UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL UNIJUí JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO

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1 UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL UNIJUí JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO ELÉTRICA DE ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO INSTALADOS EM ÁREA RURAL Santa Rosa 2016

2 JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO ELÉTRICA DE ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO INSTALADOS EM ÁREA RURAL Projeto de pesquisa apresentado como requisito para aprovação na disciplina de Trabalho de Conclusão de curso de Engenharia Elétrica da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul. Orientador: Prof. Me Sandro Alberto Bock Santa Rosa 2016

3 JORGE LUÍS DA SILVA CASTRO ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO ELÉTRICA DE ALIMENTADORES DE DISTRIBUIÇÃO INSTALADOS EM ÁREA RURAL Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgada adequada para a obtenção do título de ENGENHEIRO ELETRICISTA e aprovada em sua forma final pelo professor orientador e pelo membro da banca examinadora. Santa Rosa, 20 de dezembro de 2016 Banca Examinadora: Me. Eng. Sandro Alberto Bock Orientador DCEEng / Unijuí Me. Eng. Mario Noronha Agert Avaliador DCEEng / Unijuí

4 Eu não tenho nenhum talento especial. Sou apenas apaixonadamente curioso. Albert Einstein.

5 AGRADECIMENTOS Agradeço a Deus, a minha namorada e aos meus familiares, que de uma forma ou outra, me deram o apoio para esta caminhada. Principalmente a Diandra pelo carinho e compreensão nos momentos em que tive que me dedicar somente às atividades de aula, como nos finais de semana. Ao meu orientador Sandro Bock, que forneceu o suporte necessário para a elaboração deste trabalho, e aos demais professores que de alguma forma ou outra contribuíram, também para a conclusão do trabalho. A distribuidora de energia Cooperluz - Distribuidora de Energia Fronteira Noroeste, pela fonte de informações e dados necessários.

6 Agradeço a minha família, professores e a minha namorada, e dedico esta conquista a eles.

7 RESUMO CASTRO, JORGE LUÍS DA SILVA. Análise de coordenação e proteção elétrica de alimentadores de distribuição instalados em área rural. Trabalho de Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul UNIJUÍ, Santa Rosa, Este trabalho tem como finalidade fazer uma explanação de um sistema de distribuição visando melhorar a continuidade do serviço através da coordenação e seletividade adequada de seus equipamentos de proteção, visto que os sistemas de proteção apresentam considerável importância nos sistemas de distribuição e transmissão das concessionárias e, por isso, precisam de um cuidado especial para a definição dos mesmos. Com base em uma revisão bibliográfica sobre o tema, constatou-se a necessidade de desenvolver um ajuste capaz de contemplar funcionalidades que atendam as necessidades de proteção e qualidade do serviço da concessionária de onde os dados foram coletados. Palavras-chave: Proteção. Distribuição. Coordenação. Qualidade

8 ABSTRACT CASTRO, JORGE LUÍS DA SILVA. Analysis of coordination and electrical protection of distribution feeders installed in rural areas. Trabalho de Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul UNIJUÍ, Santa Rosa, The purpose of this work is to make an explanation of a distribution system aiming to improve the continuity of the service through the coordination and adequate selectivity of its protection equipment, since the protection systems have considerable importance in the distribution and transmission systems of the concessionaires and, Therefore, they need special care to define them. Based on a bibliographic review on the subject, it was verified the need to develop an adjustment capable of contemplating functionalities that meet the needs of protection and quality of the service of the concessionaire from where the data were collected. Keywords: Distribution.Coordination. Selectivity. Quality

9 LISTA DE FIGURAS Figura 1: Componente de Sequência Positiva Figura 2: Componente de Sequência Negativa Figura 3: Componente de Sequência Zero Figura 4: Chave Fusível Figura 5: Religador Figura 6: Disjuntor de Média Tensão Figura 7: Relé de Proteção Figura 8: Coordenação entre elos fusíveis e religadores Figura 9: Coordenação entre religador e elos fusíveis do lado da fonte Figura 10: Coordenação entre relé e religador Figura 11: Tempos de religamento Figura 12: Coordenaçao entre religador e religador Figura 13: Coordenação entre relé e religador Figura 14: Coordenação entre religador e religador Figura 15: Ajuste de tempo para coordenação de fase Figura 16: Ajuste de tempo para coordenação de neutro Figura 17: Ajuste de tempo para coordenação de fase Figura 18: Ajuste de tempo para coordenação de neutro... 71

10 LISTA DE TABELAS Quadro 1: Coordenação entre elos tipo K Quadro 2: Coordenação entre elos tipo H e K Quadro 3: Coordenação entre elos tipo T Quadro 4: Coordenação entre elos tipo H e T Tabela 5: Níveis de curto circuito simétricos Tabela 6: Níveis de curto circuito assimétricos... 56

11 LISTA DE SIGLAS A Ampère AL Alimentador AT Alta Tensão CC Curto Circuito Dt Dial de Tempo E Tensão Fa Fator de assimetria I0 Corrente de sequência zero I1 Corrente de sequência positiva I2 Corrente de sequência negativa Icc1Ø Corrente de curto circuito monofásica Icc1Ø_terra mínima Corrente de curto circuito monofásica terra mínima Icc2Ø Corrente de curto circuito bifásica Icc3Ø Corrente de curto circuito trifásica IEC International Eletrotechinical Commission NOS Operador Nacional do Sistema Pu Por Unidade RTC Relação de transformação do transformador de corrente RTP Relação de transformação do transformador de potencial S Segundo SE Subestação de Energia Elétrica SEP Sistema Elétrico de Potência

12 TC Transformador de Corrente ts tempo de atuação em segundos TP Transformador de Potência V Volt V0 Tensão de sequência zero V1 Tensão de sequência positiva V2 Tensão de sequência negativa Z0 Impedância de sequência zero Z1 Impedância de sequência positiva Z2 Impedância de sequência negativa Zd Impedância de falta DEC duração equivalente de interrupção por unidade consumidora. FEC frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora. DIC duração de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão de instalações dos demais acessantes. FIC frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão de instalações dos demais acessantes. DMIC duração máxima de interrupção individual por unidade consumidora. ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica PRODIST Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional CPFL Companhia Paulista de Força e Luz AT Alta Tensão MT Média Tensão

13 BT Baixa Tensão SE Subestação COD Centro de Operações de Distribuição CSPE Comissão de Serviços Públicos de Energia

14 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO Tema Delimitação do tema Contextualização Justificativa Objetivos Objetivo geral Objetivos específicos REVISÃO DA LITERATURA Sistemas de distribuição primária Técnicas de análise de proteção Curto circuito Componentes simétricos Sistema simétrico positivo Sistema simétrico negativo Sistema simétrico de sequencia zero Equipamentos de proteção Chaves fusíveis Religadores Disjuntores Relés Simulações via software INDICADORES DE QUALIDADE Introdução Qualidade do serviço... 28

15 3.2.1 Indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergenciais Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia METODOLOGIA DE ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO Introdução Coordenação entre elos fusíveis Coordenação entre elos e relés Coordenação entre elos e religadores Coordenação entre religador e elo fusível do lado da carga Coordenação entre religador e elo fusível do lado da fonte Coordenação entre relés e religadores Coordenação entre religadores e religadores ESTUDO DE AJUSTE E SELETIVIDADE NECESSÁRIA PARA A PROTEÇÃO DO SISTEMA - ESTUDO DE CASO Filosofia de proteção Análise de coordenação dos dispositivos instalados Valores de Resistências e Reatâncias de Sequência Positiva e Zero e Correntes de Curto-Circuito no Ponto de Entrega (Dados fornecidos pela Concessionária) Calculo das variáveis em p.u Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero: Cálculo de Curto Circuito ponto de entrega: Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no Secundário do Transformador 1, no ponto A: Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero, ponto B Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto B: Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero, ponto C

