrentes originadas por faltas no circuito e eliminá-las ou interrompê-las se as mesmas forem de características permanentes.

8.2.1. Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis

As características predominantes das Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis utilizados no sistema de distribuição da ELEKTRO são: - compostas por uma Base, Porta Fusível (cartucho) e Elo Fusível; - atuam desligando o circuito de forma monofásica independente ou seja, para uma falta fase-terra a interrupção será monofásica; - na ocorrência de faltas as chaves fusíveis interrompem automaticamente o circuito, não diferenciando entre as de origem permanente ou passageira (transitória); - o elo fusível é feito de elemento metálico que funde quando submetido a excesso de corrente elétrica obedecendo a uma curva tempo x corrente, conforme o tipo e a capacidade; - o porta fusível (cartucho) determina a máxima corrente de interrupção da chave fusível. A interrupção é conseguida pela ação dos gases desionizantes gerados em seu interior, resultantes da decomposição parcial da fibra isolante por ação de altas temperaturas existentes quando da formação do arco elétrico interno; - o elo fusível deve ser reposto, retirando-se o porta fusível com a vara de manobra e recolocando-o da mesma forma para restabelecer o sistema ou seja, a chave fusível não possui religamento automático; a chave fusível opera normalmente com uma faixa de coordenação e seletividade com religadores e também seletiva para uma faixa de corrente com outras chaves fusíveis e o disjuntor da subestação. Porém, as chaves fusíveis não proporcionam coordenação e seletividade plenas com outros equipamentos de proteção, incluindo a própria chave fusível. - em pontos com elevado número de interrupções devido a causas transitórias, podem ser utilizadas chaves fusíveis religadoras. Normalmente são utilizados na ELEKTRO, para a proteção de transformadores de distribuição, elos tipo H e K e, para a proteção de bancos de capacitores e de ramais


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primários, elos tipo K. Para se ter uma seletividade satisfatória na proteção de ramais, deverão ser utilizadas as Chaves Fusíveis com elos 10K, 15K e 25K, preferencialmente. As chaves fusíveis utilizadas na ELEKTRO são as de base A de corrente nominal 100 A e capacidade máxima de interrupção simétrica de 1400 A e assimétrica de 2000 A sem dispositivo (gancho) para abertura em carga, e as de base C de corrente nominal 200 A com dispositivo (gancho) para fixação de ferramenta de abertura em carga (load-buster) e demais características conforme tabela abaixo:

CHAVES FUSÍVEIS

Base Item

Tensão Máxima do

Equipamento – Valor Eficaz (kV)

Corrente Nominal (A)

Capacidade de

Interrupção (A)

NBI –

Valor de Crista (kV)

Simétrica Assimétrica

A

1 15,0 100 1400 2000 95

2 24,2 (1) 100 1400 2000 125

C

1 15,0 200 7100 10000 95

2 15,0 200 10000 16000 95

3 24,2 (1) 200 4500 6300 125

4 24,2 (1) 200 8000 12000 125

5 36,2 (2) 200 3500 5000 150

6 36,2 (3) 200 2500 3500 170

Notas: (1) - Chave utilizada no sistema de distribuição 15 kV em locais de agressividade ambiental. (2) - Chave utilizada em sistemas de distribuição 34,5 kV. (3) - Chave utilizada na tomada de sistema de distribuição 34,5 kV derivada de sistemas de subtransmissão 34,5 kV.


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Os porta fusíveis utilizados nas chaves fusíveis (mostradas na tabela anterior) são os seguintes:

PORTA FUSÍVEIS

Base Item

Tensão Máxima do

Equipamento – Valor Eficaz (kV)

Corrente Nominal (A)

Capacidade de

Interrupção (A)

NBI –

Valor de Crista (kV)

Simétrica Assimétrica

A

1 15,0 50 900 1250 95

2 15,0 100 1400 2000 95

3 24,2 50 900 1250 125

4 24,2 100 1400 2000 125

C

1 15,0 100 7100 10000 95

2 15,0 100 10000 16000 95

3 15,0 200 7100 10300 95

4 24,2 100 4500 6300 125

5 24,2 100 8000 12000 125

6 36,2 100 3500 5000 150

7 36,2 100 2500 3500 170

8.2.2. PROTEÇÃO DE ALIMENTADORES

Os disjuntores são equipamentos utilizados nas saídas dos alimentadores das subestações, comandados por relés de sobrecorrente de fase (50/51), de neutro convencional (50/51N), de neutro de alta impedância (51NHI ou 51SEF) e relés de religamento (79), A figura a seguir, apresenta um exemplo de esquema adotado:

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NHI


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Atualmente os relés de sobrecorrente existentes na ELEKTRO são eletromecânicos, estáticos e digitais (numéricos). Possuem unidades temporizadas e instantâneas. As unidades temporizadas dos relés de sobrecorrente são de características de tempo normal inverso e muito inverso, as quais se adéquam no sentido de se ter uma melhor seletividade com os outros equipamentos, tanto a montante quanto a jusante. As unidades instantâneas dos relés de sobrecorrente são utilizadas para dotar o sistema de proteção contra elevadas correntes de curto-circuito, as quais podem provocar danos ao sistema e equipamentos de custo mais elevado, a exemplo do transformador de força, sem afetar a seletividade entre os dispositivos de proteção. O relé de sobrecorrente de alta impedância (RAI) tem como finalidade detectar baixas correntes, as quais são provocadas por quedas de condutores ao solo com alta impedância de contato onde os relés de terra convencionais não são sensibilizados. Portanto, a função do RAI é aumentar a segurança de pessoas e animais. Consegue-se obter seletividade com a proteção de terra dos religadores em toda a faixa de corrente de curto-circuito, porém o RAI não é seletivo com os elos fusíveis para baixas correntes.

8.2.3. RELIGADORES AUTOMÁTICOS

A utilização de religadores visa basicamente melhorar a continuidade de fornecimento de energia elétrica, reduzindo o montante de energia não distribuída devido a faltas de origem passageira (transitória) no sistema que provoquem interrupções permanentes e, também, reduzindo as despesas operacionais para normalização do sistema elétrico. A aplicação de religadores deve ser priorizada em pontos onde a ocorrência da faltas passageiras justifica técnica e economicamente o investimento. Outros benefícios com a aplicação de religadores são: - maior flexibilidade nos ajustes permitindo coordenação e seletividade com outros dispositivos de proteção; - melhor proteção ao sistema de distribuição pela rapidez e precisão; - facilidade para operação. Na ELEKTRO são utilizados religadores trifásicos tanto nas subestações, quanto nas redes de distribuição. Os religadores tipo poste são aplicados nas redes de distribuição de forma otimizada. A vantagem da aplicação de religadores automáticos é conseqüência de suas características, tais como: - curvas independentes para proteção de fase e terra; - curvas de atuação para cada proteção (rápida e lenta); - religamentos automáticos segundo uma seqüência de operações predeterminadas nas curvas rápidas e lentas, possibilitando coordenação com elos fusíveis, evitando a queima destes em conseqüência de faltas de origem passageira (transitórias).


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Na ocorrência de uma falta permanente, o religador bloqueará após executada toda a seqüência de operação, devendo ser religado manualmente (local ou remoto). Os religadores existentes na ELEKTRO são:

TIPO SUBESTAÇÃO

TIPO CLASSE DE TENSÃO (kV)

CORRENTE NOMINAL (A)

CAPACIDADE DE INTERRUPÇÃO (A)

CONDIÇÃO PARA FUNCIONAMENTO

ES 560 15 560 8000 FONTE AUXILIAR

ESV 3810 34,5 800 10000 FONTE AUXILIAR

TIPO POSTE

NU-LEC 15 600 12000

COOPER –

NOVA

15 600 12000

SEV 280 15 280 6000 CORRENTE DE CARGA

TRIFÁSICA > 11 A

KF 15 280 6000 p/

BOB. SÉRIE > 70 A

OYT 250 15 250 4000 p/

BOB. SÉRIE > 15 A

OYT 400 15 400 6570 p/

BOB. SÉRIE > 15 A

RV 34,5 400 6000 p/

BOB. SÉRIE > 100 A

CORRENTE DE CARGA

TRIFÁSICA > 5 A

ESV 3810 34,5 800 10000 FONTE AUXILIAR P/ O

COMANDO

KFE 15 400 6000

RE 15 400 4000 BATERIA

RXE 15 400 6000 BATERIA

R 15 400 4000 p/

BOB. SÉRIE > 70 A

Quanto à utilização de religadores nas redes de distribuição, limita-se ao uso de no máximo dois equipamentos em série, devido à dificuldade de coordenação e aspectos econômicos.

8.2.4. Seccionalizadores Trifásicos

Os seccionalizadores são equipamentos de interrupção automática que operam em conjunto com religadores dentro de sua zona de proteção. A interrupção automática se faz através da contagem ajustada de um número preestabelecido de operações automáticas do religador devido a uma falta entre fases ou fase-terra à frente do seccionalizador (jusante).


