Proteção de Redes Aéreas de Distribuição

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3 Proteção de Redes Aéreas de Distribuição Revisão 02 07/2014 NORMA ND.78

4 ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A. Diretoria de Operações Gerência Executiva de Engenharia, Planejamento e Operação Rua Ary Antenor de Souza, 321 Jd. Nova América Campinas SP Tel.: (19) Site: ND.78 Campinas SP, páginas

5 Aprovações Alvaro Luiz Murakami Gerente Executivo de Engenharia, Planejamento e Operação Ronaldo Fernandes Marques Gerente de Planejamento Técnico do Sistema Elétrico

6 Página 4 Revisão 02 07/2014

7 Elaboração Antonio Vitor Salesse Paulo Couto Gonçalves ND.78 Página 5 Revisão 02 07/2014

8 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 vigentes. Página 6 Revisão 02 07/2014

9 INDICE 1 OBJETIVO CAMPO DE APLICAÇÃO DEFINIÇÕES REFERÊNCIAS NORMATIVAS Norma técnica da ELEKTRO CONDIÇÕES GERAIS CONDIÇÕES E ORIENTAÇÕES ESPECÍFICAS CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO Tensões primárias Tipos de aterramento Alimentadores Transformadores de potência Transformadores de distribuição Filosofia de proteção Finalidade da proteção Proteções utilizadas Chaves-fusíveis / elos-fusíveis Proteção de alimentadores Religadores automáticos Seccionalizadores trifásicos Critérios de proteção Proteção de transformadores de distribuição Proteção de bancos de capacitores Proteções de instalações primárias de clientes particulares Proteção de redes primárias Seleção e dimensionamento / ajustes Chaves-fusíveis e elos-fusíveis Disjuntores / relés de subestações Critério geral para definição dos ajustes da proteção Relé de religamento Religadores tipo subestação Religadores tipo poste Seccionalizadores Coordenação / seletividade Seletividade entre chaves-fusíveis Seletividade fusível (lado fonte) / religador Coordenação religador / fusível Coordenação religador / religador Página 7

10 Seletividade relé / fusível Seletividade relé / religador Coordenação religador / seccionalizador Coordenação religador / seccionalizador / elo-fusível Chaves bay-pass para religadores e seccionalizadores Proteção com chave-fusível repetidora de 3 operações Coordenação religador / chave-fusível repetidora Seletividade relé x chave-fusível repetidora Seletividade chave-fusível x chave-fusível repetidora Seletividade chave-fusível repetidora x chave-fusível Página 8

11 CONTROLE DAS ALTERAÇÕES Revisão Data Descrição Criação da Norma Adequação ao novo padrão visual ELEKTRO e revisão de referências no texto e Tabela 8. Página 9

12 Página 10

13 1 OBJETIVO Esta norma estabelece 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. 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. 2 CAMPO DE APLICAÇÃO É direcionada para utilização pelas áreas de Engenharia, Planejamento, Operação, Clientes e Regionais. 3 DEFINIÇÕES Para efeito desta Norma, aplicam-se os seguintes termos e definições. 3.1 bloqueio 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 3.2 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 sequência de operação preestabelecida. 3.3 dispositivo protetor dispositivo de proteção, localizado imediatamente antes do ponto do curto-circuito, considerando a subestação como origem. 3.4 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. 3.5 falta termo que se aplica a todo fenômeno que impede o funcionamento normal de um sistema ou equipamento elétrico. Página 11

14 ND 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) 3.7 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) 3.8 falta simultânea ocorrência de uma falta shunt e uma série no mesmo sistema e no mesmo intervalo de tempo (ex.: curto-circuito permanente fase-terra com abertura da correspondente chave-fusível) 3.9 seletividade capacidade do dispositivo protetor atuar antes do dispositivo de retaguarda, independente da natureza da falta ser de origem passageira ou permanente 3.10 sequência 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 3.12 zona de proteção é o trecho da rede onde o equipamento de proteção consegue ser sensibilizado por uma sobrecorrente gerada por curto-circuito. 4 REFERÊNCIAS NORMATIVAS 4.1 Norma técnica da ELEKTRO ND.01, Materiais e equipamentos para redes aéreas de distribuição de energia elétrica Padronização. Página 12