16 5.3.7 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto C: Cálculo do Ajuste para o Relé de Sobrecorrente: Definição do TC: Função 51N (Temporizada de Neutro) Função 51F (Temporizada de Fase) Função 50 N (Instantânea de Neutro) Função 50 N (Instantânea de Fase) Cálculo do ajuste para parametrização do religador Função 51F (Temporizada de Fase) Função 50F (Instantâneo de Fase) Função 51N (Temporizada de Neutro) Função 51N (Instantânea de Neutro) Cálculo do ajuste para parametrização do religador Função 51F (Temporizada de Fase) Função 50F (Instantânea de Fase) Função 51N (Temporizada de Neutro) Função 51N (Instantâneo) Avaliação da continuidade do serviço CONCLUSÃO Trabalhos futuros REFERÊNCIAS... 74

17 13 1 INTRODUÇÃO 1.1 Tema O projeto se baseia em uma análise dos dispositivos de proteções que estão instalados em um determinado alimentador primário de distribuição de uma concessionária de energia, que desenvolve suas atividades principalmente em áreas rurais. 1.2 Delimitação do tema Análise de coordenação e proteção elétrica de alimentadores de distribuição instalados em área rural. 1.3 Contextualização A qualidade percebida pelo consumidor de uma concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica deve ser avaliada a partir de três grandes aspectos: a qualidade do produto energia elétrica (relacionada à conformidade da tensão em regime permanente e à ausência de perturbações na formada onda), a qualidade do serviço (relacionada à continuidade na prestação do serviço) e a qualidade do atendimento ao consumidor. [ANEEL, 2016]. Para se ter um sistema, com mais qualidade e desempenho a ANELL, órgão regulador do sistema de energia elétrica, vem através de regulamentação especifica exigir melhoras gradativas no setor de distribuição, principalmente na área de qualidade do serviço, pois trata da continuidade, eficiência e segurança. [ANEEL, 2016]. Um dos problemas mais rotineiros em alimentadores de distribuição de energia é a atuação do sistema de proteção em momentos incorretos, ocasionando interrupção, muitas vezes desnecessárias, do fornecimento. E para este tipo de situação não vir

18 14 mais a acontecer é necessário um projeto, onde todos os equipamentos sejam ajustados para trabalharem em conjunto, mas de forma seletiva e coordenada. Sendo assim devem guardar entre si uma determinada relação, de forma que uma falta no sistema possa ser isolada e removida, sem que outras partes sejam afetadas (Guiguer, 1998). Os sistemas elétricos possuem sistemas de proteção que são ajustados para operar o mais próximo possível do ponto da falta assim extinguindo o mais rápido possível a permanência do curto circuito, assim diminuindo altas correntes, elevações de temperatura e esforços mecânicos e deformações de materiais empregados nos alimentadores (Zanetta, 2006). Na proteção de um sistema elétrico devem-se examinar alguns aspectos, como a operação normal do sistema, em suas condições nominais, a prevenção contra falhas elétricas, e a diminuição da área afetada em decorrência das falhas. Na operação normal consideramos um sistema ideal, com inexistência de falhas de equipamentos, inexistência de erros na operação e quaisquer outras condições que venham a ocasionar defeito na rede (Caminha, 1977). A estimativa da qualidade de serviço do sistema de distribuição é um importante ponto, que precisa ser levado em consideração, por quem faz a projeção de qual tipo de rede deve ser empregada em uma dada situação, para poder manter os indicadores dentro do que é estabelecido pela Agencia Nacional de Energia Elétrica. Baseando-se nos indicadores DEC, FEC, DIC, e FIC (Nelson Kagan, 2010). 1.4 Justificativa Os sistemas de proteção utilizados na distribuição de energia elétrica variam com o passar do tempo, pois surgem novas alternativas para o controle de falhas e de proteção. O investimento utilizado pelas distribuidoras em pesquisa e desenvolvimento podem se diferenciar de uma distribuidora para outra, mas possuem o mesmo objetivo

19 15 que é fazer a seleção, coordenação e ajustes dos mais variados equipamentos de proteção. Alguns dados estatísticos levantados apontam que as principais causas de faltas transitórias nas redes de distribuição são ocasionadas principalmente pelas descargas atmosféricas, galhos que caem sobre a rede, ventos que atingem os cabos. E para desenvolver um sistema que reconheça estes tipos de anomalias, os estudos da coordenação e da seletividade das proteções, devem basear-se em procedimentos específicos para proporcionar uma diminuição dos efeitos decorrentes destas faltas. Acarretando um aspecto de continuidade de suprimento, assim evitando que alguma anomalia pontual venha a afetar um grande número de unidades consumidoras, além de minimizar o tempo de localização desta anomalia e de restabelecimento do fornecimento de energia pelo sistema. Para diminuir os efeitos destas perturbações, as proteções do sistema devem assegurar da melhor forma possível, a continuidade de fornecimento de energia para os usuários, salvaguardando os materiais usados nas instalações da rede. Outro ponto importante é a utilização de equipamentos que proporcionem a possibilidade de alerta, para os operadores da distribuição em caso de algum problema imediato, e o isolamento do sistema, as partes comprometidas das redes, que venham a comprometer ou deteriorar o sistema como um todo. Tendo a necessidade da instalação de dispositivos que sejam distintos para que possam verificar, por exemplo, situações anormais diversas como a perda de sincronismo, os curtos circuitos e os demais efeitos de isolamento. A distribuição feita de forma precária acarreta em um desempenho de qualidade duvidosa, trazendo baixos índices de satisfação para todos os consumidores atendidos, e se formos analisar em um aspecto econômico, esta situação gera perdas de produção nas indústrias, parada de comercialização em pontos comerciais, e com isso perdas de arrecadação por parte da concessionaria. Pois não terá sua energia sendo consumida e assim não terá como faturar, enquanto a energia ficar sem chegar ao ponto de entrega para seus consumidores.

20 16 Outro ponto importante é a valorização do serviço em forma de aumento de tarifa, quando comprovada o investimento e a continuidade do serviço prestado pela concessionaria. Com um correto planejamento e com a implementação de equipamentos inteligentes que trabalham de forma ativa no sistema de distribuição é possível reduzir os efeitos decorrentes de faltas temporárias, garantindo uma rápida atuação e eliminação dos mesmos. Diminuindo também a área em que seja afetada, e o tempo de restauração da normalidade do sistema. Portanto a proteção do sistema é projetada para atender as demandas de cada circuito de distribuição, diminuição dos custos operacionais vinculados as faltas de energia, aumento de faturamento, e ter uma imagem boa perante os consumidores, mas isso tudo só temos com um sistema de elevado nível de desempenho. 1.5 Objetivos Objetivo geral O objetivo deste trabalho é fazer uma análise de um alimentador primário de distribuição elétrica instalado em uma área rural, quanto ao seu atual sistema de proteção, reunir informações que serão indispensáveis para fazer o estudo e assim projetar uma nova dinâmica de proteção, configurando ajustes, sugerindo algumas substituições e implementação de novos equipamentos que irão aumentar a funcionalidade do sistema como um todo. Tendo como ferramenta para o desenvolvimento dos estudos a utilização do software de simulação computacional MATLAB, para fazer os ajustes das curvas de curto circuito e de tempo de atuação para os dispositivos de proteção. Com ele é possível modelar varias condições de funcionamento, representando o sistema projetado e verificando as alterações necessárias para cada componente do sistema.