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O seccionalizador não interrompe correntes de curto-circuito, tendo capacidade apenas para interromper correntes de carga. Este equipamento não possui curvas características tempo x corrente, interrompem simultaneamente as três fases e, após a interrupção, eles são rearmados manualmente. Os seccionalizadores classe 15 kV existentes na ELEKTRO são (todos de corrente nominal 200 A):

OYS / REYROLLE GN3F2 e GN3E / McGraw Edison Para se ter uma boa coordenação com o religador, limita-se a utilização de apenas um seccionalizador em série com o mesmo.

9. CRITÉRIOS DE PROTEÇÃO

Neste item são apresentados os critérios de proteção contra sobrecorrentes para utilização nos sistemas de distribuição da ELEKTRO.

9.1. PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

A proteção de transformadores de distribuição é feita por chaves fusíveis instaladas no lado de alta tensão. A tensão máxima, a corrente nominal, a capacidade de interrupção, o NBI das chaves fusíveis, tanto as de 15 kV quanto as de 34,5 kV, deverão estar de acordo com as tabelas do item 7.2.1 deste documento. Quando a chave fusível for instalada na estrutura do próprio transformador não há necessidade da capacidade de interrupção da chave estar compatível com a máxima corrente de curto-circuito no ponto, devido à baixa probabilidade de ocorrência de falta entre a chave e a bucha de alta tensão do transformador. Em situações onde a chave fusível é instalada na tomada de ramal, visando a proteção do transformador de distribuição, a mesma deve ter capacidade de interrupção maior que a máxima corrente de curto-circuito no ponto de sua instalação. Os elos fusíveis utilizados na proteção dos transformadores de distribuição são do tipo H ou K, dependendo da potência do transformador, sendo dimensionados para atender as seguintes situações: - Permitir a livre circulação de corrente de carga e sobrecarga que o transformador é capaz de suportar. - Permitir a circulação da corrente transitória de magnetização. - Atuar para faltas internas aos transformadores e faltas na rede secundária para correntes de curto-circuito superiores aos níveis que afetam sua vida útil. As tabelas apresentadas na seqüência mostram os elos fusíveis aplicados na proteção de transformadores de distribuição dentro das possibilidades para atendimento dos critérios acima mencionados.


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Vale salientar que as chaves fusíveis de proteção de transformador de distribuição 34,5 kV quando não forem instaladas na própria estrutura do mesmo deverão possuir dispositivo de aterramento automático. A chave fusível com dispositivo de aterramento automático tem a função de evitar sobretensões na fase aberta devido à possibilidade de acontecer o fenômeno da ferroressonância quando o transformador estiver subcarregado (carga da ordem de até 10% da potência nominal do transformador).

ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO – URBANO E RURAL COM REDE SECUNDÁRIA

Potência Nominal

(kVA)

Trifásicos Monofásicos

13,8 Kv 34,5 kV 7,96 kV 19,9 kV

10,00 – – 2H 1H

15,00 1H – 2H 1H

25,00 2H – 3H 2H

30,00 2H 1H 5H 3H

37,50 (1) 3H 1H – –

45,00 3H 1H – –

50,00 3H 2H – –

75,00 5H 2H – –

100,00 (1) 6K 3H – –

112,50 6K 3H – –

150,00 8K 5H – –

200,00 (1) 10K 6K – –

225,00 10K 6K – –

300,00 15K - - -

Observações: (1) Transformadores não padronizados na ELEKTRO.


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ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO – RURAL SEM REDE SECUNDÁRIA

Potência Nominal (kVA)

Trifásicos Bifásicos Monofásicos 13,8 kV 34,5 kV 13,8 kV 7,96 kV 19,9 kV

5,00 – – 2H 2H 2H

7,50 – 2H 2H 2H

10,00 2H – 2H 2H 2H

15,00 2H – 2H 2H 2H

25,00 2H – 3H 3H 2H

30,00 2H 2H – 5H 3H

37,50 (1) 3H 2H – – –

45,00 3H 2H – – –

50,00 3H 2H – – –

75,00 5H 2H – – –

100,00 (1) 6K 3H – – –

112,50 6K 3H – – –

150,00 8K 5H – – –

200,00 (1) 10K 6K – – –

225,00 10K 6K – – –

300,00 15k - - - - Observações: (1) Transformadores não padronizados na ELEKTRO.

9.2. PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES

A ELEKTRO utiliza bancos de capacitores tanto em subestações quanto em redes de distribuição. Os bancos de capacitores instalados nas redes de distribuição de 13,8 kV são normalmente ligados em estrela isolada, em virtude de os transformadores de distribuição ser de ligação não aterrada do lado de alta tensão (transformadores trifásicos em triângulo/estrela ou bifásicos). No caso de existência de cargas monofásicas fase-terra (MRT) é necessário efetuar análise caso a caso para se definir o tipo de ligação a ser utilizado. Por problemas de custo a proteção de bancos de capacitores instalados nas redes primárias de distribuição deve ser realizada por chaves fusíveis de base C instaladas na mesma estrutura. A tensão máxima, a corrente nominal, a capacidade de interrupção e o NBI (Nível Básico de Impulso) das chaves fusíveis deverão estar de acordo com as tabelas do item 7.2.1 desta norma. A corrente nominal do porta fusível (cartucho) deverá ser maior ou igual a 100 A. A capacidade de interrupção deverá ser maior que a máxima corrente de curto-circuito no ponto de instalação na condição mais crítica, ou seja, tanto pelo alimentador normal quanto na condição de manobra com alimentação por outro alimentador. Os elos fusíveis para proteção do banco de capacitores deverão ser do tipo K e dimensionados de forma que a corrente admissível do elo seja maior ou igual a 135% do valor da corrente nominal do banco de capacitores.


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O banco de capacitores deverá ser instalado a uma distância superior a 400 metros de qualquer outro banco de capacitores, tanto da ELEKTRO quanto de consumidores industriais de qualquer lado do ponto de instalação (montante ou jusante), para evitar queimas indevidas do elo fusível por correntes de inrush. Vale salientar que não deverão ser utilizados mais do que quatro capacitores em paralelo por fase em um mesmo banco, pois como a proteção é feita por grupo e não individualmente por capacitor, poderá haver problemas de segurança. A tabela a seguir apresenta os elos fusíveis que devem ser aplicados na proteção de bancos de capacitores dentro das possibilidades de atendimento dos critérios acima mencionados.

ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES

Potência do Banco (kVAr)

Tensão

7,6 / 13,2 kV e 7,96 / 13,8 kV

Potência das Unidades (kVAr)

25 50 100 200

75 6K – – –

150 8K 8K – –

225 10K – – –

300 – 12K 12K –

450 – 20K – –

600 – 25K 25K 25K

900 – – 40K –

1200 – – 50K 50K

Observações: Ligação em estrela isolada.

9.3. PROTEÇÕES DE INSTALAÇÕES PRIMÁRIAS DE CLIENTES PARTICULARES

Os critérios para este tipo de instalação deverão estar conforme ND20.

9.4. PROTEÇÃO DE REDES PRIMÁRIAS

As proteções contra sobrecorrentes de Redes Primárias de Distribuição são efetuadas através de disjuntores, religadores, seccionalizadores e chaves fusíveis.

9.4.1. Seleção e Dimensionamento / Ajustes

9.4.1.1. Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis

(a) Chaves Fusíveis de Sistemas de Distribuição de Classe 15 kV As chaves fusíveis de base A devem ser utilizadas quando:


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- As correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica no ponto forem inferiores a 1400 A e 2000 A, respectivamente. - A demanda for igual ou inferior a 45 kVA. - A extensão da rede à jusante do ponto for inferior a 6 km. As chaves fusíveis de base C devem ser utilizadas quando: - As correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica no ponto forem iguais ou superiores a 1400 A e 2000 A, respectivamente. - A demanda for superior a 45 kVA. - A extensão da rede à jusante do ponto for igual ou superior a 6 km. Observações: - Sendo que a capacidade de interrupção é limitada pelo porta fusível, deverá ser verificado os valores máximos dos mesmos na tabela do item 7.2.1. - A corrente nominal da base fusível e do porta fusível (cartucho) da chave deve ser maior ou igual a 150% da corrente nominal do elo fusível a ser instalado no ponto. - A corrente de interrupção simétrica e assimétrica da chave fusível deve ser superior à máxima corrente de curto-circuito simétrica e assimétrica respectivamente no seu ponto de instalação. (b) Chaves Fusíveis de Sistemas de Distribuição de Classe 34,5 kV As chaves fusíveis utilizadas no sistema de distribuição 34,5 kV para proteção de ramais devem ser as de base C e com dispositivo de aterramento automático. Nas tomadas de ramais que derivam de sistema de subtransmissão 34,5 kV deve ser utilizada chave com NBI de 170 kV. Ver tabela do item 7.2.1. Nos ramais internos ao sistema de distribuição 34,5 kV pode ser utilizada chave com NBI de 150 kV. Ver tabela do item 7.2.1. Observações: - A corrente nominal da base fusível e do porta fusível (cartucho) da chave deve ser maior ou igual a 150% da corrente nominal do elo fusível a ser instalado no ponto. - A corrente de interrupção simétrica e assimétrica da chave fusível deve ser superior à máxima corrente de curto-circuito simétrica e assimétrica respectivamente no seu ponto de instalação. (c) Elos Fusíveis Na proteção de ramais devem ser utilizados somente os elos fusíveis do tipo K em virtude de ter sido feito um acompanhamento da qualidade dentro das especificações e por apresentarem melhor desempenho prático principalmente quanto à possibilidade de se ajustar o elemento instantâneo dos relés de sobrecorrente de neutro das subestações a valores mais baixos. Para obtenção de uma proteção mais adequada e considerando ser os elos mais utilizados na ELEKTRO, além de facilitar estoque de reposição, devem ser utilizados (preferencialmente) apenas os elos fusíveis 10K, 15K e 25K, com exceção da proteção do ramal de ligação de clientes com capacidade instalada acima de 500 kVA, bancas de capacitores e by-pass de religadores quando necessário. A corrente nominal do elo fusível do ramal deverá ser superior a 150% do valor da máxima corrente de carga atual (medida ou convenientemente avaliada no seu ponto de instalação ou superior à corrente de manobra quando for o caso). Então,

