UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E ENGENHARIAS CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

Transcrição

1 UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E ENGENHARIAS CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA ANTONIO CARLOS DA SILVA METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DE RELIGADORES MONOFÁSICOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA RURAL Ijuí 2017

2 ANTONIO CARLOS DA SILVA METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DE RELIGADORES MONOFÁSICOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA RURAL Trabalho de conclusão de curso apresentado como requisito para a Conclusão do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul. Orientador: Prof. Eng. Sandro A. Bock Ijuí 2017

3 ANTONIO CARLOS DA SILVA METODOLOGIA PARA APLICAÇÃO DE RELIGADORES MONOFÁSICOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA RURAL Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado adequado para a obtenção do título de ENGENHEIRO ELETRICISTA e aprovado em sua forma final pelo professor orientador e pelo membro da banca examinadora. Ijuí, 15 de dezembro de Banca Examinadora: Me. Eng. Sandro Alberto Bock Orientador DCEEng / Unijuí Me. Eng. Mauro Fonseca Rodrigues Avaliador - DCEEng / Unijuí

4 Os acontecimentos na vida tem o momento certo, com o passar do tempo você percebe isso, e entende que até os erros que cometeu no passado, e tanto se lamentou, foram necessários para as suas futuras decisões, que mostraram qual caminho seguir na busca pelos seus objetivos. Antônio Carlos da Silva.

5 AGRADECIMENTOS Agradeço em primeiro lugar a Deus pela proteção durante essa minha jornada, agradeço a minha família que esteve sempre junto comigo e acreditou em mim, e aos colegas e amigos pelas palavras e pela confiança depositada. Agradeço ao meu orientador, Prof. Sandro Bock, pelo apoio concedido durante a realização deste trabalho, e agradeço a todos os professores que de uma forma ou outra contribuíram para a minha formação. Agradeço à Creluz, na pessoa do seu presidente Sr. Elemar Battisti, que graças a sua visão empreendedora e iniciativas pioneiras, tornou possível este momento.

6 RESUMO O presente trabalho propõe aplicar uma metodologia para aplicação de religadores monofásicos, em redes de distribuição de energia localizadas em áreas rurais, com o objetivo de minimizar as possíveis faltas de energia, principalmente de características transitórias que ocorrem no meio rural. Para tanto foram direcionados os estudos nas redes de distribuição de energia primárias, técnicas e conceitos de proteção, estudo de curtos-circuitos e suas principais causas, definição dos principais equipamentos de proteção utilizados, elaboração dos cálculos necessários e coordenação dos equipamentos utilizados na metodologia. O estudo foi desenvolvido na área de atuação da Creluz, uma Cooperativa de Distribuição de Energia, com a finalidade de demonstrar a viabilidade do uso de religadores monofásicos, em pontos estratégicos no meio rural, que possam atenuar os possíveis distúrbios e melhorar os resultados frente aos indicadores de continuidade. Palavras-chave: Religadores monofásicos Proteção de sistemas Redes de Distribuição de Energia.

7 ABSTRACT The present work proposes to apply a methodology for the application of single - phase reclosers, in energy distribution networks located in rural areas, in order to minimize possible energy shortages, mainly transient characteristics that occur in rural areas. For this purpose, studies were conducted on primary energy distribution networks, protection techniques and concepts, short-circuit studies and their main causes, definition of the main protection equipment used, preparation of the necessary calculations and coordination of the equipment used in the methodology. The study was carried out in the area of Creluz, an Energy Distribution Cooperative, with the purpose of demonstrating the feasibility of using single-phase reclosers at strategic points in the rural environment, which could mitigate possible disturbances and improve indicators of continuity. Key words: Single Phase Reclosers - System Protection - Power Distribution Networks.

8 LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Rede aérea convencional Figura 2 - Circuitos múltiplos de uma rede compacta Figura 3 - Rede aérea isolada Figura 4 - Banco de dutos de uma rede subterrânea Figura 5 - Diagrama de componentes de sequência positiva Figura 6 - Diagrama de componentes de sequência negativa Figura 7 - Diagrama de componentes de sequência zero Figura 8 - Chave-fusível Figura 9 - Chave-fusível religadora Figura 10 - Elos fusíveis Figura 11 - Curvas características do fusível Figura 12 - Religador automático Figura 13 - Seccionalizador automático Figura 14 - Princípio de funcionamento do seccionalizador Figura 15 - Disjuntor de média tensão Figura 16 - Relés Figura 17 - Religador monofásico cooper Figura 18 - Religador monofásico osm Figura 19 - Religador monofásico tripsaver ii Figura 20 - Religador monofásico fusesaver Figura 21 - Trecho da rede em estudo Figura 22 - Diagrama unifilar Figura 23 - Montagem fusesaver na linha Figura 24 - Diagrama unifilar resumido Figura 25 - Gráfico tempo x corrente Figura 26 - Coordenação religador x fusível Figura 27 - Coordenação religador/fusível Figura 28 - Coordenação entre fusíveis Figura 29 - Unifilar - configuração sugerida Figura 30 - Curvas dos elos sugeridos com r Figura 31 - Gráfico de desempenho com faltas temporárias Figura 32 - Gráfico de desempenho com faltas permanentes

9 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Percentual das principais causas da ocorrência de faltas Tabela 2 - Número de fases envolvidas em cada tipo de falta Tabela 3 - Corrente de magnetização de transformadores (In) para 0,1s Tabela 4- Dados dos trechos calculados Tabela 5 - Ajustes do religador (R1) Tabela 6 - Valores de corrente para transformadores monofásicos Tabela 7 - Capacidade do elo para a corrente de magnetização Tabela 8 - Tabela de coordenação entre elos fusíveis tipo K

10 LISTA DE SIGLAS ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica kv kilovolt REN Resolução Normativa PRODIST Procedimentos de Distribuição QEE Qualidade de Energia Elétrica DIC - Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora FIC - Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora DMIC - Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora DICRI - Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora. DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora BT Baixa Tensão MT Média Tensão ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica MVA Mega Volt Ampére NBR Norma Brasileira ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas CAA Cabo de Alumínio com alma de Aço kva kilovolt Ampére kwh quilowatt hora

11 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO OBJETIVOS Objetivo Geral Objetivos Específicos ESTRUTURA DA PESQUISA REVISÃO BIBLIOGRÁFICA SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA Qualidade da Energia Tipos de Redes de Distribuição de Energia PLANEJAMENTO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA Continuidade de Fornecimento Conceitos Básicos FALTAS DE ENERGIA Definição Classificação das Faltas Principais Causas CURTOS-CIRCUITOS Correntes de Curto-circuito Componentes Simétricas Fontes de Correntes de Curto-circuito Sistema por Unidade (pu) Correntes de Inrush PROTEÇÃO DE LINHAS AÉREAS PRIMÁRIAS FILOSOFIA DE PROTEÇÃO REQUISITOS DA PROTEÇÃO BENEFÍCIOS DA PROTEÇÃO TERMINOLOGIAS BÁSICAS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO Funções Considerações Gerais RELIGADORES MONOFÁSICOS DEFINIÇÃO MODELOS DE RELIGADORES MONOFÁSICOS Religador Monofásico SPEAR (Cooper Power Systems) Religador OSM Monofásico (NOJA Power) Religador Monofásico TRIPSAVER II (S&C) Religador Monofásico Fusesaver (Siemens) APLICAÇÃO DE RELIGADORES MONOFÁSICOS

12 5.1 CARACTERÍSTICAS DA REDE ELÉTRICA EM ESTUDO ESTUDOS DE COORDENAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS Definição dos Níveis de Curto Circuito do Alimentador até a Fus Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus até a Fus Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus até a Fus Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus. 01 até a Fus Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus. 02 até a Fus. 03/ Dimensionamento e Coordenação dos Equipamentos RELIGADOR MONOFÁSICO SIMPLIFICADO FUSESAVER Princípio de Funcionamento Interação Fusesaver X Elo Fusível CONCLUSÃO SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS REFERÊNCIAS

13 12 1 INTRODUÇÃO A busca pela melhoria da confiabilidade das redes de distribuição é algo que as distribuidoras de energia sempre almejam, uma vez que a Aneel define metas e estabelece resoluções que devem ser seguidas. Nessa linha, as novas tecnologias de equipamentos que tem a finalidade de monitorar e proteger o sistema elétrico vem contribuindo na melhoria da qualidade do serviço possibilitando o restabelecimento automático das redes. Entre os equipamentos que são amplamente empregados para esta finalidade estão os religadores. Religadores trifásicos já vêm sendo utilizados pelas empresas de distribuição de energia nas áreas urbanas e rurais. Porém, os religadores monofásicos, ainda não eram empregados nos seus sistemas devido ao seu elevado custo, logo não obtendo viabilidade econômica. Diante disso, este trabalho propõe elaborar uma metodologia que atenue a situação das redes monofásicas frente aos indicadores de continuidade e, consequentemente, a proposição de aplicação otimizada de religadores monofásicos de baixo custo em pontos estratégicos para redução de defeitos devido às faltas de natureza transitórias. 1.1 Objetivos Objetivo Geral O objetivo geral deste trabalho é elaborar uma metodologia, para aplicação de religadores monofásicos em redes de distribuição de energia localizadas em áreas rurais. Com essa ação espera-se aperfeiçoar e aumentar a proteção contra distúrbios que ocorrem nessas redes, em virtude da localização geográfica em que se encontram e dos vários fatores a que estão expostas.

14 Objetivos Específicos Com o intuito de atingir o objetivo principal, os seguintes objetivos secundários serão necessários: Pesquisar e estudar sobre os sistemas de distribuição de energia; estudar sobre os tipos de faltas de energia e suas principais causas; estudar sobre curtos-circuitos e calcular suas grandezas; estudar sobre equipamentos de proteção e suas principais características de funcionamento e operação; escolher o traçado e configuração da rede para implementar a metodologia proposta; levantar seus dados técnicos junto à distribuidora local; desenvolver a metodologia proposta. 1.2 Estrutura da Pesquisa Este trabalho foi dividido em seis capítulos, e estão apresentados da seguinte maneira: O capítulo 1 apresenta a introdução onde é descrita a abordagem do tema estudado nesse trabalho, e apresenta também os objetivos geral e específico, onde foram apresentados os principais pontos a serem estudados. No capítulo 2 é apresentada a revisão bibliográfica, onde é abordado sobre os sistemas de distribuição de energia, qualidade da energia e seus principais indicadores, os principais tipos de rede de distribuição, aborda a importância do planejamento dos sistemas de distribuição de energia, as faltas de energia, sua classificação e principais causas, curtos-circuitos, correntes de curto-circuito, componentes simétricas, fontes de corrente de curto-circuito e o sistema por unidade. Já o capítulo 3 aborda sobre a proteção das linhas aéreas primárias, descreve sobre os principais requisitos e benefícios da proteção, as terminologias básicas usadas, principais equipamentos de proteção e suas características de funcionamento.

15 14 O capítulo 4 trata sobre os religadores monofásicos, seu princípio de funcionamento e os principais modelos encontrados. O capítulo 5 aborda a aplicação dos religadores monofásicos em campo, principais características da rede em campo escolhida, definição dos níveis de curtocircuito, dimensionamento e coordenação dos equipamentos usados. Por fim no capítulo 6 é apresentada a conclusão sobre os estudos e resultados obtidos, as sugestões de trabalhos futuros, bem como a viabilidade da metodologia proposta.