21 Objetivos específicos O foco para este projeto é fazer um estudo da proteção contra sobrecorrentes em sistemas de distribuição que estão instalados em áreas rurais, sistemas do tipo aéreo, voltados principalmente para a distribuição de consumidores rurais, destes aproximadamente 600 serão consumidores ligados em sistema de baixa tensão e 6 em sistema de média. As proteções são feitas no sistema elétrico para podermos minimizar e até mesmo evitar danos materiais as redes e equipamentos e a vida de pessoas que possam ter algum tipo de interação, seja ela ele acidental ou proposital, em casos que possam ocorrer algum tipo de anormalidade de operação que esteja relacionada a surtos de correntes, que podem estar relacionadas a curto circuitos, sobretensões, devido ao chaveamento, ou descargas atmosféricas. Neste contesto que será feito o estudo de projeto para a proteção, onde os dispositivos estejam ajustados e coordenados, trabalhando deforma conjunta, mas todavia seletivamente entre si. Como as redes estarão usando um elevado número de dispositivos de proteção e não vai ser viável a coordenação de todo o alimentador de forma a se ter somente um ponto de proteção, o alimentador será dividido em barramentos onde em cada barramento será calculado a soma de todos os ramais conectados a este barramento e com base nos níveis de curtos circuitos apresentados fazer o dimensionamento das curvas de proteção e de atuação que devem conter cada dispositivo que estejam conectados a esta rede.

22 18 2 REVISÃO DA LITERATURA 2.1 Sistemas de distribuição primária Os Alimentadores de distribuição, são redes provenientes das Subestações de distribuição, operam em faixas de tensão que podem ser 13,8 kv ou 24 kv. Podem ser aéreas ou subterrâneas, no caso de serem aéreas tem a possibilidade de trabalhar na configuração radial, radial com recurso, anel e anel com recurso. Estas redes alimentam os transformadores de distribuição, responsáveis pelo fornecimento da rede secundária de baixa tensão, e consumidores primários de distribuição (Nelson Kagan, 2010) Técnicas de análise de proteção A maneira utilizada na determinação dos valores de curto-circuito é baseado no método dos componentes simétricos. O método se utiliza de diagramas de sequencia, que pode ser de correntes de sequencia positiva, negativas ou de sequencia zero. Podendo assim dimensionar os valores do sistema analisado em medidas percentuais ou em pu, facilitando a soma aritmética das impedâncias de geração, transmissão e distribuição (William D. Stevenson, 1986). Como nos sistemas trifásicos assimétricos as tensões não são equilibradas, diferente dos sistemas simétricos, onde as tensões são equilibradas, possuindo o mesmo módulo nas três fases, com uma defasagem de 120 graus a analise se torna relativamente mais simples, que se desenvolveu este método (Guiguer, 1998). Para analisar o funcionamento de um sistema de distribuição assimétrico permanente é utilizada a teoria das componentes simétricas, ela foi estudada por C.L Fortescue a partir de 1913 e formulada e publicada em 1918 na 34 Convenção Anual de AIEE (American Institute of Eletrical Engineers). A técnica foi proposta durante estudos sobre compensadores de fase para redes de alimentação monofásicas de sistemas elétricos (William D. Stevenson, 1986).

23 19 Segundo (Fortescue)...a solução reduzia-se sempre a soma de duas ou mais soluções simétricas..., e assim se estabeleceu a transformação passiva e reversível entre sistemas polifásicos assimétricos e sistemas polifásicos simétricos. Essas representações unifilares do circuito desiquilibrado constituem os diagramas de sequencia (William D. Stevenson, 1986). 2.2 Curto circuito Um curto circuito pode ser definido como um percurso acidental, onde a impedância é baixa ou desprezível, por onde circula uma corrente de falta entre os pontos sob potencias diferentes, assim tendo uma falta direta. Geralmente são causadas por falhas de isolamento, descargas atmosféricas ou galhos encostando na rede (Kindermann, 1997). Com os estudos de curto circuito pode-se obter as correntes e tensões em um sistema elétrico de distribuição quando ocorre um defeito em algum ponto da rede. A determinação das sobrecorrente e sobretensão provenientes das falhas são importantes para a proteção dos componentes que compõem o sistema, especificação dos dispositivos que devem ser instalados para a proteção, proteção de pessoas na ocorrência de faltas que envolvam a terra, e determinação das sobretenções que causam o rompimento da isolação dos demais equipamentos (Nelson Kagan, 2010). 2.3 Componentes simétricos Método pelo qual qualquer sistema desiquilibrado poderá ser convertido em três sistemas equilibrados, assim podendo um sistema com vários fasores desiquilibrados serem convertidos em três sistemas equilibrados, constituídos por vários fasores equilibrados.

24 Sistema simétrico positivo. Para condições normais de operação, o circuito pode ser considerado como equilibrado, e nessas condições a representação será feita como sequencia positiva. Onde as três grandezas senoidais serão iguais, com mesma frequência e mesmo valor eficaz, e suas grandezas, A, B, C, estarão defasadas, uma da outra por um múltiplo inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja 120 graus de atraso, e com sentido de rotação dos fasores originais Os fasores desequilibrados para a tensão são representados por Va, Vb e Vc, e para as correntes Ia, Ib, Ic, enquanto que para os fasores equilibrados de sequencia positiva serão representados por Va1, Vb1, Vc1, e Ia1, Ib1 e Ic1. Figura 1: Componente de Sequência Positiva Fonte: (Stevenson) As demais representações, que são de sequencia negativa ou zero são utilizadas quando há desiquilíbrios, ou faltas assimétricas Sistema simétrico negativo Na sequencia inversa ou negativa se utiliza das mesmas propriedades da sequencia positiva, fasores com mesmo modulo, defasados uma da outra por um múltiplo inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja, 120 graus de atraso. Porem se

25 21 deve inverter a sequencia de rotação das grandezas do sistema, onde na sequencia positiva eram A, B, C agora será A, C, B. Os fasores desequilibrados para a tensão são representados por Va, Vb e Vc, e para as correntes Ia, Ib, Ic, enquanto que para os fasores equilibrados de sequencia positiva serão representados por Va2, Vb2, Vc2, e Ia2, Ib2 e Ic2. Figura 2: Componente de Sequência Negativa Fonte: (Stevenson) Sistema simétrico de sequencia zero Neste componente simétrico os três fasores também se assemelham ao componente positivo pois apresentam mesmo modulo, defasados uma da outra por um múltiplo inteiro do intervalo angular 2πrad, ou seja, 120 graus de atraso. Os fasores desequilibrados para a tensão são representados por Va, Vb e Vc, e para as correntes Ia, Ib, Ic, enquanto que para os fasores equilibrados de sequencia positiva serão representados por Va0, Vb0, Vc0, e Ia0, Ib0 e Ic0.

26 22 Figura 3: Componente de Sequência Zero Fonte: (Stevenson) Com isso, obtém-se o seguinte sistema de equações: Para as tensões Va = Va1 + Va2 + Va0 Vb = Vb1 + Vb2 + Vb0 [1] Vc = Vc1 + Vc2 + Vc0 Para as correntes Ia = Ia1 + Ia2 + Ia0 Ib = Ib1 + Ib2 + Ib0 [2] Ic = Ic1 + Ic2 + Ic0 O método consiste em calcular as componentes simétrica da corrente no ponto de uma falta assimétrica, que venha a ocorrer em sistemas simétricos. Como é um método um tanto simples de ser aplicado, leva a resultados precisos de comportamento do sistema estudado (William D. Stevenson, 1986).

27 Equipamentos de proteção Alguns dados dos equipamentos que são utilizados para a proteção dos sistemas elétricos da distribuição, serão apresentados posteriormente. Dispositivos tais como, chaves fusíveis, religadores, seccionadores, elos fusíveis, para raios. Dispositivos que estão presentes no alimentador a ser estudado. Os sistemas de distribuição de energia elétrica apresentam características particulares que variam de acordo com a área (Mamede, 2013) Chaves fusíveis Chaves fusíveis são elementos mais utilizados na proteção de redes de distribuição urbanas e rurais, por apresentar preços reduzidos e desempenho satisfatório para o nível de proteção que se deseja. Possui em seu interior um cartuxo onde está inserido o elo fusível, responsável pelo seccionamento, caso aja uma sobrecorrente no sistema, superior ao que está especificado para seu funcionamento nominal. Tem a função de rompimento por fusão para interromper a corrente elétrica no sistema, porem como em sistemas de alta tensão a corrente pode continuar circulando através do arco elétrico que se forma entre os terminais, durante a fusão, devido a ionização do ar presente no local, para isso o ele fusível possui uma cobertura que ao ser queimada libera gases que são responsáveis pela desionizacão do ambiente acelerando a extinção do arco elétrico. É fabricado de acordo com uma curvatura de tempo x corrente, para facilitar a designação do elo fusível mais adequado para a necessidade de quem ira utilizar na proteção das redes de distribuição (Mamede, 2013).

