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UNIVERSIDADE SÃO JUDAS TADEU

GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

Erson dos Santos Sousa

Filipe Gomes Silva de Castro

Henrique Seidi Murata

Mariana Carolina Moreira dos Santos

ESTUDO DE SELETIVIDADE E PROTEÇÃO DE

SOBRECORRENTE NAS SUBESTAÇÕES DE MÉDIA TENSÃO

DE UM TERMINAL PORTUÁRIO.

São Paulo, SP

2021


Filipe Gomes Silva de Castro

Henrique Seidi Murata

Mariana Carolina Moreira dos Santos

ESTUDO DE SELETIVIDADE E PROTEÇÃO DE

SOBRECORRENTE NAS SUBESTAÇÕES DE MÉDIA TENSÃO

DE UM TERMINAL PORTUÁRIO

Monografia apresentada à

Universidade São Judas Tadeu,

como requisito parcial para a

obtenção do título de Engenheiro

Eletricista.

Orientador: Me. Romildo de

Campos Paradelo Junior

São Paulo, SP

2021

FICHA DE APROVAÇÃO

Data: 26/11/2021

Horário: 20:00

Sala:

Título:

ESTUDO DE SELETIVIDADE E PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE NAS SUBESTAÇÕES DE

MÉDIA TENSÃO DE UM TERMINAL PORTUÁRIO

Nome completo dos alunos RA

Erson dos Santos Sousa 819143775

Filipe Gomes Silva de Castro 818231843

Henrique Seidi Murata 81821623

Mariana Carolina Moreira dos Santos 819120652

Observações sobre o trabalho:

Professores da Banca examinadora Assinatura

Prof. Mestre Romildo de Campos Paradelo Junior

Prof. Doutor Fernando Trevisan S. Parra

Prof. Doutor André Luiz de Oliveira

Resultado:

AGRADECIMENTOS

Ao corpo docente e à coordenação da Universidade São Judas Tadeu, pelo

conhecimento repassado ao longo do curso, e em especial ao nosso orientador Prof. Mestre

Romildo de Campos Paradelo Junior, pela disponibilidade, pelos princípios de estruturação do

trabalho, conhecimento compartilhado e por todas as orientações fundamentais ao longo do

desenvolvimento deste estudo.

A todos os colegas e amigos da USJT, que nos apoiaram de alguma forma durante o

curso, pelas conversas e experiências trocadas.

Aos nossos pais, pelo apoio prestado no decorrer destes anos.

RESUMO

Com a necessidade de proteger equipamentos contra falhas em um sistema elétrico de potência,

utiliza-se dispositivos de proteção que precisam estar seletivos e coordenados. Um sistema com

os ajustes dos dispositivos de proteção mal dimensionados oferece riscos em caso de

anormalidades, podendo desligar grande parte do sistema elétrico sem necessidade ou até

mesmo prejudicar alguns equipamentos. Neste trabalho, serão elaborados novos ajustes dos

dispositivos de proteção, visto que os ajustes existentes não foram coordenados corretamente

durante a implantação destes nas subestações de um terminal portuário. Para tanto, serão

apresentados os fundamentos de coordenação e seletividade, os dispositivos de proteção

utilizados e a ferramenta computacional que auxiliará com o dimensionamento dos novos

ajustes, cujo nome é PTW. Com as definições elaboradas, será possível entender o

funcionamento dos dispositivos e então obter seus parâmetros, bem como os do sistema elétrico

de potência para que o PTW calcule os ajustes necessários para coordenar o sistema. Com os

reajustes, será possível executar as simulações que o programa fornece e assim, obter as curvas

de tempo x corrente de todos os dispositivos para constatar se os equipamentos estão

coordenados. Conclui-se através deste trabalho que, caso aconteça alguma falha em um ponto,

o dispositivo de proteção mais próximo atuará, situação esta que não ocorre no sistema original.

Palavras-chave: Sistema Elétrico de Potência; Seletividade e Coordenação; Software PTW;

Dispositivos de Proteção; Ajustes de Proteção.

ABSTRACT

With the need to protect equipment against faults in a power electrical system, protection

devices are used that need to be selective and coordinated. A system with the adjustments of

the protection devices badly sized offers risks in case of abnormalities, which can turn off a

large part of the electrical system unnecessarily or even harm some equipment. In this work,

new settings of protection devices will be elaborated, since the existing settings were not

properly coordinated during their implementation in the substations of a port terminal.

Therefore, the fundamentals of coordination and selectivity will be presented, the protection

devices used and the computational tool that will assist with the sizing of the new settings,

whose name is PTW. With the definitions elaborated, it will be possible to understand the

operation of the devices and then obtain their parameters, as well as those of the power electric

system so that the PTW can calculate the necessary adjustments to coordinate the system. With

the readjustments, it will be possible to perform the simulations that the program provides and

thus obtain the time x current curves of all devices to see if the equipments are coordinated. It

is concluded through this work that, in case some failure happens in a point, the closest

protection device will act, a situation that does not occur in the original system.

Keywords: Power Electric System; Selectivity and Coordination; PTW Software; Protection

Devices; Protection Adjustments.

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Disjuntores de média tensão ............................................................................... 18

Figura 2.2 – Seccionadora fusível ........................................................................................... 20

Figura 2.3 – Relé digital modelo 751A da fabricante SEL ..................................................... 21

Figura 2.4 – Curvas normalmente inversa .............................................................................. 22

Figura 2.5 – Curvas muito inversa .......................................................................................... 23

Figura 2.6 – Curvas extremamente inversa ............................................................................. 24

Figura 2.7 – Curvas inversa longa .......................................................................................... 25

Figura 2.8 – Curvas ultrainverso ............................................................................................. 26

Figura 2.9 – Curvas I x T ......................................................................................................... 27

Figura 2.10 – Curvas I² x T ...................................................................................................... 28

Figura 2.11 – Curvas de tempo x corrente do tipo K .............................................................. 29

Figura 2.12 – Curvas de tempo x corrente do tipo T ............................................................... 30

Figura 2.13 – Conexão do TC no Sistema Elétrico ................................................................. 31

Figura 2.14 – Circuito equivalente de um TC ......................................................................... 32

Figura 2.15 – Gráfico de perdas nos condutores de ligação dos TCs ..................................... 35

Figura 2.16 – Coordenação de proteção entre zonas primárias de um sistema de transmissão

........................................................................................................................... 39

Figura 2.17 – Seletividade por corrente .................................................................................. 41

Figura 2.18 – Curva de tempo inverso .................................................................................... 42

Figura 2.19 – Curva de tempo definido .................................................................................. 43

Figura 2.20 – Funcionamento da seletividade lógica .............................................................. 44

Figura 3.1 – Curvas de curta duração para cabos de cobre em PVC 70°C ............................. 50

Figura 3.2 – Curvas de curta duração para cabos EPR/XLPE 90°C ...................................... 50

Figura 3.3 – Curvas de danos em cabos PVC 70°C ............................................................... 51

Figura 3.4 – Curvas de danos em cabos EPR/XLPE 90°C..................................................... 52

Figura 3.5 – Primeira parte do diagrama unifilar – Painel de Média Tensão BI-13,8kV ...... 55

Figura 3.6 – Segunda parte do diagrama unifilar – Relés de saída RP-1 e RP-2A ................ 58

Figura 3.7 – Terceira parte do diagrama unifilar – Relé de Proteção RP-4 e Elos fusíveis ELO

1 e ELO-2 ........................................................................................................ 61

Figura 3.8 – Ferramentas de criação no PTW ........................................................................ 62

Figura 3.9 – Component Editor .............................................................................................. 63

Figura 3.10 – Opções de simulação ........................................................................................ 63

Figura 4.1 – Coordenograma de seletividade de fase entre os relés RP-1, RP-2, RP-3, RP-4 e

ELOS 1 e 2 ....................................................................................................... 66

Figura 4.2 – Coordenograma de proteção do Relé RP-4 ........................................................ 69

Figura 4.3 – Coordenograma de proteção entre os Relés RP-3 e RP-4 .................................. 71

Figura 4.4 – Coordenograma de proteção entre os Relés RP-2 e RP-3 .................................. 73

Figura 4.5 – Coordenograma de proteção de neutro entre RP-4 e ELO-1.............................. 75

Figura 4.6 – Coordenograma de proteção de neutro entre os relés RP-2, RP-3 e RP-4 ......... 76

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 – Características elétricas dos TPs ........................................................................ 37

Tabela 2.2 – Valores de potência térmica dos TPs ................................................................. 38

Tabela 2.3 – Intervalos de coordenação ................................................................................. 40

Tabela 3.1 – Temperatura máxima no condutor em Regime Permanente e de Sobrecarga ... 48

Tabela 3.2 – Temperatura dos cabos ...................................................................................... 49

Tabela 3.3 – Valores da corrente Inrush para conexão triângulo no primário........................ 54

Tabela 3.4 – Níveis de curto-circuito na entrada da instalação .............................................. 56

Tabela 3.5 – Parâmetros elétricos TR1 e TR2 ........................................................................ 56

Tabela 3.6 – Ajustes dos relés de proteção R-SEC-TR1 e R-SEC-TR2 ................................ 57

Tabela 3.7 – Ajustes dos relés de proteção RP-1 e RP-2 ....................................................... 57

Tabela 3.8 – Cabos de alimentação da S1 .............................................................................. 58

Tabela 3.9 – Ajustes dos relés de proteção RP-3 e RP-3A .................................................... 59

Tabela 3.10 – Relé de Proteção RP-4 ..................................................................................... 60

Tabela 3.11 – Cabos de alimentação ...................................................................................... 60

Tabela 4.1 – Corrente de curto-circuito no painel de média tensão, nas subestações e nos

barramentos elétricos ....................................................................................... 65

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

A - Ampere

ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas

AC - Alternating Current (Corrente Alternada)

ANAFAS - Análise de faltas simultâneas

ANSI - American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Padrões)

BI - Painel de média tensão 1

BII - Painel de média tensão 2

CA - Corrente Alternada

CBL - Cabo

CEPEL - Centro de pesquisas de energia elétrica

DC - Direct Current (Corrente contínua)

ELO - Elo fusível

EPE - Empresa de pesquisa energética

EPR - Etileno-propileno

ESA - Electrical System Analysis

Fs - Fator de Sobrecorrente

Ft - Fator Térmico Nominal

h - Hora

Hz - Hertz

IEC - International Eletrotechnical Comission (Comissão Eletrotécnica Internacional)

In - Corrente nominal

Ipick-up

Irelé - Corrente do Relé

Isobrecarga - cabo

kV- Quilovolt

kVA - Quilovolt-ampere

LT - Linha de Transmissão

ms - Milissegundo

MVA - Mega Volt-ampere

NBR - Norma Brasileira

ºC - Grau Celsius

ONS - Operador Nacional do Sistema elétrico

p.u. - Por Unidade

PTW - Power Tools for Windows

PVC - Poli cloreto de polivinila

QF - Quadro de Força

R - Resistencia

RP - Relé de Proteção

RTC - Relação de transformação

s - Segundo

SEP - Sistema Elétrico de Potência

SP - São Paulo

TC - Transformador de Corrente

TIE - Disjuntor de interligação

TP - Transformador de Potência

TR - Transformador

UFMG - Universidade Federal de Minas Gerais

UFRJ - Universidade Federal do Rio de Janeiro

V - Volt

VA - Volt-ampere

X - Reatância

XLPE - Polietileno reticulado

Z - Impedância

SUMÁRIO

1. Introdução ........................................................................................................................ 14

1.1. Justificativa ................................................................................................................ 15

1.2. Objetivos .................................................................................................................... 16

1.3. Estrutura do trabalho .................................................................................................. 17

2. Revisão bibliográfica ....................................................................................................... 18

2.1. Equipamentos utilizados em um Sistema de Proteção ............................................... 18

2.1.1. Disjuntores .......................................................................................................... 18

2.1.2. Chaves Seccionadoras ........................................................................................ 19

2.1.3. Relés ................................................................................................................... 20

2.1.4. Fusíveis ............................................................................................................... 28

2.1.5. Transformadores de Corrente (TCs) ................................................................... 31

2.1.6. Transformadores de Potencial (TPs) .................................................................. 36

2.2. Fundamentos sobre Coordenação e Seletividade ....................................................... 38

2.2.1. Intervalos de Coordenação ................................................................................. 39

2.2.2. Tipos de Seletividade ......................................................................................... 40

2.3. Ferramentas Computacionais ..................................................................................... 45

3. Metodologia...................................................................................................................... 47

3.1. Fundamentos para determinação dos ajustes de proteção.......................................... 47

3.1.1. Proteção de Cabos .............................................................................................. 47

3.1.2. Proteção de Transformadores de Potência.......................................................... 53

3.2. Sistema de estudo ....................................................................................................... 54

3.3. Obtenção de resultados .............................................................................................. 62

4. Resultados e discussão .................................................................................................... 65

4.1. Ajustes existentes de Seletividade ............................................................................. 65

4.2. Ajustes novos de Seletividade ................................................................................... 67

4.2.1. Proteção de Fase ................................................................................................. 67

4.2.2. Proteção de Neutro ............................................................................................. 74

5. Conclusões ........................................................................................................................ 77

Referências .............................................................................................................................. 78

Anexos ...................................................................................................................................... 81

14

1. Introdução

Os sistemas elétricos de potência (SEP) são conjuntos de todas as instalações e

equipamentos destinados à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Na operação

dos sistemas elétricos de potência surgem, com certa frequência, falhas nos seus componentes

que resultam em interrupções no fornecimento de energia aos consumidores desses sistemas

(MAMEDE, 2020).