16 15 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 2.1 Sistemas de Distribuição de Energia A distribuição se caracteriza como o segmento do setor elétrico dedicado à entrega de energia elétrica para um usuário final. Como regra geral, o sistema de distribuição pode ser considerado como o conjunto de instalações e equipamentos elétricos que operam, geralmente, em tensões inferiores a 230 kv, incluindo os sistemas de baixa tensão. (ANEEL, 2017). O sistema de distribuição é composto pela rede elétrica e pelo conjunto de instalações e equipamentos elétricos que operam em níveis de alta tensão (superior a 69 kv e inferior a 230 kv), média tensão (superior a 1 kv e inferior a 69 kv) e baixa tensão (igual ou inferior a 1 kv). (ANEEL, 2017). Atualmente, o Brasil possui 114 distribuidoras de energia elétrica, sendo 63 concessionárias e 38 permissionárias, além de 13 cooperativas de eletrificação rural, que atuam sob autorização precária e estão em processo de regularização para serem concessionárias ou permissionárias. (ANEEL, 2017). A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), estabelece as condições gerais de fornecimento de energia elétrica, através da Resolução Normativa (REN) nº 414, de 9 de setembro de 2010, sendo o resultado da evolução regulatória de uma série de atos desde 1957, com o objetivo de regular as disposições a serem observadas pelos consumidores e pelas empresas responsáveis pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, estabelecendo os seus direitos e deveres Qualidade da Energia A ANEEL acompanha e controla o desempenho das distribuidoras através de indicadores e padrões de qualidade. Esses indicadores se encontram nos Procedimentos de Distribuição (PRODIST), que tem por objetivo estabelecer os procedimentos relativos à

17 16 qualidade da energia elétrica - QEE, abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço. (ANEEL, 2017) Este trabalho será voltado mais para a parte da qualidade dos serviços, e a seção 8.2 do PRODIST estabelece procedimentos relativos à qualidade dos serviços prestados pelas distribuidoras aos consumidores, e define os seguintes indicadores de forma a fornecer mecanismos para acompanhamento e controle desse desempenho Sistema de atendimento às reclamações dos consumidores A distribuidora deverá dispor de sistemas ou mecanismos de atendimentos emergenciais, acessíveis aos consumidores, para que estes apresentem suas reclamações quanto a problemas relacionados ao serviço de distribuição de energia elétrica, sem prejuízo do emprego de outras formas de sensoriamento automático da rede. As características do atendimento telefônico que a distribuidora deverá dispor estão estabelecidas em resolução específica. (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2017) Indicadores de tempo de atendimento às ocorrências emergenciais O atendimento às ocorrências emergenciais deverá ser supervisionado, avaliado e controlado por meio de indicadores que expressem os valores vinculados a conjuntos de unidades consumidoras. Será avaliado o tempo médio de preparação, indicador que mede a eficiência dos meios de comunicação, dimensionamento das equipes e dos fluxos de informação dos Centros de Operação. Será avaliado o tempo médio de deslocamento, indicador que mede a eficácia da localização geográfica das equipes de manutenção e operação. Será avaliado o tempo médio de execução, indicador que mede a eficácia do restabelecimento do sistema de distribuição pelas equipes de manutenção e operação. (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2017). Indicadores de tempo de atendimento. (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2017).

18 17 a) Tempo Médio de Preparação (TMP), utilizando a seguinte equação: TMP = n i=1 TP(i) n (1) b) Tempo Médio de Deslocamento (TMD), utilizando a seguinte equação: TMD = n i=1 TD(i) n (2) c) Tempo Médio de Execução (TME), utilizando a seguinte equação: TME = n i=1 TE(i) n (3) d) Tempo Médio de Atendimento a Emergências (TMAE), utilizando a seguinte equação: TMAE = TMP + TMD + TME (4) e) Percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia (PNIE), utilizando a seguinte equação: PNIE = NIE n 100 (5) onde: TMP = tempo médio de preparação da equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos; TP = tempo de preparação da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos; n = número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado; TMD = tempo médio de deslocamento da equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos;

19 18 TD = tempo de deslocamento da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos; TME = tempo médio de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos; TE = tempo de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos; TMAE = tempo médio de atendimento a ocorrências emergenciais, representando o tempo médio para atendimento de emergência, expresso em minutos; PNIE = percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica, expresso em %; NIE = número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores e a ANEEL podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico. (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2017). Indicadores de continuidade individuais. (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2017). a) Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DIC), utilizando a seguinte equação: DIC = n i=1 t(i) (6) b) Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (FIC), utilizando a seguinte equação: FIC = n (7)

20 19 c) Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DMIC), utilizando a seguinte equação: DMIC = t(i)max (8) d) Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI), utilizando a seguinte equação: DICRI = t crítico (9) onde: DIC = duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; FIC = frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão, expressa em número de interrupções; DMIC = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; DICRI = duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; i = índice de interrupções da unidade consumidora no período de apuração, variando de 1 a n; n = número de interrupções da unidade consumidora considerada, no período de apuração; t(i) = tempo de duração da interrupção (i) da unidade consumidora considerada ou ponto de conexão, no período de apuração; t(i) max = valor correspondente ao tempo da máxima duração de interrupção contínua (i), no período de apuração, verificada na unidade consumidora considerada, expresso em horas e centésimos de horas; tcrítico = duração da interrupção ocorrida em Dia Crítico. Indicadores de continuidade de conjunto de unidades consumidoras. (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2017).

21 20 a) Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC), utilizando a seguinte equação: DEC = Cc i=1 DIC(i) Cc (10) b) Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), utilizando a seguinte equação: FEC = Cc i=1 FIC(i) Cc (11) onde: DEC = duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em horas e centésimos de hora; FEC = frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em número de interrupções e centésimos do número de interrupções; i = índice de unidades consumidoras atendidas em BT ou MT faturadas do conjunto; Cc = número total de unidades consumidoras faturadas do conjunto no período de apuração, atendidas em BT ou MT Tipos de Redes de Distribuição de Energia Rede de Distribuição Aérea Convencional

22 21 Figura 1 - Rede aérea convencional Fonte: elaborado pelo autor. É o tipo de rede elétrica mais encontrada no Brasil, na qual os condutores são nus (sem isolamento). Exatamente por isso, essas redes são mais susceptíveis à ocorrência de defeitos (curto-circuito), principalmente quando há contato de galhos de árvores com os condutores elétricos. (ABRADEE, 2017) Rede de Distribuição Aérea compacta Figura 2 - Circuitos múltiplos de uma rede compacta Fonte: CELESC, 2017.

23 22 As redes compactas são atualmente as mais utilizadas no Brasil para construção de novos alimentadores em áreas urbanas. Diferente da rede convencional, a rede compacta é composta por condutores protegidos que, além do elemento condutor em alumínio, tem uma cobertura polimérica que protege a rede de distribuição quanto a toques eventuais, aumentando muito a confiabilidade em áreas com arborização. A rede compacta traz benefícios ambientais e reduz os custos com manutenção, visto que a área de poda é reduzida, o que minimiza os gastos com contratação de equipes de roçada. A rede compacta é muito viável para saídas de subestações e locais em que é necessário mais de um alimentador por poste, visto que a sua construção com circuitos múltiplos economiza espaço no poste, reduzindo os custos na construção da rede, pois possibilita utilizar os dois lados do poste em um espaço vertical reduzido. (CELESC, 2017). Em áreas sujeitas à faltas por toques eventuais (arborização, etc.), o benefício compensa o investimento inicial mais elevado, pois a rede compacta é mais confiável, apresentando índices de continuidade menores, quando comparada à rede convencional. (CELESC, 2017) Rede de Distribuição Aérea Isolada Figura 3 - Rede aérea isolada Fonte: elaborado pelo autor.

24 23 As redes isoladas de média tensão são constituídas por três cabos fases, isolados e dispostos em trifólio em volta de um cabo mensageiro de liga de alumínio. A aplicação usual das redes multiplexadas de média tensão é para alimentadores expressos. A rede multiplexada tem elevado custo, principalmente devido ao custo do condutor, porém tem aplicação viável nos casos de alimentadores expressos onde há restrição de espaço na posteação existente ou onde se exige um nível de confiabilidade mais elevado. A rede multiplexada é blindada e não apresenta desligamentos oriundos de descargas atmosféricas, tensões induzidas e toques eventuais de arborização ou objetos lançados à rede, por isso, é uma rede de alta confiabilidade e baixos índices de desligamento. (CELESC, 2017) Rede de Distribuição Subterrânea Figura 4 - Banco de dutos de uma rede subterrânea Fonte: CELESC, 2017.

25 24 As redes subterrâneas são as que necessitam de maior investimento inicial para sua construção, porém são as que apresentam maior confiabilidade e menores custos com operação e manutenção ao longo do tempo. Para viabilização de projetos de redes subterrâneas é necessário avaliar a densidade de carga do local, normalmente áreas com densidade de carga superior a 10 MVA/km² apresentam retorno do investimento mais rápido que os demais padrões de rede, devido a sua baixa taxa de falhas e baixos custos operacionais. Áreas de menor densidade também podem apresentar viabilidade econômica, sendo necessária a realização de estudos específicos. (CELESC, 2017) Rede de Iluminação Pública Com relação às redes de iluminação pública (IP), que também podem ser do tipo aéreo ou subterrâneo, são redes que derivam das redes de distribuição das concessionárias. Apesar disso, a operação e a manutenção das redes de IP são de responsabilidade das prefeituras municipais. (ABRADEE, 2017). 2.2 PLANEJAMENTO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA O sistema de distribuição tem importância fundamental dentro do contexto de um sistema elétrico, não só pelo volume de investimentos que ele exige, como também pela sua elevada responsabilidade na qualidade de serviço prestado ao consumidor. A atividade de planejamento, que é essencial a qualquer sistema, torna-se imprescindível à distribuição, de forma a se atender ao crescimento da carga em níveis de qualidade de serviço compatíveis com suas características, procurando-se otimizar a aplicação dos recursos financeiros disponíveis. O planejamento de sistemas de distribuição de energia elétrica é uma atividade na qual o principal objetivo é adequar, ao menor custo, o sistema elétrico e o sistema suporte de distribuição às futuras solicitações do mercado consumidor, garantindo um suprimento de energia elétrica, com níveis de qualidade compatíveis com esse mercado.

26 25 Podem-se distinguir dois níveis de planejamento a conhecer. 1) Planejamento a nível estratégico, que é o processo de decidir sobre a escolha dos objetivos atuais da distribuição e sobre a mudança desses objetivos. 2) Planejamento a nível tático, que é o processo de escolha dos recursos para se atingir os objetivos propostos. Quanto à abrangência, o planejamento de um sistema de distribuição pode ser considerado também em duas partes a conhecer. 1) O planejamento do sistema elétrico propriamente dito. 2) O planejamento do sistema suporte (veículos, comunicações, pessoal, edificações, etc.). (CODI, 1982). A verificação contínua da qualidade de fornecimento de energia elétrica pelas concessionárias e permissionárias, baseia-se na comparação dos valores constatados com aqueles previamente fixados, denominados metas de qualidade. A fixação de metas de qualidade para o fornecimento de energia elétrica constitui, pois, um ponto essencial no processo de planejamento das empresas de energia elétrica. É importante salientar que as metas de qualidade são fixadas pelas distribuidoras em função de seu mercado consumidor de energia elétrica a atender e da disponibilidade de recursos financeiros, considerando-se além das despesas com manutenção, os investimentos a serem realizados de forma a remunerá-los adequadamente. (CODI, 1982) Continuidade de Fornecimento A consideração de metas de qualidade deve, no caso de continuidade de fornecimento, ser feita através de definição e de estabelecimento de índices numéricos, também denominados índices operativos, bem como dos respectivos níveis de qualidade ou valores-limites aceitáveis, que deverão refletir as características da carga a ser atendida. Estes índices são utilizados pelas distribuidoras de energia como valores de referência nos processos de decisão envolvidos em trabalhos de planejamento, projeto, construção, operação e manutenção de sistemas de distribuição. (CODI, 1982).