28 24 Figura 4: Chave Fusível Fonte: ( Religadores Tem funcionamento automático de desligamento e religamento de circuitos alimentadores, com a capacidade de repetição destas operações, conforme parametrizados. Em redes aéreas de distribuição de energia instalados em área rural, principalmente em alimentadores longos, os religadores têm sido muito aplicados devido a grande incidência de defeitos causados pela vegetação alta e densa que estão presentes nestes locais. E com isso aumenta a chance de faltas transitórias, fazendo com que a utilização do religador se torna essencial para filtrar esse tipo de ocorrência, facilitando a operação do sistema (Mamede, 2013).

29 25 Figura 5: Religador Fonte: ( Disjuntores Disjuntores de média tensão, comumente usados em associação com relés de sobrecorrente, tem a função de proteção na saída dos barramentos de alimentadores de distribuição junto da subestação rebaixadora. Desde que os alimentadores protegidos por os disjuntores, tenham critérios para a utilização de tal dispositivo, o uso dele se torna essencial para proteção do sistema de distribuição (Mamede, 2013).

30 26 Figura 6: Disjuntor de Média Tensão Fonte: ( Relés São largamente em sistemas de distribuição e até linhas de transmissão, pois tem ajustes que podem atuar de forma instantânea, temporizada ou de forma combinada. Para fazer o controle de sobrecorrente, possuem alimentação através de transformadores de corrente, e podem ser classificados quanto ao mecanismo de funcionamento do relé ou quanto a sua atuação dentro do circuito em que estará instalado (Guiguer, 1998).

31 27 Figura 7: Relé de Proteção Fonte: ( 2.5 Simulações via software Os programas computacionais usados para simulações das curvas das correntes de falta e as respectivas curvas de atuação dos dispositivos de proteção, são baseados nas matrizes de impedâncias das barras. Utilizam-se da relação de dados das linhas e de suas impedâncias para gerar o coordenograma. (Nelson Kagan, 2010).

32 28 3 INDICADORES DE QUALIDADE 3.1 Introdução A Agencia Nacional de Energia Elétrica veio através da Resolução número 24, de janeiro de 2000, fazer uso de suas atribuições para revisar as disposições e consolidar os indicadores que se fazem referencia a continuidade da distribuição de energia elétrica (ANEEL, 2000). Os indicadores de qualidade têm como objetivo estabelecer algumas metas e procedimentos que fazem respeito à qualidade da energia elétrica, definindo padrões e responsabilidades da concessionaria de energia elétrica para a qualidade do serviço prestado na distribuição da energia elétrica, capazes de fazer um controle e acompanhamento do desempenho das mesmas (ANEEL, 2016). 3.2 Qualidade do serviço Para se fazer a estimação da qualidade do serviço é preciso conhecer alguns dados estatísticos, como valores de taxas de falhas por equipamentos e tempos médios para atendimento de determinadas ocorrências na distribuição de energia elétrica. Essa determinação é feita através da contabilização após um determinado período, que pode ser mensal, trimestral ou anual (Kagan, 2010) Indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergenciais Nos indicadores de tempo de atendimento as ocorrências emergências é avaliado o tempo médio de preparação, tempo médio de deslocamento e indicador médio de execução, que é o indicador mais relevante em um sistema de proteção seletivo, pois ele mede o restabelecimento do sistema de distribuição pelas equipes de manutenção e coordenação (ANEEL, PRODIST - Módulo 8, 2016). 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.

33 29 O tempo médio para preparação é avaliado conforme a eficiência da divulgação por meios de comunicação publica, pela quantidade de informações que estes transmitem e pelo dimensionamento das equipes. O tempo médio para deslocamento é medido conforme as equipes ficam dispostas geograficamente nas áreas de abrangência da concessão ou permissão das distribuidoras. Já o tempo de reestabelecimento é medido conforme o tempo da execução de atividades para o reestabelecimento da distribuição pelas equipes de manutenção e operação. Os dados relativos às ocorrências emergenciais deverão ser apurados por meio de procedimentos auditáveis, contemplando desde a coleta dos dados das ocorrências até a transformação dos mesmos em indicadores. Estes dados serão apurados mensalmente e armazenados e enviados a ANEEL, para que possam ser avaliados. Pode se melhorar o tempo de atendimento, não somente dispondo de equipes cobrindo uma maior área geográfica das redes de distribuição, mas com um maior número de equipamentos que atuaram como protetores e atuaram para religar a energia após ocorrerem faltas temporárias. Os índices de tempo do atendimento as unidades consumidoras que devem ser apurados pelas distribuidoras são os seguintes: Tempo Médio de Preparação (TMP), utilizando a seguinte fórmula: [3] Tempo Médio de Deslocamento (TMD), utilizando a seguinte fórmula: [4]

34 30 Tempo Médio de Execução (TME), utilizando a seguinte fórmula: [5] fórmula. Tempo Médio de Atendimento a Emergências (TMAE), utilizando a seguinte [6] Percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia (PNIE) utilizando a seguinte equação. [7] Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia 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. Para isso a ANEEL estabelece os indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica quanto à duração e frequência de interrupção. (ANEEL, 2016) Os indicadores deverão ser calculados em períodos de apuração mensais, trimestrais e anuais, com exceção do indicador DICRI, que deverá ser apurado por interrupção ocorrida em Dia Crítico. Os indicadores de continuidade de serviços são divididos de duas formas, indicadores individuais e indicadores coletivos. Nos indicadores individuais são apurados o tempo em que a unidade consumidora ficou desenergizada DIC, onde no indicador registra a soma de todos os tempos da desenergizaçao. A frequência com

35 31 que as interrupções ocorrem FIC, e a duração máxima em tempo continuo em que a unidade consumidora ou ponto de conexão ficou sem energia DMIC. O tempo da duração da interrupção individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI), é um indicador especial que é utilizado em dias onde ocorrem desastres climáticos, que atingem uma grande área da distribuidora. (ANEEL, 2016) Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DIC), utilizando a seguinte fórmula. [8] Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (FIC), utilizando a seguinte fórmula. [9] Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DMIC), utilizando a seguinte fórmula. [10] Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI), utilizando a seguinte fórmula. [11] Na apuração de Indicadores de um determinado conjunto de unidades consumidoras são apurados para cada conjunto de unidades consumidoras os indicadores de continuidade DEC e FEC. Onde a duração equivalente de interrupção por unidade consumidora é apurado através de (DEC).

36 32 [12] E a frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC). [13] A avaliação da continuidade de fornecimento se torna importante para poder fazer uma estimativa da qualidade dos serviços das distribuidoras. Esta estimativa serve para definir qual tipo de rede deverá ser utilizada para atender as necessidades daquela determinada região, em função do patamar de qualidade que esta sendo almejado. Também se utilizada uma avaliação previa para uma antecipação dos indicadores de qualidade de serviço de um determinado conjunto de unidades consumidoras. (Nelson Kagan, 2010) Os percentuais de falhas de determinados equipamentos influenciam diretamente nos indicadores de qualidade, através desses percentuais pode-se estimar a quantidade de falhas por trecho da rede, e assim também a taxa media de falhas para as unidades consolidadoras conectadas naquele ponto. Nestas análises é preciso antes definir oque são as falhas temporárias e as falhas definitivas, pois nas falhas temporárias se enquadram aquelas que não necessitam de uma equipe de manutenção para reparar o defeito, com apenas a manobra de uma chave ou equipamento de proteção pode se restabelecer o fornecimento da energia. As falhas temporária são muitas vezes causadas por eventos temporários, do tipo, galhos encostando na rede, descargas atmosféricas que atingem áreas próximas aos alimentadores, ou até mesmo o vento. (Nelson Kagan, 2010) As falhas que não são temporárias ocorrem devido a eventos muitas vezes naturais como tempestades que atingem com descargas atmosféricas diretamente sobre a rede que não possui uma robustez muito grande para absorver todo o seu impacto, ou rajadas de ventos que acabam por derrubar os postes que sustentam a

37 33 rede, e arvores que acabam caindo e rompendo os cabos quem compõem a rede de distribuição. Assim tendo que intervir para o restabelecimento normal as equipes de manutenção, e para isso precisam de um tempo maior de tempo de permanência da rede desligada.