A falha mais comum de um SEP é o curto-circuito, que consiste em um contato elétrico

entre condutores sob potenciais diferentes, e caso não sejam rapidamente eliminados, os danos

nos equipamentos que integram a rede elétrica poderão ser elevados e irreversíveis. Portanto, a

análise das falhas é essencial para a proteção em SEP, tendo em consideração que os estudos

de curto-circuito são necessários para (KINDERMANN, 1997):

• possibilitar o correto ajuste dos relés de proteção, ou a seleção de fusíveis, para a

eliminação de curtos-circuitos;

• selecionar os disjuntores que irão interromper as correntes de curto-circuito;

• verificar os efeitos das correntes de curto-circuito sobre cabos, transformadores de força

e de corrente, seccionadoras, cabos para-raios, barramentos etc.;

• calcular as sobretensões nos vários pontos do sistema, quando da ocorrência de curtos-

circuitos assimétricos, com a finalidade de especificar corretamente os para-raios;

• determinar as características das malhas de terra, dos cabos para-raios e dos cabos

contrapeso de linhas de transmissão;

• definir as características dos equipamentos para a limitação das correntes de curto-

circuito;

• determinar a correta impedância dos transformadores de força.

Além disso, pode-se classificar os curtos-circuitos como temporários ou permanentes.

As faltas temporárias são qualificadas por desaparecerem após a atuação dos equipamentos de

proteção e imediato restabelecimento do sistema. As faltas permanentes requerem a intervenção

de manutenção antes que faça o religamento do sistema com sucesso. Cerca de 96% dos curtos-

circuitos são de caráter temporário (KINDERMANN,1992).

De acordo com Mamede (2020, p.1) e Mardegan (2012, p.188), a proteção de um

sistema de potência é formada por fusíveis e os relés associados aos disjuntores, de forma a

desconectar o circuito afetado, cujos relés são classificados conforme sua grandeza de operação

que podem ser do tipo: corrente, tensão e frequência. Além da escolha correta dos equipamentos

15

é importante que eles tenham uma atuação correta, sendo essencial que o dispositivo correto

atue no momento certo. Para isso, é necessário um estudo de seletividade e coordenação, onde

é mostrado os possíveis valores das correntes de falta dentro do sistema, assim como os curtos-

circuitos e as falhas que podem ocorrer em seus equipamentos e nas operações da instalação.

As finalidades da realização desse estudo, são:

• Aumentar a confiabilidade dos equipamentos e das instalações, reduzindo o tempo de

uma falha (perturbação/sobrecarga), atingindo menos sistemas;

• Aumentar a proteção dos equipamentos;

• Aumentar a segurança dos operadores, eliminando arcos elétricos e limitando o tempo

de operação das proteções;

• Garantir a coordenação do dispositivo de proteção, definindo os dispositivos para

operarem com os ajustes sequenciais;

• Evitar danos identificando equipamentos sobrecarregados.

1.1. Justificativa

Os Sistemas Elétricos de Potência (SEP) estão susceptíveis a falhas, seja por mau

funcionamento de um equipamento, por vandalismo, por causas naturais (descargas

atmosféricas) ou um curto-circuito (KINDERMANN, 1997). Essas faltas podem causar

prejuízos de bens materiais como também a perda de uma vida. Para diminuir os danos causados

por esses problemas, o sistema elétrico deve ser planejado com todas as medidas de segurança

cabíveis, tais como os descritos na norma NBR 14039. Além da importância da presença de

dispositivos capazes de proteger o sistema, esses devem seguir uma ordem coordenada de

atuação, que chamamos de seletividade, para que a interrupção ocorra o mais próximo possível

do erro, deixando o restante do sistema isolado e em plena operação. Em grandes sistemas,

como por exemplo em linhas de distribuição, a importância da seletividade é vista de forma

mais clara, já que em um erro de coordenação, ao invés de um desligamento em um ponto

específico, ocorre a interrupção que atinge uma grande área.

Em um sistema elétrico de potência industrial, também são necessários dispositivos de

proteção que garantem a segurança do conjunto. A operação incorreta desses equipamentos

causa o desligamento de um ou mais trechos do circuito elétrico de forma desnecessária,

podendo acarretar prejuízos operacionais e financeiros em grande escala às indústrias.

16

Neste trabalho foram analisados os ajustes das proteções de sobrecorrente de parte de

um sistema elétrico de um terminal portuário. A empresa possui dispositivos de proteção em

diversos locais com o intuito de, na ocorrência de falhas, interromper o circuito através do

equipamento a montante mais próximo do defeito. Apresentam-se relatos que esta proteção

opera indevidamente, desligando circuitos não relacionados com o problema, gerando danos

que poderiam ser evitados.

Esse tipo de falha citada no parágrafo anterior geralmente ocorre por erros nos estudos

de coordenação e seletividade e, consequentemente, nos ajustes dos equipamentos que

protegem o sistema. Por isso, deve ser feito um novo estudo para solucionar essa e outras

possíveis falhas no sistema de proteção, resolvendo assim o problema de desligamento

inadequado de regiões que deveriam ser isoladas do erro.

1.2. Objetivos

Este trabalho tem como objetivo geral readequar os parâmetros dos relés de proteção,

com a finalidade de deixar o sistema seletivo, coordenado e devidamente protegido, onde os

cálculos serão desenvolvidos com o apoio da ferramenta computacional PTW (Power Tools for

Windows). Por meio da interpretação, das devidas normas de proteção, dos dados dos

equipamentos, dos cálculos e dos resultados expostos através do levantamento das curvas de

“tempo versus correntes” (Time Currente Curve – TCC), será demonstrado a importância

direta e indireta desse assunto nos SEPs. De forma direta, na ocorrência de falhas, protegendo

os equipamentos e materiais através dos dispositivos de proteção e indiretamente, protegendo

os profissionais que trabalham em redes elétricas e evitando prejuízos financeiros devido ao

desligamento total ou parcial dos processos industriais.

Para atingir esse objetivo, foram definidos os seguintes objetivos específicos:

• Apresentar o sistema elétrico de estudo, analisar e identificar a causa do problema;

• Encontrar a solução, levando em consideração os fundamentos de coordenação e

seletividade;

• Propor novos ajustes para os dispositivos de proteção e, se necessário, a instalação de

novos, de forma que se garanta seletividade dos equipamentos de proteção.

17

1.3. Estrutura do trabalho

Este trabalho consiste em cinco capítulos principais, descritos a seguir:

O primeiro capítulo trata-se da introdução do trabalho, apresentando o tema, os

problemas a serem estudados, a justificativa, os objetivos (geral e específicos) e a disposição

que será montada o trabalho.

O segundo capítulo apresenta a revisão bibliográfica, que descreve o tema, os

equipamentos que são encontrados regularmente em circuitos de proteção e a associação feita

entre eles, bem como os fundamentos de proteção, coordenação e seletividade. Além disso,

apresenta as ferramentas computacionais que são utilizadas para facilitar os cálculos e

processos.

O terceiro capítulo indica quais os parâmetros necessários para os cálculos de curto-

circuito, apresenta o sistema elétrico a ser estudado com os seus parâmetros existentes e o

funcionamento da ferramenta computacional PTW.

O quarto capítulo traz os cálculos executados, a simulação feita através do programa,

conforme demonstrado no capítulo anterior, e exibe todos os resultados. Neste mesmo capítulo,

encontra-se a discussão dos dados obtidos e os reajustes propostos.

No quinto capítulo são expostas as considerações finais acerca do trabalho levando-se

em conta os critérios definidos previamente.

Além dos capítulos descritos acima, desenvolveu-se o Anexo 1, que apresenta o

diagrama unifilar completo do sistema em estudo.

18

2. Revisão bibliográfica

2.1. Equipamentos utilizados em um Sistema de Proteção

2.1.1. Disjuntores

O disjuntor é um dispositivo de proteção eletromecânico capaz de interromper a

alimentação em um determinado ponto do circuito. Os relés são instalados junto a eles para

enviar um sinal de comando de abertura quando houver uma irregularidade no circuito. Eles

também podem ser instalados sem os relés com a utilidade de chave de manobra (MAMEDE

FILHO, 2013; FRAZÃO, 2019)

Esses dispositivos possuem contatos que garantem a condução da corrente, cujo

mecanismo de acionamento é feito por molas na maioria dos casos. Sua função principal é

interromper a corrente quando houver um curto-circuito em um menor tempo possível. Os

disjuntores são utilizados em alta, média e baixa tensão, porém, neste estudo, foi utilizou-se

somente os disjuntores de média tensão. A Figura 2.1 ilustra um disjuntor de média tensão de

fabricação SIEMENS.

Figura 2.1 – Disjuntores de média tensão.

Fonte: (SIEMENS, 2021)

19

As principais características dos disjuntores são: tensão nominal, nível de isolamento,

tensão suportável à frequência industrial, tensão nominal suportável a impulso, tensão de

restabelecimento, tensão de restabelecimento transitória, taxa de crescimento da tensão de

restabelecimento transitória, corrente nominal, corrente de interrupção, corrente de interrupção

simétrica nominal, corrente de estabelecimento, corrente suportável de curta duração e duração

nominal da corrente de curto-circuito. (MAMEDE FILHO, 2013)

Durante a interrupção da corrente em um disjuntor de alta tensão, há uma energia

armazenada no circuito causando o arco elétrico, que segundo Mamede Filho (2013, p.580) “O

arco elétrico é um fenômeno que ocorre quando se separam dois terminais de um circuito que

conduz determinada corrente de carga, sobrecarga ou de defeito”. O arco elétrico deve ser

eliminado rapidamente para que não cause danos no sistema, e para evitar esse efeito, utilizam-

se meios artificiais através de um meio isolante como o ar, óleo ou gás.

2.1.2. Chaves Seccionadoras

As chaves seccionadoras são dispositivos de manobra capazes de abrir e fechar um

circuito e são utilizados para seccionar a alimentação permitindo, por exemplo, fazer

manutenção do circuito. Elas podem ser monopolares ou tripolares, garantindo a abertura

simultânea dos três polos.