27 Conceitos Básicos Apresenta-se a seguir a conceituação de alguns termos diretamente relacionados à continuidade. (CODI, 1982) Falha Falha é todo evento que produz a perda de capacidade de um componente ou sistema desempenhar sua função, levando-os à condição de operação inadmissível Tempo médio entre falhas e taxa de falhas O tempo médio entre falhas de um componente do sistema é uma característica que, tal como o próprio nome indica, avalia o tempo médio durante o qual o componente permanece em serviço entre duas falhas. (CODI, 1982). Designado por m esse tempo médio, pode-se definir a taxa de falhas (τ), pela expressão: τ= 1 m (12) que representa o número de vezes que, em média, o componente falhou, por unidade de tempo de permanência de serviço. A confiabilidade vista pelo consumidor é calculada como função das taxas de falha dos componentes do sistema. As taxas de falhas consideradas insatisfatórias podem ser melhoradas pela adoção de várias das seguintes medidas: 1) utilização de normas de projeto apropriadas; 2) elaboração de normas de construção mais adequadas; 3) aprimoramento da mão-de-obra; 4) execução dos programas de manutenção preventiva necessários; 5) especificação cuidadosa e inspeção rigorosa dos materiais utilizados. (CODI, 1982).

28 Segurança de serviço A expressão segurança de serviço é geralmente utilizada para referir as características de um sistema que permitam a restauração do fornecimento de energia elétrica à maior parte ou à totalidade dos consumidores, sem que, para tal, seja necessário realizar primeiramente serviços de reparo. Estas características que permitem a existência em certas circunstâncias, de tempos de restabelecimento de serviço inferiores aos tempos de reparo, dependem direta e exclusivamente das configurações utilizadas nos sistemas de distribuição Confiabilidade Neste contexto, a designação confiabilidade deve ser interpretada como a característica dos sistemas que quantifica, por meio de índices numéricos (também denominados operativos) o seu desempenho passado, ou estimativas futuras conforme mostrado no item FALTAS DE ENERGIA Definição Caracteriza uma falta, a ocorrência de qualquer fenômeno físico que impeça o funcionamento de um elemento componente do sistema elétrico. Deve ser eliminada rapidamente, pois sua persistência pode ocasionar avarias e/ou destruição de equipamentos. Geralmente envolve o curto-circuito entre fases ou uma ou mais fases e a terra. Algumas características dos sistemas de distribuição, como grande extensão, instalação dos condutores predominantemente aéreos e a proximidade com os aglomerados populacionais, os tornam o componente do sistema elétrico mais vulnerável à ocorrência de faltas e interrupções no fornecimento de energia. (FERREIRA, 2009).

29 Classificação das Faltas As faltas e/ou falhas nos sistemas são classificadas como permanentes ou temporárias. Faltas Permanentes ou Sustentadas são as que causam danos permanentes no sistema ou parte dele, e requer a manutenção do sistema ou do ponto sob defeito. Deste modo o sistema de proteção, seja ele qual for, elimina a falta, mas gera uma interrupção no fornecimento de energia a todos os consumidores do trecho da rede sob defeito. Faltas Temporárias ou Transitórias geralmente não causam danos permanentes no sistema, e se o mesmo possuir um sistema de religamento programado volta a operar normalmente após um curto intervalo de tempo. Esse tipo de falta ocorre em grande número em sistemas aéreos de distribuição (50 a 90%), e as causas de sua ocorrência variam principalmente de acordo com a localização geográfica da rede. (FERREIRA, 2009) Principais Causas Segundo Kindermann (1997) as faltas e/ou falhas no sistema elétrico podem ocorrer por diversas causas, sendo elas classificadas da seguinte maneira. a) Problemas de Isolação As tensões nos condutores do sistema são elevadas, consequentemente, rupturas para a terra ou entre cabos poderão ocorrer. b) Problemas Mecânicos São oriundos da natureza e que provocam ação mecânica no sistema elétrico como ação do vento, contaminação, árvores, etc. c) Problemas Elétricos São os problemas elétricos intrínsecos da natureza ou os devidos à operação do sistema. Ex.: descargas atmosféricas diretas ou indiretas, surtos de chaveamento (manobras), sobretensão no sistema.

30 29 d) Problemas de Natureza Térmica O aquecimento nos cabos e equipamentos do sistema, além de diminuir a vida útil, prejudica a isolação, e isso ocorre devido a sobrecorrentes em consequência da sobrecarga no sistema, e da sobretensão dinâmica no sistema. e) Problemas de Manutenção Substituição inadequada de peças e equipamentos; Pessoal não treinado e qualificado; Peças de reposição não adequadas; Falta de controle de qualidade na compra do material; Inspeção na rede não adequada. f) Problemas de Outra Natureza Atos de vandalismo; Queimadas; Inundações; Desmoronamentos. Todas estas falhas provocam interrupções, afundamentos de tensão e demais distúrbios nos sistemas de distribuição de energia, causando um grande impacto na confiabilidade e qualidade da energia, e comprometendo a imagem e a credibilidade das distribuidoras perante os seus consumidores. Estudos indicam que aproximadamente 40% das faltas ocorrem sob condições climáticas adversas, devido à incidência de descargas atmosféricas e fortes ventos (FERREIRA, 2009). Na tabela 1 são mostradas as distribuições percentuais de ocorrência das faltas em sistemas aéreos de distribuição.

31 30 Tabela 1 - Percentual das principais causas da ocorrência de faltas. Causa da falta Percentual de ocorrência Descargas atmosféricas 18% Contato de árvores 18% Falha de equipamentos 13% Animais 8% Vento 7% Escavações 3% Veículos 2,5% Vandalismo 1% Outros 29,5% Fonte: FERREIRA, De modo geral, as faltas tendem a ser fase-terra. Além da probabilidade maior de ocorrência, o fato dos sistemas de distribuição serem compostos por um grande número de ramais monofásicos faz com que pelo menos 80% das faltas envolvam somente uma fase. Faltas devido a falhas de equipamentos, contato de animais e árvores tendem a ser monofásicas à terra. Já faltas devido à incidência de descargas atmosféricas tendem a ser bifásicas à terra ou trifásicas à terra. (FERREIRA, 2009). A distribuição das ocorrências de cada tipo de falta em relação ao número de fases envolvidas é mostrada na tabela 2.

32 31 Tabela 2 - Número de fases envolvidas em cada tipo de falta Tipo de falta Percentual de ocorrência Monofásica ao neutro 63% Bifásica 11% Bifásica ao neutro 2% Trifásica 2% Monofásica à terra 15% Bifásica à terra 2% Trifásica à terra 1% Outras 4% Fonte: FERREIRA, CURTOS-CIRCUITOS Curto-circuito é uma ligação intencional ou acidental entre dois ou mais pontos de um circuito, através de uma impedância desprezível. Conjunto de fenômenos que ocorrem quando dois ou mais pontos de um circuito, que estão sob diferença de potencial, são ligados intencionalmente ou não através de uma impedância desprezível. (GIGUER, 1988) Correntes de Curto-circuito Em sistemas efetivamente aterrados as correntes de curto-circuito são extremamente significativas, e suas magnitudes mantém estreita relação com o porte do sistema que supre a carga. Quanto maiores as magnitudes de tensão e potência do sistema de geração, transmissão, transformação e distribuição, maiores serão as correntes de curtocircuito. Portanto as correntes de curto-circuito são independentes da carga, e são diretamente relacionadas com o porte ou capacidade da fonte de energia.

33 32 O conhecimento das correntes de curto circuito é imprescindível para prover um sistema de proteção adequado, e permitir especificações de dispositivos de proteção com capacidade de ruptura ou interrupção compatíveis com o sistema a ser protegido. As capacidades de interrupção devem ser suficientemente altas para interromper seguramente as máximas correntes de curto-circuito (trifásica ou faseterra) que o sistema pode fazer fluir através de disjuntores, religadores, seccionalizadores e chaves fusíveis. (GIGUER, 1988) Componentes Simétricas Os curtos-circuitos em sistemas elétricos de potência geram desbalanceamentos, dificultando os cálculos e as simulações da ocorrência. Em 1915 Fortescue conseguiu formular uma ferramenta analítica muito poderosa, propondo, de maneira genérica, a decomposição de qualquer sistema de "n" fases desequilibradas nas suas respectivas componentes simétricas equilibradas. A formulação proposta por Fortescue foi mais tarde, adaptada e aplicada aos elementos que compõem o sistema elétrico de potência. Isto possibilitou a aplicação de todas as técnicas já conhecidas e denominadas de circuitos trifásicos equilibrados aos sistemas desbalanceados pelos curtos-circuitos, através das componentes simétricas. (KINDERMANN, 1997) Componentes de Sequência Positiva É um conjunto de três fasores balanceados, ou seja, de mesmo módulo, defasados de 120, com a sequência de fase idêntica a do sistema trifásico original desbalanceado. O sistema trifásico original tem uma sequência de fase, que por conveniência será representada por a, b e c cujos fasores giram na velocidade síncrona. A terminologia utilizada para definir a representação das tensões de fase de um sistema trifásico é V a, V b e V c, enquanto que a sequência positiva utiliza V a1, V b1 e V c1 para sua representação.

34 33 O diagrama fasorial do sistema trifásico de sequência positiva está representado na figura 5. Figura 5 - Diagrama de componentes de sequência positiva Fonte: (KINDERMANN, 1997) Componentes de Sequência Negativa É um conjunto de três fasores equilibrados, girando numa sequência de fase contrária a do sistema original desbalanceado, em velocidade síncrona contrária a da sequência positiva. Os fasores de tensão têm representação V a, V b e V c, enquanto que os fasores de sequência negativa têm representação V a2, V b2 e V c2, das fases a, b e c. Para possibilitar as operações algébricas com fasores, os fasores de sequência negativa deverão girar no mesmo sentido da sequência positiva.

35 34 Figura 6 - Diagrama de componentes de sequência negativa Fonte: (KINDERMANN, 1997) Componentes de Sequência Zero São representados por um sistema de três fasores de igual módulo, coincidentes em ângulo e com sequência de fase igual a dos fasores originais. Os fasores de tensão têm representação V a, V b e V c, enquanto que os fasores de sequência zero tem representação V a0, V b0 e V c0, das fases a, b e c. Figura 7 - Diagrama de componentes de sequência zero Fonte: (KINDERMANN, 1997).