INOMINAL DO ELO FUSÍVEL > 1,5 x IDEMANDA MÁXIMA ATUAL


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Observações: - Para atender algumas situações consideradas esporádicas na ELEKTRO, pode ser utilizado o elo 25K em pontos onde a corrente de carga atual seja de até 25 A (em virtude deste elo ser o maior aplicado na proteção de ramais). Sendo a corrente admissível do elo de 1,5 x IN = 1,5 x 25 A = 37,5 A, o mesmo atende, nesta situação, em um horizonte até que a carga cresça mais 50%, o que corresponde na ELEKTRO, em média, mais de 5 anos. - A corrente nominal do elo fusível deve ser superior à do maior elo de proteção dos transformadores do qual é retaguarda. - A corrente nominal do elo fusível deve ser no máximo ¼ ou 25% da menor corrente de curto-circuito fase-terra mínimo (calculado com resistência de falta 3R = 100 Ω) em sua zona de proteção e ,se possível, até o fim do trecho para o qual é proteção de retaguarda.

INOMINAL DO ELO FUSÍVEL > (menor IccFASE-TERRA MÍN) / 4


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A figura a seguir mostra as curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K.

Observações: 1 – As curvas tempo x corrente cheias indicam o tempo mínimo de fusão do elo fusível. 2 – As curvas tracejadas indicam o tempo máximo de interrupção do elo fusível.


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9.4.1.2. Disjuntores / Relés de Subestações

Os Disjuntores e Relés ( Cubículos tipo B ) são utilizados exclusivamente nas saídas dos Alimentadores de Subestações e são convenientemente especificados e dimensionados para o ponto de instalação. A proteção do Cubículo tipo B é equipado com Disjuntor, relés de sobrecorrentes secundários sendo 2 de fase (50/51), 1 de neutro convencional (50/51 N) e 1 de neutro de alta sensibilidade (RAI) e um relé de religamento (79). Quando são utilizados relés numéricos, a proteção do alimentador é composta de 3 proteção de fase (50/51), 1 proteção de neutro convencional (50/51 N), 1 proteção de neutro de alta sensibilidade (RAI) e função de religamento automático (79), todas incluídas em uma única unidade. Os relés de sobrecorrentes existentes nos cubículos de Distribuição da ELEKTRO são do tipo Eletromecânicos, Eletrônicos (Estáticos) e Numéricos (Digitais), possuindo unidades temporizadas e instantâneas.

9.4.1.2.1. Critério Geral para Definição dos Ajustes da Proteção

Relé de Sobrecorrente de Fase Ajuste de corrente do elemento temporizado: O ajuste de corrente do elemento temporizado deverá ser tal que satisfaça as seguintes exigências: I pick-up de fase > I demanda máxima futura 1,2 x I pick-up de fase < menor Icc∅∅ na zona principal e de retaguarda do relé A avaliação da corrente de carga equivalente à demanda máxima futura deve ser feita com base no Planejamento por Região Elétrica e no Estudo de Mercado, considerando o horizonte de 5 anos e também a corrente de manobra. Considerando que os relés são do tipo secundário, portanto acoplados ao secundário do conjunto de TC’s com relação RTC ( I primário / I secundário ), e que o ajuste destes relés são em forma de TAP’s, temos ainda que considerar:

Tap do I pick-up do relé de fase > I demanda máxima futura / RTC Tap do I pick-up do relé de fase < menor Icc∅∅ na zona principal e de retaguarda do relé

/ (RTC x 1,2) Caso esta proteção seja retaguarda de um RL e não for possível cobrir toda a zona onde o mesmo é retaguarda, deverá ser utilizado by-pass com chave fusível no RL . Obs.: Desconsiderar os Tap’s de I pick-up do relé de fase maior que 6A, caso contrário o TC, ficaria desprotegido em caso de sobrecarga já que a corrente térmica secundária do mesmo é comumente de 6A, pois na Empresa utilizamos TC’s com fator térmico igual 1,2.


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Ajuste do Time Level (TL): O ajuste do Time Level do Relé, deverá atender os seguintes critérios: - Permitir seletividade com os equipamentos de proteção a montante e a jusante. - A curva de temporização escolhida de operação do Relé para toda a faixa de valores de curto-circuito deve ser tal que proporcione proteção térmica para os condutores, transformadores de potência e outros equipamentos do circuito. Ajuste do elemento instantâneo do relé de fase: O ajuste de corrente do elemento instantâneo do relé de fase deve satisfazer as seguintes exigências : - Maior que a máxima corrente de curto circuito trifásico assimétrico no equipamento protetor (religador, ou disjuntor de entrada primária de clientes particulares). - Maior que a corrente transitória de magnetização dos transformadores do alimentador (Itm). I instantâneo de fase > I cc3∅ assimétrico máximo I instantâneo de fase > I tm Obs.: Caso o relé seja numérico, deve ser levada em consideração a corrente simétrica. Exemplo: Carga instalada no alimentador: 10 MVA com 300 transformadores de distribuição. N° de transformadores > 5 ⇒ K tm = 0,5 I tm = 6 x kVA instalado x K tm = 6x 10000 x 0,5 = 1255 A √ 3 x kV √ 3 x 13,8 Logo I instantâneo de fase > 1255 A Obs.: Quando do ajuste do Tap do elemento instantâneo do relé de fase, atentar para o tipo de relé , pois existe diferença de lógica entre os mesmos. Exemplo : Relé ICM 2 - Tap do I instantâneo de fase = I inst. de fase / (Tap I pick-up defase x RTC) Relé CO - 8 - Tap do I instantâneo de fase = I instantâneo de fase / RTC


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Relé de sobrecorrente de neutro convencional Ajuste de corrente do elemento temporizado: I pick-up de neutro > I pick-up do RAI 1,2 x I pick-up de neutro < IccφT mínimo na zona principal e de retaguarda do relé Considerando que os relés são do tipo secundário, portanto acoplado ao fechamento em paralelo dos TC’s de relação RTC, e que o ajuste destes relés são em forma de TAP’s, temos ainda a considerar: - Tap do I pick-up do relé de neutro > Tap do I pick-up do RAI - Tap do I pick up do relé de neutro < menor IccφT mínimo na zona principal e de retaguarda / (RTC x 1,2) Para cálculo de IccφT mín. considerar a resistência de contato 3R = 100 Ω. Ajuste do Time Level: O Time Level do relé de neutro convencional deverá ser ajustado para permitir seletividade com os equipamentos de proteção a montante e a jusante. Ajuste do Elemento Instantâneo: O ajuste de corrente do Elemento Instantâneo do relé de neutro convencional deverá ser tal que satisfaça as seguintes exigências : - Maior que a corrente de curto circuito fase–terra assimétrico no primeiro equipamento protetor (religador ou outro disjuntor). - O cálculo deve ser baseado no menor valor de resistência de contato estimado ou conhecido. A seguir são apresentados os casos mais típicos encontrados na ELEKTRO : - Resistência de aterramento conhecida de uma indústria à frente do equipamento protetor (do Cliente), considerar 3R = 3 x Rat. - No caso de existência de neutro de rede secundária à frente de Religador de cidade que não possui S/E, considerar a resistência de contato 3R = 10 Ω. - No caso de existência de neutro de rede secundária à frente de Religador, de cidade com S/E, considerar a resistência de contato 3R = 0. - Maior que a corrente de curto-circuito que permite a antecipação da fusão do maior Elo à jusante, mesmo com a possibilidade de uma operação simultânea com o disjuntor, tendo em vista a baixa probabilidade deste evento acontecer. Caso este Elo Fusível seja o 10K ou 15K o ajuste deve ser igual ou superior a 450 A .Se o Elo for o 25K o ajuste deve ser igual ou superior 600 A.