Dependendo do local de instalação e do porte da subestação, elas podem ser do tipo de

uso interno ou externo. Os seccionadores para uso interno são utilizados para operação de

subestação de pequeno e médio porte, sendo necessário mantê-los abrigados do mau tempo,

cujos tipos são seccionadores simples, seccionadores com buchas passantes, seccionadores

fusíveis e seccionadores interruptores. Já os seccionadores para uso externo são utilizados para

redes de distribuição ou subestação externa de pequeno, médio ou grande porte, onde os

seccionadores tripolares são utilizados nas subestações e os monopolares são normalmente

utilizados em redes de distribuição (MAMEDE, 2013). A Figura 2.2 apresenta uma chave

seccionadora de fabricação SCHAK.

As principais características das chaves seccionadoras são: tensão nominal, corrente

nominal, nível de isolamento, solicitações das correntes de curto-circuito, coordenação dos

valores nominais e capacidade de interrupção.

Neste estudo utilizaram-se seccionadores fusíveis, que oferecem a função simultânea de

proteger e seccionar o circuito elétrico. Este tipo de seccionador pode ser unipolar (apenas uma

20

lâmina) ou tripolar com três lâminas de abertura simultâneas, visto que ele é constituído por

lâminas de cobre e um mecanismo de acionamento montados sobre uma chapa de ferro,

possuindo hastes ligadas em paralelo como fusíveis de alta capacidade de ruptura.

Figura 2.2 – Seccionadora fusível.

Fonte: (SHACK, 2021)

2.1.3. Relés

Os relés mais utilizados em um sistema elétrico de potência são os de sobrecorrente,

onde apresentam as funções ANSI 50 para sobrecorrentes com uma atuação instantânea e ANSI

51 com ação temporizada.

De acordo com Mamede Filho e Daniel Mamede (2011, p.27) “Entende-se por relé de

proteção de sobrecorrente aquele que responde à corrente que flui no elemento do sistema que

se quer proteger quando o módulo dessa corrente supera o valor previamente ajustado”.

Os relés de sobrecorrente são empregados em diversos casos como em alimentadores

de média tensão, geradores, motores e diversas outras aplicações onde são necessárias a

proteção de um circuito elétrico. Eles podem ser fluidodinâmicos, eletromagnéticos, estáticos

e digitais. Neste trabalho foi mostrado as características somente do relé digital, pois os outros

não são comumente empregados atualmente.

Atualmente são os relés mais utilizados e comercializados em unidades trifásicas,

atuando quando ao menos uma das fases apresenta uma corrente superior ao valor ajustado.

21

Normalmente, a atuação instantânea (ANSI 50) segue dois critérios: quando o valor da

corrente eficaz ultrapassa 5% do valor ajustado e quando o valor de pico é 2,1 vezes maior do

que o valor de pico ajustado no relé (MAMEDE, 2011). Para a função 51, pode-se definir

algumas curvas como curva de tempo definido, curva de tempo inverso, curva de tempo

normalmente inverso, curva de tempo muito inverso, curva de tempo extremamente inverso,

curva de tempo inverso longo, curva de tempo ultrainverso, curva I x T e curva I² x T.

Os relés digitais (Figura 2.3) são bem compactos, podendo ser embutido ou sobreposto,

e permitem a visualização da forma de onda da corrente no momento da falta bem como o

horário no qual ocorreu o evento, já que os ajustes podem ser efetuados no local instalado ou

remotamente com o auxílio de um computador.

Figura 2.3 – Relé digital modelo 751A da fabricante SEL.

Fonte: (SEL, 2021)

Em seu princípio de funcionamento básico, a corrente que vem do TC (Transformador

de Corrente) passa por um transformador de corrente interno do relé, que modula para um

conversor analógico/digital e em seguida é processado e os valores são mostrados no display.

Ao ultrapassar o valor da corrente ajustada, a função de temporização é acionada e inicia-se a

contagem do tempo. Após esse período, persistindo um valor maior do que o ajustado, o relé

emite um sinal para o dispositivo de proteção ligado a ele atuar. Caso o valor diminua durante

o período da contagem, o relé retorna à posição inicial (MAMEDE, 2011).

22

Para calcular a corrente do relé de sobrecorrente (ANSI 50/51) utiliza-se a Equação

(2.1), onde RTC é a relação de transformação do TC (MARDEGAN, 2010).

𝐼𝑅𝐸𝐿É =𝐼𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑎 𝑠𝑒𝑟 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑔𝑖𝑑𝑜

𝑅𝑇𝐶 (2.1)

A temporização das curvas de tempo x corrente, podem ser obtidas através das Figuras

2.4 a 2.10 e as equações utilizadas são descritas nas Equações 2.2 a 2.8, seguindo a norma IEC:

• Característica da curva normalmente inversa

T=0,14

(Im

Ia)

0,02−1

. Tms (2.2)

Onde:

T = Tempo de trip.

Im = Sobrecorrente máxima admitida.

Ia = Corrente de acionamento.

Tms = Multiplicador de tempo.

Figura 2.4 – Curvas normalmente inversa.

Fonte: (MAMEDE, 2011, p.195)

23

• Característica da curva muito inversa

T=13,5

(Im

Ia)- 1

. Tms (2.3)

Onde:

T = Tempo de trip.




Figura 2.5 – Curvas muito inversa.


• Característica da curva extremamente inversa

T=80

(Im

Ia)

2- 1

. Tms (2.4)

Onde:

T = Tempo de trip.


24



Figura 2.6 – Curvas extremamente inversa.


• Característica da curva inversa longa

T=120

(Im

Ia)- 1

. Tms (2.5)

Onde:

T = Tempo de trip.




25

Figura 2.7 – Curvas inversa longa.


• Característica da curva ultrainverso

T=0,05

(Im

Ia)

0,04- 1

. Tms (2.6)

Onde:

T = Tempo de trip.




26

Figura 2.8 – Curvas ultrainverso.


• Característica da curva I x T

T=60

(Im

Ia)

. Tms (2.7)

Onde:

T = Tempo de trip.




27

Figura 2.9 – Curvas I x T.


• Característica da curva I² x T

T=540

(Im

Ia)

2 . Tms (2.8)

Onde:

T = Tempo de trip.




28

Figura 2.10 – Curvas I² x T.


2.1.4. Fusíveis

Segundo Mamede Filho e Daniel Mamede (2011, p.27) “Os fusíveis são dispositivos

que operam pela fusão do seu elemento metálico construído com características específicas de

tempo × corrente”.

O elo fusível é um objeto metálico formado por uma liga de estanho que se rompe

quando a corrente do circuito ultrapassa sua corrente nominal. Eles podem ser de botão,

possuindo um botão feito de um material metálico na extremidade superior para prender ao

porta-fusível ou podem ser de argola, possuindo uma argola em cada extremidade. Para a

proteção contra o mau tempo, o elemento fusível situa-se dentro de um tubo fabricado em

material isolante (MAMEDE, 2013; FRAZÃO, 2019).

Os tipos de elos fusíveis são distinguidos de acordo com a curva de tempo x corrente,

podendo ser do tipo H, K e T. Os elos fusíveis do tipo H, possuem um tempo de atuação lento

29

com altas correntes. Já o tipo K apresenta uma atuação rápida, como pode ser observada na

Figura 2.11. E por fim, o elo fusível tipo T possui uma atuação lenta e geralmente é utilizada

na proteção de ramais primários de redes aéreas de distribuição (MAMEDE, 2013).

Figura 2.11 – Curva de tempo x corrente do tipo K.

Fonte: (MAMEDE FILHO, 2013, p.159)

30

Figura 2.12 – Curva de tempo x corrente do tipo T.

Fonte: (MAMEDE FILHO, 2013, p.162)

Para calcular a corrente nominal do fusível a ser utilizada, é preciso atender as equações

abaixo:

Ine ≥ 1,5 . Imc (2.9)

Ine≤Ift

4 (2.10)

Onde:

Ine = Corrente nominal do fusível

Imc = Corrente máxima do alimentador

Ift = Corrente de curto-circuito fase-terra

31

2.1.5. Transformadores de Corrente (TCs)

Para Amadeu C. Caminha (1977, p.69) e Mardegan (2012, p.152) os TCs são

equipamentos destinados para evitar a conexão direta de aparelhos de medida e relés, nos

circuitos de alta tensão em corrente alternada.

Os TCs são utilizados para diminuir a corrente de entrada, evitando assim problemas

com os equipamentos que apresentam baixa resistência elétrica, e são mais sensíveis a níveis

altos de corrente. Para isso, os TCs basicamente contêm enrolamentos primários e secundários,

sendo que a transformação da corrente, que ocorre através de um fenômeno chamado de

conversão eletromagnética, é inversamente proporcional ao número de espiras nesses

enrolamentos, ou seja, onde houver mais espiras haverá uma intensidade menor de corrente.

Geralmente é no secundário que se encontra a necessidade de diminuir a corrente, pois é nele

que são ligados os equipamentos de medição, controle e proteção do circuito (MAMEDE

FILHO, 2013).

Propriedades elétricas:

Os TCs têm características comuns quando comparados eletricamente. No geral, os

transformadores de corrente são conectados em série com o sistema primário através de seus

terminais P1 e P2, e nos terminais secundários (S1 e S2) são conectados os equipamentos de

medição, controle e proteção (MARDEGAN, 2012). De forma representativa, a forma de

conexão é mostrada na Figura 2.13 e o circuito equivalente pode ser observado na Figura 2.14.

Figura 2.13 – Conexão do TC no Sistema Elétrico.

Fonte: (MARDEGAN, 2012, p.156)

32

Figura 2.14 – Circuito equivalente de um TC.

Fonte: (CAMINHA, 1977, p.71)

No qual:

H1 e H2: Terminais primários do TC

X1 e X2:: Terminais secundários do TC

I1: Corrente primária

I'1: Corrente primária, referida ao secundário

I'0: Corrente de excitação, referida ao secundário

I2: Corrente secundária

K: Relação de espiras secundárias para primárias, N2/N1

Z'1: Impedância do enrolamento primário, referida ao secundário

Z'm: Impedância de magnetização, referida ao secundário

Z2: Impedância do enrolamento secundário, referida ao secundário

Zc: Impedância da carga (burden)

E2: Tensão de excitação, referida ao secundário

Vc: Tensão nos terminais do secundário

De acordo com Amadeu C. Caminha (1977, p.71) a corrente primária é obtida fazendo

a soma fasorial entre I'0 e I2, conforme mostra a Equação (2.11):

I'1 = I'0 + I2 (2.11)

Em um TC ideal, a corrente I'1 deve ser igual a I2, entretanto uma parcela da corrente

primária é desviada pelo ramo de magnetização formado pela impedância Z'm e pela tensão de

excitação E2. Portanto, define-se o erro de transformação de corrente do TC como mostra a

Equação (2.12) (MAMEDE, 2020):

33

𝜖 =I'1−I2

I'1. 100 =

I'0

I'1. 100 (%) (2.12)

Ainda de acordo com NBR 6856 (2015, p.101), TCs destinados à proteção podem

apresentar erros de 5% e 10%, de acordo com sua classe de exatidão.

• Erros devido à saturação AC e DC

O erro devido à saturação de corrente alternada (AC) ocorre pelo excesso de carga

secundária conectada no TC ou por elevadas correntes de falta que o mesmo poderá ser

submetido. A Equação (2.13) define a máxima tensão no enrolamento secundário, ou seja, o

momento em que o TC entrará em saturação (MARDEGAN, 2012).

Vs-ac = Zs.Is (2.13)

Sendo:

Vs-ac: Tensão a partir do qual o TC entra em saturação por corrente alternada, em volts

Zs: Impedância total conectada nos terminais secundários do transformador de corrente,

em ohms

Is: Corrente primária refletida ao secundário do TC, de acordo com a relação de

transformação (RTC), em ampères

O erro devido à saturação de corrente contínua depende da componente DC (relação

entre a reatância e resistência elétrica no ponto de defeito) da corrente de curto. Portanto,

quando a tensão no secundário do TC é superior ao valor dado pela Equação (2.14), o

transformador de corrente entra em saturação devido a componente DC (MARDEGAN, 2012).

Vs-dc = Zs.Is.(1+𝑋

𝑅) (2.14)

Dado que:

Vs-dc: Tensão a partir do qual o TC entra em saturação devido a componente DC da

corrente de curto-circuito, em volts.