36 Operador a O operador a é utilizado para indicar a defasagem dos fasores dos componentes de sequência positiva e negativa. Este operador é um número complexo de módulo unitário e fase 120º. a = = 0,5 + j0, Sistema de Equações De forma geral as relações das componentes de sequência e dos fasores são definidas como: V a V a [ V a1] = 1 [ 1 a a 2 ] [ 3 V b] (13) V a2 1 a 2 a V c ou de outra forma, V a0 = 1 (V a + V b + V c) (14) 3 para o cálculo do valor de sequência zero. Para o cálculo do valor de sequência positiva tem-se: V a1 = 1 3 (V a + av b + a2 V c) (15) E para a sequência negativa tem-se: V a2 = 1 3 (V a + a2 V b + av c) (16)

37 36 As equações para determinação das correntes seguem os procedimentos análogos aos da tensão, bastando para isso substituir V por I. Num sistema trifásico ligado em estrela (Y), a soma das correntes de linha é igual a I N, a corrente de retorno pelo neutro. (KINDERMANN, 1997). Portanto: I a + I b + I c = I N (17) Sendo I a0 = 1 3 (I a + I b + I c ) conclui-se que I N = 3I a0. (18) Um circuito trifásico funciona como um monofásico, no tocante às correntes de sequência zero, uma vez que os módulos e as fases são as mesmas. Portanto, as correntes de sequência zero somente circularão se existir um caminho de retorno pelo qual se completa o circuito. (KINDERMANN, 1997) Fontes de Correntes de Curto-circuito Quando se determinam as correntes de curto-circuito, torna-se necessário conhecer as diversas fontes de curto, bem como suas impedâncias. As fontes básicas de correntes de curto-circuito são geradores, motores síncronos e motores de indução. A alimentação do curto-circuito se dá, via de regra, pela energia armazenada nas massas girantes, que mantém a velocidade dos geradores/turbinas a vapor, hidráulicas, motores diesel, turbinas a gás, motores síncronos e motores de indução. Portanto, num sistema elétrico considera-se como "fonte de curto-circuito" qualquer equipamento que, a partir do instante em que ocorrem as faltas, passa a alimentar o sistema com a corrente de curto-circuito. Assim, quando ocorre um curto-circuito num circuito alimentado por um gerador, este continuará a produzir tensão, porque a excitação do seu campo (corrente contínua) é mantida e a fonte mecânica continua a acioná-lo com uma velocidade praticamente normal. Nessas condições, o gerador faz circular a corrente de curto-circuito entre ele e o ponto em que ocorreu a falta, sendo limitada apenas pelas impedâncias do gerador e do trecho do circuito por

38 37 onde circula. Se o curto ocorrer nos terminais do gerador, a corrente só será limitada pela própria impedância deste. (GIGUER, 1988). Os motores em seu funcionamento normal retiram corrente da linha de alimentação e convertem a energia elétrica em mecânica, porém, quando acionados mecanicamente, produzem energia elétrica. É o que acontece num curto-circuito. Quando ocorre o curto, a tensão no sistema é reduzida a um valor muito baixo. Como consequência, o motor para de fornecer energia a carga mecânica e sua velocidade começa a diminuir. No entanto, e inércia da carga e do rotor tendem a opor-se a essa diminuição, o que significa que o rotor e a carga passam a acionar mecanicamente o motor. Esse então passa a funcionar como gerador, fornecendo corrente de curto-circuito por alguns ciclos após a ocorrência da falta. O valor dessa corrente dependerá da potência, tensão, reatância do motor e também da impedância do sistema até o ponto da falta. (GIGUER, 1988). Os transformadores são frequentemente citados como fontes de corrente de curto-circuito. Na realidade, o transformador simplesmente libera, de acordo com sua potência, a corrente de curto-circuito produzida pelos geradores e motores que o antecedem, sua ação será simplesmente a de transformar os valores de tensão e corrente sem, porém gerá-las. A corrente de curto-circuito liberada por um transformador é determinada por suas tensões, reatância, pela reatância dos geradores e equipamentos até os terminais do transformador e pela reatância do circuito entre ele e o ponto da falta. (GIGUER, 1988) Sistema por Unidade (pu) O sistema "por unidade", ou, mais brevemente, sistema p.u., consiste na definição de valores de base para as grandezas (tensão, corrente, potência, etc.), seguida da substituição dos valores das variáveis e constantes (expressas no Sistema Internacional de unidades) pelas suas relações com os valores de base prédefinidos. Para uma grandeza G o valor em p.u. numa base Gb obtém-se então através da expressão Gpu = G/Gb.

39 38 O sistema também é definido como um método indireto para expressar grandezas elétricas como frações de referências adequadas, simplificando os cálculos e análise do sistema de potência. (BOCK, 2016). Exemplo 1: Numa base de corrente Ib = 50 A, a corrente I = 30 A terá o valor: I pu = I I B = = 0,6puA Correntes de Inrush Um fenômeno transitório, característico da corrente de magnetização de transformadores é o alto surto de corrente observado ocasionalmente quando um transformador é energizado. Isto pode causar uma queda momentânea da tensão se a impedância da fonte for considerável, e também pode causar a atuação de equipamentos de proteção contra sobrecorrentes, se esses forem ajustados com valores muito baixos. A este surto de corrente chamamos inrush. (CARDOSO, 2017). Se um transformador pudesse ser energizado no instante em que o valor da onda de tensão correspondesse ao fluxo magnético real do núcleo nesse instante, a energização seria uma suave continuação da operação anterior, sem que ocorresse um transiente magnético. Mas na prática, o instante do chaveamento não está sob controle e assim um transiente magnético é praticamente inevitável. (CARDOSO, 2017). O cálculo da corrente de inrush é extremamente complicado e impreciso. Complicado devido à necessidade de se calcular graficamente a densidade de fluxo para valores altos de densidade, o que nem sempre é possível, devido à indisponibilidade de laços de histerese para esses valores. E impreciso, porque laços de histerese obtidos com valores médios não são exatamente aplicáveis a cada transformador em particular. (CARDOSO, 2017). Levando-se em conta a dificuldade de cálculo e a aleatoriedade do valor da corrente de inrush (ela depende do instante em que o transformador é energizado e

40 39 do valor da densidade de fluxo residual em cada transformador), foram desenvolvidos meios práticos para o cálculo da provável corrente de inrush. O método geralmente utilizado leva em conta o número de transformadores que serão energizados pelo fechamento de um dispositivo. A Tabela 3 fornece um coeficiente a ser multiplicado pela corrente nominal do grupo de transformadores que serão energizados, em função do tamanho do grupo. (CARDOSO, 2017). Tabela 3 - Corrente de Magnetização de Transformadores (In) para 0,1s N de Trafos Corrente de Magnetização 1 12 In 2 8,4 In 3 7,5 In 4 7,1 In 5 6,8 In 6 6,5 In 7 6,4 In 8 6,3 In 9 6,2 In 10 6,1 In >10 6,0 In Fonte: (GIGUER, 1988). A aplicação desta tabela fornecerá a corrente de inrush esperada em um tempo de 0,1 segundos. (CARDOSO, 2017).

41 40 3 PROTEÇÃO DE LINHAS AÉREAS PRIMÁRIAS 3.1 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO É a técnica de selecionar, coordenar, ajustar e aplicar os vários equipamentos e dispositivos protetores a um sistema elétrico, de forma a guardar entre si uma determinada relação, tal que uma anormalidade no sistema possa ser isolada e removida, sem que as outras partes do mesmo sejam afetadas. Devido à complexidade e natureza do problema, proteção é também conhecida como arte de proteger. (GIGUER, 1988). Em sistemas aéreos de distribuição, os esquemas de proteção devem atender aos seguintes aspectos: proteção de materiais e equipamentos contra danos causados por curtos-circuitos e sobrecargas; melhoria da confiabilidade dos circuitos de distribuição em consequência da possibilidade de restringir os efeitos de uma falha ao menor trecho possível do circuito, no menor tempo, diminuindo assim a potência envolvida e o número de consumidores atingidos; racionalização dos custos dos esquemas, que não devem exceder os benefícios decorrentes de sua utilização. Em termos de proteção de linhas aéreas, distinguem-se dois setores de proteção específicos: proteção de linhas e proteção de equipamentos. A proteção de linha é aquela na qual os dispositivos de proteção são dimensionados com a finalidade de proteger os circuitos primários ou secundários contra correntes de falta ou sobrecargas. (GIGUER, 1988). Assim sendo, são eliminados trechos sob condições de falta, seccionando-os temporariamente ou permanentemente, possibilitando a extinção dos defeitos. (GIGUER, 1988). A proteção de equipamentos visa exclusivamente o equipamento, evitando sua danificação por correntes de curto-circuito, por defeitos internos, por sobrecargas, ou por descargas atmosféricas. (GIGUER, 1988). Os dispositivos de proteção não devem agir independentemente, mas pelo contrário, suas características de operação devem guardar entre si uma determinada

42 41 relação, de forma que uma anormalidade no sistema possa ser isolada e removida, sem que as outras partes do mesmo sejam afetadas. (GIGUER, 1988). Isto é, os dispositivos devem ser coordenados de modo a operarem seletivamente. 3.2 REQUISITOS DA PROTEÇÃO Para a proteção atingir suas finalidades deverá atender a alguns requisitos, conforme Giguer (1988). a) Seletividade: a proteção deve somente isolar a parte do sistema atingida pelo defeito, mantendo a continuidade do serviço das demais partes do sistema; b) Coordenação: é a condição que se dá a dois ou mais equipamentos de proteção operar numa determinada sequência, previamente definidas, quando em condição de falta no sistema; c) Rapidez: as sobrecorrentes geradas pelos curtos-circuitos ou sobrecargas devem ser extintas no menor tempo possível, reduzindo a probabilidade de propagação dos defeitos; d) Sensibilidade: a proteção deve ser suficientemente sensível a defeitos que possam ocorrer durante a operação do sistema. Por sensibilidade entende-se como o menor valor da grandeza capaz de ativar o dispositivo de proteção; e) Segurança: o sistema de proteção não deve realizar uma falsa operação sob condições normais de operação, ou falhar no caso de faltas no sistema; f) Economia: o sistema de proteção deve ter sua implantação viável economicamente, evitando-se um número excessivo de dispositivos de proteção. 3.3 BENEFÍCIOS DA PROTEÇÃO Um sistema de proteção devidamente projetado e ajustado apresenta inúmeras vantagens conforme descritas abaixo. Menores danos aos materiais e equipamentos;

43 42 menores custos de manutenção (combustíveis, transporte, mão-deobra, etc.); maior vida útil dos materiais e equipamentos; menos desligamentos; maior segurança; melhoria da imagem da empresa junto aos consumidores; redução no tempo das interrupções; aumento do faturamento; facilidade na busca e pesquisa do defeito; maior simplicidade e racionalização do sistema; facilidades de manobras. (GIGUER, 1988). 3.4 TERMINOLOGIAS BÁSICAS Para uma melhor aplicação do projeto de proteção, se faz necessário o conhecimento das terminologias usualmente utilizadas. (GIGUER, 1988). a) Bloqueio: condição em que um dispositivo automático permanecerá uma vez que tendo uma operação de abertura de seus contatos não os fecha automaticamente, devido à atuação de um dispositivo mecânico; b) Controle eletrônico ou hidráulico: dispositivo interno ao equipamento automático de proteção que conta o número de operações automaticamente, hidráulica, ou eletronicamente, com a finalidade de estabelecer a condição de bloqueio do equipamento; c) Capacidade de interrupção de um dispositivo de proteção: capacidade do dispositivo em interromper correntes de curto-circuito de modo a suportar, sem quaisquer danos os esforços elétricos e mecânicos associados ao fenômeno; d) Dispositivo protetor: todo dispositivo de proteção automático ou não, localizado imediatamente antes do ponto do curto-circuito, considerando o barramento da subestação como origem; e) Dispositivo protegido ou de retaguarda: todo o dispositivo de proteção, automático ou não, localizado anteriormente ao dispositivo protetor, considerando o barramento da subestação como origem;

44 43 f) Faixa ou intervalo de coordenação: é o intervalo de valores de corrente de curto-circuito que determina a região onde a coordenação está assegurada; g) Interrupção momentânea ou transitória: é aquela cuja duração é limitada ao período necessário para restabelecer o serviço através de operação automática do equipamento de proteção que desligou o circuito ou parte dele; h) Interrupção sustentada ou permanente: toda interrupção não classificada como momentânea ou programada; i) Religamento: operação que segue a uma abertura dos equipamentos automáticos de proteção, quando os contatos são novamente fechados; j) Tempo mínimo de fusão do elo: é o maior tempo que o elo suporta uma determinada sobrecorrente sem se danificar. Para tempos superiores a sobrecorrente causa uma fusão parcial ou total do elo; k) Montante: refere-se ao equipamento que está antes do ponto considerado; l) Jusante: refere-se ao equipamento que está depois do ponto considerado. 3.5 EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO Funções As principais funções dos equipamentos de proteção contra sobrecorrentes e curto-circuito são: - interrupção: devem interromper todos os curtos-circuitos dentro de sua capacidade nominal. - detecção: devem sentir as condições anormais e, por outro lado, devem permitir a circulação contínua das correntes normais. - capacidade de manobra: devem ser capazes de manobrarem sob correntes normais e anormais. - desconexão do circuito: devem ser capazes de abrir o circuito com carga ou sem carga. (GIGUER, 1988).

