NORMA TÉCNICA DE DISTRIBUIÇÃO

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1 NORMA TÉCNICA DE DISTRIBUIÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO DA CEB-D - 15 kv ACIMA 1ª EDIÇÃO OUTUBRO DIRETORIA DE ENGENHARIA SUPERINTENDÊNCIA DE PLANEJAMENTO E PROJETOS GERÊNCIA DE NORMATIZAÇÃO E TECNOLOGIA

2 FICHA TÉCNICA Coordenação: Celso Nogueira da Mota Participantes: Aristófanes D. A. C. Filgueira-GROS, Cleofas Pereira A. Filho-GROS, João Batista Araújo Costa-GROS, Jose Cezar Nonato-GRNT, Jose Henrique O. Vilela-GROP, Nelson Miranda- GRES, Tony Ercy Leal Campos-GROS 1ªEdição: Instruções de Operação do Sistema de Distribuição da CEB-D 15 kv Acima. Colaboradores: Nivaldo José Franco das Chagas GRNT - Gerência de Normatização e Tecnologia FAX: Fone:

3 DISTRIBUIÇÃO DA CEB-D - 15 kv ACIMA 1/22 NORMA TÉCNICA DE DISTRIBUIÇÃO OUTUBRO/2013 DE DISTRIBUIÇÃO DA CEB-D - 15 kv ACIMA

4 DISTRIBUIÇÃO DA CEB-D - 15 kv ACIMA 2/22 SUMÁRIO 1. OBJETIVO CAMPO DE APLICAÇÃO DEFINIÇÃO BÁSICA DA FUNÇÃO OPERAR E TERMINOLOGIA IDENTIFICAÇÃO OPERACIONAL CONSIDERAÇÕES GERAIS CONTROLE DE TENSÃO COMUTAÇÃO DE TAPE FILOSOFIA DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO COMANDOS EM EQUIPAMENTOS DE MANOBRA ENERGIZAÇÃO DE EQUIPAMENTOS RELIGAMENTO DE EQUIPAMENTOS APÓS DESLIGAMENTOS FORÇADOS POR ATUAÇÃO DE PROTEÇÃO RELIGAMENTO DE BANCO DE CAPACITORES APÓS DESLIGAMENTOS POR ATUAÇÃO DA PROTEÇÃO FALTA DE CORRENTE CONTÍNUA EM SUBESTAÇÕES FUGA DE CORRENTE CONTÍNUA PARA A TERRA EM SUBESTAÇÕES... 22

5 3/22 1. OBJETIVO A presente norma tem por objetivo estabelecer a conceituação básica da função operar, sua terminologia, os critérios para análise de prioridades e situações emergenciais, bem as diretrizes e procedimentos para operação do sistema de distribuição de 15 kv acima na CEB-D, em condições normais e de emergência. As exigências aqui apresentadas estão em consonância com as normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), recomendações de segurança e Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL); PRODIST módulo nº 08: estabelece as disposições relativas à Continuidade da Distribuição de Energia Elétrica e a conformidade dos níveis de tensão em regime permanente às Unidades Consumidoras; Norma Regulamentadora NR 10: Serviços em Instalações e Serviços em Eletricidade. Esta norma poderá, em qualquer tempo, sofrer alterações no todo ou em parte, por razões de ordem técnica e/ ou mudança na Legislação, para melhor atendimento às necessidades do sistema, motivos pelos quais os interessados deverão consultar as eventuais alterações. As prescrições desta Norma se destinam à orientação dos envolvidos com o Centro de Operação da Distribuição (COD) da CEB-D, englobando a pré-operação, operação e pós-operação. Esta Norma aplica-se às condições normais de operações. Os casos não previstos, ou aqueles que pelas características excepcionais exijam tratamento à parte, deverão ser encaminhados previamente à pré-operação da CEB-D para apreciação. A presente Norma não invalida qualquer outra da ABNT ou de outros órgãos competentes, a partir da data em que a mesma estiver em vigor. Todavia, em qualquer ponto em que, porventura, surgirem divergências entre esta Norma técnica e as normas dos órgãos citados, prevalecerão as exigências mínimas aqui estabelecidas. Quaisquer críticas e/ ou sugestões para o aprimoramento desta Norma serão analisadas e caso sejam válidas, incluídas ou excluídas deste texto. 2. CAMPO DE APLICAÇÃO Este documento é aplicável ao supervisor de COD e aos coordenadores, bem como as equipes que trabalham no atendimento de ocorrências programadas e não programadas da CEB-D. 3. DEFINIÇÃO BÁSICA DA FUNÇÃO OPERAR E TERMINOLOGIA 3.1. Função Operar

6 4/22 Operar é um sistema de distribuição é manter a continuidade do fornecimento e os níveis de tensão adequados aos consumidores em tensões de distribuição, observando os aspectos de qualidade de serviço e segurança Atributos da função operar : A descrição/conceituação dos diversos atributos função OPERAR são definidos a seguir: Atributo definir políticas/metas de operação È conceituado como: a fixação de indicadores a serem atingidos em determinado período, adequando-os aos recursos disponíveis através do estabelecimento de planos de operação Elaborar procedimentos O atributo elaborar procedimentos é conceituado como a elaboração de manuais de procedimentos, normas de atendimento, instruções de serviço, orientações técnicas, etc., necessários à operação do sistema Analisar o desempenho do sistema. O atributo analisar o desempenho do sistema é conceituado como executar estudos e avaliação do desempenho operacional do sistema de distribuição em relação aos recursos a eles destinados e metas pré-fixadas, bem como análise de custo x benefício Executar serviços O atributo executar serviços é conceituado como a execução de todas as atividades necessárias para manter a continuidade do fornecimento de energia elétrica aos consumidores Manobrar o sistema O atributo Manobrar o Sistema é conceituado como alterar o estado físico dos equipamentos da rede de distribuição de tal forma que durante trabalhos de manutenção de emergência, localização de defeitos ou execução de serviços programados, o menor número de consumidores ou potência instalada sejam afetados pelo desligamento Notificar O atributo notificar é conceituado como informar aos órgãos, diretamente vinculados à operação da distribuição e aos consumidores sobre as situações anormais e/ou interrupções no sistema Atualizar base de dados