15 5 CONDIÇÕES GERAIS É importante para o entendimento da aplicação desta Norma, 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 CONDIÇÕES E ORIENTAÇÕES ESPECÍFICAS 6.1 CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO 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 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 consequências 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. Página 13

16 (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 Alimentadores Os alimentadores são do tipo radial e classificado quanto ao arranjo em: a) 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. b) 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) Transformadores de potência 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 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. 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. 6.2 Filosofia de proteção Neste subseção 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. Página 14

17 6.2.1 Finalidade da proteção Todo e qualquer elemento de proteção deve ser eficiente 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 sequência 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). Em virtude das limitações de cada equipamento existente, os mesmos devem 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 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 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 e elo-fusível; atuam desligando o circuito de forma monofásica independente, ou seja, para uma falta fase-terra a interrupção será monofásica; as chaves-fusíveis interrompem automaticamente o circuito na ocorrência de faltas, 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; Página 15

18 o porta-fusível 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 primários, elos tipo K. Para se ter uma seletividade satisfatória na proteção de ramais, devem ser utilizadas as chaves-fusíveis com elos 10K, 15K e 25K, preferencialmente. As chaves-fusíveis padronizadas na ELEKTRO são de base tipo C de corrente nominal 300 A com dispositivo (gancho) para fixação de ferramenta de abertura em carga. As características das chaves-fusíveis base C constam Tabela 1 e do porta-fusível na Tabela 2. Demais requisitos e informações, consultar a ND.01. Item Tensão máxima de operação kv Tabela 1 Chave-fusível base tipo C Corrente nominal A Capacidade de interrupção A Simétrica Assimétrica NBI Valor de crista kv 1 15, ,2 a ,2 b ,2 c a Utilizada no sistema de distribuição 15 kv em locais de agressividade ambiental. b Utilizada em sistemas de distribuição 34,5 kv. c Utilizada na tomada de sistema de distribuição 34,5 kv derivada de sistemas de subtransmissão 34,5 kv. Item Tabela 2 Porta-fusível para chave- fusível base tipo C Tensão máxima de operação kv Corrente nominal A Capacidade de interrupção A Simétrica Assimétrica NBI Valor de crista kv 1 15, , , , , , Página 16

19 Na ELEKTRO ainda existem chave-fusível base tipo A cujas características estão informadas na Tabela 3 e as características do porta-fusível constam da Tabela 4. Item Tensão máxima de operação kv Tabela 3 Chave-fusível base tipo A Corrente nominal A Capacidade de interrupção A Simétrica Assimétrica NBI Valor de crista kv 1 15, , Item Tabela 4 Porta-fusível para chave-fusível base tipo A Tensão máxima de operação kv Corrente nominal A Capacidade de interrupção A Simétrica Assimétrica NBI Valor de crista kv 1 15, , , , 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 1, apresenta um exemplo de esquema adotado: 51 NHI Figura 1 Esquema de ligação Atualmente os relés de sobrecorrente existentes na ELEKTRO são eletromecânicos, estáticos e digitais (numéricos) e 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 adequam 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 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. Página 17

20 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 em que 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 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 nos quais 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 consequência de suas características, como: curvas independentes para proteção de fase e terra; curvas de atuação para cada proteção (rápida e lenta); religamentos automáticos segundo uma sequência de operações predeterminadas nas curvas rápidas e lentas, possibilitando coordenação com elos-fusíveis, evitando sua queima em consequência de faltas de origem passageira (transitórias). Na ocorrência de uma falta permanente, o religador bloqueará após executada toda a sequência de operação, devendo ser religado manualmente (local ou remoto). Na Tabela 5 são apresentados os religadores existentes na ELEKTRO. Tipo S/E Tabela 5 Características dos religadores existentes na ELEKTRO Descrição Classe de tensão kv Corrente nominal A Capacidade de interrupção A Condição para funcionamento ES Fonte auxiliar ESV , Fonte auxiliar NU-LEC Poste COOPER NOVA SEV KF OYT OYT para bobina série > 70 A para bobina série > 15 A para bobina série > 15 A Corrente de carga trifásica > 11 A Página 18