𝑋

𝑅: Relação X/R do sistema no ponto de falta

Analisando a Equação (2.14), pode-se perceber que:

▪ O TC poderá saturar pela componente DC (X/R);

▪ O TC poderá saturar pelo excesso de carga;

▪ O TC poderá saturar pela combinação dos dois casos anteriores.

34

• Efeitos da saturação do TC

Os efeitos observados quando um TC se encontra no estado de saturação são

(MARDEGAN, 2012):

▪ A forma de onda secundária não é mais senoidal;

▪ Os relés temporizados a tempo inverso ficam mais lentos;

▪ Desligamentos indevidos das proteções diferenciais podem ocorrer;

▪ Os relés de sobrecorrente podem não operar.

Em caso de saturação do transformador de corrente, pode-se recorrer à algumas medidas

visando reduzir ou evitar esse processo (MARDEGAN, 2012):

▪ Redução do burden (carga) imposto ao secundário;

▪ Aumento da relação do TC;

▪ Aumento da seção do núcleo;

▪ Limitação da corrente de curto-circuito;

▪ Aumento da tensão secundário nominal do TC.

• Carga Nominal

Neste caso, os TCs são especificados através da carga conectada ao secundário e são

padronizados pela NBR 6856.

A carga de um transformador de corrente é obtida pela Equação (2.15) a seguir

(MAMEDE, 2020):

Ctc = ΣCap+Lc.Zc.I ²s (2.15)

Sendo:

ΣCap: soma das cargas correspondentes dos aparelhos considerados, em VA

Lc: Comprimento do fio condutor, em m

Zc: Impedância do condutor, em ohm/m

Is: Corrente nominal secundária, normalmente 5A ou 1A

A determinação das perdas ôhmicas em VA do condutor pode ser facilmente obtida

através do gráfico de perdas nos condutores de ligação dos TCs demonstrado na Figura 2.15.

35

Figura 2.15 – Gráfico de perdas nos condutores de ligação dos TCs.


• Fator de Sobrecorrente (Fs)

A NBR 6856 (2015) define o fator de sobrecorrente para proteção em 20 vezes a

corrente nominal, pelo qual deve-se multiplicar a corrente primária nominal para se obter a

máxima corrente no seu circuito primário até o limite de sua classe de exatidão.

Quando a carga ligada ao TC for menor que sua carga nominal, o Fs se altera tornando

inversamente proporcional a essa carga, de forma a prejudicar a proteção natural do

transformador de corrente. Para isso, a Equação (2.16) define o valor do fator de sobrecorrente

em função da relação entre as duas cargas (MAMEDE FILHO, 2013).

F1 =Cn

Cs.Fs (2.16)

Para:

Cs: Carga ligada ao secundário, em VA;

Cn: Carga nominal, em VA;

Fs: Fator de segurança nominal ou de segurança.

• Fator térmico nominal (Ft)

Fator térmico nominal é o valor que multiplica a corrente primária nominal do TC, a

fim de obter a corrente máxima que ele pode suportar, operando em regime normal de

36

funcionamento continuamente, sem exceder a temperatura da classe de isolamento do

transformador (CAMINHA, 1977). A NBR 6856 (2015), normaliza os seguintes valores para

Ft: 1,0 - 1,2- 1,3 - 1,5 - 2,0.

Para o dimensionamento de um TC, o valor de Ft é determinado em base do material de

sua fabricação, considerando o valor permitido de elevação de temperatura desse material.

Alguns fabricantes admitem a temperatura de 55ºC como padrão (MAMEDE FILHO, 2013).

• Limite de corrente de curta duração

Amadeu C. Caminha (1977, p.74) explica que existem dois tipos de Limites de corrente

de curta duração:

▪ Limite de corrente de curta duração para efeito térmico: o valor da corrente primária

máxima que o TC pode suportar durante 1s, com o enrolamento secundário fechado,

sem exceder os limites de temperatura especificados conforme sua classe de isolamento.

Sendo essa maior ou igual à corrente de interrupção máxima do disjuntor associado.

▪ Limite de corrente de curta duração para efeito mecânico: O valor máximo de corrente

primária que o TC pode suportar durante 0,1s, com o enrolamento secundário em curto-

circuito, sem danificar mecanicamente o transformador de corrente.

2.1.6. Transformadores de Potencial (TPs)

Os TPs são equipamentos que permitem o funcionamento dos instrumentos de medição

e proteção sem que seja necessário possuir uma tensão de isolamento de acordo com a rede que

estão conectados. O circuito secundário dos TPs fornece tensões padronizadas em 115 V ou

115/√3 V possibilitando suprir os equipamentos que possuem elevada impedância, tais como

voltímetros, relés de tensão, bobinas de tensão de medidores de energia etc. (MAMEDE

FILHO, 2013).

Em complemento, Mardegan (2012, p.174) explica que os transformadores de potencial

são usados para reduzir a tensão em seu circuito secundário a valores baixos com as seguintes

finalidades:

• Promover a segurança do pessoal;

• Isolar eletricamente o circuito de potência dos instrumentos;

• Reproduzir fielmente a tensão do circuito primário no lado secundário.

37

Propriedades elétricas:

• Tensões nominais e Tensões suportáveis

De acordo com Mamede (2016, p.90) os TPs devem permitir sobrecarga até 10% acima

do seu valor nominal, sem prejudicar a integridade do equipamento. Portanto, as tensões

primárias devem ser compatíveis com as tensões de operação dos sistemas primários aos quais

os TPs estão ligados. A tensão secundária é padronizada em 115 V para TPs do grupo 1 e

115/√3 V para TPs do grupo 2 ou 3.

• Cargas nominais

É a potência aparente (VA) dada em placa pelo fabricante na qual o TP não exceda o

limite de precisão de sua classe. Pode ser calculada pela soma das cargas que estão acopladas

ao secundário do transformador de potencial (CAMINHA, 1977). A NBR 6855 faz a

padronização dos valores, conforme Tabela 2.1 a seguir.

Tabela 2.1 – Características elétricas dos TPs.

Cargas nominais Características a 60Hz e 120V Características a 60Hz e 66,3V

Designação Pot.

(VA)

Fator

Pot.

Resist.

(ohms)

Indut.

(mH)

Imped.

(Ohms)

Resist.

(Ohms)

Indut.

(mH)

Imped.

(Ohms) ABNT ANSI

P12,5 W 12,5 0,10 115,2 3402 1152 38,4 1014 384

P25 X 25 0,70 403,2 1092 576 134,4 364 192

P75 Y 75 0,85 163,2 268 192 54,4 89,4 64

P200 Z 200 0,85 61,2 101 72 20,4 33,6 24

P400 ZZ 400 0,85 30,6 50 36 10,2 16,8 12

Fonte: (MAMEDE, 2016, p.91).

A forma de demonstração e leitura desses dados altera-se entre os padrões ABNT e

ANSI. A ABNT designa um TP colocando em ordem a classe de exatidão e a potência nominal,

como, por exemplo: 0,3P200. Enquanto pela ANSI a identificação é feita colocando em ordem

a classe de exatidão e a letra correspondente à potência nominal, ou seja: 0,3Z (MAMEDE

FILHO, 2013).

38

• Potência térmica nominal

É a potência máxima que o TP pode fornecer em regime permanente, sem que sejam

excedidos os limites nominais de temperatura. Esse valor não pode ser inferior a 1,33 vezes o

valor da carga nominal, referente a sua classe de exatidão (CAMINHA, 1977). O valor da

potência térmica pode ser obtido de forma padronizada através da Tabela 2.2.

Tabela 2.2 – Valores de potência térmica dos TPs.

Designação NBR 6853

(Letra ANSI)

Potência Térmica

Grupos 1 e 2 (VA) Grupo 3 (VA)

P12,5 (W) 18 50

P25 (X) 36 100

P75 (Y) 110 300

P200 (Z) 295 800

P400 (ZZ) 590 1600

Fonte: (MAMEDE, 2016, p.95).

• Classe de exatidão

Os transformadores de potencial segundo a NBR 6855 podem apresentar as seguintes

classes de exatidão: 0,3 - 0,6 - 1,2%. Os TPs classes 0,3 são destinados a medição de energia

para fins de faturamento. Os TPs classe 0,6 são destinados aos equipamentos de proteção e

medição. Por fim, os TPs classe 1,2 são destinados a medição indicativa de tensão (MAMEDE

FILHO, 2013).

2.2. Fundamentos sobre Coordenação e Seletividade

O estudo de Coordenação e Seletividade de Disjuntores, Relés e Fusíveis é usado para

analisar os tempos de disparo para uma série de dispositivos com sobrecorrente que estão sendo

comparados, em geral, da fonte até o maior dispositivo do circuito ramificado.

A proteção sem uma coordenação adequada, ao invés de conter o curto-circuito,

contribui para o aumento da severidade da falta, podendo ocasionar desligamentos

desnecessários de equipamentos e/ou partes do sistema. Para evitar esses desligamentos em

sistemas de transmissão, é necessário definir as zonas primárias de proteção (ou a montante),

que são responsáveis por resguardar uma parte específica do sistema (FRAZÃO, 2019).

39

A Figura 2.16 auxilia na compreensão que a coordenação da proteção está atrelada à

temporização da atuação dos dispositivos envolvidos, ou seja, se o sistema de proteção da zona

sob falta não operar corretamente, o sistema de proteção da zona adjacente deve esperar um

intervalo de tempo para que possa atuar na eliminação da falta. Esse intervalo, denominado

como tempo ou degrau de coordenação, compõe-se pelo tempo próprio de operação dos relés

e disjuntores da zona sob falta, e pelo tempo referente a uma margem de tolerância.

Figura 2.16 – Coordenação de proteção entre zonas primárias de um sistema de transmissão.

Fonte: (FRAZÃO, 2019, p.17)

As aplicações da coordenação podem ser definidas em (FRAZÃO, 2019):

• Isolar o curto-circuito do sistema, o quanto mais próximo possível de sua

origem, com o propósito de evitar suas consequências;

• Realizar o isolamento no mais curto-tempo, visando a redução nos danos

causados aos equipamentos do sistema, assim como no suprimento de energia;

• Garantir que relés e disjuntores operem coordenadamente, da maneira como

foram especificados para isolar a falta.

2.2.1. Intervalos de Coordenação

De acordo com Mardegan (2012, p.367), o intervalo de coordenação de relés de

sobrecorrente em série é feito como demonstrado abaixo, além disso, em relés estáticos o

40

overtravel é substituído pelo overshot e este tempo é reduzido em 50ms, obtendo um intervalo

de coordenação de 250 ms.

Tempo de interrupção do disjuntor………………………………………...…… 133 ms

Tolerância do fabricante/erro/overtravel....………………………………….…. 100 ms

Fator de segurança………………………………………………………….......... 67 ms

Intervalo de coordenação………………...…………………………….….......... 300 ms

Na Tabela 2.3, é apresentado os intervalos típicos de coordenação praticados entre

diversos dispositivos de proteção.

Tabela 2.3 – Intervalor de coordenação.

INTERVALOS DE COORDENAÇÃO

Dispositivo

à montante

Dispositivo à jusante

Relé Estático Relé Eletromecânico Disjuntor

BT Fusível

Relé Estático 0,25 s 0,30 s 0,20 s 0,20 s

Relé Eletrom. 0,30 s 0,30 s 0,20 s 0,20 s

Disj. BT 0,20 s 0,30 s Nota 1 Nota 2

Fusível 0,20 s 0,30 s Nota 3 Nota 4

Notas:

1 – Basta a parte inferior da curva do disjuntor a montante ficar acima do à jusante.

2 – Basta a parte inferior da curva do disjuntor ficar acima da curva de tempo máximo de fusão.

3 – Basta a curva de tempo mínimo de fusão ficar acima da parte superior da curva do disjuntor.

4 – É necessário que o I2t do fusível a jusante seja menor que o do situado à montante.

Fonte: (MARDEGAN, 2012, p. 368).