45 Considerações Gerais Durante um curto-circuito, surge uma corrente de elevada intensidade que pode trazer efeitos mecânicos e térmicos aos equipamentos ligados ao circuito sob falha. Os efeitos mecânicos, cujas forças são proporcionais ao quadrado da corrente instantânea, podem deformar condutores e romper materiais isolantes. Já os efeitos térmicos estão ligados ao tempo de permanência da falha e ao valor eficaz da corrente e podem produzir um aquecimento excessivo dos materiais condutores e isolantes, com sua consequente deterioração. Por outro lado, correntes de curto-circuito de pequeno valor podem causar danos permanentes e/ou temporários a pessoas e animais, se essas correntes não forem interrompidas em intervalo de tempo adequado. (CODI, 1982). Para minimizar os efeitos produzidos pelas correntes de falha, é comum o uso dos seguintes equipamentos: Chaves-fusíveis/elos fusíveis; Religadores; Seccionalizadores; Disjuntores/relés Chaves-fusíveis É o dispositivo constituído de um porta-fusível e demais partes destinadas a receber um elo fusível.

46 45 Figura 8 - Chave-fusível Fonte: MAURIZIO, Princípio de Funcionamento da Chave-Fusível Por ocasião da circulação de sobrecorrente em uma chave-fusível, devido ao efeito térmico, o elemento fusível se funde, interrompendo o circuito. A alta temperatura do arco provoca a queima e a decomposição parcial do revestimento interno do cartucho, gerando gases que interrompem o arco no instante de corrente nula. A pressão dentro do cartucho aumenta em função dos incrementos de temperatura e a geração dos gases cria condições dentro do tubo que ajudam a manter a condição de circuito aberto, uma vez que as partículas ionizadas forçam a abertura das extremidades do cartucho, sendo expelidas em seguida. (CODI, 1982) Especificação Para a especificação de chaves fusíveis, devem ser observadas basicamente, as características de: Tensão nominal; Nível básico de isolamento para impulso (NBI); Frequência; Corrente nominal; Corrente de interrupção (capacidade de interrupção); Corrente de curta-duração.

47 Dimensionamento de Chaves-Fusíveis Para dimensionar uma chave fusível, deve-se conhecer as correntes de carga e de curto-circuito assimétrico máximas no ponto de instalação, as quais, podem ser determinadas pelas equações abaixo: (MALAQUIAS, 2017). I N,CH k I C,MAX (19) Onde: I N,CH : Corrente nominal da chave; I C,MAX : Corrente de carga máxima no ponto de instalação; k : Fator de segurança, comumente tomado com valor 1,5. Mas, pode ser qualquer valor entre 1 e 2. O fator de segurança k é empregado para levar em conta situações de remanejamento de carga, de sobrecarga ou o próprio crescimento de carga do circuito. O seu valor é tomado de acordo com a condição de operação do circuito, geralmente, para o caso mais desfavorável ou mais frequente. Para o caso de crescimento de carga, o fator k é determinado pela equação: Onde: k = (1 + a) n (20) n: número de anos do planejamento; a: taxa de crescimento anual do sistema. É mais comum ser utilizado o critério de corrente admissível do fusível empregado, ou seja: Onde: I NOM,CH : Corrente nominal da chave; I ADM,FUS : Corrente admissível do fusível. I NOM,CH k I ADM,FUS (21) A corrente de interrupção da chave deverá ser igual ou superior ao maior valor assimétrico da corrente de curto-circuito no ponto de instalação da mesma.

48 47 I INT,CH I CURTO,ASSIM (22) Onde: I INT,CH : Maior corrente que a chave é capaz de interromper ser sofrer danos (capacidade de interrupção); instalação. I CURTO,ASSIM : Maior corrente de curto-circuito, valor assimétrico, no ponto de Chave-fusível Religadora A chave-fusível religadora é constituída por três chaves-fusíveis interligadas, característica essa que dá uma vantagem significativa sobre a utilização da chavefusível simples. Tem a finalidade de religar o circuito protegido até 2 vezes, evitando o deslocamento de equipes para conserto de defeitos transitórios. Considerando que a causa seja um defeito transitório, e esse trecho seja protegido por uma chave religadora, a primeira chave localizada na extrema esquerda atuaria e mecanicamente acionaria a próxima chave a sua direita, eliminando dessa forma o tempo necessário para o reestabelecimento de energia pela equipe de campo. (MALAQUIAS, 2017). Os elos queimados podem ser substituídos sem interrupção do fornecimento. Figura 9 - Chave-fusível religadora Fonte: MAURIZIO, 2017.

49 Princípio de Funcionamento O funcionamento das chaves-fusíveis religadoras é bem semelhante ao funcionamento das chaves-fusíveis convencionais quanto ao aspecto de dimensionamento e especificações, mas quanto ao aspecto de coordenação deve ser levado em conta o tempo total de interrupção para os defeitos de caráter permanente devido a sua forma de operação, na qual deve ser considerada como tempo de interrupção total a soma dos tempos de fusão de cada um dos estágios Elos Fusíveis O elo fusível é composto de um elemento metálico que na passagem de uma corrente elétrica elevada, funde-se dentro de um intervalo de tempo determinado. A corrente e o tempo de fusão variam inversamente, ou seja, quanto maior for a corrente, menor o tempo de fusão. Figura 10 - Elos Fusíveis Fonte: MALAQUIAS, 2017.

50 Princípio de funcionamento O elemento fusível é constituído de modo que suas propriedades não sejam alteradas durante a passagem da corrente nominal, e de fundir quando a corrente superar o limite máximo de não fusão previsto. O intervalo de tempo necessário para chegar à fusão depende dos seguintes fatores: Densidade de corrente que passa através do fusível; Propriedades físicas do material que constitui o elemento fusível; Material envolvente; Temperatura ambiente; Grau de envelhecimento, etc. Dada a fusão do elo, ocorre a formação de um arco elétrico que ioniza a camada de ar envolvente, dificultando sua extinção. A interrupção só é conseguida graças à ação dos gases desionizantes, gerados no interior do tubo protetor que abriga o elo. Estes gases resultam da decomposição parcial da fibra isolante (tubo) por ação de altas temperaturas. Os gases formados proporcionam elevação da rigidez dielétrica que acarretará elevada resistência, interrompendo a corrente quando esta passar pelo valor zero, impedindo a reignição do arco. O elo fusível constitui a parte recambiável das chaves e é montado no cartucho porta-fusível formando um equipamento de abertura automática, após a fusão do elo. (GIGUER, 1988) Curvas Características Os fusíveis apresentam quatro curvas características tempo versus corrente. A saber: (a) tempo mínimo de fusão; (b) tempo máximo de fusão; (c) tempo total para extinção de arco; e (d) característica de curta duração. Veja as curvas características na Figura 4. (MARDEGAN, 2010).

51 50 Figura 11 - Curvas características do fusível Fonte: Mardegan, Tipos A Norma Brasileira NBR-5359 da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) prescreve três tipos de elos fusíveis de distribuição: elo tipo K, H e T. - Elos tipo H: São considerados fusíveis de alto surto, apresentando tempo de atuação lento para altas correntes. Tem sua aplicação na proteção de transformadores de distribuição. Possuem correntes nominais de 0.5, 1, 2, 3 e 5 A. - Elos tipo K: São considerados fusíveis rápidos, apresentando tempo de atuação rápido para altas correntes. Geralmente são utilizados na proteção de ramais de alimentadores primários. Os elos preferenciais, que oferecem maior gama de coordenação, possuem correntes nominais de 6, 10, 15, 25, 40, 65, 100, 140 e 200 A. Os elos não preferenciais, com menor gama de coordenação, possuem correntes nominais de 8, 12, 20, 30, 50 e 80A.

52 51 - Elos tipo T: São considerados fusíveis lentos, apresentando tempo de atuação lento para altas correntes. São utilizados preferencialmente na proteção de bancos de capacitores, podendo também, serem aplicados na proteção de alimentadores primários. Os elos tipo K e T suportam continuamente aproximadamente 150% do valor de seus respectivos elos. Os elos tipo H suportam continuamente aproximadamente 100%. Os elos tipo K e T começam a operar a partir de 2 x In. Os elos tipo H começam a operar a partir de 1.5 x In. Deve-se sempre consultar a curva tempo X corrente fornecida pelo fabricante. (MARDEGAN, 2010) Religadores Basicamente, são equipamentos de interrupção de corrente com capacidade de repetição de operação de abertura e fechamento de um circuito, durante a ocorrência de um defeito. Tem larga aplicação nos sistemas de distribuição, por eliminar os defeitos transitórios, sem a necessidade do deslocamento de equipe de manutenção para percorrer os alimentadores afetados. (MALAQUIAS, 2017). Os religadores automáticos são considerados pelas empresas elétricas do mundo inteiro, equipamento essencial para o cumprimento de sua finalidade principal, ou seja, o fornecimento de energia elétrica, em condições confiáveis, seguras e de economicidade. (GIGUER, 1988). Figura 12 - Religador Automático Fonte: COOPER POWER SYSTEMS, 2017.

53 Princípio de Funcionamento O religador é um dispositivo eficiente na medida em que interrompe faltas transitórias, evitando queimas de elo fusíveis, ou se bem coordenado com elos fusíveis, seccionando apenas o trecho sob defeito, permanecendo os demais energizados. Basicamente, o religador automático é um dispositivo interruptor de defeitos, de características sofisticadas, podendo ser monofásico ou trifásico. Os interruptores propriamente ditos ficam submersos em óleo ou funcionam sob vácuo. (GIGUER, 1988) Classificação Para entender-se melhor o funcionamento e aplicarmos adequadamente os religadores, torna-se necessário que sejam classificados como monofásicos ou trifásicos controle hidráulico ou eletrônico, meio de interrupção a óleo ou a vácuo. - Controle Hidráulico - nos religadores com controle hidráulico, o óleo tem as seguintes finalidades: a) interrompe a corrente; b) isola partes energizadas da terra; c) executa as funções de contagem e temporização do mecanismo; d) estabelece o intervalo de religamento; e) estabelece o bloqueio de religador, quando um número determinado de operações é completado. O sistema de controle hidráulico é econômico, simples, eficiente e de grande longevidade. Essas características são extremamente importantes para circuitos rurais ou instalações distantes, onde o equipamento não pode ser inspecionado e testado frequentemente e convenientemente. Para algumas aplicações, porém o controle hidráulico não é suficientemente exato e veloz para interromper rapidamente correntes de defeito.

