Aplicação de Dispositivos de Proteção Contra Sobrecorrente em Sistemas Elétricos de Distribuição Autores: Ghendy C. Junior Gustavo D. Ferreira Versão 1.12 14/09/2009
Sumário 1. APRESENTAÇÃO... 2 2. INTRODUÇÃO... 2 3. TERMINOLOGIA... 7 4. COORDENAÇÃO, SELETIVIDADE E AJUSTES DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO... 11 5. CÁLCULOS PRELIMINARES... 11 5.1 CORRENTES DE CURTO CIRCUITO... 11 5.2 CORRENTES DE INRUSH... 16 5.3 LOCAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS (NORMA BANDEIRANTE)... 17 5.3.1 Saídas dos Circuitos Provenientes das ETDs... 17 5.3.2 Religadores, Seccionalizadores e Chaves Fusíveis... 17 6. BIBLIOGRAFIA:... 19 7. ANEXO 2 TABELA ANSI:... 20
2 1. Apresentação Este material tem como objetivo apresentar as diretrizes, os critérios e as recomendações de ordem prática no que tange a aplicação dos dispositivos de proteção contra sobrecorrente em sistemas de distribuição, ou seja: o conjunto relé/disjuntor, os religadores, os seccionalizadores e os elos fusíveis. 2. Introdução Um sistema elétrico de potência inclui a geração, transmissão, subtransmissão e a distribuição de energia elétrica. O sistema elétrico de distribuição é uma parte da estrutura que fornece energia às cargas consumidoras, e tem a função de recebê la, de circuitos de transmissão em alta de tensão, manobrá la e entregá la aos seus consumidores. Numa subestação de distribuição, o transformador tem a função de receber a energia no nível de tensão de transmissão (35 até 230kV) e abaixá la para vários circuitos primários de distribuição. Nas proximidades de cada consumidor haverá um transformador de distribuição que terá a função de receber a energia no nível de tensão primário e abaixar para o nível de tensão secundário, que comumente gira em torno de 120/240 V. Outros níveis de tensão também são usados. A conexão com o consumidor é feita diretamente no circuito de distribuição secundário do transformador de distribuição (SHORT, 2004). A Figura 2.1 mostra a geração e a infra estrutura necessária à entrega de energia onde o sistema de distribuição está incluído. Os circuitos de distribuição são aqueles que alimentam os consumidores. Geralmente, esses são radiais e possuem tensão abaixo de 35kV. Dentre as etapas de produção, transmissão e distribuição de energia, o sistema de distribuição mostra se o mais vulnerável à ocorrência de distúrbios geradores de interrupções no fornecimento. Isso se deve ao fato da proximidade com os centros urbanos, extensão dos alimentadores e à característica aérea de instalação dos condutores. A rede de distribuição é bastante ampla, já que a energia é entregue aos consumidores concentrados em cidades, em subúrbios e em regiões muito distantes. Poucos lugares no mundo industrializado não recebem energia de um sistema de distribuição prontamente disponível. Os sistemas de distribuição são encontrados ao longo de ruas e estradas. Em meios urbanos eles podem ser subterrâneos ou aéreos sendo que em alguns casos podem ser de forma mista (subterrâneo e aéreo), já em meios rurais, eles são totalmente aéreos. Todo sistema elétrico requer um sistema de proteção, assim como o sistema de distribuição. A proteção deve garantir uma boa confiabilidade e segurança na operação e no fornecimento de energia. A qualidade no fornecimento de energia que, por exemplo, é influenciada pelo número de interrupções e afundamentos de tensão, é diretamente afetada pelo sistema de proteção. Por essas razões a responsabilidade dos engenheiros de proteção é extremamente grande. Os consumidores são afetados por vários tipos de distúrbios nos sistemas de distribuição, tais como: sobretensões provocadas por surtos de manobras, descargas atmosféricas, problemas estruturais da rede, problemas de natureza térmica, atos de vandalismo e curto circuito. Dentre os problemas citados anteriormente os efeitos das correntes de curto circuito (térmicos e dinâmicos) são os que trazem mais prejuízos ao sistema elétrico. Uma boa
3 coordenação dos dispositivos de proteção de sobrecorrente é o essencial para a manutenção da confiabilidade e a integridade do sistema elétrico de distribuição. Estações de Geração Subtransmissão 69-169 kv Distribuição Primária 4-35 kv Distribuição Secundária 120-240 V Figura 2.1 - Sistema elétrico de potência. Os dispositivos de proteção contra sobrecorrente mais comumente utilizados em sistemas de distribuição são: conjunto relé e disjuntor, religadores, seccionalizadores e fusíveis de expulsão (SHORT, 2004). A operação desses equipamentos de proteção deve ser precisa e rápida. A confiabilidade de qualquer sistema de potência requer a continuidade do serviço em meio a condições críticas de faltas. Assim, é necessário que haja uma operação rápida e confiável do sistema de proteção (ANDERSON, 1999). A necessidade de otimizar a aplicação de investimentos, tem servido como estímulo para inúmeras pesquisas, tais como: alocação de dispositivos de proteção no alimentador e ramais de distribuição, automatização do estudo de coordenação e seletividade, monitoramento remoto com ajustes adaptativos em tempo real, e desenvolvimento de relés eletrônicos multifuncionais, com capacidade de englobar inúmeras funções de proteção em um único (e compacto) dispositivo.