7 5/22 O atributo atualizar base de dados é conceituado como manter atualizado o sistema de informação e dados de operação, visando subsidiar a análise de desempenho do sistema elétrico e dos serviços executados e a correta locação dos recursos disponíveis Analisar Serviços O atributo analisar serviços é conceituado como: executar estudos e avaliação das tarefas realizadas comparando com os respectivos padrões pré-estabelecidos Terminologia. É importante definir a terminologia especifica da função operar de maneira a padronizar e esclarecer os conceitos a serem utilizados na operação do sistema elétrico. Dentre outros trabalhos que será utilizado nesta norma Centro de operação (COD): Conjunto centralizado de pessoal, informações, equipamentos e processamento de dados da CEB-D. É destinado a exercer as ações de coordenação, supervisão, controle, comando e execução da operação das instalações de Baixa Tensão (BT), de Média Tensão (MT) e de Alta Tensão (AT) de distribuição Cliente: Pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito, legalmente representada, que solicita à distribuidora ou à comercializadora o fornecimento de energia elétrica e assume a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas em normas e regulamentos da ANEEL. Assim o cliente vincula-se aos contratos de fornecimento, de conexão, de uso ou de adesão, conforme cada caso Cliente prioritário: Cliente que pela característica de sua atividade requer uma maior atenção, exigindo desta forma um atendimento prioritário Equipe de campo: Equipes que estão sobre orientação do Centro de Operação - COD, executando serviço de emergência, manutenção preventiva e/ou corretiva ou construção de redes novas Intervenção no sistema elétrico: Toda e qualquer atuação sobre o sistema de distribuição que coloque em operação novas instalações e equipamentos, empreenda serviço de manutenção em instalações e equipamentos energizados ou desenergizados e realize testes e ensaios no próprio sistema e equipamento Equipe de emergência: Equipe que trabalha no campo, sempre sobre orientação do COD, realizando serviços de emergência inerente ao sistema de potência Manobra programada: Interrupção parcial ou total de bloco de carga ou de um consumidor, solicitado ao COD, através do PED, aprovado no sistema de apoio a operação.

8 6/ Manobra trecho a trecho: Método operacional que consiste em religar blocos de carga, com o objetivo de localização e isolação de defeito Manobra de paralelismo em circuitos primários: Suprimento de energia à uma carga por mais de um caminho elétrico Religamento automático: Operação de religar os equipamentos através de dispositivos programados para executar esta função sem a intervenção do ser humano, após o seu desligamento automático Religamento manual: Operação de religar o equipamento após o desligamento automático ou não, através de intervenção do ser humano Rede de distribuição urbana RDU: Rede de distribuição situada dentro do perímetro urbano, vilas ou povoados Rede de distribuição rural RDR: Rede de distribuição situada fora do perímetro urbano, vilas ou povoados Manobra de energização: É aquela efetuada através de um dispositivo de manobra e/ou proteção para energizar um equipamento carga, circuito ou parte deste Chave de contorno (chave by pass): Destinada a contornar os equipamentos, transferindo a corrente em jumper paralelo, objetivando isolar sua atuação Comissionamento: Verificação da utilização das técnicas vigentes de projeto, construção e montagem dos equipamentos, supervisionada e controlada por representantes das áreas executantes e usuários Manobra de desenergização: Utilizada para a retirada de tensão temporariamente ou não, de equipamento, carga, circuito ou parte deste Manobras de localização de falhas: Conjunto de manobras destinadas a identificar componentes em falha no sistema elétrico de distribuição Manobra de transferência de carga: Ato transferência de determinado bloco da carga entre fontes e/ou circuitos distintos Ordem de manobra: Documento que registra a seqüência de operações necessárias a modificação da configuração elétrica do sistema Circuitos em condições normais de operação: Aqueles circuitos em seus componentes operam de acordo com as condições estabelecidas em projeto de forma a não comprometer a segurança das instalações e qualidade do fornecimento Manobra não programada: Realização das operações para permitir correções em equipamentos, circuitos ou parte destes, em situações imprevistas.