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Logo, resumindo, temos: I instantâneo de neutro > IccφT assimétrico no primeiro equipamento protetor I instantâneo de neutro ≥ 450 A ( para maior Elo = 10K ou 15K ) I instantâneo de neutro ≥ 600 A ( para maior Elo = 25 K ) Obs.: Da mesma forma como mencionado no relé de fase, quando do ajuste do Tap do elemento instantâneo do relé de neutro, atentar para o tipo de relé , pois existe diferença de lógica entre os mesmos. Se o relé for numérico, deve ser considerada a corrente simétrica. Exemplo : Relé ICM 2 - Tap do I instantâneo de neutro = I instantâneo de neutro .

(Tap I pick-up de neutro x RTC) Relé CO - 8 - Tap do I instantâneo de neutro = I instantâneo de neutro / RTC

Ajustes do Relé de Neutro de Alta Sensibilidade - RAI Ajuste de corrente :

Tendo em vista que o RAI, tem como finalidade detectar baixas corrente de curto circuito tipo fase terra, provocados em geral por contato de cabo ao solo, visando uma melhor segurança de pessoas e animais, o mesmo deverá ser ajustado com mínimos valores. Para tanto, desconsideramos a princípio, o erro residual máximo dos TC’s especificados pela norma da ABNT (dados de placa) que permite em última hipótese apresentar até 20% de erro em relação à carga passante. Na prática os erros dos TC’s utilizados pela ELEKTRO obtidos em ensaios de laboratório estão em torno de + ou - 1,3 %, que daria um erro residual em torno de 2,6%. Com as considerações acima, os relés RAI devem ser ajustados na faixa de 6 A a 12 A, ou seja: 6 A ≤ I RAI ≤ 12 A

Obs.: No caso de Alimentadores com cargas MRT (Monofilar com Retorno pela Terra - redes rurais), deve ser obedecido o máximo de 6 A por fase para atendimento dos requisitos acima. Considerando o fator de demanda igual a 0,33, a carga instalada total de MRT de um alimentador trifásico de 13,8 kV referido à S/E é limitado em 435 kVA. Para os alimentadores com carga maior que a especificada acima, deverá ser feita uma análise específica, considerando a corrente de neutro para o ajuste do RAI.

Ajuste de tempo :

Em vista do aumento da vitrificação do solo com o tempo, acarretando aumento da resistência de contato ao solo, diminuindo assim a corrente de curto circuito à terra, aumentando a probabilidade de não atuação do RAI após os religamentos automáticos o


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tempo de atuação do RAI deve ser ajustado em 3 segundos. Caso tenha 2 (dois) religadores em série no Alimentador ou quando de conexão com autoprodutores o RAI poderá ser ajustado em até 5 segundos, ou seja : 3 seg. ≤ Tempo do RAI ≤ 5 segundos OBS: Critérios para definições dos ajustes do relé de Neutro de Alta Sensibilidade (RAI) em alimentadores de 34,5 kV O relé RAI em sistemas 34,5 kV deverá ser objeto de análise específica, considerando as particularidades (instabilidade da proteção) do referido sistema.

9.4.1.2.2. Relé de Religamento

Seleção:

O relé de religamento que normalmente é excitado pelos relés de sobrecorrente com o complemento da lógica através dos contatos auxiliares do disjuntor comanda os disjuntores de subestações, fazendo com que o mesmo opere numa seqüência completa de desligar-religar automático evitando bloqueios indesejáveis devido a faltas de origem passageiras. Caso o curto-circuito seja permanente desliga pela terceira vez ficando o disjuntor bloqueado com os contatos abertos. De uma maneira geral os relés de religamento devem possuir as seguintes características principais: - dois religamentos automáticos - tempo de neutralização e rearme (tempo de guarda) - bloqueio automático de religamento quando do fechamento manual - nos relés que permitem bloqueio de religamento por altas correntes, deverá ser habilitado o bloqueio do religamento automático, quando a atuação da proteção for por uma corrente de falta maior ou igual a 6000 A. Ajustes:

Os tempos de religamento (intervalo entre o desligamento e religamento automático) e de neutralização normalmente ajustados na ELEKTRO são os seguintes: Primeiro tempo de religamento 0,5 segundos Segundo tempo de religamento 15 a 20 segundos Tempo de neutralização e rearme (tempo de guarda) 30 a 60 segundos

9.4.1.3. Religadores tipo subestação

Seleção:

• S/E´s de Distribuição de 34,5 kV Para utilização nas S/E´s 34,5 - 13,8 kV da distribuição, os religadores tipo S/E já são convenientemente especificados. • S/E´s de Distribuição de tensões superiores a 34,5 kV


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Para utilização nas S/E´s supridas por tensões superiores a 34,5 kV, deve ser verificado o que segue: - A tensão nominal do religador deve ser compatível com a do ponto (13,8 a 34,5 kV). - A corrente nominal do religador deve ser superior à corrente de carga equivalente à demanda máxima futura. - A capacidade de interrupção nominal do religador deve ser superior à máxima corrente de curto-circuito assimétrico. Caso esta situação não possa ser atendida, em última hipótese deve ser maior que a máxima corrente simétrica multiplicado por um fator de 1,3 na referida subestação.

Ajustes:

S/E´s de Distribuição de 34,5 kV Para S/E´s de 34,5 kV os ajustes podem ser efetuados de forma semelhante aos estabelecidos para religadores tipo poste (ver item 8.4.1.4) que são instalados nas redes de distribuição, tendo em vista que nestas S/E´s as correntes de curto-circuito são baixas, ou seja: (a) Disparo de Fase Elemento temporizado I mín. de disparo de fase > I demanda máxima futura I mín. de disparo de fase < menor Icc2F na zona supervisionada Elemento instantâneo I instantâneo de fase > Itm (corrente transitória de magnetização dos transformadores) (b) Disparo de Terra Elemento temporizado do sensor convencional (tempo dependente) I mín. de disparo de terra > I mín. de disparo do RAI I mín. de disparo de terra < menor IccFT mínima na zona supervisionada Elemento instantâneo I instantâneo de terra = menor ajuste disponível I instantâneo de terra > 20 A Elemento temporizado do sensor de alta impedância (tempo definido) 6 A < RAI < 12 A (c) Ajuste de tempo 3 segundos < tempo do RAI < 5 segundos Os elementos temporizados dos sensores de fase e de terra convencional deverão ser ajustados de forma a permitir seletividade para faltas permanentes. (d) Número de operações para bloqueio 1 < número de operações para bloqueio < 4 (e) Seqüência de operações Nos religadores tipo S/E, seleciona-se o número de operações rápidas (instantâneas) de modo que o número de operações lentas (temporizadas) é a diferença entre o número de operações para bloqueio e o número de operações rápidas (instantâneas).


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Exemplo: Seqüência de operações desejada: 1 rápida e 3 lentas Ajustes para obtenção da seqüência de operações acima Número de operações para bloqueio = 4 Número de operações rápidas (instantâneas) = 1 (f) Tempo de religamento Nos religadores tipo S/E, é recomendável ajustar os tempos de religamento em: - Tempo do primeiro religamento = 1 segundo - Tempo do segundo religamento > 6 segundos - Tempo do terceiro religamento > 6 segundos O tempo mínimo, a partir do segundo religamento, de 6 segundos é necessário para permitir o carregamento motorizado da mola de fechamento. (g) Tempo de rearme Ajuste recomendado: 40 segundos < tempo de rearme < 60 segundos Para maiores detalhes, consultar o item 8.4.1.4. No caso de existência de dois religadores em série no alimentador, o religador tipo S/E deverá ser ajustado da mesma forma que os estabelecidos para religadores tipo S/E de subestações de distribuição de tensões superiores a 34,5 kV.

9.4.1.4. Religadores tipo poste

Seleção: Constatada a viabilidade de instalação do religador em um ponto da rede de distribuição, para a seleção do mesmo deve ser considerado os seguintes requisitos: - A tensão nominal deve ser compatível com a da rede (13,8 ou 34,5 kV). - A corrente nominal deve ser superior à corrente de carga equivalente à demanda máxima futura no ponto, se o religador for eletrônico e, superior ao dobro da corrente de carga equivalente à demanda máxima futura no ponto se o religador for hidráulico, ou seja:

RL eletrônico: I nominal do RL > I demanda máxima futura RL hidráulico: I nominal do RL < 2 x (I demanda máxima futura)

- A capacidade de interrupção nominal do religador deve ser maior que a máxima corrente de curto-circuito assimétrica calculada no ponto. Obs.: Para religadores que utilizam bobina série atentar para a diminuição da capacidade de interrupção para valores baixos de corrente nominal de bobina série. Ver tabela de capacidade de interrupção de religadores hidráulicos no Anexo VII. Em situações de utilização de dois religadores em série sendo um hidráulico e outro eletrônico, quando a corrente de carga é elevada no equipamento do lado fonte, é desejável que se instale o religador eletrônico na retaguarda devido ao religador hidráulico funcionar com bobina série acarretando um ajuste de corrente de disparo elevado dificultando a sensibilização para as correntes de curto-circuito na zona sob sua supervisão.