4 A velocidade da evolução tecnológica, não libera o profissional de proteção da necessidade de conhecer profundamente aspectos relativamente básicos de proteção de sistemas de distribuição. Isso se deve ao fato de que, no âmbito da engenharia elétrica, a engenharia de proteção não se mostra necessariamente como uma ciência exata, mas sim como uma filosofia. O problema de maior prioridade para as companhias de energia elétrica está relacionado à confiabilidade no fornecimento, uma vez que tradicionalmente, os níveis de confiabilidade são definidos através de normas reguladoras. No Brasil, a ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, órgão do governo federal responsável por regular e fiscalizar a atuação das concessionárias, estabelece os indicadores de continuidade, métricas da qualidade do fornecimento de energia, apuradas nos períodos mensal, trimestral e anual. Resoluções específicas estipulam metas para cada concessionária e grupos de consumidores, sendo que no caso de violação das mesmas, a concessionária sofre penalização na forma de multas. Além desse fator e do prejuízo social sofrido pelas concessionárias, de difícil mensuração, o baixo desempenho do sistema de distribuição afeta diretamente o custo operacional da empresa do ponto de vista do não faturamento de energia durante as interrupções. Isto, principalmente quando os desligamentos afetam um grande número de consumidores ou consumidores de grande porte. Em sistemas aéreos de distribuição, os esquemas de proteção devem atender aos seguintes aspectos: Salvaguardar a integridade física de operadores, usuários do sistema e animais. Proteger materiais e equipamentos contra os danos causados por sobrecorrentes e sobrecargas (efeitos térmicos e mecânicos). Melhorar a confiabilidade dos circuitos de distribuição, em conseqüência da possibilidade de restringir os efeitos de uma falta ao menor trecho possível do circuito, diminuindo o número de consumidores afetados e deste modo, melhorando os índices que avaliam a qualidade do fornecimento de energia (DEC, FEC, etc.). Racionalização dos custos com manutenção corretiva. Uma rede primária de distribuição típica é mostrada na Figura 2.2. (SHORT,2004) e os elementos que constituem uma rede de distribuição são (norma Bandeirante): Estação Transformadora de Distribuição (ETD) Subestação alimentada em tensão de transmissão ou subtransmissão, através da qual são alimentados os circuitos de distribuição primária. Estação Transformadora (ET) Subestação aérea constituída de um ou mais transformadores de distribuição, alimentados em tensão primária, dos quais são derivados os circuitos de distribuição secundária. Estação Transformadora de Iluminação Pública (IP) Subestação aérea tipo ET para serviço de iluminação pública.
5 Figura 2.2 Rede de distribuição típica. Entrada Primária (EP) Consumidor alimentado em tensão primária. Poderão ser aplicados os esquemas com 2 ou 3 relés de sobrecorrente secundários (um para cada fase), mais o relé de Neutro. Rede Primária: Conjunto qualquer de circuitos primários alimentados por uma ou mais ETDs.