9 7/ Circuito Interditado: Um circuito encontra-se interditado quando o mesmo está desernegizado, inclusive com seccionamento visual testada a ausência de tensão de aterramento temporário Intervenção corretiva: Intervenção executada com a finalidade de proceder o restabelecimento das condições normais dos equipamentos ou instalações. Pode ser incluída na programação de desligamentos Intervenção de emergência: Intervenção para correção de defeito que pode provocar acidente com risco de morte, danificação de equipamento e/ ou instalações ou iminente desligamento intempestivo do equipamento. Requer ações imediatas Intervenção para ampliações/melhorias: Intervenção com a finalidade de executar serviços de expansão e reforços no sistema elétrico Intervenção preventiva: Intervenção com a finalidade de executar serviços de controle, acompanhamento, conservação, testes, melhorias e restauração dos equipamentos e de linhas de distribuição ou de transmissão. É executada com a finalidade de manter os itens citados em condições satisfatórias de operação e pode ser incluída na programação de desligamentos Perturbação no sistema elétrico: Ocorrência no sistema elétrico caracterizada pelo desligamento forçado de um ou mais de seus componentes, acarretando quaisquer das seguintes consequências: corte de carga, desligamento de outros componentes do sistema, danos em equipamentos ou violação de limites operativos Manobra de interligação: Transferência temporária ou definitiva de um bloco total ou parcial de carga Aterramento temporário: Equipamento destinado a garantir a proteção individual e coletiva, curto-circuitando e conectando a rede elétrica à terra, prevenindo correntes indesejáveis, por escoamento das mesmas à terra, e estabelecendo equipotencialidade entre ponto de conexão à rede e a sela. É constituído de grampos para conexão, trapézio de suspensão, cabo de aterramento e trado de aterramento Poste de iluminação pública IP: Relaciona-se ao poste de aço galvanizado ( curvo simples ou duplo ) e ao poste de concreto de 16m com luminária no topo Circuito em condições normais de Operação: Circuitos que não sofreram interferência de manobras ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica PED: Pedido de energização e desligamento NR10: Norma regulamentadora de nº 10.

10 8/ SSC Sistema de supervisão e controle SAO Sistema de apoio à operação NRS Notas de registro de serviço MP Manobra padrão LPT Liberação para trabalho LTV Liberação de trabalho em linha viva SGT Sistema de gestão técnica. 4. IDENTIFICAÇÃO OPERACIONAL Terminologia e critérios para identificação operacional das unidades e equipamentos do Sistema Elétrico da CEB-D Identificação das Subestações de Transmissão A identificação das subestações de transmissão será executada de acordo com a Seção 2 do Módulo III do Manual de Operação da Transmissão Identificação Operacional (ID). As subestações de transmissão são identificadas por quatro dígitos alfa numéricos SE-AB, com a seguinte composição: SE: abreviatura de subestação ; AB: sigla ou abreviatura do nome número da subestação. Desta forma, as subestações do Sistema CEB-D são identificadas conforme exemplos a seguir: NOME OU NÚMERO DA SUBESTAÇÃO IDENTIFICAÇÃO OPERACIONAL BRASÍLIA SUL SE BS BRASÍLIA GERAL SE BG USÍNA PARANOÁ SE PA TAGUATNGA SE TG BRASÍLIA NORTE SE BN BRASÍLIA CENTRO SE BC UM SE 01 DOIS SE 02 TRÊS SE 03 QUATRO SE 04 CINCO SE 05 SEIS SE 06 SETE SE 07 OITO SE 08 DEZ SE 10

11 9/22 BRAZLÂNDIA CEILÃNDIA NORTE CEILÂNDIA SUL GAMA GUARÁ NÚCLEO BANDEIRANTE PLANALTINA PAD SOBRADINHO SE BZ SE CN SE CS SE GM SE GR SE BN SE PL SE PD SE SB NOME OU NÚMERO DA SUBESTAÇÃO IDENTIFICAÇÃO OPERACIONAL CAESB - TORTO CAESB - RIODESCOBERTO CIPLAN RADIOBRÁS TOCANTINS SOBRADINHO TRANSMISSÃO AGUAS CLARAS SANTA MARIA SE TO SE RD SE - CI SE RA SE - TC SE - ST SE - AC SE - SM Exemplos: a) SE TG : Subestação de Taguatinga b) SE 01 : Subestação Um 5. CONSIDERAÇÕES GERAIS 5.1. A operação do sistema elétrico de potência deverá ser realizada conforme as Normas e Instruções do Operador Nacional do Sistema (ONS), em vigor O Centro de Operação (COD Sistema) deverá executar a operação do sistema elétrico de potência, em condições normais e de emergência e coordenar os serviços que afetem diretamente a operação do sistema Após o religamento de um equipamento (linhas de distribuição, transformador, barramento, circuito de distribuição, etc.), em qualquer condição operativa deverá ser verificado o equilíbrio de carga nas fases e assim que for possível efetuada inspeção visual nos equipamentos pertinentes, objetivando detectar eventuais anormalidades Não pode haver precipitação na normalização ou na operação do sistema. Os equipamentos devem ser manobrados conscientemente, objetivando a segurança, a redução do tempo de interrupção e evitando religamento sob defeito Em trabalhos especiais e/ou linha viva, o religamento de equipamentos só deve ser feito mediante comunicação prévia com o responsável pelo serviço No caso de desligamento por atuação de proteção ocorrida simultaneamente ao desligamento de circuitos de distribuição cujas redes se cruzam, o COD Sistema

