ND- 3.001
Proteção de Redes de Distribuição Aérea Primária
NORMA TÉCNICA
VICE-PRESIDÊNCIA TÉCNICA
DIRETORIA DE ENGENHARIA
GERÊNCIA DE ENGENHARIA DE ESTUDOS, PROTEÇÃO E
AUTOMAÇÃO
AUTOR:
COLABORADORES:
APROVADO:
DATA:
Engo. Dener Pioli
Engos - E. Vicentini – A. Monteiro – H.G. Bueno –
F.R.Sassaki – R.B. Queiroga
Engo. Douglas Camargo
AGOSTO/2004
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ÍNDICE
1. RESUMO
2. TERMINOLOGIA BÁSICA
3. INTRODUÇÃO
4. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
4.1. Subestação de Distribuição (ETD)
4.2. Circuito de Distribuição
4.3. Níveis Máximos de Curto-Circuitos Trifásicos na Barra das ETDs
4.4. Níveis Básicos de Isolamento (NBI)
5. CONCEITOS BÁSICOS DE PROTEÇÃO
5.1. Relé ou dispositivo de proteção
5.2. Sistema de proteção
5.3. Zona de proteção
5.4. Sensibilidade
5.5. Seletividade
5.6. Coordenação
5.7. Metodologia de coordenação de proteção
6. ASPECTOS GERAIS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO
6.1. Desempenho de um sistema de proteção
6.2. Tipos de falta
6.3. Magnetude das correntes de falta
6.4. Equipamentos de proteção
6.5. Locação dos equipamentos de proteção
6.6. Coordenação e ajustes dos equipamentos de proteção
7. ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO
7.1. Coleta de dados
7.2. Locação dos elementos de proteção
7.3. Impedâncias do sistema
7.4. Cálculo das correntes de curto-circuito
7.5. Elaboração do diagrama unifilar para estudos
7.6. Estudos de coordenação
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8. EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO
8.1. Chave Fusível ou Corta-circuito
8.2. Religador Automático
8.3. Seccionalizadores
8.4. Relé de Sobrecorrente
9. LOCAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS
9.1. Geral
9.2. Critérios para Localização dos Elementos de Proteção
10. CALCULO DAS CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO
10.1. Geral
10.2. Dados para o Cálculo das Correntes de Curto-circuito
10.3. Obtenção do Diagrama de impedâncias de Seqüência Positiva
10.4. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito
10.5. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito Fase-Fase - Valor Simétrico
10.6. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito Fase-Terra - Valor Simétrico
10.7. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito
para Circuitos Bifásicos e Monofásicos
10.8. Representação de Outros Tipos de Transformadores
em uso no Sistema da Eletropaulo para
Cálculo das Correntes de Curto-Circuito
10.9. Obtenção das Correntes de Curto-CircuIto - Valor Assimétrico
10.10. Exemplo de Aplicação
11. CRITÉRIOS PARA AJUSTES DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO
11.1. Fusível
11.2. Religador automático
11.3. Relé de sobrecorrente
12. COORDENAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO
12.1. Geral
12.2.Coordenação Relé - Elo Fusível
12.3. Coordenação Relé-Religador
12.4.Coordenação Religador-Fusível
12.5.Coordenação Religador-Religador
12.6.Coordenação Religador-Seccionalizador
12.7.Coordenação Religador-Seccionalizador-ELO Fusível
12.8. Critérios para Coordenação de Elos Fusíveis
12.9. Coordenação das Proteções de Entradas Primárias (EP)
12.10. Critérios para Proteção de Banco de Capacitores
13.
BIBLIOGRAFIA
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1) OBJETIVO
Esta norma tem por objetivo fixar critérios e metodologias para estudo de
proteção contra sobrecorrentes nas redes de distribuição aérea primária.
Deve ser aplicada nos projetos de ampliação, melhoria das redes ou conexão
de cargas, visando garantir a adequada continuidade de fornecimento aos
consumidores, bem como minimizar os danos aos equipamentos devidos às
correntes de falta.
Em sua aplicação poderá ser necessário consultar as seguintes publicações:
•
PND 2.2: Projeto de redes de distribuição aérea primária:
•
PND 2.1: Projeto de redes de distribuição aérea secundaria:
•
PND 3.2: Compensação de reativos e regulação de tensão em redes de
distribuição aérea primária.