6 Circuito Primário: Parte da rede elétrica destinada a alimentar diretamente ou por intermédio de ramais ou sub ramais as cargas elétricas conectadas a ETs, IPs e EPs. Tronco de Alimentador: Circuito primário principal, alimentado através de uma ETD, do qual podem ser derivados ramais para distribuição de energia elétrica. Normalmente é aplicado o esquema, 2 (dois) relés de fase (ou três) + 1 (um) relé de neutro, em conjunto com um relé de religamento (79), que é um relé auxiliar usado para comandar o religamento do disjuntor correspondente após a abertura do mesmo, devido à atuação dos relés de sobrecorrente. Ramal de Alimentador (Ramal): Parte de um circuito primário derivado diretamente de um tronco de alimentador. Sub Ramal: Parte de um circuito primário que deriva diretamente de um ramal de alimentador. Existem basicamente duas configurações para o aterramento dos sistemas de distribuição trifásicos, ou seja: os a quatro fios multi aterrados (padrão norte americano) e os a três fios mono aterrados (padrão europeu). Estes dois tipos são mostrados nas Figura 2.3 e Figura 2.4 (SHORT, 2004). Figura 2.3 Sistema trifásico a quatro fios com neutro multi-aterrado.
7 Figura 2.4 Sistema trifásico a três fios com neutro mono-aterrado. 3. Terminologia Esta seção apresenta os principais termos utilizados em estudos de proteção e seletividade de sistemas de distribuição. O objetivo é padronizar a utilização da nomenclatura e esclarecer o significado dos termos técnicos. Bloqueio: Condição em que um dispositivo automático permanece, uma vez tendo efetuado uma ou mais operações de abertura de seus contatos, não os fechando novamente. Capacidade de interrupção ou abertura: É a maior corrente que um equipamento pode interromper sem sofrer danos. Capacidade nominal: É o valor da corrente, tensão, potência ou outra grandeza que o equipamento ou circuito pode suportar continuamente, sem sofrer danos. Característica de operação: É definida por uma curva tempo x corrente que descreve o modo como o religador, relé, elo fusível ou outro dispositivo de proteção atuará. Controle eletrônico ou hidráulico: Dispositivo interno ao equipamento automático de proteção que conta o número de operações automaticamente, hidráulica ou eletronicamente, com a finalidade de estabelecer a condição de bloqueio do equipamento. Coordenação: Ato ou efeito de dispor dois ou mais equipamentos de proteção segundo certa ordem, de modo a atuarem numa seqüência de operação pré estabelecida, permitindo o restabelecimento automático para faltas temporárias e seletividade para faltas permanentes.
8 Seletividade: Capacidade do sistema de proteção mais próximo da falta (dispositivo protetor) de antecipar, sempre, a atuação do equipamento de retaguarda (dispositivo protegido), independentemente da natureza da falta ser temporária ou permanente. Sobrecorrente: Corrente elétrica de intensidade superior à máxima permitida para um sistema, equipamento ou componente elétrico. Corrente de curto circuito: Sobrecorrente que resulta de um curto circuito. Curto circuito: Ligação intencional ou acidental entre dois ou mais pontos de um circuito, através de impedância desprezível. Correntes de inrush: Correntes transitórias de valor elevado que circulam no momento da energização de transformadores e bancos de capacitores. O tempo de permanência dessa corrente é definido como sendo de 0,1 segundos. Dispositivo protegido: Também chamado dispositivo de proteção de retaguarda. É qualquer dispositivo de proteção localizado a montante (antes) do dispositivo protetor, considerando o barramento da subestação como origem. Dispositivo protetor: Também chamado de dispositivo de proteção principal. É qualquer dispositivo de proteção automático ou não localizado imediatamente antes do ponto de curto circuito, considerando o barramento da subestação como origem. Faixa ou intervalo de coordenação: É o intervalo de valores de corrente que determina a região (faixa ou intervalo) onde a coordenação está assegurada. Defeito: Termo utilizado para descrever uma alteração física prejudicial, que não impeça necessariamente o funcionamento do sistema ou equipamento. Por exemplo: transformador com pequeno vazamento de óleo ou relé mal calibrado. Falha: Termo utilizado quando algum dispositivo deixa de cumprir sua finalidade. Por exemplo: relé que não operou no instante devido. Falta: Termo que se aplica a todo fenômeno acidental que impede o funcionamento de um sistema ou equipamento elétrico. Por exemplo: isolador perfurado em uma linha em funcionamento poderá causar arco elétrico, tornando se uma falta no sistema em conseqüência de falha na isolação.