12 10/22 deverá acionar uma viatura para inspecionar os pontos de cruzamento correspondentes. Mesmo em casos de religamentos com sucesso, uma viatura deverá posteriormente verificar pontos de cruzamento entre os circuitos Em uma eventual situação de emergência, com ocorrência acima de 15 kv não prevista em estudos, a operação do sistema deverá ser conduzida pelo COD Sistema, baseada na experiência operativa até que estudos específicos sejam realizados No instante do envio de tensão por linha (LD ou LI), para fins de restabelecimento de cargas após distúrbio, poderá ser religado um montante de cargas de até a capacidade térmica da mesma (conforme instruções operativas vigentes) O Esquema Regional de Alívio de Carga ERAC, o ECE Esquema de Controle de Emergência e o ECS Esquema de Controle de Segurança, possuem instruções de operação específicas que devem ser observadas nesses casos O restabelecimento parcial ou total do sistema CEB-D, quando da falta de tensão, deverá ser feito conforme a Instrução de Recomposição do Sistema CEB-D após Perturbação Geral Nos casos de desligamentos de grande repercussão ou abrangência, como perdas de suprimento de regiões administrativas, subestações inteiras, perdas parciais do suprimento ao DF, o COD Sistema deverá avisar o COD Rede sobre o desligamento assim que for possível. 6. CONTROLE DE TENSÃO A referência principal de controle de tensão no sistema CEB-D é o barramento de 13,8 kv das subestações e é influenciado pelo nível de tensão entregue por FURNAS nos barramentos de 34,5 kv de B. Geral, de 138 kv de B. Sul e Samambaia, pelas gerações das usinas UPA, Corumbá III e Corumbá IV. Internamente, este controle é efetuado pela operação de banco de capacitores, atuação dos comutadores de tapes sob carga (LTC), chaveamento de LD(s), chaveamento de transformadores, remanejamento de cargas e solicitações de gerações nas usinas UPA, Corumbá III e Corumbá IV. A filosofia para operação de banco capacitores é diferenciada para subestações atendidas por transformadores com tape fixo e LTC. Com tape fixo o montante de capacitores ligados é aquele necessário para manter o nível de tensão no barramento de 15 kv da subestação, dentro da faixa determinada, enquanto que, com LTC, esta quantidade é mais flexível, sendo sugerido, ligar a quantidade de bancos de capacitores no período de carga média e pesada, de tal forma que o fator de potência da carga fique o mais próximo possível de 1 (um). A alteração nos tapes dos transformadores de 138/34,5 kv das subestações Brasília Norte e Taguatinga é efetuada pelo operador a pedido do coordenador do COD

13 11/22 Sistema, que é o responsável pelo controle de tensão, com o intuito de manter a faixa de tensão estabelecida para a barra de 34,5 kv. 7. COMUTAÇÃO DE TAPE Não é permitida a comutação de TAPE em transformador com carregamento superior a 100% de sua potência nominal. O controle de tensão das subestações atendidas por transformadores em sobrecarga, após esgotamento dos demais recursos, deverá ser feito pelas subestações de FURNAS. 8. FILOSOFIA DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO A filosofia de religamento adotada para o Sistema CEB-D é concebida de modo a permitir alteração ou modificação na sua programação, sendo feita por pessoal competente das áreas de Engenharia ou Operação. A filosofia prevê o acionamento automático conforme a seguir: 8.1. Linhas de Distribuição Devem ser dotadas de um religamento automático, as linhas de Distribuição de 34.5, 69 e 138 KV, que atendem radialmente as subestações. Haverá religamento automático em casos específicos de linhas em anel, com a devida verificação de sincronismo. O sentido de energização das linhas de Distribuição é do terminal fonte para o terminal carga, ou seja, o terminal fonte da linha é o primeiro a ser fechado, sendo que o terminal carga deverá ser restabelecido após o fechamento com sucesso, do terminal fonte. Em função do número de linhas utilizadas para suprir radialmente uma subestação, o religamento automático deve ser acionado como a seguir: Religamento automático de linha de distribuição aérea (suprimento único) a) terminal fonte: O religamento será acionado quando ocorrer atuação da proteção da linha; b) terminal carga: No suprimento único, o religamento será acionado por relé de subtensão (R-27), através de um relé auxiliar com temporização, de modo a assegurar o restabelecimento com sucesso do terminal fonte Religamento automático de linha de Distribuição aérea (suprimento múltiplo) a) terminal fonte: O religamento será acionado quando ocorrer atuação de sua proteção de linha. (idêntico ao suprimento único) 8.2. Bloqueio do Relé de Religamento

14 12/22 Os relés de religamento automático (R-79) deverão permanecer bloqueados nas seguintes situações: a) durante manutenção em redes (linha viva ou morta); b) durante manutenção em disjuntor (LD ou circuito de distribuição); c) durante manutenção em equipamentos energizados, em subestação suprida pela LD envolvida; d) durante testes manuais de religamento de disjuntores; e) em caso de linha de distribuição, quando o disjuntor estiver transferido ou bay passado; f) durante a energização e desenergização de uma linha de distribuição; g) durante a execução de qualquer atividade que requeira, por medida de segurança, o bloqueio dos referidos relés; h) quando detectada anomalia no funcionamento do relé 79; i) por solicitação do Coordenador da Rede de 13,8 kv. Observação: Toda alteração a ser feita na condição de operação dos relés de religamento só poderá ser efetuada mediante conhecimento e coordenação do Centro de Operação da Distribuição. Excepcionalmente após tentativa(s) de religamento automático efetuada(s) sem sucesso e nos casos de falhas no esquema de religamento, o mesmo deverá ser bloqueado pelo operador, sem necessidade de prévio contato com o COD. 9. COMANDOS EM EQUIPAMENTOS DE MANOBRA Por questões de segurança os equipamentos de manobra deverão, preferencialmente, ser comandados através de telecomando ou comando remoto. O comando local dos equipamentos deverá ser evitado, podendo ser usado no caso de indisponibilidade de comando remoto ou telecomando. 10. ENERGIZAÇÃO DE EQUIPAMENTOS Linhas de Distribuição: As linhas de Distribuição (LD) e linhas de interligação (LI) sempre deverão ser energizadas através da subestação fonte. A inversão no sentido de energização somente poderá ser efetuada em situações especiais por conveniência operativa e sob coordenação do COD Sistema. Observação: Para efeito de energização de linhas de Distribuição, sempre que houver disponibilidade de tensão do sistema FURNAS, a Usina Paranoá não deverá ser considerada fonte. Este procedimento se deve ao fato de somente a UPA dispor de equipamento apropriado para efetuar o acoplamento elétrico (sincronismo) dos sistemas CEB-D x FURNAS Transformadores de Potência