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2) TERMINOLOGIA BÁSICA
a) Elementos Componentes da Rede Primária
•
Rede Primária
Conjunto qualquer de circuitos primários alimentados por uma ou mais
ETDs.
•
Circuito Primário
Parte da rede elétrica destinada a alimentas diretamente ou por
intermédio de ramais ou sub-ramais as cargas elétricas conectadas a
ETs, IPs e EPs, termos estes a seguir definidos.
•
Estação Transformadora de Distribuição (ETD)
Subestação alimentada em tensão de transmissão/sub-transmissão,
através da qual são alimentados os circuitos de distribuição primária.
•
Estação Transformadora
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 pata serviço de iluminação pública.
•
Entrada Primária (EP)
Consumidor alimentado em tensão primária.
•
Tronco de Alimentador
Circuito primário principal, alimentado através de uma ETD, do qual
podem ser derivados para distribuição de energia elétrica.
•
Ramal de Alimentador (Ramal)
Parte de um circuito primário derivado diretamente de um ramal de
alimentador.
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b) Termos Gerais para Estudo de Proteção
•
Falta ou Falha
Termo que se aplica a todo fenômeno acidental que impede o
funcionamento de um sistema ou equipamento elétrico.
•
Curto-circuito
Ligação intencional ou acidental entre dois ou mais pontos de um circuito,
através de impedância desprezível, estando tais pontos com potenciais
diferentes.
•
Sobrecorrente
Intensidade de corrente superior à máxima permitida para um sistema,
equipamento elétrico ou componente.
•
Seqüência de Operação de Religamento (Seqüência de Operação)
Sucessão de desligamentos e religamentos de um equipamento na
tentativa de eliminar faltas de natureza transitória, visando a continuidade
de serviço do sistema.
c) Equipamento de Proteção
•
Elo Fusível
Elemento sensível a sobrecorrente incorporado às chaves fusíveis que
em conjunto com os mesmos podem interromper os circuitos elétricos
para determinadas magnitudes de corrente.
•
Chave Fusível (ou Corta Circuito)
Dispositivo constituído de um porta-fusível e outras partes que tem como
função a abertura do circuito na ocorrência de sobrecargas anormais.
•
Religador Automático
Dispositivo destinado a interromper e efetuar religamentos nos circuitos
de distribuição primária com características de operação rápida e/ou
temporizada.
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•
Seccionalizador Automático
Dispositivo projetado para operar de forma coordenada em conjunto com
religadores automáticos ou mesmo com disjuntores equipados com relé
de religamento.
•
Relé de Sobrecorrente
Dispositivo destinado a operar de forma rápida ou temporizada na
ocorrência de sobrecorrentes anormais nos circuitos de distribuição. Os
relés de sobrecorrente atuam sobre os circuitos de disparo nos
disjuntores das ETDs que por sua vez interrompem os circuitos faltosos.
3. INTRODUÇÃO
A definição do esquema de proteção para um sistema elétrico deve ser
efetuada com base em um estudo cuidadoso. É necessário conhecer
profundamente as características operacionais dos equipamentos, as
solicitações normais causadas pelo carregamento devido aos consumidores,
bem como aquelas oriundas das falhas. Além disso, é indispensável levar
em consideração a continuidade de fornecimento na rede e nas restrições
econômicas.
Os requisitos da adequada proteção aos equipamentos, da boa continuidade
de serviço e do custo adequado ao do sistema de distribuição em estudo,
freqüentemente se revelam incompatíveis entre si. Dessa forma, o estudo da
proteção exige a adoção de soluções de compromisso entre as exigências
acima, visando obtenção da melhor relação entre os benefícios técnicos.
Os custos referentes ao esquema adotado.
Esta norma apresenta os critérios e métodos para a definição do esquema
de proteção contra sobrecorrente, sendo a proteção contra sobretensões
abordada na PND-2.1: “Projetos de Redes de Distribuição Aérea Primaria”.
A estruturação aqui adotada é a seguinte:
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4. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUÍÇÃO
Subestação de Distribuição (ETD)
As
subestações
recebem
energia
dos
sistemas
de
transmissão/subtransmissão e abaixam o nível de ter tensões para as
tensões de distribuição primária:
a.
b.
c.
d.