9 Falta temporária, momentânea ou transitória: Evento temporário que gera um curto circuito sustentado pela ocorrência de arco elétrico. Por exemplo: dois condutores tocam se temporariamente, ocorrendo formação de arco elétrico sustentado mesmo quando os condutores afastam se. Essa falta é eliminada com um rápido desligamento do circuito por um equipamento de proteção apropriado. Geralmente são causadas por fatores externos (umidade, chuva, salinidade, galhos de árvores), ou seja, ocorre um curto circuito na rede sem haver um defeito físico na mesma. Falta permanente ou sustentada: Toda falta que não é possível de ser eliminada com o desligamento temporário do circuito. Necessitam de reparo para haver o restabelecimento do circuito. Por exemplo: condutor caído no solo. Interrupção temporária, momentânea ou transitória: É aquela cuja duração é limitada ao período necessário para restabelecer o serviço através de operação automática do equipamento de proteção que desligou o circuito ou parte dele. Interrupção permanente ou sustentada: Toda interrupção não classificada como momentânea. Pickup do relé: Menor valor de corrente que ao passar pela bobina do relé faz com que o mesmo opere. É a menor de todas as correntes que deixam o relé no limiar de operação. Se I< I pickup o relé em hipótese alguma irá fechar o seu contato NA. Drop out do relé: Termo que se refere a desoperação do relé. É a maior corrente que inicia o processo de desativação do relé, ou seja, restitua a posição inicial aos seus contados, liberando o para uma nova operação. Se I> I droup out o relé em hipótese alguma irá abrir o seu contato NA que no momento está fechado. Reset ratio: Ou relação de rearme, corresponde a grandeza que mede a capacidade de recomposição do relé. R = I drop out / I pick up Para relés eletromecânicos, este valor está compreendido em média entre 65% e 92%. Para relés estáticos, entre 85% e 98%. R mede a qualidade de um relé (100%). Tempo de arco: É o tempo em que, iniciada a fusão do elo fusível, este demora para extinguir o arco elétrico. Tempo máximo de fusão do elo fusível: Máximo tempo no qual a fusão do elo é garantida, para uma determinada sobrecorrente. Tempo máximo de interrupção do elo fusível: É a soma do tempo máximo de fusão e do tempo de arco. Para a coordenação ou seletividade entre elos fusíveis, ou entre elos fusíveis e outros dispositivos, são utilizados o tempo mínimo de fusão e o tempo máximo de interrupção.
10 Tempo mínimo de fusão do elo fusível: Maior tempo que o elo suporta uma determinada sobrecorrente sem danificar se. Para tempos superiores, a sobrecorrente causa uma fusão total ou parcial do mesmo. Tempo de rearme: De relés: Tempo que o relé de sobrecorrente leva para voltar à condição inicial. No caso do relé tipo disco de indução (eletromecânico), é o tempo que o disco leva para retornar ao ponto de partida, quando a corrente na bobina cai a um valor inferior à corrente de dropout. Nos relés digitais, é o tempo que ele leva para voltar a condição de repouso após um comando de reset. De religadores: Tempo necessário para o religador retornar à contagem zero do número de ciclos de religamento, após uma seqüência de operações completa ou incompleta. Do seccionalizador: Tempo em que o seccionalizador perderá todas as contagens e voltará à contagem zero (tempo de memória). Religamento: Operação que segue a uma abertura dos equipamentos automáticos de proteção, quando os contatos são novamente fechados. Seqüência de operação: Sucessão de desligamentos e religamentos de um equipamento na tentativa de eliminar faltas de natureza temporária sem prejuízo na continuidade do serviço. Se a falta persistir o desligamento definitivo do circuito deverá ser feito pelo equipamento mais próximo do ponto de falta (dispositivo protetor). Tempo de religamento ou intervalo de religamento (reclose interval): É o tempo entre uma abertura e o religamento automático de um equipamento de proteção, isto é, o intervalo no qual o dispositivo de interrupção permanece com os contatos abertos. Zona de proteção: Trecho da rede protegido por um dispositivo de proteção. Uma zona de proteção é limitada pela menor sobrecorrente que o dispositivo de proteção é capaz de detectar, geralmente a corrente de curto circuito fase terra mínima. Zona de proteção primária: Trecho de rede situado a jusante de um dispositivo de proteção que será sensibilizado quando ocorrer uma falta (permanente ou temporária). Proteção de retaguarda: É o dispositivo de proteção situado a montante daquele que define a zona de proteção primária.