2.2.2. Tipos de Seletividade

Entende-se como seletividade a capacidade de o sistema isolar o equipamento

defeituoso, sem prejudicar o fornecimento de energia. “Por seletividade entende-se a

propriedade da proteção em reconhecer e selecionar entre aquelas condições para as quais uma

imediata operação é requerida, e aquelas para as quais nenhuma operação ou retardo de atuação

é exigido” (CAMINHA, 1977).

41

Seletividade amperimétrica:

Este tipo de seletividade ocorre quando a corrente vista pelo dispositivo de proteção à

montante é muito maior do que aquela vista pelo dispositivo de proteção instalado à jusante, ou

seja, as correntes de curto-circuito aumentam conforme a aproximação do ponto de defeito à

fonte de suprimento. Esse princípio é mais utilizado nos sistemas de baixa tensão, no qual a

impedância dos circuitos elétricos é significativa, em comparação aos sistemas de média ou

alta-tensão (MARDEGAN, 2012; MAMEDE, 2020).

Na Figura 2.3, a seletividade amperimétrica é demonstrada por uma corrente de defeito

no ponto A de valor igual a Ics e valores de ajuste das proteções P1 e P2 respectivamente iguais

a Ip1 e Ip2, cuja condição a ser satisfeita é Ip2 > Ics > Ip1. A primeira proteção a montante do

ponto de defeito deve ter uma corrente de atuação com um valor inferior à corrente de curto-

circuito ocorrida dentro da zona protegida, logo Ip1 ≤ 0,8 × Ics, já as proteções localizadas fora

da zona de proteção devem ter uma corrente nominal com valores superiores à corrente de

curto-circuito, ou seja, Ip2 > Ics.

Figura 2.17 – Seletividade por corrente.


Seletividade cronométrica:

Mardegan (2012, p.365) e Mamede (2020, p.28) definem seletividade cronométrica

como aquela realizada com aplicação de intervalos de tempo entre os dispositivos de proteção

42

situados à jusante e à montante do ponto de falta, ou seja, significa retardar o dispositivo à

montante daquele dispositivo que está mais próximo do defeito para garantir que aquele

dispositivo tenha tempo suficiente para atuar eliminando e isolando a falta.

Neste tipo de seletividade, os ajustes podem ser feitos de forma dependente ou

independente da corrente. No primeiro, a atuação do dispositivo é feita de acordo com a curva

tempo x corrente, mais conhecida como curva de tempo inverso (Figura 2.18). Já no segundo,

a proteção atua por tempo definido (Figura 2.19).

Figura 2.18 – Curva de tempo inverso.


Observações:

1 – As curvas que representam os dispositivos de proteção estão identificadas como A,

B, C e D.

2 – Os tempos de atuação dos dispositivos estão identificados como:

Td – Tempo de atuação do dispositivo D;

Tc – Tempo de atuação do dispositivo C;

Tb – Tempo de atuação do dispositivo B;

Ta – Tempo de atuação do dispositivo A.

3 – O intervalo de coordenação é obtido subtraindo o tempo de atuação do dispositivo à

montante em relação ao dispositivo à jusante, para uma determinada corrente de curto-circuito.

4 – Quanto maior a corrente de curto-circuito, menor será o tempo de atuação do

dispositivo de proteção, portanto, quanto menor a corrente de curto-circuito maior será o tempo

de atuação do dispositivo de proteção.

43

5 – O eixo Y corresponde aos valores de tempo, enquanto o eixo X corresponde aos

valores de corrente.

6 – Em ambos os eixos, as curvas são plotadas em escalas bi-logarítimicas para

verificação gráfica da seletividade.

Figura 2.19 – Curva de tempo definido.


Notas:

1 – As curvas que representam os dispositivos de proteção estão identificadas como A,

B, C e D.

2 – Os tempos de atuação dos dispositivos de proteção estão identificados como:

Td – Tempo de atuação do dispositivo D;

Tc – Tempo de atuação do dispositivo C;

Tb – Tempo de atuação do dispositivo B;

Ta – Tempo de atuação do dispositivo A.

3 – Para diferentes valores de corrente de curto-circuito o tempo de atuação do

dispositivo de proteção será o mesmo, diferente do que ocorre quando a curva é do tempo

inverso.

4 – O eixo Y corresponde aos valores de tempo, enquanto o eixo X corresponde aos

valores de corrente.

5 – Em ambos os eixos, as curvas são plotadas em escalas bi-logarítimicas para

verificação gráfica da seletividade.

44

Seletividade lógica:

Esse tipo de seletividade só pode ser usado quando o sistema elétrico possui relés

digitais, pois é um sistema lógico que combina um esquema de proteção de sobrecorrente no

qual a comunicação entre os relés digitais é feita utilizando em fio piloto (normalmente cabo

de fibra óptica), onde transmite o sinal de bloqueio para o relé a montante do relé mais próximo

da falta, a fim de obter uma atuação com um tempo muito pequeno, no entanto, seletivos

(MARDEGAN, 2012; MAMEDE, 2021).

O funcionamento desta seletividade pode ser observado na Figura 2.20:

Figura 2.20 – Funcionamento da Seletividade Lógica.

Fonte: (AUTORIA PRÓPRIA, 2021)

• Na ocorrência do curto-circuito indicado na Figura 2.20, todos os relés serão

sensibilizados, porém o relé mais próximo da falta que comanda o disjuntor A deverá

45

atuar, depois de enviar um sinal de bloqueio de atuação para o Relé que comanda o

disjuntor B.

• Enquanto o sinal de bloqueio estiver ativado, o relé que comanda o disjuntor B enviará

um sinal de bloqueio para o relé a montante, neste caso o relé que comanda o disjuntor

C.

• O relé mais próximo da falta manda abrir o circuito da bobina de abertura do disjuntor

A, que varia entre 50ms e 100ms, que é o tempo de abertura do dispositivo de

interrupção mais o tempo desejado de ajuste do relé.

• Se houver falha na abertura do disjuntor A, o sinal de bloqueio enviado pelo relé

associado a esse disjuntor será cessado e o relé à montante, neste caso o relé que

comanda o disjuntor B, será solicitado a atuar após 150 e 200ms.

• Se o disjuntor B não abrir o circuito, o sinal de bloqueio enviado pelo relé associado a

este disjuntor será cessado e o relé à montante, neste caso o relé que comando o disjuntor

C, será solicitado a atuar após 150 e 200ms.

Conforme descrito acima, o intervalo de coordenação entre dispositivos de proteção é

na ordem de 100ms e a proteção mais próxima do defeito deve atuar entre 50ms e 100ms.

2.3. Ferramentas Computacionais

Alguns cálculos de curto-circuito podem ser feitos manualmente, mas esse processo

tende a ser demorado. Pensando nisso, foram desenvolvidas ferramentas computacionais com

a intenção de auxiliar e diminuir o tempo demandado para essa atividade. Em sistemas elétricos

de potência de grande porte esses cálculos só são possíveis com a utilização desses softwares

que disponibilizam versões que permitem calcular sistemas de até 3.000 barras e 5.000 ramos,

o suficiente para atender os maiores sistemas interligados brasileiros (BICHELS, 2018). Entre

os programas computacionais, pode-se citar alguns como o ANAFAS (Análise de faltas

simultâneas), Easypower, ASPEN-OneLiner e PTW (Power Tools for Windows), esse último

sendo o mais conhecido e utilizado.

O software ANAFAS foi criado pelo Centro de pesquisas de energia elétrica (CEPEL),

com o patrocínio da Eletrobras, e foi desenvolvido na plataforma Windows. É dedicado para

análise de curto-circuito em redes elétricas e amplamente utilizado no Brasil. Os seus maiores

usuários são: ONS (Operador nacional do sistema elétrico), EPE (Empresa de pesquisa

46

energética), Eletrobras, grandes consumidores industriais, e por universidades de maneira

acadêmica (CEPEL, 2021).

A ferramenta Easypower foi desenvolvida pela empresa americana ESA (Electrical

System Analysis) e é reconhecida mundialmente. Assim como o ANAFAS é feito na plataforma

Windows e conta com várias funções de estudos e análises no SEP, como curto-circuito, fluxo

de carga, harmônicas, coordenação da proteção, entre outras. Importante salientar que os

padrões de cálculos de curto-circuito seguem as normas ANSI e IEC (K. M. CANUTO, 2021).

Existem as versões simplificadas nomeadas de Easypower Oneline designer, para a construção

de diagramas unifilares, e a Easysolv que é uma versão com os recursos básicos do programa

principal.

O OneLiner é o programa computacional da ASPEN, empresa mundial desenvolvedora

de diversos softwares para auxiliar nas funções de engenheiros. OneLiner é uma ferramenta de

coordenação de relés e curto-circuito usada em sua maior parte por empresas do setor de geração

e transmissão de energia. No Brasil, pode ser encontrado em diversas organizações do ramo

nacional, como na Itaipu Binacional, administradora da usina hidrelétrica de Itaipu, grandes

distribuidoras de energia como CEMIG, ELETROSUL e LIGHT, além de ser usado de forma

acadêmica nas universidades federais do Rio de Janeiro e de Minas Gerais, UFRJ e UFMG

respectivamente, entre outras instituições (ASPENIC, 2021).

O PTW, software da SKM, é conhecido por ser um dos programas mais completos

quando se trata de sistemas elétricos e estudos de coordenação e seletividade. Utilizado para

desenvolver linhas de modelos de sistemas e testar a sua segurança, gerenciabilidade e

desempenho. O PTW é composto por vários módulos, cada um voltado para um estudo em

específico de acordo com a necessidade do usuário. Para o estudo de coordenação e seletividade

o módulo utilizado é o CAPTOR, responsável por gerar curvas, possibilitando dessa forma o

ajuste de tempo dos dispositivos de proteção, analisando a coordenação desses equipamentos

de maneira visual e instantânea através dos gráficos gerados (FUJIMOTO TAMBA, 2013).

O PTW disponibiliza uma biblioteca de dados onde contém a informação de dispositivos

de proteção, possibilitando a escolha por modelos e fabricantes. Além disso, é possível produzir

relatórios simples e complexos, com a alternativa de colocá-los em formatos comuns de texto

e extensões gráficas (FUJIMOTO TAMBA, 2013). O PTW foi o software escolhido para

elaboração de todos os dados do estudo de caso deste trabalho de conclusão de curso.

47

3. Metodologia

Neste capítulo será apresentado o método utilizado para o redimensionamento dos

ajustes de um sistema de proteção, visto que este trabalho tem como foco analisar a seletividade

das proteções entre relés em cascata de um sistema elétrico de um terminal portuário na cidade

de Santos/SP, em especial os relés de sobrecorrente com atuação temporizada (ANSI 51) e

instantânea (ANSI 50).

Apresenta-se os parâmetros e fundamentos que são utilizados para os ajustes de

proteção, o sistema e suas características elétricas, além de demonstrar as ferramentas do

software utilizado, expondo os passos que são precisos para obter as informações esperadas.

Com os dados obtidos através do programa PTW, será possível realizar novos ajustes

para os dispositivos de proteção, deixando o sistema coordenado e seletivo, possibilitando o

seu funcionamento correto.

3.1. Fundamentos para determinação dos ajustes de proteção

3.1.1. Proteção de Cabos

Conforme Mardegan (2012, p.308), os principais critérios para proteção de um cabo

são:

• Corrente nominal;

• Queda de Tensão;

• Proteção contra sobrecargas;

• Proteção contra curtos-circuitos.

Para o estudo de seletividade apresentada nos gráficos tempo x corrente interessa

somente os dois últimos critérios.