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Ajustes: Ajuste da corrente mínima do disparo de fase Religadores Eletrônicos (SEV, KFE, RXE, ESV, etc.) Os ajustes destes equipamentos devem satisfazer as seguintes condições: - a corrente mínima de disparo de fase deve ser maior que a corrente de carga equivalente à demanda máxima futura levando em consideração também a corrente em condições de manobra; - a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior a corrente de pickup da proteção de retaguarda descontando a diferença da corrente de carga na proteção de retaguarda da corrente de carga no religador; - a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior a menor corrente de curto-circuito fase-fase na zona supervisionada. Resumindo temos:

I mínima de disparo de fase do RL > I demanda máxima futura I mínima de disparo de fase do RL < I pickup de fase da PR - (Icpr - Icrl)

onde, PR = proteção de retaguarda Icpr = corrente de carga na proteção de retaguarda Icrl = corrente de carga no religador

1,2 x I mínima de disparo de fase do RL < Menor Icc2F na zona supervisionada Religadores Hidráulicos (KF, OYT, R, RV, etc.) Para estes religadores, o disparo de fase é feito através da operação de bobina série conectada diretamente no circuito de força do religador. A corrente mínima de disparo de fase com a bobina série é igual a duas vezes sua corrente nominal, ou seja:

I disparo de fase do RL = 2 x In bobina série do RL

Para estes equipamentos o ajuste da proteção de fase deve atender as condições a seguir: - a corrente nominal da bobina série deve ser maior que a corrente de carga equivalente à demanda máxima futura levando em consideração também a corrente em condições de manobra; - a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior à corrente de pickup da proteção de retaguarda descontando a diferença da corrente de carga na proteção de retaguarda da corrente de carga no religador; - a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior à menor corrente de curto-circuito fase-fase na zona supervisionada. Resumindo temos:

In bobina série do RL > I demanda máxima futura

I mínima de disparo de fase do RL < I pickup de fase da PR - (Icpr - Icrl)


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onde, PR = proteção de retaguarda Icpr = corrente de carga na proteção de retaguarda Icrl = corrente de carga no religador

1,2 x I mínima de disparo de fase do RL < Menor Icc2F na zona supervisionada

Ajuste da corrente mínima do disparo de terra Para o ajuste do disparo de terra dos religadores são levados em consideração o seguinte: - A corrente mínima de disparo de terra deve ser menor que 90% do ajuste do relé de sobrecorrente de terra de alta impedância (RAI) da subestação devido à proteção do RL possuir erros admissíveis de 10% sobre o valor ajustado além dos erros de relação dos TC's do próprio RAI do cubículo B. Também deve ser inferior à menor corrente de curto-circuito fase-terra mínimo no final da zona supervisionada, ou seja:

6 A < I mínima de disparo de terra do RL < 0,9 x I atuação do RAI

Obs.: No caso da zona supervisionada não possuir cargas MRT, a corrente mínima de disparo de terra pode ser ajustada em até 5 A. A proteção de terra normalmente é do tipo eletrônico sendo a corrente ajustada através da escolha de resistores (KF, KFE e RV) ou através do controle de corrente de entrada no circuito pela escolha de tap de transformador auxiliar em conjunto com resistor denominado de módulo calibrador (relé RESCO utilizado nos religadores SEV e ESV), ou ainda atuando diretamente na bobina de disparo (OYT). Ajuste do número de operações para bloqueio O número de operações para bloqueio é o número de operações que o religador efetua dentro de uma seqüência de operação até a sua abertura definitiva (Bloqueio Aberto), se a falta for permanente ou se ela persistir dentro do intervalo da seqüência mencionada. Este número é ajustável de 2 a 4 operações para bloqueio, sendo normalmente ajustado em 4. Curvas de atuação Tempo x Corrente Nos religadores tanto a proteção de fase quanto a proteção de terra permitem, de forma independente, a escolha de duas curvas características Tempo x Corrente sendo uma rápida e uma lenta. Alguns religadores têm várias curvas rápidas e lentas podendo ser escolhidas uma de cada. A escolha da curva rápida e da lenta, bem como o ajuste da seqüência de operações rápidas e lentas até o bloqueio aberto do religador, depende somente da coordenação que se deseja fazer com outros dispositivos de proteção. As operações na curva rápida tem a finalidade de eliminar faltas de origem passageiras, e as operações na curva lenta garante a seletividade proporcionando coordenação com elos fusíveis e seletividade com os equipamentos de proteção instalados em série à jusante do mesmo, para as faltas de origem permanente.


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A figura a seguir mostra as curvas típicas de atuação tempo x corrente de religadores.

Legenda: A = Curva rápida de fase do religador KFE B = Curva lenta de fase do religador KFE 1 = Curva rápida de terra do religador KFE 4 = Curva lenta de terra do religador KFE

Tempo de Religamento O tempo de religamento é o tempo compreendido entre uma operação de abertura e a subsequente operação de fechamento automático do religador. Este tempo quando é disponível para ajuste, é definido de acordo com a filosofia de proteção adotada, em função da coordenação com os demais equipamentos de proteção. Em alguns religadores este tempo é fixo em torno de 2 segundos (KF, KFE, RV e OYT), em outros ajustáveis através de plugues (SEV e ESV que utilizam relé RESCO) e, neste caso, se não houver problemas com o avanço acumulado do disco de indução dos relés eletromecânicos das subestações, é recomendável ajustá-los em: Tempo do primeiro religamento = 1,25 segundos Tempo do segundo religamento = 2,5 segundos Tempo do terceiro religamento = 2,5 segundos Estes ajustes permitem uma melhor coordenação com os elos fusíveis.


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Tempo de Rearme O tempo de rearme é o tempo requerido para que o religador retorne à sua seqüência inicial após uma operação com sucesso, ou seja, o tempo para zerar o contador do número de operações para bloqueio (apto para executar a seqüência de operação completa novamente). Este tempo, quando ajustável, deve levar em consideração a capacidade do religador executar todo o ciclo de operação após a seqüência de operação máxima executada antes do bloqueio definitivo. Em alguns religadores este tempo é fixo e acumulativo por operação realizada (KF, KFE, RV e OYT). Este tempo está em torno de 1,75 minutos por operação realizada para a OYT e 1,5 minutos para o KF, KFE e RV, ou seja, estes religadores podem acumular um tempo de rearme de 5,25 e 4,5 minutos respectivamente, antes da última operação para bloqueio, se os mesmos estiverem ajustados em 4 operações para bloqueio. Em outros religadores este tempo é ajustável através de plugues e independe do estágio da seqüência de operação em que o mesmo esteja (SEV e ESV que utilizam relé RESCO). Recomenda-se ajustar o tempo de rearme em 40 segundos nestes religadores, ou seja:

Tempo de rearme = 40 segundos

A figura a seguir ilustra uma seqüência de operação (2 rápidas + 2 lentas) completa do religador com bloqueio na posição aberta.

Legenda: Icc = Corrente de curto-circuito Ic = Corrente de carga R = Operação na curva rápida L = Operação na curva lenta tr = Tempo de religamento

9.4.1.5. Seccionalizadores

Seleção: Após definido o ponto de instalação do seccionalizador deverão ser verificados os seguintes requisitos: - A tensão nominal deve ser compatível com a tensão da rede (13,8 kV). - O nível básico de isolamento para impulso (NBI) deve ser compatível com a classe de tensão do sistema (para classe 15 kV → 95 kV e 110 kV). - A corrente nominal deve ser maior que a corrente de carga equivalente à demanda máxima futura no ponto. - A corrente nominal deverá ser maior ou igual à corrente mínima de disparo de fase do religador de retaguarda.