11 4. Coordenação, seletividade e ajustes dos equipamentos de proteção A existência de equipamentos com capacidade de religamento automático requer que eles estejam coordenados entre si e com outros equipamentos de proteção, de acordo com uma seqüência de operações preestabelecidas (CPFL, 2003). O termo coordenação é utilizado quando estiverem envolvidos equipamentos que dispuserem de duas curvas de operação (uma rápida e uma lenta temporizada). O objetivo da coordenação é evitar que faltas temporárias causem a operação de dispositivos de proteção que não tenham capacidade de efetuar religamentos automáticos e que, no caso de faltas permanentes, a menor extensão possível da rede permaneça fora de operação. O termo seletividade é adequado quando somente equipamentos com uma única curva de operação (fusíveis, relés) forem utilizados. O objetivo da seletividade é fazer com que o equipamento de proteção mais próximo do defeito opere independente da falta ser temporária ou permanente. A coordenação ou seletividade entre os equipamentos de proteção deverão ser obtidas dentro da faixa de corrente comum aos equipamentos que se pretende efetuar a coordenação ou seletividade. As características de atuação dos equipamentos de proteção deverão ser escolhidas e ajustadas de modo à (norma Bandeirante): proporcionar desligamentos permanentes seletivos dos circuitos elétricos na ocorrência de sobrecorrentes anormais, minimizando o número de consumidores atingidos por tais desligamentos; garantir que os limites de suportabilidade térmica dos vários equipamentos da rede aérea não sejam ultrapassados durante a ocorrência de sobrecorrentes anormais. 5. Cálculos preliminares 5.1 Correntes de curto circuito A corrente de carga máxima deve ser conhecida ou estimada. Os valores das correntes para os curtos circuitos trifásicos e bifásicos serão calculados como valores máximos, ou seja, a impedância de contato será zero. As correntes de curto circuito fase terra deverão ser calculadas com impedância de contato igual à zero (curto circuito fase terra máximo), que será usada para o dimensionamento de equipamentos; e com impedância de contato igual a 40 ohms (curto circuito fase terra mínimo), que será usado para as verificações de coordenação e seletividade entre os dispositivos. Deve se observar que o valor calculado com 40 ohms não será usado para o ajuste dos pickups dos dispositivos de proteção de terra, uma vez que o valor da corrente do curtocircuito, quando ocorrem faltas de alta impedância, pode ser muito menor que o calculado.
12 Deve se calcular o curto circuito simétrico e o assimétrico. Se o valor de X/R não for conhecido pode se usar 1,35 como fator de assimetria, para curtos circuitos até 2 ou 3 km da S/E; para pontos mais distantes o valor do fator de assimetria será 1 (CPFL, 2003). Curto-circuito trifásico: 3 Onde, V FN é a tensão eficaz entre a fase e o neutro, pré falta, no ponto de falta. 3 3 1 2 sendo t em ciclos 3 3 Curto-circuito bifásico: 3 2 ou 2 3 3 2 2 2 1 3 2 Para uma das fases: 2 3 Para outras duas fases: 2 3 2 3 1 2 sendo t em ciclos
13 2 2 Curto circuito bifásico com terra: Em uma fase: 2 3 3 3 Na outra fase associada à falta: 3 2 3 3 3 3 3 1 2 sendo t em ciclos 2 2 Curto circuito monofásico: 3 3 1 3 3 3 1 2 sendo t em ciclos Abertura mono e bipolar: Quando uma das fases do secundário do transformador de força abre, a corrente de linha nas fases sãs de um motor trifásico pode teoricamente ser 1,73 vezes a corrente de carga pré falta (ver Figura 5.1 e Figura 5.2). Esse aumento da corrente pode ser ainda 2 vezes maior (200%) devido a mudança no fator de potência. Em aplicações onde a carga aplicada ao eixo do motor apresenta grande inércia, a corrente pode se aproximar da corrente de rotor bloqueado.
14 a) b) Figura 5.1 Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do secundário de um transformador. a) motor em delta b) motor em estrela. Figura 5.2 Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do secundário de um transformador, considerando um motor em delta com carregamento de 65% da corrente nominal. A Figura 5.3 e Figura 5.4 mostram que as correntes de linha que alimentam um motor trifásico podem chegar a 115% (duas fases) e 230% (uma fase) do valor da corrente de carga pré falta, no caso de uma abertura em uma das fases no lado primário do transformador de força.