15 13/22 Os transformadores de potência (abaixadores) sempre devem ser energizados pelo lado de alta tensão. Inversão no sentido de energização pode ser feita, quando da energização de um transformador novo e a verificação do faseamento se configurar mais viável pelo lado de alta tensão, ou no caso do sistema se encontrar numa configuração diferente da normal por conveniência operativa e/ou em situações de emergência no sistema. Em qualquer situação a energização do transformador deverá ser coordenada pelo COD Sistema Barramento de 13.8 Kv Seccionáveis Através de Disjuntores A energização de uma seção de barra de 13.8 kv deverá ser executada como a seguir: a) energizar a seção de barra de 13.8 kv, preferencialmente através do transformador ligado a mesma; b) interligar a seção de barra com o restante da barra de 13.8 kv, através do disjuntor de interligação de barra correspondente Chaves Seccionadoras As chaves seccionadoras são equipamentos que deverão ser manobrados obedecendo a lógica do intertravamento elétrico ou mecânico ou os dois associados. Este esquema é assim concebido para manter a integridade humana e dos equipamentos. O comando da chave seccionadora somente é liberado, se atendidos os prérequisitos do intertravamento, portanto os operadores devem ter uma especial atenção para o cumprimento deste item. As chaves seccionadoras de terra também obedecem a este esquema. Após a execução das manobras é obrigatório a confirmação do correto fechamento ou correta abertura da chave seccionadora, tanto no comando local (pátio) quanto pela sala de comando. Este comando executado à distância deve ser acompanhado de uma inspeção local (pátio) na chave seccionadora confirmando o acoplamento dos contatos principais e somente após, pode ocorrer a energização. 11. RELIGAMENTO DE EQUIPAMENTOS APÓS DESLIGAMENTOS FORÇADOS POR ATUAÇÃO DE PROTEÇÃO Não pode haver precipitação na normalização do sistema. Os equipamentos devem ser manobrados conscientemente, com segurança, objetivando reduzir o tempo de interrupção e evitar maiores danos aos equipamentos. Em caso de desligamento de equipamentos por atuação de proteção, com religamento ou tentativa de religamento, as informações devem ser transmitidas ao pessoal de rede conforme solicitação e o registro correspondente deve conter as seguintes informações: a) alarmes sinalizados; b) proteções indicadas (função);

16 14/22 c) número de operações dos pára-raios (no caso de linhas 138 kv); d) causa do desligamento; e) número de tentativas de religamento automático efetuadas pelo R-79; f) condições de tempo (chuvoso, nublado ou bom); g) carga interrompida; h) danos verificados em equipamentos; i) número acumulado de operação sob curto dos disjuntores; j) outras informações julgadas necessárias para análise posterior da ocorrência; Religamento de Linhas de Distribuição ou Circuitos de Distribuição. Observações: 1) Devido a aspectos de segurança, após decisão de religamento manual de linhas de Distribuição ou circuitos de distribuição, baseada nos procedimentos correspondentes apresentados nesta norma, o referido religamento deverá ser feito o mais rápido possível, independente de inspeções ou anotações rotineiras. 2) Em caso de desligamento de linhas de Distribuição ou circuitos alimentadores liberados para trabalhos especiais ou em linha viva, o religamento correspondente deverá ser feito mediante comunicação com o responsável pela execução dos trabalhos. 3) Após o religamento ou tentativa de religamento em circuitos de distribuição, conforme os procedimentos apresentados nesta norma, o coordenador de sistema deverá contatar o COD-Rede, para informar os dados da perturbação e quando for o caso, adotar os procedimentos complementares conforme conveniência da distribuição. 4) No caso de insucesso no religamento de uma linha de Distribuição em que o desligamento ocorreu simultaneamente com circuitos de distribuição cujas redes se cruzam, acionar uma viatura para inspecionar os pontos de cruzamento correspondente. Após as tentativas de religamento previstas em norma sem êxito, os seguintes procedimentos devem ser cumpridos: a) abrir a chave seccionadora de linha da LD correspondente; b) efetuar uma tentativa de religamento no disjuntor da LD; c) constatando-se que o defeito não está no circuito de comando, no disjuntor correspondente ou ainda no sistema de proteção, comunicar o fato à equipe de manutenção Religamento de linhas de distribuição aéreas a) sem religamento automático: Em LD aérea sem relé de religamento automático (R-79) deve ser efetuada uma tentativa manual de religamento. Em condições de tempo adverso com incidência de descargas atmosféricas, pode ser realizada uma segunda tentativa.

17 15/22 b) com religamento automático: Não havendo êxito no religamento automático, o relé (R-79) da LD correspondente deverá ser bloqueado. Em condições de tempo adverso, com incidência de descargas atmosféricas, poderá ser realizada uma tentativa "manual" de religamento. Observação: Em caso de falha (defeito) na atuação do relé de religamento automático (R-79), este deve ser bloqueado e a LD religada conforme o item anterior Religamento de linhas de Distribuição mista a) LD mista com trechos aéreo e subterrâneo, ou aéreo e sublacustre, ou aéreo, subterrâneo e sublacustre; b) deve ser obedecida instrução específica para cada linha de distribuição... Observação: Em caso de LD(s) que possuem chaveamento ao longo da rede, pode ser realizado novo teste de religamento mediante execução de manobras para identificação do trecho defeituoso Religamento de linhas de distribuição subterrânea Nos casos de desligamento de linhas subterrâneas, nas duas extremidades, por atuação da proteção, não deve ser executado nenhum teste de religamento na mesma. A LD deve ser isolada e liberada para manutenção corretiva Religamento de circuitos de distribuição aéreos a) sem religamento automático; Deve ser efetuada uma tentativa "manual" de religamento. Em condições de tempo adverso com incidência de descargas atmosféricas, pode ser realizada uma segunda tentativa de religamento. b) com religamento automático Em caso de insucesso no religamento automático, o relé (R-79) do circuito de distribuição correspondente deve ser bloqueado. Em condições de tempo adverso, com incidência de descargas atmosféricas, pode ser realizada uma tentativa "manual" de religamento. Observação: Após as tentativas previstas em norma sem êxito, os seguintes procedimentos devem ser cumpridos: a) abrir o jogo de chaves faca no barramento ou solicitar a equipe de rede que abra o primeiro jogo de chaves faca na saída do circuito correspondente; b) efetuar uma tentativa de fechamento no disjuntor correspondente; c) constatando-se que o defeito não está no circuito de comando, no disjuntor ou ainda no sistema de proteção, comunicar o fato ao COD. Em caso de falha (defeito) na atuação de um relé de religamento automático (R-79), este deve ser bloqueado e o circuito religado conforme o item 8 desta Norma Religamento de circuitos alimentadores subterrâneos