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- O tempo equivalente na corrente de curto-circuito simétrica máxima no ponto de instalação não deve exceder a capacidade de curta duração do SL, em função do maior tempo de abertura do equipamento de proteção de retaguarda. Em seccionalizadores hidráulicos atentar para as limitações de capacidade com a bobina série utilizada. Vide características do seccionalizador OYS no Anexo VII. - A capacidade momentânea do seccionalizador deverá ser superior à corrente de curto-circuito assimétrica máxima no ponto de instalação. - É recomendável que a corrente mínima de carga seja superior a 3,5 A onde for instalado o seccionalizador GN3E. Ajustes: Ajustes das correntes de atuação de fase Na proteção de fase dos seccionalizadores a corrente mínima de atuação é ajustada para ser sensibilizada o mais próximo de 80% da corrente mínima de disparo de fase do religador, ou seja:

I mínima de atuação de fase do SL < 0,8 x I mínima de disparo de fase do RL

Esta expressão é válida quando tanto o seccionalizador quanto o religador são eletrônicos (por exemplo, o SL GN3E com RL KFE). No caso de instalação de seccionalizador hidráulico (OYS da Reyrolle) à frente de religador hidráulico (OYT, KF ou R), a corrente nominal da bobina série do SL deverá ser a mesma da bobina série do RL, que equivale a 80% do disparo de fase do RL, pois o SL é sensibilizado com 1,6 x In bobina série e o RL com 2 x In bobina série, ou seja:

In bobina série do SL < In bobina série do RL

Para o mesmo seccionalizador hidráulico (OYS) à frente de religador eletrônico (SEV, KFE, etc.) a escolha da corrente nominal da bobina série do SL é da seguinte forma:

In bobina série do SL < (I mínima de disparo de fase do RL)/2

No caso de instalação de seccionalizador eletrônico (GN3E da McGraw Edison) à frente de religador hidráulico (KF, OYT, etc.) a escolha do resistor para a corrente de atuação de fase é da seguinte forma:

I mínima de atuação de fase do SL < 1,6 x In bobina série do RL

A tabela a seguir resume os ajustes dos SL´s com os RL´s hidráulicos e eletrônicos:

RL SL Eletrônico Hidráulico

Eletrônico I mín. de atuação de fase do SL

< 0,8 x I mín. de disparo de fase do RL

I mín. de atuação de fase do SL <

1,6 x In bobina série do RL

Hidráulico In bobina série do SL

< I mín. de disparo de fase do RL/2

In bobina série do SL <

In bobina série do RL

A corrente mínima de atuação de fase do SL deve ser inferior à menor corrente de curto-circuito fase-fase no final da zona supervisionada tanto do SL quanto do RL, ou seja:


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I mín. de atuação de fase do SL < menor Icc2F na zona supervisionada pelo SL e RL

Ajustes da corrente de atuação de terra A proteção de terra dos seccionalizadores é ajustada para ser sensibilizada o mais próximo de 80% da corrente mínima de disparo de terra do religador, ou seja:

6 A < I mínima de atuação de terra do SL < 0,8 x I mínima de disparo de terra do RL

Obs.: No caso de não existência de MRT na zona supervisionada pelo SL a corrente mínima de atuação de terra do SL pode ser ajustada em até 4 A. Ajuste do número de contagens para abertura O ajuste do número de contagens para abertura do seccionalizador deverá ser no máximo igual ao do número de operações para bloqueio do religador menos um, ou seja:

No. de contagens p/ abertura do SL < (No. de operações p/ bloqueio do RL) - 1

9.4.2. Coordenação / Seletividade

9.4.2.1. Seletividade entre Chaves Fusíveis

Apesar de desejável, a seletividade entre chaves fusíveis acontece somente para uma faixa de corrente. Para se conseguir seletividade entre fusíveis é desejável que o máximo tempo de interrupção do fusível protetor não exceda a 75% do mínimo tempo de fusão do elo protegido, ou seja:

t máx. interrup. fusível protetor < 0,75 x t mín. fusão elo protegido


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Para verificação da seletividade entre chaves fusíveis com elos H e K, ver tabela a seguir.

TABELA DE SELETIVIDADE DE ELOS FUSÍVEIS

Elo Protetor

Corrente Corrente Máxima de Defeito

Elo de Retaguarda Nom. Adm. Mín. de Defeito

ELO IN IAD 4 x IN 8 K 10K 12K 15 K 20 K 25 K 30 K 40 K 50 K 65 K

1H 1 1 4 125 280 380 510 650 840 1060 1340 1700 2200 2H 2 2 8 45 220 450 650 3H 3 3 12 45 220 450 650 5H 5 5 20 45 220 450 650 840 1060 1340 1700 2200

6K (*) 6 9 24 190 350 510 660 840 1060 8K 8 12 32 210 440 650 840 1060 10K (*) 10 15 40 300 540 840 1060

12K 12 18 48 320 710 1050 15K (*) 15 23 60 430 870 1340 20K 20 30 80 500 1100 1700

25K (*) 25 38 100 660 1350 2200 30K 30 45 120 850 1700 40K (*) 40 60 160 1100

50K 50 75 200 65K (*) 65 98 260

(*) Preferenciais Obs.: As curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K estão mostradas no item 8.4.1.1.

9.4.2.2. Seletividade Fusível (lado fonte) / Religador

Esta situação ocorre normalmente nas SE´s 34,5 – 13,8 kV, onde a proteção do lado da alta tensão do transformador de força abaixador é efetuada com a utilização de chaves fusíveis. Para se ter seletividade nessa condição, o mínimo tempo de fusão do elo fusível deve ser maior que o tempo médio de interrupção na curva lenta do religador multiplicado por um fator K1. Este fator é definido em função da seqüência de operação e dos tempos de religamento do religador, que vão pré aquecendo o elo fusível. Os valores de K1 estão definidos na tabela a seguir:

SEQÜÊNCIA DE OPERAÇÃO Tempo de

religamento (em segundos)

Fator K1 Operações: 2 rápidas +

2 temporizadas Operações: 1 rápida + 3

temporizadas Operações:

4 temporizadas 0,5 2,6 3,1 3,5 1,0 2,1 2,5 2,7 1,5 1,85 2,1 2,2 2,0 1,7 1,8 1,9

Obs.: 1. Cuidados deverão ser tomados quando se refletir as correntes de falta de um dos lados do referido transformador face ao tipo de conexão. Logo, recomenda-se efetuar uma análise em termos de componente simétrica nestes casos. Ex.: Curto-circuito fase-fase na BT de transformador triângulo-estrela reflete a intensidade de um curto trifásico em uma das fases da AT. 2. Não é permitido o uso de fusível como proteção de retaguarda de religadores em um mesmo nível de tensão.


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A figura a seguir ilustra as curvas do elo fusível de forma seletiva com a curva lenta do religador.


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9.4.2.3. Coordenação Religador / Fusível

As curvas de atuação e a seqüência de operação recomendável para a coordenação entre o religador e os elos fusíveis são 2 operações rápidas e 2 operações lentas. No entanto, como os religadores hidráulicos possuem tempo de rearme muito alto (como mencionado anteriormente) em épocas chuvosas com temporais com grande quantidade de descargas atmosféricas, em curtos intervalos de tempo, fazem com que o religador bloqueie muitas vezes indevidamente e, neste caso, é recomendável ajustar a seqüência de operação em 1 operação rápida e 3 operações lentas. Lembramos também que a combinação da seqüência de operação é independente para os ajustes de fase e terra nos religadores KF, KFE e RV, e é única no SEV, ESV, ES560 e OYT. A coordenação da proteção de fase e terra do religador com os elos fusíveis é assegurada quando: - Para o valor de corrente máxima de falta (3F e FT) na zona de proteção mútua (RL e elo fusível), o tempo mínimo de fusão do elo é superior ao tempo de atuação na curva de operação rápida (fase e terra) do religador, multiplicado por um fator K2, onde este é função do número de operações rápidas e do tempo de religamento entre as operações rápidas, ou seja:

t mín. de fusão do elo fusível > (t atuação na curva rápida do RL) x K2

- Para o valor da corrente mínima de falta (2F ou FT) na zona de proteção mútua (RL e elo fusível), o tempo máximo de interrupção do fusível não seja superior ao tempo de atuação na curva lenta do religador, ou seja:

t máx. de interrupção do fusível < t atuação na curva lenta do RL

A faixa de coordenação entre a chave fusível e o religador é determinado pelas duas inequações anteriormente apresentadas, que estabelecem o ponto de máximo e mínimo.


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A figura a seguir mostra a faixa de coordenação religador / fusível.

A tabela a seguir mostra o valor do multiplicador K2 em função do número de operações rápidas e do tempo de religamento.

Tempo de religamento

(em segundos)

Multiplicador K2 (elo do lado da carga)

1 rápida 2 rápidas

0,5 1,3 1,5 1,0 1,3 1,5 1,5 1,3 1,5 2,0 1,3 1,5


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9.4.2.4. Coordenação Religador / Religador

A aplicação de no máximo 2 religadores em série está de acordo com a orientação da filosofia básica de proteção. O método de coordenação de religador com outro religador em série se baseia na suposição de que na base de 60 ciclos, suas curvas tempo x corrente separadas mais de 12 ciclos (200 milisegundos) não operarão simultaneamente, e menos de 12 ciclos poderão operar simultaneamente. A coordenação entre religadores instalados em série, tem como base o seguinte: para qualquer falta transitória ou permanente na zona de proteção mútua, o religador mais próximo dessa deve antecipar sua operação, sem deixar que o religador de retaguarda opere em sua curva lenta. Portanto, para obter coordenação e seletividade, a diferença entre os tempos de operação das curvas lentas dos religadores deverá ser maior que 0,2 segundos para a faixa de corrente da zona de proteção mútua. Existem várias formas para se conseguir coordenação entre religadores envolvendo os vários tipos de ajustes. Recomenda-se para se ter uma boa coordenação as combinações a seguir: • Correntes de disparo iguais com curvas lentas diferentes. • Correntes de disparo diferentes com curvas lentas diferentes. • Correntes de disparo diferentes com curvas lentas iguais e seqüência de operações diferentes. • Correntes de disparo diferentes com curvas lentas diferentes e seqüência de operações diferentes.