15 Figura 5.3 Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do primário de um transformador para um motor conectado em delta. Figura 5.4 Desequilíbrio de corrente devido a abertura de uma das fases do primário de um transformador para um motor conectado em estrela.
16 5.2 Correntes de inrush Um fenômeno transitório, característico da corrente de magnetização de transformadores é o alto surto de corrente observado ocasionalmente quando um transformador é energizado. Isto pode causar uma queda momentânea da tensão se a impedância da fonte for considerável, e também pode causar a atuação de equipamentos de proteção contra sobrecorrentes, se esses forem ajustados com valores muito baixos. A este surto de corrente chamamos inrush. Se um transformador pudesse ser energizado no instante em que o valor da onda de tensão correspondesse ao fluxo magnético real do núcleo nesse instante, a energização seria uma suave continuação da operação anterior, sem que ocorresse um transiente magnético. Mas na prática, o instante do chaveamento não está sob controle e assim um transiente magnético é praticamente inevitável. O cálculo da corrente de inrush é extremamente complicado e impreciso. Complicado devido à necessidade de se calcular graficamente a densidade de fluxo para valores altos de densidade, o que nem sempre é possível, devido à indisponibilidade de laços de histerese para esses valores. E impreciso, porque laços de histerese obtidos com valores médios não são exatamente aplicáveis a cada transformador em particular. Levando se em conta a dificuldade de cálculo e a aleatoriedade do valor da corrente de inrush (ela depende do instante em que o transformador é energizado e do valor da densidade de fluxo residual em cada transformador), foram desenvolvidos meios práticos para o cálculo da provável corrente de inrush. O método geralmente utilizado leva em conta o número de transformadores que serão energizados pelo fechamento de um dispositivo. A Tabela 5.1 fornece um coeficiente a ser multiplicado pela corrente nominal do grupo de transformadores que serão energizados, em função do tamanho do grupo. A aplicação desta tabela fornecerá a corrente de inrush esperada em um tempo de 0,1 segundos. Tabela 5.1 - Fator de multiplicação (x I nominal ) para se determinar a corrente de inrush em 0,1 s. Exemplo 1: Um grupo composto por 3 transformadores de 15kVA mais 3 transformadores de 30kVA forem energizados pelo fechamento de uma chave, a corrente de inrush esperada será calculada conforme segue: kva = 3 15 + 3 30= 135 n = 6 5,65, Verificando n=6 na Tabela 5.1, tem se que o fator de multiplicação é 6,6 I_inrush = 6,6*5,65 = 37,3 A
17 OBS: a corrente de inrush não pode ser maior que a corrente de curto circuito trifásico no ponto em consideração. Portanto, se o cálculo indicar que a corrente de inrush é maior que a corrente do curto circuito trifásico, considere a corrente de inrush igual à corrente de curto circuito trifásico (CPFL, 2003). 5.3 Locação dos equipamentos (norma bandeirante) O sistema de proteção dos circuitos aéreos de distribuição é constituído de dispositivos de proteção contra sobrecorrentes que, estando coordenados entre si, e deverão possibilitar um grau satisfatório de continuidade do serviço de fornecimento de energia elétrica. A locação dos equipamentos de proteção deve objetivar basicamente os seguintes pontos: minimizar o número de consumidores atingidos por uma falta no sistema de distribuição primária; possibilitar condições de religamento do sistema em tempo programado, na ocorrência de faltas transitórias; na ocorrência de faltas permanentes, restringir o desligamento apenas ao ramal em curto circuito, permitindo a continuidade de serviço ou religamento dos demais ramais ou troncos de alimentadores; estabelecer esquemas econômicos de proteção em função das particularidades de cada sistema de distribuição primária, tais como: o tipos de carga; o importância dos consumidores; o densidade dos alimentadores ou ramais; o trajeto dos circuitos por zonas de risco. Os critérios a seguir prescritos têm o objetivo de orientar a escolha inicial e a localização dos equipamentos de proteção de acordo com cada circuito. 5.3.1 Saídas dos Circuitos Provenientes das ETDs Tais circuitos são protegidos por disjuntores comandados por relés de sobrecorrente, de fase e de neutro, havendo um relé de religamento. Os relés de fase atuam sobre a bobina de desligamento do disjuntor para curto circuito entre fases ou entre as fases e a terra. Por outro lado, o relé de neutro atuará sobre a bobina de desligamento do disjuntor para defeitos á terra, somente. O relé de religamento tem como função religar o disjuntor após a abertura do mesmo devido à ocorrência de sobrecorrentes. Poderá haver um ou mais religamentos. 5.3.2 Religadores, Seccionalizadores e Chaves Fusíveis A Tabela 5.2 apresenta os critérios a serem considerados durante a escolha dos equipamentos de proteção para os circuitos aéreos de distribuição primária. A escolha deve ser feita em função da importância do circuito dos consumidores atendidos, assim como da disponibilidade de equipamentos mais sofisticados, como religadores e seccionalizadores.