18 16/22 Os circuitos subterrâneos, em sua maioria, operam interligados na baixa tensão através de protetores network, formando grupos de circuitos. O religamento desses circuitos somente pode ser realizado mediante autorização do COD Sistema. Caso o desligamento seja por sobrecarga, providências devem ser adotadas para retornar a carga a nível compatível, para posterior religamento do circuito Religamento de um circuito isolado Ocorrendo desligamento automático de apenas um circuito de um grupo, constatado que não seja por sobrecarga o mesmo não pode ser religado até que seja identificado e isolado o defeito Religamento de um grupo de circuitos Caso ocorra o desligamento automático de um grupo, os circuitos desligados pelo Relé de Neutro não podem ser religados, devendo ser isolados para identificação do defeito. Os demais circuitos podem ser religados, após providências de compatibilização de cargas Religamento de Transformadores após Atuação da Proteção Em caso de desligamento, por atuação da proteção, com desenergização de transformadores, devem ser anotadas as proteções indicadas e alarmes sinalizados. Em seguida devem ser observados os seguintes procedimentos: a) para normalização de um transformador que se encontra energizado a vazio, numa situação em que apenas os disjuntores de baixa e/ou alta foram abertos por atuação de proteção, devem ser observados somente os procedimentos para religamento de barramentos, conforme item específico desta norma de operação; b) a realização de tentativa de religamento em transformador, após desligamento forçado por atuação da proteção, sempre deve ser feita através do disjuntor referente ao disjuntor de alta, estando o disjuntor do secundário e/ou terciário mesmo aberto(s). Caso o transformador tenha sido desligado por atuação somente de proteção de sobrecorrente, em situações onde o impedimento do transformador implica em interrupção de carga, independente de inspeção, deve ser tentado o religamento do referido transformador, mediante observação do tipo de ligação de seu enrolamentos, conforme a seguir: Transformador com enrolamentos ligados em Delta x Estrela aterrado. Deve ser realizada uma tentativa de religamento, caso o transformador tenha sido desligado somente por atuação de proteção de sobrecorrente de fase. Quando desligado por outras funções de proteção ou por sobrecorrente 50/51 de neutro (enrolamento de AT) não deve ser feita tentativa de religamento.

19 17/ Transformador com enrolamentos ligados em Estrela aterrado x Estrela aterrado. Deve ser realizada uma tentativa de religamento, caso o transformador tenha sido desligado por atuação somente de qualquer proteção de sobrecorrente. Observação: Caso o transformador aceite religamento, antes de fechar o disjuntor de MT e/ou BT do mesmo, devem ser observados os procedimentos pertinentes a religamento de barramento, conforme item 8 desta Norma Religamento de Transformador mediante a realização de inspeção Deverá ser realizada inspeção visual no transformador objetivando detectar irregularidade que possam ter causado o desligamento, tais como: a) animais mortos ou materiais estranhos sobre ou nas proximidades do transformador; b) temperaturas anormais ou nível de óleo baixo (verificar alarme de atuação do (R-71); c) vazamento anormal de óleo; d) cabos rompidos ou muflas danificadas; e) pára-raios danificados; f) buchas ou isoladores quebrados; g) presença de gás no relé 63 do comutador; h) presença de gás no relé 63 do transformador ou deformação no tanque do mesmo; i) atuação da válvula de alívio de pressão (quando visível ). Observações : 1) sendo identificada anormalidade no transformador após inspeção pelo operador o transformador não poderá ser religado. Deverá ser isolado e liberado para manutenção; 2) não sendo identificada anormalidade no transformador após inspeção pelo operador mesmo que o impedimento do transformador envolvido no distúrbio não implica em interrupção de carga, deverá ser realizada uma tentativa de religamento caso o transformador tenha sido desligado por atuação somente de qualquer proteção de sobrecorrente; 3) o impedimento do transformador envolvido no distúrbio implica em interrupção de carga, neste caso também é permitida a realização de uma tentativa de religamento no transformador, caso o mesmo tenha sido desligado por atuação das seguintes proteções: atuação somente de proteção de sobrecorrente de fase devido a sobrecarga; atuação isolada do relé 49 (Termômetro de enrolamento). O transformador poderá ser religado mediante providências que aliviem a sobrecarga que originou o seu desligamento; atuação isolada do relé 63 (Relé Buchholz).O transformador poderá ser religado desde que seja confirmada pela Manutenção a ausência de gás no relé 63 e caso a chave 86 aceite rearme ("reset");