54 53 Para superar essas limitações de controle hidráulico, surgiu o controle eletrônico, proporcionando então um vasto número de religadores para serem escolhidos. - Controle Eletrônico: as informações para o controle eletrônico são obtidas a partir de transformadores de corrente montados internamente. O circuito eletrônico controla as funções de disparo e religação do mecanismo do religador. Em lugar de bombas e pistões utilizados nos sistemas de controle hidráulicos, no controle eletrônico são utilizados circuitos impressos, constituídos de componentes estáticos. Os principais benefícios do controle eletrônico são: flexibilidade, versatilidade e intercambialidade operacionais. (GIGUER, 1988) Seccionalizadores Seccionalizadores são equipamentos de proteção utilizados em sistemas de distribuição, com a finalidade de seccionar definitivamente o trecho protegido, quando ocorre defeito à jusante do ponto de sua instalação e cuja interrupção em regime de curto circuito (CC), é realizada por outro equipamento à montante de retaguarda. São equipamentos que não necessitam ter capacidade de interrupção da corrente de curto circuito (ICC) compatível com o nível de CC no ponto de instalação, visto que seccionam o trecho protegido quando está desenergizado e de forma permanente. O seccionamento do alimentador em condição de falta (ICC) deve ser realizado por um equipamento de retaguarda, dimensionado para isso. (MALAQUIAS, 2017).

55 54 Figura 13 - Seccionalizador Automático Fonte: MALAQUIAS, Princípio de Funcionamento É constituído por um dispositivo que monitora constantemente a corrente do trecho protegido. Quando a corrente for superior ao valor ajustado, o equipamento fica predisposto a operar. Quando o mecanismo de contagem de interrupção registrar o número de operações do equipamento de retaguarda igual ao valor de ajuste, o seccionalizador atua, abrindo o trecho protegido à jusante do ponto de instalação. Então, o dispositivo de retaguarda (disjuntor/religador), restabelece o trecho não atingido pelo defeito. Para uma falta em B, a ICC sensibiliza o religador e o seccionalizador, sendo registrada e comparada com a corrente de ajuste, quando for igual ou superior a corrente ajustada, o equipamento fica predisposto para atuar. Após registrar o número de operações ajustadas e coordenadas com proteção de retaguarda, o equipamento atua abrindo o circuito. Usualmente, o contador de aberturas é ajustado em 1, 2 ou 3 aberturas, tendo valor definido em 1 a menos que o equipamento de retaguarda. O seccionalizador atua somente quando o circuito está desenergizado. Para defeitos em A, atuará somente o religador, pois a corrente não sensibiliza o seccionalizador, conforme figura 14.

56 55 Figura 14 - Princípio de Funcionamento do Seccionalizador Fonte: elaborado pelo autor Classificação Os seccionalizadores podem ser classificados pelo sistema de controle, que basicamente, podem ser por ação eletromagnética ou eletrônicos. - Controle por ação eletromagnética: os equipamentos possuem um bobina série onde circula a corrente do alimentador protegido, sensibilizando e deixando predisposto o equipamento quando for maior que a de ajuste. - Controle eletrônico: Os controles são capazes de memorizar os ajustes necessários de contagem de operações, ou efetuar a abertura definitiva conforme ajuste. (MALAQUIAS, 2017) Disjuntores Os disjuntores são dispositivos destinados à interrupção e o restabelecimento das correntes elétricas no ponto de sua instalação. Para proteção, sua instalação deve ser complementada pela aplicação de relés, os quais detectam as correntes de falta e sinalizam sua operação de abertura ou fechamento.

57 56 Tem como função principal, interromper as correntes de falta no menor tempo possível. Para a interrupção das correntes elétricas, deve eliminar o arco elétrico no seu interior. Deve ser um equipamento robusto, em decorrência da sua aplicação, confiabilidade e condições de operação. (MALAQUIAS, 2017). Figura 15 - Disjuntor de Média Tensão Fonte: WEG, Relés Relés são dispositivos cuja função é detectar condições de operação perigosas ou indesejáveis no sistema elétrico e providenciar os procedimentos préajustados, para limita-las ou elimina-las, sinalizando ou atuando nos dispositivos de seccionamento. Devido aos relés serem dispositivos sensoriais, para proverem a proteção dos sistemas elétricos, são aplicados e incorporados aos disjuntores/religadores, que são os responsáveis pelo seccionamento do sistema (Relé/Disjuntor). (MALAQUIAS, 2017). Figura 16 - Relés Fonte: Schneider Eletric, 2017.

58 57 4 RELIGADORES MONOFÁSICOS 4.1 DEFINIÇÃO Os religadores monofásicos são utilizados para proteção de redes de distribuição de energia monofásicas ou ramais monofásicos que derivam de alimentadores trifásicos. No entanto, podem ser utilizados também em circuitos trifásicos onde as cargas forem predominantemente monofásicas. Sendo assim, na ocorrência de uma falha temporária para a terra, somente a fase com defeito será interrompida, enquanto o fornecimento é mantido para as cargas monofásicas alimentadas pelas fases não defeituosas. Seu sistema de funcionamento é semelhante ao religador trifásico, porém, seu uso ainda era pouco utilizado devido ao seu elevado custo, não obtendo viabilidade econômica. No entanto, já existem no mercado novos modelos de religadores monofásicos, que visam viabilizar o seu uso na proteção de ramais monofásicos localizados em áreas rurais. 4.2 MODELOS DE RELIGADORES MONOFÁSICOS Existem diversos modelos de religadores monofásicos de diferentes fabricantes. Nas figuras serão apresentados alguns modelos de religadores com suas principais características.

59 Religador Monofásico SPEAR (Cooper Power Systems) Figura 17 - Religador Monofásico Cooper Fonte: Cooper Power Systems, Principais Características interrupção a Vácuo Encapsulada; garrafa de vácuo com sistema magnético axial; atuador Magnético; alavanca amarela para operação mecânica; indicador de posição (visto ao solo); controlado por controle monofásico; medições inteligentes; atualizações e gravações em tempo real; análise Pós-Falta; grava dados na Sequência dos eventos; interface de fácil uso; pronto para comunicação com SCADA.

60 Religador OSM Monofásico (NOJA Power) Figura 18 - Religador Monofásico OSM Fonte: NOJA Power, Principais Características interruptores à Vácuo; haste de abertura; atuador Magnético; cápsula de Resina; aromática de epóxi; buchas de borracha de Silicone; conector do Cabo de Controle; tanque de aço inoxidável; chaves auxiliares; transformadores de Corrente; sensores Capacitivos de tensão; molas de abertura; anel de disparo Mecânico.

61 Religador Monofásico TRIPSAVER II (S&C) Figura 19 - Religador Monofásico TripSaver II Fonte: S&C Electric Company Principais Características configurável em centro de serviços. Pode reconfigurar a sequência de operação; pode funcionar como um seccionalizador em um intervalo de correntes de falta; até três operações de religamento antes de desarmar com posição aberta visível; recurso de retenção inrush sempre ligado. Não desarmará por perturbações em corrente de inrush; excelente coordenação com outros dispositivos; controle do microprocessador alimentado sem necessidade de baterias; elimina interrupções de serviço sustentadas.

62 Religador Monofásico Fusesaver (Siemens) Figura 20 - Religador Monofásico Fusesaver Fonte: Siemens, Principais Características interruptor a vácuo; atuador magnético; alavanca externa; montagem em linha, cruzeta ou poste; módulo de comunicações; comunicação sem fio; log de eventos; coordenação com outros dispositivos. Os modelos apresentados nas figuras ilustram alguns exemplos de religadores monofásicos, existem outros modelos de outros fabricantes, cada um com suas características e funcionalidades. O que se deve destacar é que para a escolha de um ou outro modelo, deve se levar em conta a viabilidade técnicaeconômica do sistema de proteção que se deseja implementar.

63 62 5 APLICAÇÃO DE RELIGADORES MONOFÁSICOS 5.1 CARACTERÍSTICAS DA REDE ELÉTRICA EM ESTUDO Após apresentar os principais pontos sobre proteção no sistema elétrico, os tipos de faltas e suas causas, os equipamentos usados e as normas que tratam sobre a qualidade dos serviços prestados pelas distribuidoras de energia, este capítulo irá mostrar uma metodologia aplicada em campo, onde foi escolhido um trecho de rede dentro da área de atuação da empresa Creluz Distribuidora de Energia, onde se encontra instalado um religador monofásico modelo Fusesaver, que faz a proteção de uma rede monofásica localizada em área rural. A Creluz tem sua sede localizada no município de Pinhal-RS, e atende cerca de consumidores em 36 municípios. Partes dos trechos da rede elétrica escolhida cruzam por locais de difícil acesso, próximos de vegetação e galhos de árvores. Trata-se de um trecho de rede com um histórico significativo de distúrbios e interrupções no fornecimento de energia. Os consumidores são constituídos na grande maioria de pequenas famílias que praticam a agricultura familiar. O uso de energia elétrica nessas propriedades se resume à alimentação de eletrodomésticos, pequenos motores usados na moagem de grãos e ordenhas mecanizadas. O trecho escolhido trata-se de uma rede de média tensão convencional monofásica, que faz derivação com uma rede trifásica, e essa por sua vez deriva de um alimentador principal que tem seu ponto de início (conexão), localizado em Ametista do Sul, e é a principal fonte de alimentação do município de Rodeio Bonito, ambos localizados dentro da área de atuação da Creluz. A rede monofásica tem uma potência instalada de 380 kva, distribuídos em 35 transformadores monofásicos que fornecem energia a 82 consumidores.

64 63 Figura 21 - Trecho da rede em estudo Fonte: Elaborado pelo autor, Conforme ilustra a figura 21, a rede escolhida é uma rede de distribuição convencional, conectada com uma supridora (RGE), através de um sistema SMF (Sistema de Medição de Fronteira), que tem como proteção principal um religador trifásico automático, parametrizado com os ajustes fornecidos pela supridora no ponto de conexão. O diagrama unifilar da figura 22 ilustra a rede em estudo, onde se deseja dimensionar os equipamentos de proteção, a partir dos ajustes do religador principal (R1), localizado no ponto de conexão com o SMF.

65 64 Figura 22 - Diagrama Unifilar Fonte: elaborado pelo autor, O modelo de religador escolhido é o religador monofásico Fusesaver da Siemens, conforme descrito no item (figura 20). Esse modelo foi adotado pelo fato de ser um equipamento já em operação nas redes de distribuição da Creluz, sendo ela uma das pioneiras no Brasil a usar essa nova tecnologia. É um disjuntor a vácuo externo de média tensão fabricado pela Siemens, tido como uma solução econômica para otimizar a confiabilidade enquanto minimiza os custos operacionais das redes rurais de MT aéreas. É montado e conectado entre a saída da chave fusível e o ramal que deriva da linha tronco, conforme figura 23. Sua operação pode ser resumida como: o fusível protege a linha derivada de falhas permanentes e a Fusesaver protege o fusível de ser queimado por falhas transitórias.