34,5 kV
23,0 kV
13,2 kV
3,8 kV
As relações de transformação e tipos de ligação dos enrolamentos dos
transformadores da ETDs são os seguintes:
Relação de Transformação
88/23,0 kV
Tipo de Ligação Entre os Enrolamentos
Triângulo/Estrela Aterrada ou Triângulo/Triângulo +
Trafo de Aterramento
Triângulo/Estrela Aterrada
88/23,0 kV
Estrela/Triângulo + Trafo de Aterramento
88/13,8 kV
Triângulo/ Estrela Aterrada
88/13,8 kV
Triângulo/ Estrela Aterrada
138/13.8 kV
Estrela/Triângulo/Estrela Aterrada
345/34.5 kV
Estrela/Triângulo + Trafo de Aterramento
88/34,5 kV
4.1.
Circuitos de Distribuição
a) Tipo do circuito quanto ao número de fases e número de condutores:
- Circuito trifásico a 4 fios sendo o neutro contínuo, multi-aterrado e
interligado à malha da ETD:
- Circuitos monofásicos com neutro contínuo, multi-aterrado e interligado à
malha da ETD:
- Circuitos bifásicos com neutro contínuo, multi-aterrado e interligado à
malha da ETD.
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b) Condutores Utilizados nos Circuitos Aéreos:
- Condutores de fase:
Cabo tipo CAA ou CA nas bitolas 1/0 AWG, 3/0 AWG e 336,4 MCM, 556
MCM, 240mm2, 300mm2
- Condutores de Neutro:
Cabo tipo CA ou CAA nas bitolas 1/0 e 3/0.
4.2.
Níveis Máximos de Curtos-circuitos Trifásicos nas Barras das
ETDs.
Deverão ser obtidos para cada caso os níveis de curto-circuito para as
tensões nominais e condições normais de operação.
4.3.
Níveis Básicos de Isolamentos (NBI)
A tabela 2.2 apresenta os níveis básicos de isolamento exigidos nos
equipamentos do sistema de distribuição:
TENSÃO (kV)
3,8
13,8
23
34,5
NBI (kV)
60
95
150
150/200
Tabela 2.2 - Níveis Básicos de Isolamento dos Equipamentos
5. Conceitos Básicos de Proteção
5.1.
Relé e/ou Dispositivos de Proteção
São equipamentos especialmente projetados e devidamente aplicados para
detectar condições anormais, indesejáveis ou intoleráveis nos sistema
elétrico e prever simultânea ou parcialmente:
•
Pronta remoção de serviço (desligamento) dos componentes sob falta,
ou dos componentes sujeitos a danos, ou ainda dos componentes que
de alguma forma possam interferir na efetiva operação do restante do
sistema.
•
Acionamentos e comandos complementares para
confiabilidade, rapidez e seletividade na sua função.
•
Sinalizações ou alarmes identificando sua operação e o trecho sob falha
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se
garantir
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5.2.
Sistema de Proteção:
Conjunto de relés, dispositivos de proteção, sistemas de fontes auxiliares,
circuitos de comandos, disjuntores, TCs, TPs, etc. que associados tem a
finalidade de proteger componentes ou partes do sistema elétrico sob os
efeitos das falhas que provocam insuportabilidade termo-dinâmica, por
sobrecorrentes ou sobretensões
5.3.
Zona de Proteção
Trecho compreendido de um sistema elétrico no qual esta protegido por um
ou mais elementos de proteção
5.4.
Sensibilidade:
Capacidade que um dispositivo de proteção tem, em identificar uma
condição de falta de variações indesejáveis de grandezas elétricas préestabelecidas.
Exemplo: Relé de Sobrecorrente
Ssc = Iccmin / (K x IAJ) > 1
Onde:
Ssc = Fator de sensibilidade
Iccmin = Corrente de curto-circuito mínima
IAJ = Corrente de disparo do relé
K = Fator de segurança
5.5.
Seletividade:
Capacidade de dois dispositivos de proteção não atuarem simultaneamente
para uma falta dentro da intensão de suas zonas de proteção.
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5.6.
Coordenação:
Condição de dois ou mais equipamentos de proteção operarem numa
determinada ordem ou seqüência de operação, pré estabelecida.