Proteção contra sobrecargas

De acordo com o Guia de Dimensionamento de Cabos da Prysmian, os condutores ou

cabos, não devem operar com correntes acima das máximas capacidades de condução de

corrente em regime permanente. Pois com a passagem de corrente elevada o cabo apresentará

envelhecimento precoce de sua isolação e assim diminuirá sua vida útil dentro da instalação,

48

visto que o cabo fica exposto a temperaturas superiores definidas em regime permanente. Logo,

a corrente ajustada no dispositivo de proteção deverá ser, no máximo, equivalente ao valor de

corrente nominal relativa do local onde o cabo foi instalado (MARDEGAN, 2012). Na Tabela

3.1, é apresentado os valores máximos em regime permanente e de sobrecarga das temperaturas

nos condutores, cuja Equação (3.1) define o ajuste que deve ser feito no dispositivo de proteção

para a proteção contra sobrecarga no cabo.

𝐼pick-up ≤ 𝐼sobrecarga-cabo (3.1)

Tabela 3.1 – Temperatura máxima no condutor em Regime Permanente e de Sobrecarga.

Isolação Temperatura Máxima no Condutor (°C)

Regime Permanente Regime Sobrecarga

PVC LSHF/A 70 100

EPR e XLPE 90 130

Notas:

1 - A operação em regime permanente de sobrecarga nas temperaturas indicadas acima não

pode superar 100h durante 12 meses consecutivos, nem 500h durante o tempo de uso do

cabo.

2 – Os cabos quando submetidos a essas temperaturas de sobrecarga – correntes cerca de

25% superiores à máxima capacidade em regime permanente – têm sua vida útil reduzida em

certo grau, em relação à vida prevista em regime normal.

Fonte: (GUIA DE DIMENSIONAMENTO DE CABOS PRYSMIAN, p.47).

Proteção contra Curto-Circuito

Conforme o Guia de Dimensionamento de Cabos da Prysmian, a proteção contra curto-

circuito no condutor se baseia na energia térmica armazenada no condutor e no limite máximo

de temperatura admitido pela isolação. A Equação (3.2) é utilizada para determinar a corrente

máxima suportada pelo condutor (MARDEGAN, 2012).

𝐼 =𝐾 . S

√𝑡 (3.2)

Onde:

I é a corrente suportada pelo cabo, em A

S é a seção do cabo, em mm²

t é o tempo de exposição do cabo a corrente, em A

K é a constante que depende do tipo de isolação do cabo, ver Tabela 3.2.

49

Tabela 3.2 – Temperatura dos cabos.

Temperatura em Graus

Cabo Conexão Prensada Conexão Soldada

Isolação Condutor T1 T2 K T1 T2 K

EPR/XLPE 90°C Cobre 90 250 142 90 160 99

Alumínio 90 250 93 90 160 65

EPR/XLPE 105°C Cobre 105 250 134 105 160 87

Alumínio 105 250 88 105 160 57

PVC Cobre 70 160 114 70 160 114

Alumínio 70 160 74 70 160 74

Fonte: (MARDEGAN, 2012, p.309).

T1 é a máxima temperatura admissível do condutor em operação normal e T2 é a

máxima temperatura admitida para o condutor no curto-circuito, em °C.

Curvas térmicas de curta duração do cabo e Curvas de danos do cabo

Os fabricantes de cabos elétricos apresentam em seus catálogos as curvas térmicas de

curta duração dos cabos que são construídas de acordo com a Equação (3.2). Nas Figuras 3.1 e

3.2 estão apresentadas as curvas de curta duração para os cabos de cobre em PVC 70°C e de

EPR/XPLPE 90°C para conexões prensadas, nesta ordem. Já nas Figuras 3.3 e na 3.4, são

apresentadas as curvas de danos dos cabos em PVC 70°C e EPR/XLPE 90°C, respectivamente.

50

Figura 3.1 – Curvas de curta duração para cabos de cobre em PVC 70°C.

Fonte: (GUIA DE DIMENSIONAMENTO DE CABOS PRYSMIAN, p.45)

Figura 3.2 – Curvas de curta duração para cabos EPR/XLPE 90°C.

Fonte: (GUIA DE DIMENSIONAMENTO DE CABOS PRYSMIAN, p.45)

51

Figura 3.3 – Curvas de danos em cabos PVC 70°C.


52

Figura 3.4 – Curvas de danos em cabos EPR/XLPE 90°C.


53

3.1.2. Proteção de Transformadores de Potência

Os transformadores de potência devem ser protegidos contra os seguintes eventos

(MAMEDE, 2020):

• Sobrecarga;

• Curto-Circuito;

• Sub e Sobretensões;

• Presença de Gás;

• Sobrepressão: óleo e gás;

• Temperatura do ponto mais quente e do topo do óleo.

Como os transformadores são equipamentos de preço elevado, o esquema de proteção a

ser empregado deve levar em consideração fatores econômicos descritos abaixo (MAMEDE,

2020):

• Custo do reparo;

• Perda de faturamento pela energia não fornecida;

• Perda da qualidade do serviço;

• Perda de produção em unidades fabris.

Segundo Mardegan (2012, p.270) existem alguns pontos a serem observados no

momento do estudo de seletividade aplicado aos transformadores de potência, porém neste

trabalho só foi usado o ponto descrito abaixo:

I. Ponto Inrush

Quando um transformador de potência é energizado por uma fonte CA, flui uma corrente

no primário e que por sua vez produz um fluxo magnético em seu núcleo ferromagnético. Essa

corrente consiste em duas componentes (CHAPMAN, 2013):

• Corrente de magnetização 𝑖𝑚, que é a corrente necessária para produzir o fluxo no

núcleo do transformador;

• Corrente de perdas no núcleo 𝑖ℎ+𝑝, que é a corrente responsável pelas perdas por

histerese e por corrente parasita.

A corrente de magnetização (Inrush) circula apenas no enrolamento primário e possui

duração de aproximadamente 100ms, cuja intensidade varia para transformadores tipo seco e a

óleo, como também o tipo de conexão no primário (MARDEGAN, 2012). Na Tabela 3.3 são

os valores que têm sido utilizados nos estudos de seletividade:

54

Tabela 3.3 – Valores da corrente Inrush para conexão triângulo no primário.

TRANSFORMADOR Duração

(s) TIPO POT. (MVA) INRUSH (A)

A ÓLEO < 1 MVA 10xIn

0,1 > 1 MVA 8xIn

A SECO Qualquer 14xIn

Fonte: (MARDEGAN, 2012, p.272).

Notas:

1 – Se o transformador é abaixador e a conexão do primário é estrela aterrada,

multiplicar a corrente de inrush pelo fator 1,4.

2 – Se o transformador é elevador e a conexão do primário é delta, multiplicar a corrente

de inrush pelo fator 1,7.

3 – Se o transformador é elevador e a conexão do primário é estrela aterrada, multiplicar

a corrente de inrush pelo fator 2,5.

3.2. Sistema de estudo

Para melhor entendimento, o diagrama unifilar do sistema elétrico que foi efetuado o

estudo de seletividade e coordenação, foi dividido em três partes que são explicadas e ilustradas

nas Figuras 3.5 a 3.7. Para a visualização do diagrama completo, ver Anexo 1.

Na Figura 3.5 é apresentado a primeira parte do sistema elétrico em estudo, onde pode-

se ver que ele possui duas entradas, denominadas LT1 e LT2, em 138 kV. Cada entrada alimenta

um transformador abaixador que por sua vez alimenta o painel de média tensão BI/BII-13,8 kV,

seccionado através de um disjuntor de interligação TIE, que possui 10 saídas para outras

subestações localizadas dentro do site da empresa, onde cada subestação recebe dupla

alimentação, logo, são 5 subestações intermediárias em 13,8 kV ao todo.

55

Figura 3.5 – Primeira parte do diagrama unifilar - Painel de Média Tensão BI-13,8kV.


56

Na Tabela 3.4, são apresentadas as correntes de curto-circuito trifásicas (I3𝐹

) e fase-

terra (I1𝐹

), assim como as relações de Thevenin entre reatância e resistência visto no ponto de

defeito para um curto trifásico (X/R3𝐹) e fase-terra (X/R1𝐹).

Tabela 3.4 – Níveis de curto-circuito na entrada da instalação.

I𝟑𝑭 (A) 𝑿𝑹𝟑𝑭

⁄ I𝟏𝑭 (A) 𝑿𝑹𝟏𝑭

⁄

7900 4,367 5930 4,065

Fonte: (AUTORIA PRÓPRIA, 2021).

Já na Tabela 3.5, são apresentados os parâmetros elétricos dos transformadores TR1 e

TR2, que estão conectados em Delta-Estrela aterrada por impedância, cuja resistência e

reatância é dada em p.u.

Tabela 3.5 – Parâmetros elétricos TR1 e TR2.

Potência

(kVA)

Tensão

Prim(kV)

Tensão Sec.

(kV) R% X% Zneutro(ohms)

20000 138 13,8 0,3592 0,79919 19,91850


Os relés digitais R-SEC-TR1 e R-SEC-TR2 de entrada do painel de média tensão

BI/BII-13,8 kV, possuem os seguintes ajustes apresentados na Tabela 3.6. Os relés RP-1 e RP-

2A de saída do painel de média tensão são iguais e ambos são proteções de retaguarda dos relés

de entrada da S1, como é ilustrado na Figura 3.6, cuja parametrização existente é apresentada

na Tabela 3.7.

57

Tabela 3.6 – Ajustes dos relés de proteção R-SEC-TR1 e R-SEC-TR2.

Fabricante/Modelo SEL/Modelo 787

Função Descrição da Função Range disponível Ajustado

CTR1 Relação TC (enrol.prim) - fase 1-1000 60

CTR2 Relação TC (enrol.sec.) - fase 1-1000 240

CTRN1 Relação TC neutro 1-1000 40

51P1P Phase Time Overcurrent OFF, (0.5-16xCTR) 4,8 (1152)

Curva P Curva de Proteção - Fase C1 – Std. Inverse C1 - 0,25 s

50P1P Phase Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) 26,2 (1572 A)

50P1D Phase Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00s 0.05s

51N1P Neutral Time Overcurrent Off, (0,5-16xCTR) 4,2 (168A)

Curva N Curva da proteção - Neutro C1 – Std. Inverse C1 – 0,13 s

50N1P Neutral Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) Off

50N11D Neutral Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00 s OFF


Tabela 3.7 – Ajustes dos relés de proteção RP-1 e RP-2A.

Fabricante/Modelo SEL/Modelo 751A


CTR1 Relação TC - fase 1-5000 120

CTRN1 Relação TC - neutro 1-5000 20

51P1P Phase Time Overcurrent OFF, (0.5-16xCTR) 1.1 (132 A)


50P1P Phase Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) 11 (1320 A)

50P1D Phase Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00s 0.50 s

51N1P Neutral Time Overcurrent Off, (0,5-16xCTR) 0.5 (10A)


50N1P Neutral Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) 2.5 (50 A)

50N11D Neutral Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00 s 0.6 s


58

Figura 3.6 – Segunda parte do diagrama unifilar - Relés de saída RP-1 e RP-2A.


Os cabos CBL-S1-A e CBL-S1-B que saem do painel de média tensão BI/BII-13,8 kV

e alimentam a subestação S1, onde Rpos e Xpos é a resistência e reatância elétrica de sequência

positiva; Rzero e Xzero é a resistência e reatância elétrica de sequência zero; m e A são

comprimento e ampacidade do cabo, respectivamente.

Tabela 3.8 – Cabos de alimentação da S1.

TAG Formação Isolação A m Rpos Xpos Rzero Xzero

CBL-S1-A 3x1/C 70mm² XLPR/EPR-90°C 333 530 0,3440 0,1117 1,0841 0,3180

CBL-S1-B 3x1/C 70mm² XLPR/EPR-90°C 333 530 0,3440 0,1117 1,0841 0,3180


59

Os relés RP-3 e RP-3A de entrada da subestação S1, são iguais e possuem os ajustes

mostrados na Tabela 3.9.

Tabela 3.9 – Ajustes dos relés de proteção RP-3 e RP-3A.