66 65 Figura 23 - Montagem Fusesaver na Linha Fonte: elaborado pelo autor. O religador está instalado no mesmo ponto, e opera em série com a Fus (diagrama, fig. 22), que deriva de uma linha trifásica, que por sua vez tem como proteção uma chave fusível religadora (Fus. 0401). O religador monofásico tem a jusante mais quatro chaves fusíveis que serão aqui denominadas de Fus. 1, 2, 3 e 4, conforme ilustra o diagrama da figura 22. Após os estudos de coordenação, será analisada a viabilidade de permanência ou não dessas chaves fusíveis. Podese observar também que existe uma descoordenação entres os elos, que também será objeto de estudo, para propor uma nova configuração de forma mais coordenada. 5.2 ESTUDOS DE COORDENAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS Este capítulo tem por objetivo fazer os estudos de coordenação, e determinar os valores das correntes de curto circuito, nos pontos de instalação dos equipamentos considerados na proteção da rede em estudo. Os parâmetros serão determinados considerando como ponto inicial, o ponto de conexão do alimentador principal da Creluz com a sua supridora. Neste ponto, conforme já mencionado anteriormente, está instalado um religador trifásico

67 66 automático (R1), cujos valores de ajustes e correntes de curto circuito foram fornecidos pela Creluz. A partir disso serão determinados os valores das correntes de curto circuito nos pontos à jusante do religador principal, onde se encontram respectivamente, a fusível religadora n 0401, a fusível n 0403 que faz parte do conjunto com o religador monofásico (Fusesaver), e os pontos onde se encontram as fusíveis 1, 2, 3 e 4. O diagrama da figura 24 ilustra o unifilar resumido do trecho da rede em estudo. Figura 24 - Diagrama unifilar resumido Fonte: elaborado pelo autor Definição dos Níveis de Curto Circuito do Alimentador até a Fus Os valores de curto circuito no religador R1 foram fornecidos pela Creluz; a tensão nominal do sistema é de 23 kv. A importância desses valores é fundamental, pois a partir deles serão dimensionados os demais equipamentos de proteção à jusante do alimentador. Correntes de curto circuito no ponto de instalação do R1: I CC3F = kA I CCFT = kA

68 67 Impedância do condutor no trecho considerado em Ω/km: Cabo CAA Trifásico 2/0AWG (8,8Km) R1 = 0,55625, X1 = 0,43519 R0 = 0,73400, X0 = 2,07704 Valores de base do sistema para cálculo das correntes de curto-circuito. Adota-se: S B = 100MV A - Potência de Base V B = 23kV Tensão de Base V F(pu) = V N V B = 1,0(pu) Tensão no ponto da falta e referência angular zero R F = 13,3Ω - Resistência adotada como limitadora de corrente de curtocircuito monofásica. A partir dos valores de base adotados calcula-se a impedância de base e a corrente de base. Z B = V B 2 S B = 23kV 2 = 5, 29ohms 100MV A I B = S B 3 V B = 100MV A 3 23kV = 2510A Cálculo das correntes de curto-circuito do sistema em pu: I CC3F (pu) = I CC3F(A) I B = 1138A = j0, A

69 68 I CCFT (pu) = I CCFT(A) I B = 696A = j0, A Cálculo das impedâncias do sistema em pu: Z1 SIST. = 1 = 1 = j2, 207pu I CC3F (pu) j0,453 Z0 SIST. = 3 2 Z1 SIST. I CCFT(pu) 3 2 2,207 0,277 = = j6, 416pu I CCFT(pu) 0,277 Onde: Z1 = Impedância de sequência positiva; Z0 = Impedância de sequência zero. Cálculo da resistência de aterramento em pu: R F (pu) = 3 R F(ohms) = 3 13,3 = 7, 54pu Z B 5,29 Impedância dos trechos do circuito em pu: 1. Trecho R1 até a FUS Z1(1) = 8,8 (0, j0,43519) 5,29 = 0, j0, 723pu

70 69 Z0(1) = 8,8 (0, j2,07704) 5,29 = 1, j3, 455pu 2. Cálculo da impedância total até o ponto de interesse (FUS. 0401). Sequência positiva: Z1(1) TOTAL = Z1 SIST. + Z1(1) Z1(1) TOTAL = j2,207 + (0,925 + j0,723) = 0,925 + j2,93 = 3, , 48 Sequência zero: Z0(1) TOTAL = Z0 SIST. + Z0(1) Z0(1) TOTAL = j6,416 + (1,221 + j3,455) = 1,221 + j9,87 = 9, 94 82, Cálculo das correntes de curto-circuito trifásico, bifásico, fase-terra e fase terra mínimo até o ponto de interesse (FUS. 0401). I CC3 (pu) = 1 1 = = 0,32 72,48 pu Z1(1) TOTAL 3,073 72,48 I CC3 (A) = I CC3 (pu) I B = 815, 7A I CC2 (pu) = 3 2 I CC3 (pu) = 3 0,32 72,48 = 0,28 72,48 2

71 70 I CC2 (A) = I CC2 (pu) I B = 702, 8A I CC1 (pu) = 3 2 Z1(1) TOTAL + Z0(1) TOTAL = 0,187 78,95 I CC1 (A) = I CC1 (pu) I B = 469, 4A I CC1 TMIN(pu) = 3 2 Z1(1) TOTAL + Z0(1) TOTAL + R F = 0,158 55,99 pu I CC1 TMIN(A) = I CC1 TMIN(pu) I B = 396, 6A Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus até a Fus Impedância do condutor no trecho considerado em Ω/Km: Cabo CAA Trifásico 4AWG (1,6Km) R1 = 1,59726, X1 = 0,47879 R0 = 1,77501, X0 = 2,09198 Impedância dos trechos do circuito em pu: 1. Trecho FUS até a FUS Z1(2) = 1,6 (1, j0,47879) 5,29 = 0, j0, 144pu Z0(2) = 1,6 (1, j2,09198) 5,29 = 0, j0, 632pu

72 71 2. Cálculo da impedância total até o ponto de interesse (FUS. 0403). Sequência positiva: Z1(2) TOTAL = Z1 SIST. + Z1(1) + Z1(2) Z1(2) TOTAL = j2,207 + (0,925 + j0,723) + (0,483 + j0,144) = 1,408 + j3,07 = 3, , 39 Sequência zero: Z0(2) TOTAL = Z0 SIST. + Z0(1) + Z0(2) Z0(2) TOTAL = j6,416 + (1,221 + j3,455) + (0,536 + j0,632) = 1,757 + j10,50 = 10, 65 80, Cálculo das correntes de curto-circuito trifásico, bifásico, fase-terra e fase terra mínimo até o ponto de interesse (FUS. 0403). I CC3 (pu) = 1 1 = = 0,295 65,39 pu Z1(2) TOTAL 3,381 65,39 I CC3 (A) = I CC3 (pu) I B = 740, 5A I CC2 (pu) = 3 2 I CC3 (pu) = 3 0,295 65,39 = 0,255 65,39 2

73 72 I CC2 (A) = I CC2 (pu) I B = 640, 1A I CC1 (pu) = 3 2 Z1(2) TOTAL + Z0(2) TOTAL = 0,173 74,63 I CC1 (A) = I CC1 (pu) I B = 434, 2A I CC1 TMIN(pu) = 3 2 Z1(2) TOTAL + Z0(2) TOTAL + R F = 0,145 53,90 pu I CC1 TMIN(A) = I CC1 TMIN(pu) I B = 364, 0A Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus até a Fus. 01 A partir deste ponto, o trecho da rede em estudo passa a ser monofásico, então serão calculadas as impedâncias e as correntes de curto-circuito fase-terra, e fase-terra mínimo. Impedância do condutor no trecho considerado em Ω/Km: Cabo CAA Monofásico 4AWG (0,8Km) R1 = 1,59726, X1 = 0,47879 R0 = 1,77501, X0 = 2,09198 Impedância dos trechos do circuito em pu: 1. Trecho FUS até a FUS. 01. Z1(3) = 0,8 (1, j0,47879) 5,29 = 0, j0, 072pu

74 73 Z0(3) = 0,8 (1, j2,09198) 5,29 = 0, j0, 313pu 2. Cálculo da impedância total até o ponto de interesse (FUS. 01). Sequência positiva: Z1(3) TOTAL = Z1 SIST. + Z1(1) + Z1(2) + Z1(3) Z1(3) TOTAL = j2,207 + (0,925 + j0,723) + (0,483 + j0,144) + (0,241 + j0,072) = 1,649 + j3,14 = 3, , 34 Sequência zero: Z0(3) TOTAL = Z0 SIST. + Z0(1) + Z0(2) + Z0(3) Z0(3) TOTAL = j6,416 + (1,221 + j3,455) + (0,536 + j0,632) + (0,268 + j0,313) = 2,025 + j10,82 = 11 79, Cálculo das correntes de curto-circuito fase-terra e fase terra mínimo até o ponto de interesse (FUS. 01). I CC1 (pu) = 3 2 Z1(3) TOTAL + Z0(3) TOTAL = 0,167 72,72 I CC1 (A) = I CC1 (pu) I B = 419, 2A I CC1 TMIN(pu) = 3 2 Z1(3) TOTAL + Z0(3) TOTAL + R F = 0,140 53,05 pu

75 74 I CC1 TMIN(A) = I CC1 TMIN(pu) I B = 351, 4A Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus. 01 até a Fus. 02 Impedância do condutor no trecho considerado em Ω/km: Cabo CAA Monofásico 4AWG (0,9km) R1 = 1,59726, X1 = 0,47879 R0 = 1,77501, X0 = 2,09198 Impedância dos trechos do circuito em pu: 1. Trecho FUS. 01 até a FUS. 02. Z1(4) = 0,9 (1, j0,47879) 5,29 = 0, j0, 081pu Z0(4) = 0,9 (1, j2,09198) 5,29 = 0, j0, 355pu 2. Cálculo da impedância total até o ponto de interesse (FUS. 02). Sequência positiva: Z1(4) TOTAL = Z1 SIST. + Z1(1) + Z1(2) + Z1(3) + Z1(4)

76 75 Z1(4) TOTAL = j2,207 + (0,925 + j0,723) + (0,483 + j0,144) + (0,241 + j0,072) + (0,271 + j0,355) = 1,92 + j3,501 = 3, , 26 Sequência zero: Z0(4) TOTAL = Z0 SIST. + Z0(1) + Z0(2) + Z0(3) + Z0(4) Z0(4) TOTAL = j6,416 + (1,221 + j3,455) + (0,536 + j0,632) + (0,268 + j0,313) + (0,302 + j0,355) = 2,327 + j11,17 = 11, 41 78, Cálculo das correntes de curto-circuito fase-terra e fase terra mínimo até o ponto de interesse (FUS. 02). I CC1 (pu) = 3 2 Z1(4) TOTAL + Z0(4) TOTAL = 0,156 71,25 I CC1 (A) = I CC1 (pu) I B = 391, 6A I CC1 TMIN(pu) = 3 2 Z1(4) TOTAL + Z0(4) TOTAL + R F = 0,131 52,97 pu I CC1 TMIN(A) = I CC1 TMIN(pu) I B = 328, 8A Definição dos Níveis de Curto Circuito da Fus. 02 até a Fus. 03/04 Nesta etapa serão calculados os valores até o ponto onde estão instalados as chaves-fusíveis 3 e 4, pois se encontram a uma mesma distância em relação ao