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A figura a seguir ilustra uma coordenação religador / religador com correntes de disparo de fase e terra diferentes com curvas lentas diferentes.

Na curva rápida os dois religadores atuarão simultaneamente na maioria das vezes. Desta forma, as seqüências de operações mais adequadas para os religadores são 2R + 2L para o RL protetor e 1R + 3L para o RL retaguarda.


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9.4.2.5. Seletividade Relé / Fusível

A seletividade estará garantida quando se mantém no mínimo 0,2 segundos de diferença entre o máximo tempo de interrupção do fusível à frente (jusante) do disjuntor e o tempo de atuação do relé de sobrecorrente e o máximo tempo de interrupção do fusível seja inferior a 75% do tempo de atuação do relé na curva temporizada, o que for mais crítico, em toda a faixa de corrente de curto-circuito envolvida na zona de proteção da chave fusível, ou seja:

t atuação temporizado do relé > t máx. de interrupção do fusível + 0,2 segundos

t máx. de interrupção do elo < 0,75 x t atuação temporizado do relé

Atentar para que não sejam efetuados ajustes nos relés exageradamente elevados, pois os mesmos deverão, também, garantir a seletividade com os relés de retaguarda localizados no cubículo geral (tipo A) da subestação. Para a proteção contra falta à terra com o relé de sobrecorrente de neutro de alta impedância (RAI), a consideração para a seletividade na menor corrente é na interseção da curva do RAI com a curva do relé de neutro convencional. Para correntes de curto-circuito fase-terra abaixo desse valor até a corrente de pick-up ajustada no RAI, a seletividade é comprometida na maioria dessa faixa. A figura a seguir ilustra a condição de seletividade relé / elo utilizando-se de relé de neutro convencional e relé RAI.


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Legenda: RN = Curva tempo x corrente do relé de neutro RAI = Curva do relé de neutro de alta impedância


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9.4.2.6. Seletividade Relé / Religador

As condições para se ter seletividade entre relé e religador são as seguintes: - A corrente de disparo de fase do RL deve ser menor que a corrente de pick-up de fase da proteção de retaguarda descontando a diferença da corrente de carga na proteção de retaguarda da corrente de carga no religador, ou seja:

I disparo de fase do RL

< I pick-up de fase da PR – (Icpr – Icrl)

onde, PR = proteção de retaguarda Icpr = corrente de carga atual na proteção de retaguarda Icrl = corrente de carga nominal do religador - A corrente de disparo de terra do religador seja inferior a 90% do ajuste do relé de sobrecorrente de alta impedância (RAI).

I mínima de disparo de terra do RL

< 0,90 x I pick-up do relé RAI

- O intervalo entre os tempos máximos de atuação das curvas lentas de fase e terra do religador, especificados pelo fabricante e os tempos de atuação dos relés de sobrecorrente de fase e neutro, respectivamente, sejam superiores a 0,2 segundos, e o tempo de atuação na curva lenta do religador não ultrapasse em 80% do tempo de atuação do relé em toda a faixa de curto-circuito na zona de supervisão do religador, o que for mais crítico. Esta consideração é válida para relés de sobrecorrente estáticos e digitais (numéricos), pois o seu tempo de rearme é praticamente instantâneo.

t atuação do relé de fase e neutro > t curva lenta de fase e terra do RL + 0,2 segundos

e

t curva lenta de fase e terra do RL < 0,8 x t atuação do relé de fase e neutro

Para a seletividade entre relés de sobrecorrente eletromecânicos (indução) com religadores, deve ainda ser verificado o avanço acumulado do disco de indução do relé durante os tempos de operação e religamento automático do religador. A condição adicional para se ter seletividade entre relé de sobrecorrente eletromecânico e religador é que o percurso acumulado (avanços / restabelecimentos parciais) do disco de indução do relé na seqüência de operação completa do religador seja inferior a 80% em qualquer valor da faixa de corrente de curto-circuito da zona supervisionada pelo religador.


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A figura a seguir ilustra uma seletividade relé / religador.

Legenda: C e F = Curvas rápida e lenta de fase do RL 1F e 1D = Curvas rápida e lenta de terra do RL RF = Curva temporizada do relé de fase RN = Curva temporizada do relé de neutro RAI = Curva do relé de neutro de alta impedância Verificação do Avanço do disco de indução do Relé Eletromecânico Para se fazer a verificação do avanço do disco de indução deve ser comparado os tempos de atuação do relé de fase com os tempos de atuação da proteção de fase do religador na curva lenta em seu ponto mais crítico em termos percentuais, ou seja, onde a relação tempo de atuação da proteção de fase do religador na curva lenta / tempo de atuação do relé de fase é máxima em toda a faixa de curto-circuito trifásico ou fase-fase na zona de proteção do religador. Processa-se da mesma forma para as proteções de terra. Ponto de verificação = relação máxima entre t atuação na curva lenta do RL / t atuação do relé Exemplo: Proteção de Fase Faixa de curto-circuito na zona mútua: 360 a 2500 A

Corrente: 360 A 2500 A t atuação do relé (s) 3 0,5


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t atuação do RL na curva lenta (s) 2,1 0,25 t RL / t relé 0,7 0,5

Logo, para a verificação dos avanços acumulados do relé eletromecânico deverá ser comparado os tempos na corrente de 360 A. Segue abaixo um modelo para verificação do avanço do disco de indução do relé eletromecânico:

Dados do Relé Time Level ........................................................... % Tempo de Operação ........................................... segundos Tempo de Restabelecimento .............................. segundos (p/ o TL ajustado)

RELIGADOR RELÉ DE FASE

Oper. Curva T. Oper. (s) T. Relig. (s) Avanço (%) Rest. (%) Avanço Acum.(%)

1a 2a 3a 4a

Legenda: T. Oper. (s) = Tempo de operação do religador (em segundos) na corrente mais crítica T. Relig. (s) = Tempo de religamento do RL (em segundos) Avanço (%) = Avanço do disco de indução (contato móvel) do relé durante o tempo de operação do religador (em porcentagem do percurso total) Rest. (%) = Recuo do contato móvel do relé durante o tempo de religamento do religador (em porcentagem do restabelecimento total do contato móvel) Avanço Acum. (%) = Percurso acumulado do contato móvel do relé (em porcentagem) Segue exemplo para obtenção do percurso acumulado do relé na seqüência de operação completa do religador. Dados do relé de neutro: Time Level = 20% Tempo de Operação = 2 seg. Tempo de Restabelecimento = 9 seg. (para Time Level de 20%) Cálculo do avanço do relé para cada operação do RL: Tempo de Operação do relé = 2 seg. ⇒ 100% 1a

operação do RL = 0,09 seg. ⇒ 4,5% 2a

operação do RL = 0,9 seg. ⇒ 45% 3a

operação do RL = 0,9 seg. ⇒ 45% 4a

operação do RL = 0,9 seg. ⇒ 45% Cálculo do restabelecimento do relé: Tempo de Restabelecimento total = 9 seg. ⇒ 100% 1o religamento do RL = 1,25 seg. ⇒ 13,9% 2o religamento do RL = 2,5 seg. ⇒ 27,8% 3o religamento do RL = 2,5 seg. ⇒ 27,8%


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RELIGADOR RELÉ DE NEUTRO (TL = 20%)

Oper. Curva T. Oper. (s) T. Relig. (s) Avanço (%) Rest. (%) Avanço Acum. (%) 1a 1F 0,09 1,25 4,5 13,9 0 2a 1D 0,9 2,5 45 27,8 17,2 3a 1D 0,9 2,5 45 27,8 34,4 4a 1D 0,9 – 45 – 79,4

Conclusão: O percurso acumulado do disco de indução do relé de terra durante todo o ciclo de operação do religador de 79,4% < 80%, guarda margem de segurança suficiente para não provocar a atuação indevida (simultânea) do relé. Em situações em que o percurso acumulado ultrapassa 80%, existem as seguintes alternativas para diminuí-lo: - Aumentar o tempo de religamento do RL, quando o mesmo permite. - Aumentar o Time Level do relé. - Alterar a seqüência de operação do RL aumentando o número de operações rápidas.

9.4.2.7. Coordenação Religador / Seccionalizador

Para se obter coordenação entre religador e seccionalizador em série, devem ser atendidos os seguintes requisitos: - A corrente mínima de atuação do SL deve ser ajustada o mais próximo de 80% do ajuste da corrente mínima de disparo do RL tanto para a proteção de fase quanto para a proteção de terra.

I mín. de atuação de fase e terra do SL < 0,8 x I mín. de disparo de fase e terra do RL - O RL deve ser capaz de sentir as correntes mínimas de defeito na zona supervisionada pelo SL. I mín. de disparo e atuação de fase do RL e SL

< Menor Icc2F na zona supervisionada pelo RL e SL

I mín. de disparo e atuação de terra do RL e SL

< Menor IccFT mín. na zona supervisionada pelo RL e SL

- O número de contagem para abertura (bloqueio) do SL deve ser ajustado para no máximo o número de operações para bloqueio do RL menos um.