51P1P Phase Time Overcurrent OFF, (0.5-16xCTR) 1.5 (120 A)


50P1P Phase Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) 15 (1200 A)

50P1D Phase Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00s 0.25 s

51N1P Neutral Time Overcurrent Off, (0,5-16xCTR) 1.5 (30 A)


50N1P Neutral Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) 15 (300 A)

50N11D Neutral Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00 s 0.3 s


A terceira e última parte do diagrama unifilar do sistema elétrico é ilustrado na Figura

3.7, cujas características de ajustes do relé RP-4 de saída da subestação S1, é apresentada na

Tabela 3.10. Já na Tabela 3.11 é apresentada as características dos cabos CBL-ELO-1, CBL-

ELO-2, CBL-QF1 e CBL-QF2.

60

Tabela 3.10 – Relé de Proteção RP-4.





51P1P Phase Time Overcurrent OFF, (0.5-16xCTR) OFF

Curva P Curva de Proteção - Fase C1 – Std. Inverse -

50P1P Phase Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) OFF

50P1D Phase Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00 s -

51N1P Neutral Time Overcurrent Off, (0,5-16xCTR) OFF

Curva N Curva da proteção - Neutro C1 – Std. Inverse -

50N1P Neutral Instant Overcurrent Off, (0,5-96xCTR) OFF

50N11D Neutral Inst. Overcurrent - Delay 0.00-5.00 s -


Tabela 3.11 – Cabos de alimentação.

TAG Formação Isolação [A] [m] Rpos

(Ohms)

Xpos

(Ohms)

Rzero

(Ohms)

Xzero

(Ohms)

CBL-S2 3x1/C 50 mm² EPR/PVC-

90°C 221 530 0,4950 0,1175 1,5600 0,3323

CBL-ELO1 3x1/C 50 mm² EPR/PVC-

90°C 221 530 0,4950 0,1175 1,5600 0,3323

CBL-ELO2 3x1/C 50 mm² EPR/PVC-

90°C 221 530 0,4950 0,1175 1,5600 0,3323


61

Figura 3.7 – Terceira parte do diagrama unifilar - Relé de Proteção RP-4 e Elos fusíveis ELO-1 e ELO-2.


62

3.3. Obtenção de resultados

Para este estudo, utilizou-se o software PTW, onde é necessário fazer uma modelagem

do sistema elétrico colocando os dados característicos fornecidos pelos fabricantes de

equipamentos ou a ferramenta fornece valores aproximados para que possa fazer as

simulações, para a determinação das correntes de curto-circuito “compreensivas” nos diversos

pontos que foram necessários e em seguida, as folhas de seletividade dos relés de proteção e

elos serem geradas.

A modelagem consiste em criar um diagrama unifilar do sistema elétrico dentro do

software e na sequência, “imputar” as informações dos vários equipamentos. A Figura 3.8

apresenta as opções disponíveis de criação dentro da ferramenta, sendo possível criar a

concessionária de energia, transformadores de potência, cabos, disjuntores de baixa e média

tensão e assim por diante.

Figura 3.8– Ferramentas de criação no PTW.


Após a criação do diagrama unifilar dentro do programa, e selecionando, por exemplo,

o transformador de potência, aparecerá uma janela chamada de Component Editor (Figura 3.9),

onde inseriram-se as características técnicas do equipamento. Esse mesmo passo foi feito para

cada componente existente no diagrama. Na Figura 3.10, são mostradas as opções de

simulações disponíveis no software ao finalizar a modelagem. Para este estudo foram

utilizaram-se o primeiro e o último ícone, que são para simulações de curto-circuito e

seletividade, respectivamente.

63

Figura 3.9 – Component Editor.

Fonte: (Adaptado do PTW, 2021)

Figura 3.10 – Opções de simulação.

Fonte: (Adaptado do PTW, 2021)

No estudo de curto-circuito, o programa possibilita quatro opções para determinação

dessas correntes, a Compreensiva, a ANSI, IEC 60909 e a IEC 61363. Porém, neste trabalho,

utilizou-se o método Compreensivo, onde estas correntes correspondem a componente de

regime permanente da corrente de curto-circuito, após os períodos subtransitório e transitório e

anterior ao tempo de atuação dos dispositivos de proteção. Já no estudo de seletividade, o

programa gera as folhas log x log selecionando os equipamentos que se deseja efetuar a análise

e clicando no ícone “Go to TCC Drawing”.

64

A modelagem completa do sistema elétrico em estudo inserida no software PTW é

apresentada no Anexo 1 deste documento.

65

4. Resultados e discussão

Neste capítulo será analisada a seletividade dos relés de proteção que compõem o

sistema elétrico apresentado no capítulo anterior, através da geração das folhas de tempo x

corrente de fase e neutro dos componentes.

4.1. Ajustes existentes de Seletividade

As correntes de curto-circuito trifásicas (Icc_Sym 3P) e fase-terra (Icc_Sym SLG) no

painel de média tensão BI/BII-13,8 kV, nas subestações S1 e S2, e nos barramentos dos painéis

elétricos QF1 e QF2, foram obtidas através do software PTW e apresentadas na Tabela 4.1.

Tabela 4.1 – Correntes de curto-circuito no painel de média tensão, nas subestações e nos barramentos elétricos.

BARRA TENSÃO Icc_Sym 3P Icc_Sym SLG

(V) (A) Ângulo (A) Ângulo

BI-13,8kV 13800 19823 -110,03 795 -32,24

BII-13,8kV 13800 19823 -110,03 795 -32,24

S1 13800 17520 -98,00 781 -32,45

S2 13800 12514 -78,98 750 -32,86

QF1 13800 8643 -67,41 731 -33,67

QF2 13800 8643 -67,41 731 -33,67


Conforme mostrado na Figura 3.6, a subestação S1 recebe duas alimentações

provenientes do lado BI e BII do painel de média tensão 13,8 kV, como os relés de saída desse

painel para S1 possuem os mesmos parâmetros configurados, a análise para o relé RP-2 foi a

mesma para os relés RP-2A e RP-1A. Com base nos dados retirados do estudo de proteção e

seletividade existente, gerou-se a folha de seletividade de fase entre os relés RP-1, RP-2, RP-3,

RP-4 e Elos 1 e 2, todos referidos na tensão de 13,8 kV, como é mostrado na Figura 4.1.

Observa-se que na folha de seletividade da Figura 4.1, os relés RP-2 e RP-3 cortam a

curva de fusão do elo fusível ELO-1, em aproximadamente 1,0 e 2,0 segundos, respectivamente,

porém não acontece o mesmo no ELO-2. Sendo assim, não há seletividade para o ELO-1 e os

relés, logo, uma falha a jusante do elo fusível não irá sensibilizar as proteções a montante, no

66

caso os relés R-P2 e RP-3, somente a proteção instalada na subestação principal BI/BII-13,8

kV que é o relé RP-1. O relé de proteção RP-4, mostrado na Tabela 3.10, não aparece na folha

de seletividade da Figura 4.1, pois ele está com suas unidades de proteção desligadas. Por isto

foi refeito um estudo de proteção e seletividade, para propor novos ajustes de proteção, a serem

parametrizados nos relés existentes.

Figura 4.1 – Coordenograma de seletividade de fase entre os relés RP-1, RP-2, RP-3, RP-4 e ELOS 1 e 2.


67

4.2. Ajustes novos de Seletividade

Para os novos ajustes, foram utilizados os intervalos de coordenação apresentados na

Tabela 3.10, ou seja, o intervalo de coordenação entre relés digitais é 0,25 s, entre fusível e

relés é 0,20 s. Para o relé RP-1 de entrada do painel principal BI/BII-13,8 kV, considerou-se

que o mesmo está coordenado com outras saídas desse painel, portanto, os parâmetros

configurados nesse relé foram mantidos. Assim sendo, os ajustes novos das proteções foram

iniciados pelo primeiro dispositivo a montante do ELO-1, até o dispositivo de proteção de saída

do painel principal, RP-2, e para uma melhor coordenação entre ELOs e relés, foi adotada a

curva extremamente inversa, padrão IEC.

4.2.1. Proteção de Fase

Ajustes de Proteção para o Relé RP-4

O tempo de extinção da corrente de curto-circuito pelo efeito limitador do fusível é ¼

de ciclo (0,004 segundos), sendo assim a temporização do elemento 51/51N do relé de

sobrecorrente RP-4 deve ser de pelo menos 200 ms (0,2 segundos) sobre a curva do fusível para

garantir a fusão do elo. Utilizou-se temporização de 200 ms (0,2 segundos) aplicada sobre os

elementos instantâneos, para permitir a fusão do elo fusível antes da atuação do elemento 50 ou

50N em condições de falta.

A corrente de acionamento do relé 51 de fase, foi considerada como sendo 150% da

corrente nominal considerando as duas cargas de 1650 kVA de modo a permitir uma sobrecarga

temporária no sistema. Portanto:

𝐼51𝐹 = 1,5 . 2 . (1650

1,73𝑥13,8) = 207,2 𝐴 (4.1)

No relé RP-4, modelo 751-A fabricação SEL, o ajuste foi parametrizado para esta

função:

51𝑃1𝑃 =207

𝑅𝑇𝐶=

207400

5

=207

80= 2,59 𝐴 (4.2)

Desse modo, para o relé RP-4 estar coordenado com o relé ELO-1, a seguinte curva foi

parametrizada no relé:

𝑇𝑚𝑠 = 𝐶3 = 𝑇 .[(

𝐼𝑐𝑐3𝐹𝐼51𝐹

)−1]

13,5= 0,20 .

[(8643

207,2)−1]

13,5= 0,6 (4.3)

68

A determinação da corrente da unidade de tempo definido de fase (50) do relé RP-4, é

dado pela equação 𝐼50𝐹 = 𝐹𝑥𝑅𝑇𝐶, onde o fator F é obtido a partir da relação entre a corrente

de curto-circuito assimétrico em QF1 sobre a corrente de acionamento do relé, selecionando

um valor entre 40% e 90% desse resultado, logo:

𝐹 <𝐼𝑐𝑐3𝐹𝑎𝑠𝑠𝑖𝑚.𝑒𝑚 𝑄𝐹1

𝐼51𝐹=

8645,44

207,2→ 41,72 . 60% = 25 (4.4)

Dessa forma, a seguinte parametrização deverá ser feita no relé:

𝐼50𝐹 = 50𝑃1𝑃 = 25 . 𝑅𝑇𝐶 (4.5)

O coordenograma de proteção é apresentado na Figura 4.2.

69

Figura 4.2 – Coordenograma de proteção do Relé RP-4.


70


A corrente de acionamento do relé 51 de fase RP-3, foi considerada como sendo 150%

da corrente nominal considerando as duas cargas de 1650 kVA de modo a permitir uma

sobrecarga temporária no sistema. Portanto:

𝐼51𝐹 = 1,5 . 2 . (1650

1,73.13,8) = 207𝐴 (4.6)

No relé RP-3, modelo 751-A fabricação SEL, o seguinte ajuste foi parametrizado para

esta função:

51𝑃1𝑃 =207

𝑅𝑇𝐶=

207400

5

=207

80= 2,59 𝐴 (4.7)

O tempo de atuação do relé RP-4, para uma corrente de curto-circuito trifásica de 12514

A no barramento em S2, foi calculado considerando a curva extremamente inversa, padrão IEC:

𝑇 = 𝑇𝑚𝑠 . (13,5


−1) = 0,6 . (

13,512514

207,2−1

) = 0,136 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠 (4.8)

Assim sendo, para o relé RP-3 estar coordenado com o relé RP-4, o tempo de

coordenação deve ser de 0,136+0,25 s (intervalo de coordenação) = 0,386 segundos. Logo, a

curva no relé RP-3 é determinada por:

𝑇𝑚𝑠 = 𝐶3 = 𝑇 .[(


)−1]

13,5= 0,386 .

[(12514

207,2)−1]

13,5= 1,69 → 1,0 (𝑙𝑖𝑚. 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜) (4.9)

A corrente de acionamento da unidade instantânea de fase (50), é calculada por:

𝐼50𝐹 = 𝐹 . 𝑅𝑇𝐶 (4.10)

O fator F, é obtido a partir da relação entre a corrente de curto-circuito assimétrico em

S2 sobre a corrente de acionamento do relé, selecionando um valor entre 40% e 90% desse

resultado, logo:

𝐹 <𝐼𝑐𝑐3𝐹𝑎𝑠𝑠𝑖𝑚.