20 18/22 atuação isolada do relé 87 (Relé diferencial) O transformador somente poderá ser religado após inspeção e autorização da Manutenção e caso a chave 86 aceite rearme ("reset"). Após o fechamento do disjuntor de AT do transformador, antes de fechar o disjuntor de MT e/ou BT do mesmo, devem ser observados os procedimentos pertinentes a religamento de barramento, item específico desta NO. O transformador cujo religamento não foi tentado, devido não enquadramento nas situações aqui previstas, assim como o transformador que não tenha aceitado religamento, deve ser isolado e liberado para manutenção corretiva Religamento de Barramento após Desligamento por Proteção Em caso de desligamento de barramento por atuação da proteção, devem ser anotadas as proteções indicadas e alarmes sinalizados. Em seguida o operador deve normalizar a fonte de suprimento para o barramento, energizando, a vazio, a(s) LD(s) ou transformador(s) correspondente(s) e proceder conforme a seguir: Religamento sem a Realização de Inspeção. Objetivando agilizar o restabelecimento de cargas interrompidas é permitido o religamento de barramento supridos por transformadores ou por linhas de Distribuição, independente de inspeção nos mesmos. Observação: Os barramentos desligados por atuação da proteção específica (diferencial de barra) não podem ser ligados sem inspeção Desligamento de Barramento com Sinalização Simultânea da Atuação da Proteção em outros Equipamentos (com ou sem Abertura do Disjuntor Correspondente): isolar os equipamentos que tiveram proteção sinalizada; efetuar uma tentativa de religamento no disjuntor da linha de Distribuição ou transformador, correspondente ao barramento a ser energizado. Observação: Caso seja constatada a explosão de equipamentos (disjuntor, TC, TP, etc.), após o isolamento do equipamento envolvido, os equipamentos adjacentes deverão ser inspecionados antes do religamento do barramento Desligamento de Barramento não havendo Sinalização Simultânea de Atuação de Proteção em outros Equipamentos. efetuar comando elétrico de abertura nos disjuntores de todos os equipamentos do barramento, objetivando identificar defeito no circuito de abertura dos mesmos; promover a isolação dos equipamentos cujos disjuntores não aceitaram comando elétrico de abertura;

21 19/22 efetuar uma tentativa de religamento no disjuntor da linha de Distribuição ou transformador, correspondente ao barramento a ser energizado. Após energização do barramento, deverão ser religados os equipamentos não envolvidos no defeito. Observação: - Após interrupção geral em subestações da área Brasília Geral, não havendo impedimento de equipamentos, a recomposição deverá ser feita mediante desligamento das LD(s) correspondentes na SE - Brasília Geral e conforme Instrução de Recomposição do Sistema CEB-D Após Perturbação Geral (SISD-RE- RS) Religamento de Barramento Mediante Realização de Inspeção no Mesmo. Nos casos de insucesso no religamento de barramento sem a realização de inspeção ou em caso de desligamento de barramento por atuação de proteção específica (diferencial de barra), deve ser realizada inspeção objetivando detectar irregularidade que possam ter causado o desligamento, tais como: a) animais mortos ou materiais estranhos sobre ou nas proximidades de equipamentos; b) cabos rompidos ou muflas danificadas; c) buchas ou isoladores quebrados; d) transformadores de potencial danificados; e) equipamentos sem proteção devido anormalidades mecânicas ou elétricas em disjuntores ou TC(s); f) equipamentos avariados em painéis de controle e proteção. A tomada de decisão para religamento do barramento deverá ser balizada nos seguintes critérios: 1) não sendo identificada anormalidade no barramento o barramento deve ser energizado através do religamento das linhas de Distribuição ou transformadores correspondente. Em seguida deverão ser normalizadas as suas cargas; 2) sendo identificada anormalidade permanente no barramento em decorrência do arranjo de barras da subestação, as manobras de isolação do defeito e energização do trecho não afetado devem ser feitas como a seguir: a) barramento em anel: Isolar o trecho defeituoso do barramento. Caso o referido trecho contenha equipamentos de uma LD ou transformador, os mesmos também deverão ser isolados. O restante do barramento deverá ser energizado através do religamento das linhas de Distribuição. Observação: No caso de interrupção total em subestação da área Brasília Geral, o operador deverá, para evitar sobrecarga em equipamentos durante a recomposição, energizar simultaneamente dois transformadores em carga (disjuntores de BT fechados) através de duas linhas de interligação. Para tanto, deverá conectar duas linhas de interligação e dois transformadores em trechos de barramento diferentes e

22 20/22 em seguida interligar estes trechos de barramento através de um disjuntor. Nos casos das subestações 01, 02, 03 e 04, deve-se seguir as seqüências de manobras já previstas e específicas. Caso não seja possível a tomada de Carga da forma acima descrita, em decorrência da localização do defeito no barramento, a tomada de carga poderá ser feita por uma linha de interligação e um transformador, mediante compatibilização de carregamento. b) barramento simples não seccionado: Isolar todo o barramento defeituoso, pois o mesmo não poderá ser energizado. As cargas deste barramento devem, se possível, ser transferidas para outra SE. c) barramento simples seccionado: Isolar a seção de barra defeituosa. As seções de barra não envolvidas no distúrbio deverão ser energizadas e normalizadas suas cargas através das linhas de Distribuição ou transformadores correspondentes. d) barramento duplo: Isolar todo o barramento defeituoso, Independentemente deste barramento ser secionado ou não. Todas as seções da subestação deverão ser conectadas ao barramento não envolvido no defeito, que deve ser energizado normalizando as cargas correspondentes. Observação: Caso o barramento desligado por defeito seja secionado e se no momento do distúrbio o barramento não envolvido se encontrar impedido para operação, o barramento desligado por defeito poderá ser energizado parcialmente, conforme a normalização de barramento simples secionado. 12. RELIGAMENTO DE BANCO DE CAPACITORES APÓS DESLIGAMENTOS POR ATUAÇÃO DA PROTEÇÃO Em caso de desligamento de banco de capacitores por atuação da proteção, deverá ser realizada inspeção visual objetivando detectar irregularidades, tais como: animais mortos ou materiais estranhos sobre ou nas proximidades de equipamentos; cabos rompidos ou muflas danificadas; defeitos em pára-raios ou seccionadora; buchas trincadas, quebradas ou com vazamento de óleo; isoladores quebrados; defeito em chave a óleo; unidades capacitivas inchadas, com vazamento de óleo ou com elos fusíveis queimados; equipamentos avariados em painéis de controle. A tomada de decisão para religamento de banco capacitor deve ser balizada nos critérios a seguir Com Anormalidade Permanente no Banco de Capacitores