21 Tipo Poste Descrição Classe de tensão kv Tabela 5 (continuação) Corrente nominal A RV 34,5 400 Capacidade de interrupção A para bobina série > 100 A ESV , Condição para funcionamento Corrente de carga trifásica > 5 A Fonte auxiliar para o comando KFE RE Bateria RXE Bateria R para bobina 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 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 pela 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). 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. 6.3 Critérios de proteção Nesta subseção são apresentados os critérios de proteção contra sobrecorrentes para utilização nos sistemas de distribuição da ELEKTRO 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, devem estar de acordo com a Tabela 1. 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 nas quais a chave-fusível é instalada na tomada de ramal, visando a proteção do transformador de distribuição, a mesma deve ter Página 19

22 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. A Tabela 6 e a Tabela 7 mostram os elos-fusíveis aplicados na proteção de transformadores de distribuição dentro das possibilidades para atendimento dos critérios acima mencionados. Vale salientar que as chaves-fusíveis de proteção de transformador de distribuição 34,5 kv quando não forem instaladas na própria estrutura do mesmo devem 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). Tabela 6 Elos-fusíveis para proteção de transformadores de distribuição urbano e rural com rede secundária a 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 a 3H 1H 45,00 3H 1H 50,00 3H 2H 75,00 5H 2H 100,00 a 6K 3H 112,50 6K 3H 150,00 8K 5H 200,00 a 10K 6K 225,00 10K 6K 300,00 15K - Transformadores não padronizados na ELEKTRO Página 20

23 Tabela 7 Elos-fusíveis para proteção de transformadores de distribuição rural sem rede secundária a 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 a 3H 2H 45,00 3H 2H 50,00 3H 2H 75,00 5H 2H 100,00 a 6K 3H 112,50 6K 3H 150,00 8K 5H 200,00 a 10K 6K 225,00 10K 6K 300,00 15k Transformadores não padronizados na ELEKTRO 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 base tipo 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 devem estar de acordo com a Tabela 1 (chavefusível) e Tabela 2 (porta-fusível). A corrente nominal do porta-fusível deve ser maior ou igual a 100 A. A capacidade de interrupção deve 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 devem 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. O banco de capacitores deve ser instalado a uma distância superior a 400 m 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 podem 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. Página 21

24 A Tabela 8 apresenta os elos-fusíveis que devem ser aplicados na proteção de bancos de capacitores dentro das possibilidades de atendimento dos critérios acima mencionados. Tabela 8 Elos-fusíveis para proteção de bancos de capacitores Tensão Potência do banco kvar 7,6 / 13,2 kv e 7,96 / 13,8 kv Potência das unidades kvar K 150 6K 6K K K 15K K K 25K 25K K K 65K NOTA Ligação do banco de capacitores em estrela isolada Proteções de instalações primárias de clientes particulares Os critérios para este tipo de instalação devem estar conforme ND Proteção de redes primárias As proteções contra sobrecorrentes de redes primárias de distribuição são efetuadas por meio de disjuntores, religadores, seccionalizadores e chaves-fusíveis Seleção e dimensionamento / ajustes Chaves-fusíveis e elos-fusíveis (a) Chaves-fusíveis de sistemas de distribuição de classe 15 kv 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 A e A, respectivamente. - A demanda for superior a 45 kva. - A extensão da rede à jusante do ponto for igual ou superior a 6 km. Sendo que a capacidade de interrupção é limitada pelo porta-fusível, deve ser verificado os valores máximos dos mesmos na Tabela 2. A corrente nominal da base fusível e do porta-fusível 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. Página 22