No de contagem p/ bloqueio do SL < (No de operações p/ bloqueio do RL) – 1

A coordenação entre o religador e o seccionalizador também depende do tempo de retenção de memória do seccionalizador, que é o tempo necessário para o seccionalizador "esquecer" uma contagem. Logo, a coordenação entre o religador e o seccionalizador é assegurada quando, em uma condição de falta permanente, o somatório dos tempos de operação e religamento do religador (TTA) a partir da primeira contagem, não exceda ao tempo de memória do seccionalizador. A figura a seguir ilustra a coordenação Religador / Seccionalizador com a seqüência de operação do Religador ajustada para 1 rápida e 3 lentas e o seccionalizador ajustado em três contagens para bloqueio.


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Para a situação de coordenação religador / seccionalizador acima, o tempo de retenção de contagem (memória) do seccionalizador deverá ser o que segue:

Tempo Total Acumulado (TTA) = tr1 + L1 + tr2 + L2 Tempo de memória do SL > TTA

Para o SL eletrônico GN3E → T memória ~ 60 segundos, e para o SL OYS → T memória ~ 40 segundos. Os tempos de operação L1 e L2 do RL deverão ser os equivalentes às menores correntes de curto-circuito na zona supervisionada que são os de maiores tempos de operação. Os seccionalizadores também podem ser utilizados em conjunto com disjuntores de SE´s providos de relés de religamento, desde que se leve em consideração o tempo de retenção de contagem (memória) do SL na verificação de coordenação. Caso contrário, poderá haver bloqueio simultâneo.

9.4.2.8. Coordenação Religador / Seccionalizador / Elo Fusível

Para se obter a coordenação são necessários os requisitos da coordenação religador / seccionalizador e religador / fusível. Considerando-se que é utilizado apenas 1 seccionalizador em série com o religador, as opções de coordenação são: a) Seqüência de operação do religador ajustado em 1 rápida e 3 lentas, e número de contagens para bloqueio do seccionalizador ajustado em 3, quando os SL´s não possuem restritor de contagem por tensão ou por corrente, como é o caso do seccionalizador OYS. b) Seqüência de operação do religador ajustado em 2 rápidas e 2 lentas, e número de contagens para bloqueio do seccionalizador ajustado em 3, quando os SL´s possuem restritor de contagem por tensão ou por corrente, como é o caso do seccionalizador GN3E que possui restritor de contagem por corrente. Obs.: 1. Este ajuste só pode ser efetuado quando a corrente mínima de carga for comprovadamente superior a 3,5 A que é o valor mínimo necessário para que o restritor funcione adequadamente. 2. O RL deve ter o tempo de rearme ajustável, como é o caso do RL 280 SEV 1506. 3. Caso as condições (1) e (2) não sejam atendidas o RL deve ser ajustado na seqüência de operação 1 rápida + 3 lentas. As figuras a seguir ilustram as duas opções de coordenação.


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RL → Seqüência de operação: 2R + 2L SL com restritor (corrente ou tensão) → No de contagens p/ bloqueio: 2

RL → Seqüência de operação: 1R + 3L SL → No de contagens p/ bloqueio: 3 Recomenda-se não instalar o SL GN3E em pontos onde a corrente de carga for inferior a 3,5 A, pois como durante o curto-circuito tem-se de carregar o capacitor do sistema de alimentação do circuito eletrônico do SL, o mesmo pode não conseguir em algumas situações, efetuar a contagem na curva rápida do RL, devido ao curto intervalo de tempo envolvido, podendo haver bloqueio simultâneo do RL e SL. Para situações de corrente de carga muito baixa o mais adequado seria que o SL possuísse o restritor de contagem por tensão, pois o SL só contaria na condição de curto-circuito quando a tensão caísse a zero, ou seja, conta apenas quando da operação do RL. Em virtude do custo elevado, não se optou pelo uso do dispositivo restritor de contagem por tensão em nossos seccionalizadores.

9.4.3. Chaves Bay-Pass para Religadores e Seccionalizadores

Bay-Pass com Chave Faca – Deverá ser aplicada quando as correntes de falta (Icc2F) envolvidas na zona de proteção principal do religador "bay-passado" sensibilizem a proteção de retaguarda, ou seja, quando:

1,2 x I pick-up de fase da proteção de retaguarda

< Menor Icc2F na zona de proteção principal do RL


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Bay-Pass com Chave Fusível – Deverá ser aplicada quando as correntes de falta (Icc2F) envolvidas na zona de proteção principal do religador "bay-passado" não sensibilizem a proteção de retaguarda, ou seja, quando:

1,2 x I pick-up de fase da proteção de retaguarda

> Menor Icc2F na zona de proteção principal do RL

A seleção, dimensionamento e seletividade da chave fusível e respectivo elo fusível, deverão seguir as orientações contidas nos itens 8.4.1 e 8.4.2 desta norma. Obs.: Na impossibilidade de utilização de bay-pass com chave fusível no religador por problema de corrente de carga e existindo seccionalizador(es) à frente do religador, neste caso a chave fusível poderá ser instalada no(s) respectivo(s) bay-pass do(s) seccionalizador(es).

9.4.4. Proteção com Chave Fusível Repetidora de 3 Operações

Para utilização de chaves fusíveis repetidoras de 3 operações nas redes de distribuição, deverão ser considerados para a sua coordenação e seletividade com outros equipamentos de proteção, os itens a seguir.

9.4.4.1. Coordenação Religador / Chave Fusível Repetidora

Para um curto-circuito qualquer na zona de proteção da chave fusível repetidora onde a corrente de curto sensibilize o elo fusível da respectiva chave, bem como a proteção de fase do religador de retaguarda, a coordenação ficará garantida quando o tempo máximo de interrupção de uma unidade da chave fusível repetidora for inferior ou igual ao tempo da curva lenta de fase do religador menos 0,2 segundos e ainda menor ou igual a 75%, respectivamente, ou seja:

T máx. de interrupção da chave fusível repetidora

< (T disparo de fase na curva lenta do RL) – 0,2 segundos

e

T máx. de interrupção da chave fusível repetidora

< 0,75 x T disparo de fase na curva lenta do RL

Obs.: Escolher o menor elo fusível possível para permitir o máximo de seletividade com a curva lenta da proteção de terra do religador.

9.4.4.2. Seletividade Relé x Chave Fusível Repetidora

Relé de sobrecorrente eletrônico de neutro x chave fusível repetidora Seletividade conforme item 8.4.2.5 desta norma, ou seja:

T máx. de interrupção da chave < 0,75 x Tempo do relé de neutro

e

T máx. de interrupção da chave ≥ (Tempo do relé de neutro) – 0,2 segundos Relé de sobrecorrente eletrônico de neutro x chave fusível repetidora Considerar o avanço acumulado do disco de indução e efetuar a mesma avaliação como é feita na seletividade relé eletromecânico x religador, conforme item 8.4.2.6 desta norma, considerando o tempo de religamento igual a 0,4 segundos, ou seja:


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CHAVE REPETIDORA COM ELO K RELÉ DE FASE E NEUTRO TL Oper. T. máx. Interrupção (s) T. Relig. (s) Avanço (%) Rest. (%) Avanço Acum. (%)

1a 0,4 2a 0,4 3a 0,4

Na 3a operação da chave repetidora o avanço acumulado do relé deverá ser < a 75% e < 0,2 segundos. Obs.: Considerando que pode haver modelos diferentes entre relés de fase e neutro, consequentemente com tempos de rearme diferentes, deverá ser verificado o avanço acumulado para os dois relés.

9.4.4.3. Seletividade Chave Fusível x Chave Fusível Repetidora

Para a proteção chave fusível x chave fusível repetidora ser seletiva com a chave fusível a montante da chave repetidora, deverá ser atendida a seguinte inequação:

3 x tempo máximo de interrupção de uma unidade da chave fusível repetidora

<

0,75 x tempo mínimo de fusão do elo protegido (retaguarda) na faixa de corrente de CC fase-terra mínimo correspondente na zona de proteção principal da chave fusível repetidora

9.4.4.4. Seletividade Chave Fusível Repetidora x Chave Fusível

Para a proteção chave fusível repetidora x chave fusível ser seletiva com a chave fusível repetidora a montante da chave fusível, deverá ser atendida a inequação do item 8.4.2.1 desta norma, ou seja:

3 x tempo máximo de interrupção chave fusível

< 0,75 x tempo mínimo de fusão do elo de uma unidade da chave fusível repetidora

Obs.: a) As orientações acima foram baseadas em ensaios realizados em laboratório. b) A chave fusível repetidora não deve ser usada à frente (jusante) de seccionalizador em virtude de suas limitações operativas, que dificultam a coordenação.

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