23 21/22 Se o defeito estiver localizado entre o disjuntor alimentador do banco e a chave seccionadora de um dos estágios de capacitores, o referido banco deve ser isolado, aterrado e liberado para manutenção corretiva. Se o defeito estiver localizado após a seccionadora de um dos estágios de capacitores do banco, esse estágio deve ser isolado, aterrado e liberado para manutenção corretiva. Quando composto por mais de um estágio de capacitores e se conveniente à operação, o alimentador do banco e os estágios de capacitores não envolvidos no defeito podem ser religados Não sendo Identificada Anormalidade no Banco de Capacitor Se na inspeção realizada não for detectada nenhuma anormalidade no banco de capacitores, deve ser realizada uma tentativa de religamento no banco de capacitores, caso o mesmo tenha sido desligado por atuação das seguintes proteções: a) elemento temporizado dos relés de sobrecorrente de fase ou de neutro (51/51 N); b) relé de sobretensão (59); c) relé de desbalanço de corrente (61), neste caso somente religar o estágio do referido banco após equipe da Manutenção, no uso do capacímetro, efetuar a medição da capacitância das unidades capacitivas do estágio afetado verificando se houve variação na capacitância das mesmas, que impeça o seu religamento ou não. Observação: Não é permitida a realização de tentativa de religamento no banco de capacitores, quando o mesmo tiver sido desligado por atuação do elemento instantâneo dos relés de sobrecorrente de fase ou de neutro (50/50 N). É permitido o religamento em casos de atuação por subtensão associadas a outros eventos na subestação ou na rede de suprimento à subestação. 13. FALTA DE CORRENTE CONTÍNUA EM SUBESTAÇÕES Em caso de falta de corrente contínua nos circuitos de proteção de um cubículo ou de toda a subestação, independente do fato da subestação ser ou não assistida, o operador da SE ou operador itinerante deve adotar os seguintes procedimentos: a) identificar o setor (13.8, 34.5, 69 ou 138 kv) onde ocorreu falta de corrente contínua, através de observação da sinalização correspondente no quadro de alarmes; b) identificar o(s) equipamento(s) que se encontra(m) com falta de corrente contínua, localizando os disjuntores que se encontram com suas lâmpadas de sinalização de estado "fechado/aberto" apagadas (certificar-se de que não se trata de lâmpadas queimadas); c) tentar restaurar o suprimento de corrente contínua para os circuitos de proteção, conforme a seguir: verificar se não se trata de fusíveis dos circuitos de C.C. queimados. Se for o caso trocá-los.

24 22/22 verificar se não se trata de disjuntores dos circuitos de c.c. desarmados no quadro de distribuição. Se for o caso rearmá-los; verificar se não se trata de fusíveis do retificador de tensão queimados. Se for o caso trocá-los. d) em caso de insucesso na tentativa de restauração do suprimento de corrente contínua para os circuitos de proteção, o operador deverá proceder como a seguir: desligar os equipamentos que se encontrarem com falta de corrente contínua. transmitir ao centro de operação da Distribuição os dados da perturbação. Observação: O Centro de Operação da Distribuição deve, de imediato, acionar a manutenção para correção do defeito e informar ao COD eventuais interrupções no sistema de distribuição. 14. FUGA DE CORRENTE CONTÍNUA PARA A TERRA EM SUBESTAÇÕES Em caso de fuga de corrente contínua para a terra, para identificar o circuito que se encontra com fuga, o operador deverá proceder conforme a seguir: a) manter fechados os disjuntores dos circuitos de suprimento de corrente continua para os dispositivos de proteção e o disjuntor de entrada (disjuntor geral) do quadro de distribuição de c.c.; b) observando as lâmpadas de sinalização de fuga de corrente contínua para a terra, abrir e fechar os disjuntores do quadro de distribuição, que não se referem a proteção, um por vez. O circuito com fuga será aquele que cessar a sinalização de fuga para a terra, quando o disjuntor correspondente for desligado. Observações: 1) Se eventualmente nenhum dos circuitos desligados se encontrar com fuga, conclui-se que o defeito está localizado em um dos circuitos de proteção, pois estes não puderam ser desligados, devendo o operador registrar a anomalia e solicitar ao despacho o acionamento da Manutenção, para executar a correção. 2) Os disjuntores abertos para identificação de fuga de corrente contínua para a terra deverão permanecer abertos, somente o tempo necessário para identificação do circuito defeituoso, devendo ser religado em seguida. O disjuntor de um circuito de corrente contínua poderá permanecer aberto quando não comprometer a confiabilidade e segurança da subestação e mediante autorização do Centro de Operação da Distribuição(COD). 3) Transmitir os dados da perturbação ao Centro de Operação da Distribuição. As equipes de manutenção envolvidas devem ser acionadas para operação normal.