25 (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 ter dispositivo de aterramento automático. Nas tomadas de ramais que derivam de sistema de subtransmissão 34,5 kv deve ser utilizada chave-fusível com NBI de 170 kv (ver Tabela 1. Nos ramais internos ao sistema de distribuição 34,5 kv pode ser utilizada chave com NBI de 150 kv (ver Tabela 1). A corrente nominal da base fusível e do porta fusível 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 deve 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, I nominal do elo-fusível > 1,5 I demanda máx. atual NOTA Para atender algumas situações consideradas esporádicas na ELEKTRO, pode ser utilizado o elo 25K em pontos nos quais a corrente de carga atual seja de até 25 A (em virtude deste elo ser o maior aplicado na proteção de ramais). Assim, a corrente admissível do elo de 1,5 x I N = 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 25% da menor corrente de curtocircuito 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. I nominal do elo-fusível menor I ccfase-terra mín 4 A Figura 2 mostra as curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K. Página 23

26 Tempo (s) 1.000, K 1 5 K 2 5 K 100,00 10,00 1,00 0,10 0, Corrente (A) NOTA 1 NOTA 2 As curvas tempo x corrente cheias indicam o tempo mínimo de fusão do elo-fusível. As curvas tracejadas indicam o tempo máximo de interrupção do elo-fusível. Figura 2 Curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K 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 Página 24

27 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 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 deve ser tal que satisfaça as seguintes exigências: I pick up de fase > I demanda máx. futura 1,2 I pick up de fase < menor I cc mín (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 cinco 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 e que o ajuste destes relés são em forma de TAP s, temos ainda que considerar: RTC I primário I secundário TAP Ipick up relé fase menor I cc RTC 1,2 TAP Ipick up relé fase > I demanda máx. futura RTC (na zona principal e de retaguarda do relé) Caso esta proteção seja retaguarda de um RL e não for possível cobrir toda a zona em que o mesmo é retaguarda, deve ser utilizado by-pass com chave-fusível no RL. NOTA Desconsiderar os TAP s de I pick up relé 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 ELEKTRO utiliza-se TC s com fator térmico igual 1,2. Ajuste do time level (TL): O ajuste do time level do relé, deve atender os seguintes critérios: Página 25

28 - 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 (I tm ). I instantâneo de fase I cc3 assimétrico máx. I instantâneo de fase I tm 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 transformadores > 5 K tm = 0,5 I tm 6 kva instalado 3 kv K tm ,8 0, A Logo I instantâneo de fase > A NOTA 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 ICM2: TAP Iinstantâneo de fase I instantâneo de fase TAP Ipick up fase RTC Relé CO-8 TAP Iinstantâneo de fase I instantâneo de fase RTC Relé de sobrecorrente de neutro convencional Ajuste de corrente do elemento temporizado: I pick up neutro I pick up RAI 1,2 I pick up neutro I cc T mín. (na zona principal e de retaguarda do relé) Página 26

29 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 Ipick up relé de neutro menor I cc T mín. RTC 1,2 TAP Ipick up relé de neutro TAP Ipick up RAI (na zona principal e de retaguarda) Para cálculo de I ccφt mín. considerar a resistência de contato 3R = 100 Ω. Ajuste do time level: O time level do relé de neutro convencional deve 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 deve 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 R at. - 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. Logo, resumindo, temos: I instantâneo de neutro I cc T assimétrico (no primeiro dispositivo protetor) I instantâneo de neutro 450 A (para maior elo = 10K ou 15K) I instantâneo de neutro 600 A (para maior elo = 25K) NOTA 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 : Página 27

30 Relé ICM 2 TAP Iinstantâneo de neutro I instantâneo de neutro TAP Ipick up de neutro RTC Relé CO-8 TAP Iinstantâneo 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 deve 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 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, deve 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 tempo de atuação do RAI deve ser ajustado em 3 s. Caso tenha 2 (dois) religadores em série no alimentador ou quando de conexão com autoprodutores o RAI poderá ser ajustado em até 5 s, ou seja : 3 s Tempo RAI 5 s 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 deve ser objeto de análise específica, considerando as particularidades (instabilidade da proteção) do referido sistema. Página 28