18 Tabela 5.2 Critérios para seleção dos dispositivos de proteção. CRITÉRIO SITUAÇÃO EQUIPAMENTO A Início de trechos extensos, onde o nível mínimo de Religador ou Fusível curto-circuito seja insuficiente para sensibilizar o dispositivo de proteção de retaguarda. B Logo após cargas de grande importância, e cuja continuidade de serviço deva ser elevada, caso o Religador, Seccionalizador ou Fusível circuito a seguir seja extenso. C Início de ramais que alimentem cargas classificadas Religador ou Seccionalizador como especiais e de grande importância. D Início de ramais de certa importância, que supram Religador ou Seccionalizador áreas sujeitas a alta incidência de faltas temporárias. E Início de ramais ou sub-ramais com extensão inferior Fusível a 150m, não classificáveis nos critérios C ou D. F Início de ramais ou sub-ramais com extensão inferior Fusível a 150m, mas que estejam sujeitos a alta incidência de faltas. G Meio de trechos extensos protegidos por religador no Fusível início. H Entrada primária com corrente nominal até 140 A Fusível I Estação transformadora (ET) Fusível J Banco de Capacitores Fusível Acerca dos critérios apresentados valem as seguintes observações: Nos troncos deve ser evitada a aplicação de dispositivos de proteção, porém pode ser aceita nos casos dos critérios A e B; Deve se evitar: o Emprego de religadores em série; o Emprego de religadores e chaves fusíveis em ramais interligáveis; o Não é necessária a limitação do número de chaves fusíveis em série; deve se garantir que haja seletividade entre os elos fusíveis para os níveis de curtocircuito previstos; o Em relação às entradas primárias (critério H) os elos fusíveis usados deverão ser de até 140 A. o Para casos mais elevados, deve se usar chave seccionadora apenas com a finalidade de manobra.
19 6. Bibliografia: Coleção Distribuição de Energia Elétrica, Vol. 2 Eletrobrás. Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição. Ed. Campus, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 1ª Edição, 1982. Giguer, Sérgio. Proteção de Sistemas de Distribuição. Ed. Sagra, Porto Alegre, RS, Brasil, 1ª Edição, 1988.
20 7. Anexo 2 Tabela ANSI: Nr Denominação 1 Elemento Principal 2 Função de partida/ fechamento temporizado 3 Função de verificação ou interbloqueio 4 Contator principal 5 Dispositivo de interrupção 6 Disjuntor de partida 7 Disjuntor de anodo 8 Dispositivo de desconexão da energia de controle 9 Dispositivo de reversão 10 Chave de seqüência das unidades 11 Reservada para futura aplicação 12 Dispositivo de sobrevelocidade 13 Dispositivo de rotação síncrona 14 Dispositivo de subvelocidade 15 Dispositivo de ajuste ou comparação de velocidade ou freqüência 16 Reservado para futura aplicação 17 Chave de derivação ou descarga 18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração 19 Contator de transição partida-marcha 20 Válvula operada eletricamente 21 Relé de distância 22 Disjuntor equalizador 23 Dispositivo de controle de temperatura 24 Relé de sobreexcitação ou Volts por Hertz 25 Relé de verificação de Sincronismo ou Sincronização 26 Dispositivo térmico do equipamento 27 Relé de subtensão 28 Reservado para futura aplicação 29 Contator de isolamento 30 Relé anunciador 31 Dispositivo de excitação 32 Relé direcional de potência 33 Chave de posicionamento 34 Chave de seqüência operada por motor 35 Dispositivo para operação das escovas ou curto-circuitar anéis coletores 36 Dispositivo de polaridade 37 Relé de subcorrente ou subpotência 38 Dispositivo de proteção de mancal 39 Reservado para futura aplicação 40 Relé de perda de excitação 41 Disjuntor ou chave de campo 42 Disjuntor / chave de operação normal 43 Dispositivo de transferência manual 44 Relé de seqüência de partida 45 Reservado para futura aplicação 46 Relé de desbalanceamento de corrente de fase 47 Relé de seqüência de fase de tensão 48 Relé de seqüência incompleta/ partida longa