𝐼51𝐹=

18853.29

207,2→ 91 . 40% = 36,40 (4.11)

Portanto, o seguinte ajuste deverá ser parametrizado para a função:

50𝑃1𝑃 = 36,40 . 𝑅𝑇𝐶 (4.12)

A temporização dessa unidade foi ajustada em 200 ms (0,2 segundos) e o

coordenograma de proteção entre os relés RP-3 e RP-4 é mostrado na Figura 4.3.

71

Figura 4.3 – Coordenograma de proteção entre os Relés RP-3 e RP-4.


72


A corrente de acionamento do relé 51 de fase RP-2, foi considerada como sendo 200%

da corrente nominal considerando as duas cargas de 1650 kVA de modo a permitir uma

sobrecarga temporária no sistema. Portanto:

𝐼51𝐹 = 2 . 2 . (1650

1,73.13,8) = 276𝐴 (4.13)

No relé RP-2, modelo 751-A fabricação SEL, o seguinte ajuste foi parametrizado para

esta função:

51𝑃1𝑃 =276

𝑅𝑇𝐶=

276600

5

=276

120= 2,30 𝐴 (4.14)

O tempo de atuação do relé RP-3, para uma corrente de curto-circuito trifásica de 17520

A no barramento em S2 é calculada como:

𝑇 = 𝑇𝑚𝑠 . (13,5


−1) = 1 . (

13,517520

207−1

) = 0,16 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠 (4.15)

Logo, para o relé RP-2 estar coordenado com o relé RP-3, o tempo de coordenação deve

ser de 0,16+0,25 s (intervalo de coordenação) = 0,41 segundos. Dessa forma, a curva no relé

RP-3 foi determinada como:

𝑇𝑚𝑠 = 𝐶3 = 𝑇 .[(


)−1]

13,5= 0,41 .

[(17520

276)−1]

13,5= 1,89 → 1,0 (𝑙𝑖𝑚. 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜) (4.16)

A corrente de acionamento da unidade instantânea de fase (50), é calculada por:

𝐼𝑖𝑛𝑠𝑡−50𝐹 = 𝐹 . 𝑅𝑇𝐶 (4.17)

O fator F, é obtido a partir da relação entre a corrente de curto-circuito assimétrico em

S2 sobre a corrente de acionamento do relé, selecionando um valor entre 40% e 90% desse

resultado, portanto:

𝐹 <18853,29

276→ 68,71 . 45% = 30,25 (4.18)

Sendo assim, o seguinte ajuste deverá ser parametrizado para esta função:

50𝑃1𝑃 = 30,25 . 𝑅𝑇𝐶 (4.19)

A temporização dessa unidade será ajustada em 200 ms (0,2 segundos) e o

coordenograma entre os relés RP-2 e RP-3 é apresentado na figura a seguir.

73

Figura 4.4 – Coordenograma de proteção entre os Relés RP-2 e RP-3.


74

4.2.2. Proteção de Neutro


Devido a necessidade de manter um afastamento de no mínimo de 0,2 s entre a curva de

fusão do elo fusível e o relé de retaguarda, e a corrente de curto-circuito fase-terra possuir um

valor baixo (715 A), não foi obtido seletividade entre a proteção de neutro do relé RP-4 e o elo

fusível. Isto posto, para um falta fase-terra em QF1 no valor de 715 A, o tempo máximo de

atuação do elo será de 720 ms, conforme mostrado na Figura 4.5. Diante disso, o tempo definido

da unidade instantânea será adotada em 820 ms e a corrente de acionamento de 150 A, para que

haja tempo do ELO-1 atuar e não o RP-4, pois nesse último caso deixaria uma maior parcela de

consumidores sem energia.


Para o relé RP-3, também será adotada uma proteção instantânea de tempo definido

ajustada em 920 ms e a corrente de acionamento da unidade instantânea de neutro (50N) será

ajustada em 250 A, para que tenha tempo do relé a jusante (RP-4).


Para o relé RP-2, será adotada proteção instantânea de tempo definido ajustada em 1,02

segundos e a corrente de acionamento da unidade instantânea de neutro (50N) será ajustada em

350 A, para que exista tempo do relé a jusante (RP-4).

O coordenograma de proteção para os relés RP-4, RP-3 e RP-2 de neutro é mostrado na

Figura 4.6.

75

Figura 4.5 – Coordenograma de proteção de neutro entre RP-4 e ELO-1.


76

Figura 4.6 – Coordenograma de proteção de neutro entre os relés RP-2, RP-3 e RP-4.


77

5. Conclusões

O desenvolvimento do presente estudo proporcionou uma análise de alguns dos

principais componentes que compõem um sistema elétrico, e como a proteção desses

equipamentos é importante para uma continuidade do fornecimento de energia elétrica.

O objetivo deste trabalho foi, primeiramente, analisar a seletividade e coordenação do

sistema do terminal portuário e identificar a causa do problema dos desligamentos indevidos

relatados pelos usuários desse sistema elétrico. Em vista disso, efetuou-se uma simulação dos

ajustes existentes dos relés de sobrecorrente (50/51) através da ferramenta PTW em que se

evidenciou a não seletividade entre os relés RP-2 e RP-3, pois eles cortam a curva de fusão do

ELO-1. Sendo assim, uma falha a jusante do elo fusível sensibilizaria apenas o relé RP-1

instalado na subestação principal, desligando uma maior parcela de consumidores elétricos

deste sistema.

Num segundo momento, foi elaborou-se um novo estudo utilizando os equipamentos já

existentes, procurando aprimorar a seletividade desses equipamentos para que, no caso de uma

falta a jusante do elo fusível, as proteções de retaguarda sejam sensibilizadas adequadamente.

Esse objetivo foi alcançado pelas proteções de fase, onde observa-se pelas curvas de tempo x

corrente que os relés de retaguarda estão coordenados entre eles e o elo fusível. No entanto,

para proteção de neutro, o tempo de extinção do ELO-1 para uma corrente de curto-circuito de

715 A em QF1 é de aproximadamente 720 ms e para que as proteções possam atuar de forma

adequada entre os relés RP-4, RP-3 e RP-2, deverá ser utilizado seletividade lógica com

intervalo de coordenação de 100 ms entre cada relé.

Isso só foi possível através do uso da ferramenta PTW que proporcionou uma melhor

experiência focando nas análises das curvas de tempo x corrente, obtendo um ganho de

produtividade em comparação ao uso das gerações dos gráficos em softwares de planilhas

eletrônicas disponíveis no mercado.

Por fim, como sugestão de trabalhos futuros, o estudo de outras funções desempenhadas

pelos relés de proteção, tais como Diferencial (ANSI 87), Subtensão (ANSI 27) e Sobretensão

(ANSI 59), sendo estas bastante utilizadas em sistemas elétricos industriais, podendo garantir

um melhor desempenho na proteção para situações específicas. Outra opção seria realizar um

estudo para a troca de alguns componentes visando uma seletividade mais ajustada, tal como

diminuir o tempo de atuação para a proteção de neutro. Além disso, a possibilidade de analisar

as proteções dos demais componentes do sistema elétrico dessa instalação.

78

Referências

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São Paulo: McGraw-Hill, 1986.

http://repositorio.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10000865.pdf

81

Anexos

ENTRADA LT1Isc 3P 7900.0 AmpsIsc SLG 5930.0 Amps

PRIM-TR1138000 V

STR1Size 20000.00 kVAPri DeltaSec Wye-GroundPriTap 1.25 %%Z 8.0000 %X/R 22.2

CB-SEC-TR1ManufacturerType

RP-1Manufacturer SELType 787CT Ratio 1200 / 5 A

BI-13,8kV 3~60Hz, 1250A, 25kA13800 V

TIE

R 0.01000 puX 0.01000 pu

ENTRADA LT2Isc 3P 7900.0 AmpsIsc SLG 5930.0 Amps

PRIM-TR2138000 V

STR2Size 20000.00 kVAPri DeltaSec Wye-GroundPriTap 1.25 %%Z 8.0000 %X/R 22.2

CB-SEC-TR2ManufacturerType

RP-1AManufacturer SELType 787CT Ratio 100 / 5 A

BII-13,8kV 3~60Hz, 1250A, 25kA13800 V

CB2ManufacturerType

RP-2 (50/51)

Manufacturer SELType 751ACT Ratio 600 / 5 A

CBL-S1-AManufacturer Prysmian(1) Size 70 mm23x1/C - Trifólio530.0 MetersAmpacity 333.0 ARpos 0.3440 Ohms/kmRzero 1.0841 Ohms/kmXpos 0.1117 Ohms/kmXzero 0.3180 Ohms/km

S213800 V

CBL-ELO-1Manufacturer Prysmian(1) Size 50 mm23x1/C - Trifólio500.0 MetersAmpacity 221.0 ARpos 0.4950 Ohms/kmRzero 1.5600 Ohms/kmXpos 0.1175 Ohms/kmXzero 0.3323 Ohms/km

ELO-1Manufacturer KEARNEYType K Fuse Links

CBL-QF1Manufacturer Prysmian(1) Size 50 mm23x1/C - Trifólio500.0 MetersAmpacity 221.0 ARpos 0.4950 Ohms/kmRzero 1.5600 Ohms/kmXpos 0.1175 Ohms/kmXzero 0.3323 Ohms/km

QF113800 V

LOAD-81650 kVARatedAmps 69.0 APF 0.800000 Lag

CBL-ELO-2Manufacturer Prysmian(1) Size 50 mm23x1/C - Trifólio500.0 MetersAmpacity 221.0 ARpos 0.4950 Ohms/kmRzero 1.5600 Ohms/kmXpos 0.1175 Ohms/kmXzero 0.3323 Ohms/km

ELO-2Manufacturer DELMARType Tipo K

CBL-QF2Manufacturer Prysmian(1) Size 50 mm23x1/C - Trifólio135.0 MetersAmpacity 187.9 ARpos 0.4950 Ohms/kmRzero 0.8235 Ohms/kmXpos 0.1550 Ohms/kmXzero 0.3587 Ohms/km

QF213800 V

LOAD-91650 kVARatedAmps 69.0 APF 0.800000 Lag

CB-2AManufacturerType

RP-2AManufacturer SELType 751ACT Ratio 600 / 5 A

CBL-S1-BManufacturer Prysmian(1) Size 50 mm23x1/C - Trifólio500.0 MetersAmpacity 192.3 ARpos 0.4950 Ohms/kmRzero 1.5600 Ohms/kmXpos 0.1175 Ohms/kmXzero 0.3323 Ohms/km

PD-0014ManufacturerType

PD-0015ManufacturerTypeCT Ratio 0 A














PD-0029Manufacturer SELType 751ACT Ratio 100 / 5 A

CB-3ManufacturerType

RP-3 (50/51)Manufacturer SELType 751ACT Ratio 400 / 5 A

CB-3AManufacturerType

RP-3AManufacturer SELType 751ACT Ratio 600 / 5 A

S113800 V

CB-4ManufacturerType

RP-4 (50/51)Manufacturer SELType 751ACT Ratio 400 / 5 A

CBL-S2Manufacturer Prysmian(1) Size 50 mm23x1/C - Trifólio500.0 MetersAmpacity 221.0 ARpos 0.4950 Ohms/kmRzero 1.5600 Ohms/kmXpos 0.1175 Ohms/kmXzero 0.3323 Ohms/km

RP4 (50N)Manufacturer SELType 751ACT Ratio 100 / 5 A

RP-3 (50N)Manufacturer SELType 751ACT Ratio 100 / 5 A

RP-2 (50N)Manufacturer SELType 751ACT Ratio 100 / 5 A

RP-1 (5150N)Manufacturer SELType 787CT Ratio 200 / 5 A


Caixa de Texto

Anexo 1 - Diagrama Unifilar Completo

universidade sÃo judas tadeu graduaÇÃo em …

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