38 34 4 METODOLOGIA DE ANÁLISE DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO 4.1 Introdução Os dispositivos de proteção ligados em série ou em cascata estarão coordenados, quando o dispositivo mais próximo a falta consegue eliminar o defeito antes de o segundo atuar, e este segundo só vir a atuar caso haja alguma falha na atuação do primeiro. Para esta coordenação é preciso conhecer as diretrizes de ajustes presentes em cada dispositivo, e as limitações de coordenação fixadas pelos fabricantes (Caminha, 1977). Para se conseguir manter os objetivos de manter os índices de interrupções baixos e uma continuidade do serviço elevada, é necessário se fazer a escolha dos ajustes feitos nos dispositivos de proteção, de tal modo que se consiga fatores de segurança e economia e confiabilidade, satisfatórios. Entende-se como seletividade um sistema de proteção que visa, independente de qualquer tipo de falha, a atuação do dispositivo protetor antes do dispositivo protegido, isolando o trecho defeituoso (Guiguer, 1998). Na coordenação os dispositivos de proteção devem seguir o principio básico de que, faltas temporárias devem ser extintas por equipamentos projetados com curvas rápidas de atenuação enquanto as faltas permanentes devem ser extintas por equipamentos com curva de atuação lentas, confinando as faltas em um menor trecho possível, para assim facilitar a localização do defeito e diminuir o numero de consumidores atingidos por ela (Guiguer, 1998).

39 Coordenação entre elos fusíveis O dimensionamento de elos fusíveis em circuitos primários de distribuição é feito através de alguns critérios que devem ser seguidos, o critério de corrente e seletividade. A corrente nominal do elo protegido, ou seja, o elo mais próximo da fonte deverá ser igual ou maior do que 1,5 vezes a corrente máxima da carga no ponto de instalação da chave. Inef 1,5 x I máx. [14] Onde: Inef : corrente nominal do elo fusível I máx.: Corrente máxima do alimentador Os demais elos serão considerados protetores, pois estarão instalados a jusante do ponto onde foi instalado o elo protegido e quando seu número não ultrapassar dois elos em cascata, deverão possuir capacidade nominal não superior a 1,5 vezes o valor máximo da carga naquele ponto.(guiger) A corrente nominal de corrente deve ser no máximo ¼ da corrente de curto circuito fase terra mínimo, no fim do trecho que será protegido por ele. Devendo existir coordenação entre o elo protegido e o elo protetor, para o valor da corrente de curto circuito, fase terra mínima no ponto de instalação do elo protetor. Inef 0,25 x I ft min. [15] Onde: Inef : corrente nominal do elo fusível I ft min.: Corrente fase terra mínimo Quando existe três ou mais elos fusíveis, em cascata deve ser levado somente em consideração, a seletividade entre os dois primeiros, pois a coordenação entre eles

40 36 se torna impraticável. Podendo ser evitado os elos do tipo H, pois esses tem uma aplicação mais especifica para proteção de transformadores, ficando somente os elos do tipo K e T. (João F. Mamade, 2011). Algumas tabelas fornecidas pelos fabricantes demostram os níveis de coordenação admitida, entre os elos fusíveis. Quadro 1: Coordenação entre elos tipo K Fonte: GUIGER Quadro 2: Coordenação entre elos tipo H e K Fonte: GUIGER

41 37 Quadro 3: Coordenação entre elos tipo T Fonte: GUIGER Quadro 4: Coordenação entre elos tipo H e T Fonte: GUIGER Outra forma de obter os limites de coordenação entre os elos fusíveis é através das curvas tempo x corrente, e para isso se utiliza o critério de que o tempo de interrupção do elo protetor não ultrapasse 75% do mínimo tempo de fusão do elo protegido. (João F. Mamade, 2011).

42 38 Tmáx 0,75 x Tminfa [16] Onde: Tmáxfd = Tempo máximo de atuação do elo-fusível protetor; Tminfa = Tempo mínimo de atuação do elo fusível. 4.3 Coordenação entre elos e relés A seletividade estará garantida, para todo o trecho onde é protegido por elosfusíveis, quando as curvas de tempo dos relés de neutro e fase estiverem, no seu ponto mais critico, no mínimo 0,2 segundos atrasadas com relação ao tempo de interrupção total do elo, para as correntes de curto-circuito de terra e fase. A unidade de sobrecorrente de fase não deve atuar para correntes de magnetização dos transformadores de distribuição e dos transformadores particulares. A corrente de magnetização dos transformadores ficam entre 6 à 8 vezes a corrente nominal dos transformadores pode ser determinada através da equação: (João F. Mamade, 2011). Imtr > 8 x Int [17] Onde: Imtr: Corrente máxima ajustada para a magnetização dos transformadores Int: Corrente nominal dos transformadores 4.4 Coordenação entre elos e religadores Coordenação entre religador e elo fusível do lado da carga.

43 39 Quando a proteção do nosso circuito do lado da carga é realizada por religador e elo fusível é preciso fazer um estudo das correntes de disparo da fase em relação a corrente da carga máxima multiplicadas por 1um fator de crescimento k. Existirá coordenação quando, o tempo de fusão mínimo do elo fusível for maior do que o tempo de abertura do religador na curva rápida multiplicada por um fator k. Onde no fator k é considerado o aumento de temperatura do elo fusível durante os intervalos de tempos de abertura rápida do religador. Então para todos os curto circuitos possíveis nesse trecho que é protegido pelo elo fusível, aplica-se: t FUS. > K x t Abert. op. Rápida [18] Onde: K = 1,2 Na primeira atuação do religador. K = 1,5 Na segunda operação do religador. Outro ponto importante que deve ser considerado é o tempo máximo de interrupção do elo fusível deve ser menor que o tempo mínimo de atuação do religador na curva retardada, também para todos os valores de curto circuito no trecho protegido pelo elo fusível. t Int. < t Abert. Op. Rápida [19] A coordenação fica assegurada se aplicado essas duas especificações, onde na primeira é estabelecido o limite máximo de corrente, e na segunda é estabelecido o limite mínimo de corrente para a coordenação.

44 40 Figura 8: Coordenação entre elos fusíveis e religadores Fonte: (PEREIRA) Coordenação entre religador e elo fusível do lado da fonte Essa coordenação se da pelo fato de que geralmente a saída de subestações é feita através de religadores, e a proteção primaria dos transformadores de força na distribuição é feita através de elo fusível. Então deve-se aplicar o seguinte método para estudar esta coordenação.