31 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 sequência completa de desligarreligar 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, deve ser habilitado o bloqueio do religamento automático, quando a atuação da proteção for por uma corrente de falta maior ou igual a 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 Segundo tempo de religamento Tempo de neutralização e rearme (tempo de guarda) 0,5 s 15 s a 20 s 30 s a 60 s 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 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 Tabela 5) que são instalados nas redes de Página 29

32 distribuição, tendo em vista que nestas S/E s as correntes de curto-circuito são baixas, ou seja: (a) Disparo de fase Elemento temporizado Elemento instantâneo (b) Disparo de terra I mín.disparo de fase I demanda máx.futura I mín. disparo de fase menor I cc2f (na zona supervisionada) I instantâneo de fase I tm Elemento temporizado do sensor convencional (tempo dependente) Elemento instantâneo I mín.disparo de terra > I mín. disparo RAI I mín. disparo de terra < I ccft mín. (na zona supervisionada) I instantâneo de terra = menor ajuste disponível I instantâneo de terra 20 A Elemento temporizado do sensor de alta impedância (tempo definido) (c) Ajuste de tempo 6 A < RAI < 12 A 3 s < t RAI < 5 s Os elementos temporizados dos sensores de fase e de terra convencional devem ser ajustados de forma a permitir seletividade para faltas permanentes. (d) Número de operações para bloqueio 1 < número de operações para bloqueio < 4 (e) Sequência 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). Exemplo: Sequência de operações desejada: 1 rápida e 3 lentas Ajustes para obtenção da sequência 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 s Página 30

33 ND.78 - Tempo do segundo religamento > 6 s - Tempo do terceiro religamento > 6 s O tempo mínimo, a partir do segundo religamento, de 6 s é necessário para permitir o carregamento motorizado da mola de fechamento. (g) Tempo de rearme Ajuste recomendado: 40 s < t rearme < 60 s Para maiores detalhes, consultar No caso de existência de dois religadores em série no alimentador, o religador tipo S/E deve ser ajustado da mesma forma que os estabelecidos para religadores tipo S/E de subestações de distribuição de tensões superiores a 34,5 kv Religadores tipo poste Seleção: Constatada a viabilidade de instalação do religador em um ponto da rede de distribuição, para a seleção do mesmo devem ser considerados 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 RL I demanda máx. futura RL hidráulico: I nominal RL 2 I demanda máx. futura - A capacidade de interrupção nominal do religador deve ser maior que a máxima corrente de curto-circuito assimétrica calculada no ponto. NOTA Para religadores que utilizam bobina série atentar para a diminuição da capacidade de interrupção para valores baixos de corrente nominal de bobina série. 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. 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 pick up 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: Página 31

34 I mín. disparo de fase RL I demanda máx. futura I mín. disparo de fase RL I pick up fase PR I cpr I crl sendo PR proteção de retaguarda I cpr corrente de carga na proteção de retaguarda corrente de carga no religador I crl 1,2 I mín. disparo de fase RL menor I cc2f (na zona supervisionada) Religadores hidráulicos (KF, OYT, R, RV etc.) Para estes religadores, o disparo de fase é feito por meio 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 RL 2 I n bobina série 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 pick up 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. Em resumo temos: I n bobina série RL I demanda máx. futura I mín. disparo de fase RL I pick up fase PR I cpr I crl sendo PR proteção de retaguarda I cpr corrente de carga na proteção de retaguarda corrente de carga no religador I crl 1,2 I mín. disparo de fase RL < menor I cc2f (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 Página 32

35 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 < I mín. disparo de terra do RL < 0,9 I mín. atuação do RAI (A) NOTA 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 sequência de operação até a sua abertura definitiva (bloqueio aberto), se a falta for permanente ou se ela persistir dentro do intervalo da sequência 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 sequência 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 elosfusíveis e seletividade com os equipamentos de proteção instalados em série à jusante do mesmo, para as faltas de origem permanente. A Figura 3 mostra as curvas típicas de atuação tempo x corrente de religadores. Página 33

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