77 76 último ponto de referência (Fus. 02), apenas os circuitos por elas protegidos se encontram em lados opostos. Impedância do condutor no trecho considerado em Ω/km: Cabo CAA Monofásico 4AWG (2,1km) R1 = 1,59726, X1 = 0,47879 R0 = 1,77501, X0 = 2,09198 Impedância dos trechos do circuito em pu: 1. Trecho FUS. 02 até a FUS. 03/04. Z1(5) = 2,1 (1, j0,47879) 5,29 = 0, j0, 19pu Z0(5) = 2,1 (1, j2,09198) 5,29 = 0, j0, 830pu 2. Cálculo da impedância total até o ponto de interesse (FUS. 03/04). Sequência positiva: Z1(5) TOTAL = Z1 SIST. + Z1(1) + Z1(2) + Z1(3) + Z1(4) + (Z1(5) Z1(5) TOTAL = j2,207 + (0,925 + j0,723) + (0,483 + j0,144) + (0,241 + j0,072) + (0,271 + j0,355) + (0,634 + j0,19) = 2,554 + j3,691 = 4, , 32

78 77 Sequência zero: Z0(5) TOTAL = Z0 SIST. + Z0(1) + Z0(2) + Z0(3) + Z0(4) + Z0(5) Z0(5) TOTAL = j6,416 + (1,221 + j3,455) + (0,536 + j0,632) + (0,268 + j0,313) + (0,302 + j0,355) + (0,704 + j0,830) = 3,031 + j12 = 12, 38 75, Cálculo das correntes de curto-circuito fase-terra e fase terra mínimo até o ponto de interesse (FUS. 03/04). I CC1 (pu) = 3 2 Z1(5) TOTAL + Z0(5) TOTAL = 0,142 67,23 I CC1 (A) = I CC1 (pu) I B = 356, 4A I CC1 TMIN(pu) = 3 2 Z1(5) TOTAL + Z0(5) TOTAL + R F = 0,120 51,03 pu I CC1 TMIN(A) = I CC1 TMIN(pu) I B = 301, 3A Tabela 4- Dados dos trechos calculados Trecho L(Km) Cabo R 1 X 1 R 0 X 0 I CC3 (A) I CC2 (A) I CC1 (A) I CC1 MIN (A) R ,8 2/0CA A 0,925 2,93 1,221 9,87 815,7 702,8 469,4 396, ,6 4CAA 1,408 3,07 1,757 10,50 740,5 640,1 434,2 364, ,8 4CAA 1,649 3,14 2,025 10, ,2 351, ,9 4CAA 1,92 3,501 2,327 11, ,6 328, /04 2,1 4CAA 2,554 3,691 3,031 12, ,4 301,3 * Impedância acumulada no trecho em ohms. Fonte: elaborado pelo autor, 2017.

79 Dimensionamento e Coordenação dos Equipamentos A partir dos valores obtidos das correntes de curto-circuito e suas respectivas impedâncias, este item vai abranger o dimensionamento e a coordenação dos equipamentos utilizados nos trechos em estudo. Tendo como ponto de partida o religador trifásico automático, identificado neste trabalho como R1. Os valores de ajustes do religador foram fornecidos pela Creluz, e encontram-se relacionados na tabela 5. Tabela 5 - Ajustes do religador (R1) Ajuste de Fase Ajuste de Neutro Pickup Normal 180 A 80 A Pickup Alternativo A 90 A Pickup Alternativo A 100 A Pickup Alternativo A 120 A Curva Rápida TCC Curva Lenta TCC Tempos de Atuação 3, 5 e 11s. Fonte: elaborado pelo autor, Dimensionamento da FUS Para ramais onde se conhece o comportamento da carga e não existir possibilidade de manobras, como é o caso da FUS. 0403, o dimensionamento poderá de realizado através da seguinte inequação: K I N I E 1 4 I CCMIN (23) Onde: I N = Corrente nominal do ramal I E = Corrente nominal do elo O valor de K é determinado pela equação 20, onde se determinou um planejamento, para um horizonte de 3 anos e uma taxa de crescimento de 2% ao ano. Nessas condições foi obtido o seguinte valor para o fator de segurança K:

80 79 K = (1 + a) n = ( )3 = 1,06 Conforme descrito anteriormente no item 5.1, o trecho da rede protegido pela FUS. 0403, possui uma potência nominal instalada de 380 kva, distribuída em 35 transformadores monofásicos, cujas potências estão relacionadas abaixo: 10 transformadores monofásicos de 5 kva; 12 transformadores monofásicos de 10 kva; 11 transformadores monofásicos de 15 kva; 02 transformadores monofásicos de 25 kva; a) Determinação da I N do ponto onde está instalado a FUS I N = (10 0,36) + (12 0,72) + (11 1,10) + (2 1,81) = 27,96A Com os valores de corrente apresentados na tabela 6 e de acordo com a quantidade de transformadores existentes, chegou-se a um valor de corrente nominal no ponto de instalação da FUS de 27,96A. Tabela 6 - Valores de corrente para Transformadores Monofásicos Capacidade dos Transformadores (kva) Transformadores Monofásicos (23,1kV) Corrente (A) Fusível 3 0,22 0.5H 5 0,36 1H 7,5 0,54 1H 10 0,72 1H 15 1,10 1H 25 1,81 2H Fonte: elaborado pelo autor, 2017.

81 80 b) Determinação do elo. Considerando o valor da I CCMIN de 301,3A, tem-se a seguinte inequação: 1,06 27,96 I E ,3 29,64 I E 75,33 c) Determinação da corrente de magnetização do trecho. O número de transformadores existentes é superior a 10, de acordo com a tabela 3, deverá ser um fator de multiplicação 6, nessas condições o valor da corrente de magnetização será: I magnetização = I N 6 = 167,8A Tabela 7 - Capacidade do elo para a corrente de magnetização Valores da corrente de magnetização admissível para elos preferenciais (curva mínima de fusão) Elo 6K 10K 15K 25K 40K 65K Corrente de Fusão (0,1s) 64A 110A 190A 315A 510A 800A Fonte: (GIGUER, 1988). Como pode ser visto no gráfico da figura 25, tanto o elo de 15K como o elo de 25K, atendem as especificações dos valores calculados. Deve-se levar em conta que para este caso, foi considerado o valor de carga máxima no ponto considerado, e que para situações reais poderia se levar em conta a curva de carga dos consumidores ou mesmo a média de consumo em kwh, isto daria um valor de corrente de carga inferior ao que foi calculado.

82 81 Figura 25 - Gráfico tempo x corrente Iccmin 301A TA ELO 25K 3s TA ELO 15K 0,6s Tempo de Magnetização Im = 167,8A Fonte: elaborado pelo autor, Para este trabalho será escolhido o elo de 15K no ponto considerado da FUS Coordenação entre R1 e a FUS Nesta condição de coordenação, os tipos de faltas podem ser trifásicas, bifásicas, fase-terra e fase-terra mínimo, devendo, entretanto analisar cada condição separadamente. (GIGUER, 1988).

83 82 As faltas por sua vez, podem ser transitórias ou permanentes. Figura 26 - Coordenação Religador x Fusível Fonte: elaborado pelo autor. t FUS > k t ABERT. OP. RÁPIDA t INT < t ABERT. OP. TEMPORIZADA A intersecção da curva do tempo de mínima fusão do elo com a curva rápida do religador vezes um multiplicador k determina o ponto de máxima coordenação. O valor deste multiplicador denominado k, varia com o número de operações rápidas e com os tempos de intervalo de religação entre operações rápidas. (GIGUER, 1988). A intersecção da curva do tempo máximo de interrupção de elo com a curva temporizada de religador determina o ponto de mínima coordenação. O fator k é um fator de correção devido ao fato dos elos fusíveis alterarem suas características com curto-circuito. Ele leva em conta o tempo necessário para o elo esquentar e esfriar. (GIGUER, 1988). Essas duas regras definem uma faixa de corrente na qual o religador e o fusível estão coordenados, limitada pelos pontos máximos e mínimos. (GIGUER, 1988).

84 83 Figura 27 - Coordenação Religador/Fusível Fonte: (MALAQUIAS, 2017). A faixa de coordenação religador X elo-fusível é determinada pela corrente máxima, e mínima do trecho protegido. - A é curva rápida; - k x A é A deslocada pelo fator k; - B é a temporizada do religador. (MALAQUIAS, 2017) Coordenação entre as FUS. 0401/ FUS. 0403/ FUS. 01/FUS. 02/ FUS. 03/04. Figura 28 - Coordenação entre fusíveis Fonte: elaborado pelo autor.

85 84 Para auxiliar no entendimento, primeiramente cabem as seguintes definições: Elo fusível protetor: é considerado aquele instalado mais próximo à carga. Elo fusível protegido: é aquele instalado a montante do elo protetor. A seletividade entre dois elos fusíveis é considerada satisfatória, quando o tempo máximo de fusão do elo protetor não exceder a 75% do tempo mínimo de fusão do elo protegido. (GIGUER, 1988). O elo fusível protegido deve coordenar com o elo protetor para o maior valor de ICC no ponto de instalação do elo fusível protetor. (GIGUER, 1988). Com referência às faltas fase-terra, o curto com maior incidência é o faseterra mínimo, então, o elo protegido normalmente é coordenado com o elo protetor, pelo menos para este tipo de curto no ponto de instalação do elo protetor. (GIGUER, 1988). Em ramais, sempre que possível, não é recomendada a utilização de elos de 6K em decorrência de queimas intempestivas por descargas atmosféricas. (GIGUER, 1988). Para ampliar a faixa de coordenação entre elos fusíveis e aumentar a flexibilidade na seletividade, será feito o uso dos elos preferenciais conforme descrito no item Para a coordenação entre os elos será usada a tabela 7 de coordenação entre elos tipo K. Tabela 8 - Tabela de coordenação entre elos fusíveis tipo K Fusível Protetor K Fusível Protegido tipo K Fonte: (GIGUER, 1988). De acordo com as condições apresentadas na coordenação dos fusíveis existentes no trecho, percebeu-se que não será possível manter a configuração original, caso queira-se atender um mínimo de coordenação possível.

86 85 As seguintes modificações são sugeridas: 1) Na FUS. 0403, conforme dito anteriormente, foi adotado elo de 15K, desprezando a carga máxima calculada, mas levando em consideração a corrente de magnetização dos transformadores calculada. 2) Na FUS. 0401, que se encontra a montante da FUS será adotado elo de 25K, que satisfaz as condições existentes e coordena com o elo de 15K que se encontra a sua jusante. 3) Nos fusíveis 01 e 02, sugere que sejam retiradas de operação, pois em virtude da curta distância que se encontram da FUS. 0403, só terão coordenação com a mesma, se for usado elo de 6K em ambas. Mas podem atuar sob a incidência de descargas atmosféricas, já que o elo de 6K não é recomendado para essa situação. 4) Nos fusíveis 03 e 04, sugere-se que as mesmas sejam mantidas, substituindo o elo de 6K para 10K. Garantindo assim a coordenação com o equipamento à montante e melhorando a proteção contra descargas atmosféricas. O diagrama da figura 29 ilustra a configuração sugerida no trecho da rede estudado. Figura 29 - Unifilar - Configuração sugerida Fonte: elaborado pelo autor.

87 86 A figura 30 ilustra as curvas de atuação do religador R1, plotadas junto com as curvas dos elos que foram sugeridos no trecho da rede analisado. Como pode ser observada nessa configuração com os elos sugeridos, não à interferência nos ajustes parametrizados pela Creluz. O setor de engenharia da Creluz definiu os ajustes dos seus religadores de modo a atuar os fusíveis que protegem as derivações dos alimentadores, nem as curvas de atuação rápida protege os fusíveis à jusante, e o maior elo coordenado permitido é o elo de 25K. Figura 30 - Curvas dos elos sugeridos com R1 Fonte: CRELUZ, 2017.