45 41 O tempo de abertura por atuação do religador, em uma curva retardada, multiplicado por o fator k, para curtos trifásicos no ponto de instalação do transformador, deve ser menor que o tempo mínimo de fusão do elo fusível. t Fus. > K x t Abert. Op. Ret. [20] Onde: K = 1,8 Na primeira atuação do religador. K = 2,0 Na segunda operação do religador. Assim é garantida a coordenação entre os religadores e os elos fusíveis do lado da fonte. Figura 9: Coordenação entre religador e elos fusíveis do lado da fonte Fonte: (PEREIRA)

46 Coordenação entre relés e religadores Nos estudos feitos para a coordenação dos relés em relação aos religadores, se da pelo fato de que tem relés fazendo a proteção de barramentos de onde derivam vários alimentadores protegidos pelos religadores. E até mesmo onde existam relés fazendo a proteção, dessas saídas de alimentadores e religadores à jusante dos mesmos. Para isso acontecer devemos fazer a seguinte analogia. Primeiro o tempo da curva de atuação do religador deve estar abaixo de 0,2 segundos abaixo da curva de atuação do rele a montante do mesmo. t Atuaçao, Relé > t Disp. Retard. Relig + 0,2s [21] No coordenograma da figura 10 são demonstradas as curvas do rele A e B, coordenando com a curva 5 do relé. Figura 10: Coordenação entre relé e religador Fonte: (PEREIRA)

47 43 Segundo critério que deve ser seguido,é o critério que se utiliza os tempos de rearme por avanços do relé durante as atuações do religador, ou seja, a soma em por cento dos avanços do relé, menos os tempos de rearme, deve ser menor que 80%. Esse critério é aplicado somente quando temos um tempo de rearme dos relés significativo, como no caso de relés eletro mecânicos, que são muito pouco usados atualmente. Nesse somatório deve ser observado, que quando uma parcela do tempo de avanço diminuído o tempo de rearme, em percentual for menor que zero, deve ser considerado o valor de zero apenas, pois o rearme do relé não deve ser superior ao avanço. Figura 11: Tempos de religamento Fonte: (PEREIRA) 4.6 Coordenação entre religadores e religadores Na coordenação entre religadores a montante e a jusante é utilizado critérios de análise do tempo de religação do mesmo. Onde o tempo de atuação do religador retaguarda não deve ser menor que o tempo de atuação do religador a jusante, para qualquer valor de corrente de atuação devido a um curto circuito. Esse tempo de atuação das curvas retardadas deve ser maior que 0,2 segundos. (PEREIRA, 2007)

48 44 t Disp. Retard. Relig na Retag. > t Disp. Retardad. Relig. na Frente + 0,2s [22] Já nas curva rápidas de atuação de ambos, se torna muito complexo a coordenação de ambas, pois o intervalo de tempo entre elas é muito baixo, isso quando ainda existe. Com isso é admitido que os dois atuem simultaneamente, nas operações de curvas rápidas. Podendo então fazer alguns ainda alguns ajustes com relação a coordenação dos mesmos. Caso a corrente de disparo dos religadores for igual para curvas retardadas, deve-se utilizar sequencias de operação diferente, ou curvas retardadas diferentes para sequencia de operação igual. Figura 12: Coordenaçao entre religador e religador Fonte: (PEREIRA)

49 45 5 ESTUDO DE AJUSTE E SELETIVIDADE NECESSÁRIA PARA A PROTEÇÃO DO SISTEMA - ESTUDO DE CASO 5.1 Filosofia de proteção Selecionar, coordenar, ajustar e implementar técnicas de proteção, nos equipamentos que fazem a proteção do sistema de distribuição elétrica. De forma a trabalharem entre si da melhor forma possível, e eliminando as paradas desnecessárias do sistema, isolando o mais rápido possível do restante do sistema, possíveis impactos ocasionados por defeitos pontuais. Proteção da distribuição é uma área da engenharia elétrica que se caracteriza pela dificuldade de se obter informações pela falta de literatura brasileira, sendo muitas vezes de caráter acadêmico. Para elaborar um projeto de proteção é necessário experiência, bom senso e um conhecer profundo dos diversos equipamentos de proteção. 5.2 Análise de coordenação dos dispositivos instalados O sistema de distribuição da empresa em si é composto por alimentadores que servem para distribuir a energia elétrica para toda a área de atuação da permissionária. Sendo que destes 5 estão conectados diretamente no barramento de uma subestação rebaixadora 69/23 kv. O sistema de proteção da subestação é responsável pela coordenação e seletividade de todos os dispositivos de seccionamento que ficam a jusante de dois transformadores 10/12,5 MVA. A classe de tensão do alimentador a ser estudado aqui, tem classe de tensão de 23 kv. A figura a seguir demonstra em um esquema unifilar da SE 69 kv Cooperluz, de onde se originara o alimentador que será analisado.

50 46

51 47 O sistema de proteção implantado atualmente no alimentador que está sendo estudado é composto por um religador na saída do barramento de 23 kv da SE Cooperluz, e outo um religador que fara a proteção a jusante da mesma. A localização deste sistema elétrico fica no noroeste do Rio Grande do Sul, abrangendo um total de 15 municípios que possuem áreas atendidas pela permissionária, e um total de 15 mil consumidores Valores de Curto-Circuito no Ponto de Entrega (Dados fornecidos pela Concessionária) Icc3F= 8933,1 A Icc2F= 9934,2 A Icc1F= 9839,3 A IccFTmin= 7736,3 A 5.3 Calculo das variáveis em p.u. Z b1 = (V b2) 2 S b SB=100MVA Vb1= 69 kv Vb2= 23 kv = (69k)2 100M = 47,1Ω Z b2 = (V b2) 2 S b = (23 k)2 100M = 5,29 Ω

52 48 I b1 = I b2 = S b 3 V b2 = S b 3 V b2 = 100M = 836,74 A 3 69k 100M = 2,51 ka 3 23k Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero. Z 1trafo = Z 0trafo = 9,8% M 2 12,5M (69k 69k ) = j 0,784 pu A impedância do ponto de entrega será calculada da seguinte forma: Z1 sist. = IB1 Icc3ø = 836, ,1 = j 0,094 pu Z1 traf. = 9,8% 100 M x ,5M 23,1 x = j 0,784 pu 23,1 Z2 traf. = 9,8% 100 M x ,5M 23,1 x = j 0,784 pu 23,1 RF = 3 x 13,3 5,34 = 7,488 pu Após isso é calculado a impedância Z1 Total no ponto A, localizado junto das buchas dos transformadores instalados na subestação: Z1 (A) = Z1 sist. + Z1 traf. = j 0,094 + j 0,784 = j 0,878 pu Z0 (B) = Z0 traf. = j 0,784 pu

53 Cálculo de Curto Circuito ponto de entrega: Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica. Icc3ø (B) = 1 Z1 (A) = 1 = j 1,1389 pu j 0,878 I cc3f = 952,96 A Corrente de curto-circuito bifásico, corrente simétrica. I cc2f = 3 2 I cc3f = j 0,9863 pu I cc2f = 825,27 A Corrente de curto-circuito monofásico, corrente simétrica. I cc1f = 3 2 Z 1total + Z 0total = j 0,9252 pu I cc1f = 774,15 A Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente Simétrica. I ccftmin = 3 = 0,0798 j 0,00706 pu 2 Z 1total + Z 0total + RF I cc1f = 66,77 A

54 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no Secundário do Transformador, no ponto A: Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica. Icc3ø (B) = 1 Z1 (A) = 1 = j 1,1389 pu j 0,878 I cc3f = 2846,51 A Corrente Assimétrica 1,022 0,978. ( 3,09/ tg ) e, sendo ϕ = 90 = 2 I cc3f = j 2,278 pu I cc3f = 5,69 ka Corrente de curto-circuito bifásico, corrente Simétrica. I cc2f = 3 2 I cc3f = j 0,9863 pu I cc2f = 2465,11 A Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente simétrica. I cc1f = 3 2 Z 1total + Z 0total = j 0,9252 pu I cc1f = 2312,39 A

55 51 Corrente Assimétrica 1,022 0,978. ( 3,09/ tg e ), sendo ϕ = 90 = 2 I cc3f = j 1,8504 pu I cc3f = 4,62 ka Corrente de curto-circuito monofásico-terra mínimo, corrente Simétrica I ccftmin = 3 = 0,0798 j 0,00706 pu 2 Z 1total + Z 0total + RF I cc1f = 199,45 A Cálculo das Impedâncias de sequências positiva, negativa e zero, ponto B, localizado a 27 Km do ponto A, trecho equipado com cabo 336,4, Z1 (AB) = Z1A ZB2 = (0, J0,40584)x27 5,34 = 0, j 2,052 pu Z0 (AB) = Z0A ZB2 = (0, J1,85333)x 27 5,34 = 1, j 9,3707 pu Z1 (B) = Z1 sist. + Z1 traf. + Z1(AB) = 0, j 2,9299 pu Z0 (B) = Z0 traf. + Z0(AB) = 1, j 10,154 pu