21 49 Relé térmico 50 Relé de sobrecorrente instantâneo 51 Relé de sobrecorrente temporizado 52 Disjuntor de corrente alternada 53 Relé para excitatriz ou gerador CC 54 Disjuntor para corrente contínua, alta velocidade 55 Relé de fator de potência 56 Relé de aplicação de campo 57 Dispositivo de aterramento ou curto-circuito 58 Relé de falha de retificação 59 Relé de sobretensão 60 Relé de balanço de tensão/ queima de fusíveis 61 Relé de balanço de corrente 62 Relé temporizador 63 Relé de pressão de gás (Buchholz) 64 Relé de proteção de terra 65 Regulador 66 Relé de supervisão do número de partidas 67 Relé direcional de sobrecorrente 68 Relé de bloqueio por oscilação de potência 69 Dispositivo de controle permissivo 70 Reostato eletricamente operado 71 Dispositivo de detecção de nível 72 Disjuntor de corrente contínua 73 Contator de resistência de carga 74 Função de alarme 75 Mecanismo de mudança de posição 76 Relé de sobrecorrente CC 77 Transmissor de impulsos 78 Relé de medição de ângulo de fase/ proteção contra falta de sincronismo 79 Relé de religamento 80 Reservado para futura aplicação 81 Relé de sub/ sobrefreqüência 82 Relé de religamento CC 83 Relé de seleção/ transferência automática 84 Mecanismo de operação 85 Relé receptor de sinal de telecomunicação 86 Relé auxiliar de bloqueio 87 Relé de proteção diferencial 88 Motor auxiliar ou motor gerador 89 Chave seccionadora 90 Dispositivo de regulação 91 Relé direcional de tensão 92 Relé direcional de tensão e potência 93 Contator de variação de campo 94 Relé de desligamento 95 à 99 Usado para aplicações específicas COMPLEMENTAÇÃO DA TABELA ANSI: 50 N sobrecorrente instantâneo de neutro 51N sobrecorrente temporizado de neutro ( tempo definido ou curvas inversas) 50G sobrecorrente instantâneo de terra (comumente chamado 50GS)
22 51G sobrecorrente temporizado de terra (comumente chamado 51GS) 62BF relé de proteção contra falha de disjuntor 51Q relé de sobrecorrente temporizado de seqüência negativa 51V relé de sobrecorrente com restrição de tensão 51C relé de sobrecorrente com controle de torque 59Q relé de sobretensão de seqüência negativa 59N relé de sobretensão residual ou sobretensão de neutro (também chamado de 64G) 64 relé de proteção de terra. Pode ser por corrente ou por tensão. Os diagramas unifilares devem indicar se este elemento é alimentado por TC ou por TP, para que se possa definir corretamente. A função 64 também pode ser encontrada como proteção de carcaça, massa cuba ou tanque, sendo aplicada em transformadores de força até 5 MVA. 67 N relé de sobrecorrente direcional de neutro (instantâneo ou temporizado) 67 G relé de sobrecorrente direcional de terra (instantâneo ou temporizado) 67Q relé de sobrecorrente direcional de seqüência negativa Proteção Diferencial ANSI 87: O relé diferencial 87 pode ser de diversas maneiras: 87 T diferencial de transformador (pode ter 2 ou 3 enrolamentos) 87G diferencial de geradores; 87GT proteção diferencial do grupo gerador transformador 87 B diferencial de barras. Pode ser de alta, média ou baixa impedância. Pode se encontrar em circuitos industriais elementos de sobrecorrente ligados num esquema diferencial, onde os TCs de fases são somados e ligados ao relé de sobrecorrente. 87M diferencial de motores Neste caso pode ser do tipo percentual ou do tipo autobalanceado. O percentual utiliza um circuito diferencial através de 3 TCs de fases e 3 TCs no neutro do motor. O tipo autobalanceado utiliza um jogo de 3 TCs nos terminais do motor, conectados de forma a obter a somatória das correntes de cada fase e neutro. Na realidade, trata se de um elemento de sobrecorrente, onde o esquema é diferencial e não o relé.