56 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto B: Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica. Icc3ø (B) = 1 Z1 (A) = 1 = 0,10115 j 0,30802 pu 3, ,83 I cc3f = 810,50 A Corrente Assimétrica 1,022 0,978. ( 3,09/ tg e ), sendo ϕ = 71,82 = 1,37 I cc3f = 0,13925 j 0,42402 pu I cc3f = 1,115 ka Corrente de curto-circuito bifásico, corrente simétrica. I cc2f = 3 2 I cc3f = 0, j 0,26669 pu I cc2f = 701,73 A Corrente de curto-circuito monofásico, corrente simétrica. I cc1f = 3 2 Z 1total + Z 0total = 0,02363 j 0, pu I cc1f = 280,08 A

57 53 Corrente Assimétrica 1,022 0,978. ( 3,09/ tg e ), sendo ϕ = 77,82 = 1,52 I cc1f = 0, j 0,16686 pu I cc1f = 426,60 A Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente simétrica. I ccftmin = 3 = 0, j 0, pu 2 Z 1total + Z 0total + RF I cc1f = 148,79 A Cálculo das Impedâncias de Sequências positiva, negativa e zero, no ponto C, localizado a 15 Km do ponto B, trecho equipado com cabo 2CAA. Z1 (BC) = Z1A ZB2 = (0, J 0,46861)x15 5,34 = 2, j 1,3163 pu Z0 (BC) = Z0A ZB2 = (2, J 1,91810)x 15 5,34 = 6, j 5,3879 pu Z1 (C) = Z1 sist. + Z1 traf. + Z1(AB) + Z1(BC) = 3, j 4,2385 pu Z0 (C) = Z0 traf. + Z0(AB) + Z1(BC) = 7, j 15,542 pu

58 Cálculo das Correntes de Curto-Circuito no ponto C: Corrente de curto-circuito trifásico, corrente simétrica. Icc3ø (C) = 1 Z1 (C) = 1 = 0,11653 j 0, pu 3, ,83 I cc3f = 445,54 A Corrente Assimétrica 1,022 0,978. ( 3,09/ tg ) e, sendo ϕ = 49,19 = 1,08 I cc3f = 0,12587 j 0,14578 pu I cc3f = 481,28 A Corrente de curto-circuito bifásico, corrente simétrica. I cc2f = 3 2 I cc3f = 0,10091 j 0,11686 pu I cc2f = 385,89 A Corrente de curto-circuito monofásico-terra, corrente simétrica. I cc1f = 3 2 Z 1total + Z 0total = 0, j 0, pu

59 55 I cc1f = 163,66 A Corrente Assimétrica 1,022 0,978. ( 3,09/ tg e ), sendo ϕ = 59,74 Λ = 1,18 I cc1f = 0, j 0,06694 pu I cc1f = 193,7 A Corrente de curto-circuito monofásico-terra mínima, corrente Simétrica. I ccftmin = 3 = 0,03473 j 0, pu 2 Z 1total + Z 0total + RF I cc1f = 103,70 A 5.4 Cálculo do Ajuste para o Relé de Sobrecorrente: No calculo da corrente nominal, foi considerado a potencia total do transformador. 12,5MVA = 313,78 A 3 x 23kV

60 56 Tabela 5: Níveis de curto circuito simétricos Local CC Trifásico CC Bifásico CC Monofásico CC Monof. mín. Ponto de entrega (Fonte ONS) 8933,1 9934,2 9839,3 7736,3 Ponto A 2846, , ,39 199,45 Ponto B 810,50 701,73 280,08 148,79 Ponto C 445,54 385,89 163,66 103,70 Fonte: Próprio Autor Tabela 6: Níveis de curto circuito assimétricos Local CC Trifásico CC Monofásico Assimétrico Assimétrico Ponto A 5,69 KA 4,62 KA Ponto B 1,115 ka 426,60 A Ponto C 481,28 A 193,7 A Fonte: Próprio Autor Definição do transformador de Corrente: Na definição dos transformadores de corrente utilizamos a seguinte premissa, de que a corrente nominal do circuito multiplicada pelo fator de crescimento k, não deve superar a capacidade de corrente do equipamento, causando a saturação do mesmo. A máxima corrente de curto circuito naquele ponto não deve ultrapassar o fator térmico dos transformadores de proteção em mais de 20%, estabelecido em norma. Nos cálculos foi considerado K = 1.

61 57 IN, P 1 x 313,78 = 313,78 A IN, P 9934,2 A 20 e = 496,71 A Definido TC de 500/5 ou RTC = Função 51N (Temporizada de Neutro) A curva temporizada de neutro deve ser maior do que 10% da corrente de carga do circuito em função de erros existentes nos transformadores de corrente. Tem a corrente mínima de atuação ajustada para um valor menor que a corrente de curtocircuito fase-terra mínimo dentro da sua zona de proteção. E a curva adotada para operação é IEC, normalmente inversa, com tempo de 0.4s. 0.1 I carga_maxima RTC Imin, N I cc1 _minimo(final do trecho) RTC 0,1 x 313, Imin, N 103, ,314 A Imin, N 1,037A Definido Imin, N = 0,35 A t s = 0.14 I Dt D t = t s (I ) 0.14

62 (4700 D t = ) = Função 51F (Temporizada de Fase) Este ajuste varia entre a corrente de carga máxima e a menor corrente de curto circuito no trecho protegido. Comumente usado próximo a corrente máxima da carga com uma curva de atuação IEC NI, e tempo inicial de 0,5s. Assim atendendo os limites térmicos de todos os equipamentos instalados no alimentador. K I carga_maxima RTC Imin, F K I cc1 (Final do trecho) RTC 1 x 313, Imin, F 385, ,13 A Imin, F 3,86 A Definido Imin, F = 3,5 A t s = 0.14 I Dt D t = t s (I ) (5700 D t = ) = Função 50 N (Instantânea de Neutro) Neste ajuste deve ser considerado o nível de curto circuito monofásico próximo do equipamento de proteção que fica a jusante do mesmo e a corrente de desiquilíbrio,

63 59 ajustada para 20 % da nominal, e multiplicada por 8, para não ser sensível a correntes de magnetização dos transformadores. Iinst, N Iinst, N 8 x (0,2 x In) RTC 8 x (0,2 x 313,78) 100 Iinst, F 5,02 A Iinst, N fa x Icc1 (1º dispositivo de proteção a jusante) 100 Iinst, N 4,62 KA 100 Iinst, N 46,2 Definido Iinst, N = 47 A Função 50 N (Instantânea de Fase) Neste parâmetro deve-se levar em consideração a corrente de magnetização, respeitando o número de transformadores ao longo do alimentador, ou seja, não deverá ser sensível às correntes de energização do circuito. Entretanto, poderão ser ajustadas para atuar para curtos-circuitos assimétricos bifásicos e trifásicos próximo do primeiro equipamento de proteção à jusante. Iinst, F inst, F 8 x 313, Iint, F 25,10 A fa x Icc3 (1º dispositivo de proteção a jusante) 100

64 60 Iinst, F 5,69 KA 100 Iinst, F 56,9 Definido Iinst, F = 57 A 5.5 Cálculo do ajuste para parametrização do religador Função 51F (Temporizada de Fase) O ajuste deste parâmetro fica ajustado próximo ao valor da corrente de carga máxima e utilizando a curva de atuação IEC NI, normalmente inversa. Aqui também e feito definição dos valores de corrente, tempo e dial de tempo para parametrização deste religador, a fim de coordenar com o seu equipamento protetor. K Icarga, max Imin, F Icc2Ø(final do trecho) 313,78 Imin, F 385,89 Definido Imin, F = 320 A Considerando a curva de ajuste do religador protegido é necessário definir o tempo que a curva deste religador atinge o valor máximo de C-C do religador protetor para neste ponto manter o t mínimo de 0.3s e assim satisfazer a coordenação. t s = 0.14 I Dt 0.14 t s = = 0.69 s

65 61 O dial de curva do religador é definido fazendo a subtração do tempo do ciclo de trabalho do religador protegido. Ts_religador_protetor = = 0.39 s D t = t s (I ) (2520 D t = ) = Função 50F (Instantâneo de Fase) Para a definição do parâmetro referente a função 50F deve-se levar em consideração a corrente de magnetização, não devendo ser sensível às correntes de energização do circuito, assim definimos um fator multiplicativo de 8 vezes a sua corrente nominal. Podendo ser ajustadas para atuar para curtos-circuitos bifásicos e trifásicos assimétricos próximos do primeiro equipamento de proteção à jusante do mesmo. Iinst, F fa x Icc3 (1º dispositivo de proteção a jusante) Iinst, F 1,115 ka Iinst, F 8 x 313,78 Iint, F 2510,24 A Definido Iinst, F = 2,520 ka

66 Função 51N (Temporizada de Neutro) O ajuste da curva temporizada de neutro tem a sua corrente mínima de atuação ajustada para um valor menor que a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo dentro da sua zona de proteção. E deverá ser maior do que 10% da corrente de carga do circuito devido a erros admissíveis nos transformadores de corrente. 0.1 Icarga, max Imin, N Icc1Ø(final do trecho) ,78 Imin, N 163,66 31,37 Imin, N 163,66 Definido Imin, N = 32 A Definindo o tempo de atuação do religador protegido para o maior nível de C-C no ponto de instalação do religador protetor. t s = 0.14 I Dt 0.14 t s = = 0.78 s Para obter o dial de curva do religador protetor e necessário fazer a subtração do tempo do ciclo de trabalho do religador protegido. Ts_religador_protetor = = 0.48 s D t = t s (I ) (430 D t = ) = 0.18

67 63 Este dial de tempo é o valor máximo a ser utilizado na curva de atuação de relé de neutro do religador protetor para garantir o tempo mínimo de coordenação de 0.3 s no ponto critico das curvas Função 51N (Instantânea de Neutro) Para a definição do parâmetro referente a esta função leva-se em consideração o ajuste para atuar para curtos-circuitos monofásicos assimétricos próximos do primeiro equipamento de proteção a jusante Iinst, N fa x Icc1 (1º dispositivo de proteção a jusante Iinst, N 426,60 A Definido Iinst, N = 430 A 5.6 Cálculo do ajuste para parametrização do religador 2 A corrente nominal que fica a jusante do ponto de instalação do religador no Alimentador é definida através da sua carga instalada. Nos cálculos adotou-se o valor máximo admissível para o alimentador a partir do ponto de instalação do religador, com uma carga de 5 MVA. E fator de crescimento k, igual a 1. 5MVA = 125,51 A 3 x 23kV Função 51F (Temporizada de Fase) Neste ponto o valor de corrente para atuação fica definindo próximo ao valor da corrente de carga máxima e utilizando a curva de atuação da IEC NI, normalmente inversa.

68 64 K Icarga, max Imin, F Icc2Ø(final do trecho) 125,51 Imin, F 385,89 Definido Imin, F = 130 A Considerando a curva de ajuste do religador protegido é necessário definir o tempo que a curva deste religador atinge o valor máximo de C-C do religador protetor para neste ponto manter o t mínimo de 0.3s e assim satisfazer a coordenação. t s = 0.14 I Dt 0.14 t s = = 0.72 s O dial de curva do religador é definido fazendo a subtração do tempo do ciclo de trabalho do religador protegido. Ts_religador_protetor = = 0.42 s D t = t s (I ) (1010 D t = ) = Função 50F (Instantânea de Fase) Para a definição do parâmetro deve-se considerar a corrente de magnetização, em função do número de transformadores ao longo do alimentador, ou seja, não deverá

69 65 ser sensível às correntes de energização do circuito. Podendo ser ajustadas para atuar para curtos-circuitos bifásicos e trifásicos assimetricos próximos do primeiro equipamento de proteção a jusante. Iinst, F fa x Icc3 (1º dispositivo de proteção a jusante) Iinst, F 481,28 A Iinst, F 8 x 125,51 Iint, F 1004 A Definido Iinst, F = 1,010 ka Função 51N (Temporizada de Neutro) O ajuste da curva temporizada de neutro tem a sua corrente mínima de atuação ajustada para um valor menor que a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo dentro da sua zona de proteção. E deverá ser maior do que 10% da corrente de carga do circuito devido a erros admissíveis nos transformadores de corrente. 0.1 Icarga, max Imin, N Icc1Ø(final do trecho) ,51 Imin, N 163,66 31,37 Imin, N 163,66 Definido Imin, N = 12,55 A Definindo o tempo de atuação do religador protegido para o maior nível de C-C no ponto de instalação do religador protetor.

70 66 t s = 0.14 I Dt 0.14 t s = = 0.68 s Para obter o dial de curva do religador protetor e necessário fazer a subtração do tempo do ciclo de trabalho do religador protegido. Ts_religador_protetor = = 0.38 s D t = t s (I ) ( ,55 D t = ) = Função 51N (Instantâneo) Para a definição do parâmetro referente a esta função leva-se em consideração o ajuste para atuar para curtos-circuitos monofásicos assimetricos próximos do primeiro equipamento de proteção a jusante Iinst, N fa x Icc1 (1º dispositivo de proteção a jusante Iinst, N 193,7 A Definido Iinst, N = 193,7 A

71 Avaliação da continuidade do serviço A demonstração da coordenação dos equipamentos que fazem a proteção de fase e neutro fica evidente através das curvas geradas a partir dos cálculos anteriores, ao analisar o traçado das curvas da figura 13 e da figura 14, concluímos que o acionamento coordenado dos equipamentos é satisfatório. Além de ocorrer diferença significativa na corrente de pick-up dos religadores, característica esta que facilita a coordenação, a diferença mínima de 0.3 s das curvas de atuação lenta tanto de fase como de neutro é garantida para todos os equipamentos. Figura 13: Coordenação entre relé e religador Fonte: Próprio autor Os valores de curto circuito máximo e mínimo que possam vir a ocorrer nas zonas de proteção dos religadores, em caso de falha no equipamento protetor, são garantidos através dos equipamentos retaguarda.

72 68 Figura 14: Coordenação entre religador e religador Fonte: Próprio autor A figura 15 ilustra a coordenação do relé de proteção dos transformadores da SE Cooperluz e o religador protetor instalado no ponto A. Todas as definições de coordenação citadas acima também são contempladas para este caso. Os níveis de curto circuito máximo e mínimo estão dentro da faixa de proteção dos dois religadores, garantido a proteção caso venha a falhar o equipamento protetor. Assim como a diferença de tempo mínima para o ponto critico tanto na curva de neutro ou de fase e garantido.

73 69 Figura 15: Ajuste de tempo para coordenação de fase t = 0,30 s Fonte: Próprio Autor Assim como a diferença de tempo mínima para o ponto critico tanto na curva de neutro ou de fase e garantido. Figura 16: Ajuste de tempo para coordenação de neutro t = 0,30 s Fonte: Próprio autor

74 70 Na figura 17 está ilustrada a coordenação do religador instalado na saída do barramento 23 KV da SE Cooperluz e o religador protetor instalado no ponto B. Todas as definições de coordenação citadas acima também são contempladas para este caso. Figura 17: Ajuste de tempo para coordenação de fase t = 0,30 s Fonte: Próprio autor Todas as definições de coordenação citadas acima também são contempladas para este caso.

75 71 Figura 18: Ajuste de tempo para coordenação de neutro t = 0,30 s Fonte: Próprio Autor