Exemplo:
Falta transitória – Elimina a falta no menor tempo possível
Falta permanente – Isolar o maior trecho possível.
5.7.
Metodologia de Coordenação de Proteção:
Conjunto de procedimentos que tem como objetivo principal a
orientação para a execução de um estudo de proteção, visando o melhor
desempenho dos equipamentos de proteção, qualidade e continuidade no
fornecimento de energia elétrica
5.7.1. Tipos de sistemas
a) Sistema coordenado
•
•
Interrupções de curta duração para falhas transitórias
Menor trecho interrompido para faltas permanentes
CURVA DE NEUTRO CURVA DE FASE
CURVA DO ELO
FUSÍVEL
INST. DE NEUTRO
INST. DE FASE
Exemplo de sistema coordenado
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b) Sistema seletivo
•
Menor trecho interrompido para faltas transitórias ou
permanentes
CURVA DE NEUTRO CURVA DE FASE
CURVA DO ELO
FUSÍVEL
INST. DE NEUTRO
INST. DE FASE
Exemplo de sistema seletivo
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c) Sistema combinado
•
Consiste no agrupamento do sistema coordenado com o
sistema seletivo num mesmo circuito
CURVA DE NEUTRO CURVA DE FASE
CURVAS DE ELOS
FUSÍVEIS
CURVA DE NEUTRO
RELIGADOR
CURVA DE FASE
RELIGADOR
INST. DE NEUTRO
INST. DE FASE
Exemplo de sistema combinado
6. ASPECTOS GERAIS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO
6.1.
Desempenho de um Esquema de Proteção.
Em sistemas aéreos de distribuição os esquemas de proteção deverão
atender aos seguintes aspectos:
- Proteção de materiais e equipamentos contra danos causados por correntes
de curtos-circuitos ou sobrecargas anormais:
- Melhoria da confiabilidade da rede aérea de modo que na ocorrência de uma
falta, as proteções atuem de seletivamente e num tempo satisfatório de modo a
minimizar o número de consumidores atingidos;
- Racionalização dos custos do esquema de proteção.
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6.2.
Tipos de Faltas
Os tipos de falta em sistemas trifásicos encontram-se representados na
Figura 3.1 e 3.2 para transformadores com ligação triângulo/estrela aterrada e
triângulo/triângulo + transformador de aterramento, respectivamente.
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Figura 6.1
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Figura 6.2
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6.3.
Magnitude das Correntes de Falta
A magnitude das correntes de falta á obtida através da metodologia para
cálculo das correntes de curto-circuito apresentada no Capítulo 10 desta
norma.
Basicamente os níveis de curto-circuito dependerão dos seguintes pontos:
- Distância da ocorrência do defeito em relação a ETD:
- Tipo de falha
- Potência de curto-circuito do sistema de transmissão/sub-transmissão que
alimenta a ETD;
- Impedâncias do transformados da ETD e do transformador de aterramento;
impedância de aterramento;
- Características dos condutores do tronco de alimentador, ramais e subramais;
- Contribuição das fontes de curto-circuito existentes, instaladas nos
consumidores, tais como motores síncronos e assíncronos de potência nominal
elevada.
6.4.
Equipamentos de Proteção
Os equipamentos de proteção utilizados nas redes aéreas de distribuição são
basicamente:
- Chave fusível, elo fusível;
- Religador automático;
- Seccionalizador automático;
- Relé de sobrecorrente.
A função e características principais de cada equipamento de proteção
encontram-se descritas no capítulo 5 deste manual.
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6.5.
Locação dos Equipamentos de Proteção
A locação dos equipamentos de proteção deve objetivar basicamente os
seguintes pontos:
- minimizar o número de consumidores atingidos na ocorrência de faltas
sistema de distribuição primária;
no
- possibilitar condições de religamento do sistema em tempo programado, na
ocorrência de faltas transitórias;
- na ocorrência de defeitos permanentes no sistema, restringir o desligamento
apenas ao ramal defeituoso, permitindo continuidade de serviço ou religamento
dos demais ramais ou troncos de alimentadores;
- estabelecer esquemas de proteção econômicos em função
particularidades de cada sistema de distribuição primária, tais como:
das
Tipos de carga
Importância dos consumidores
Densidade dos alimentadores ou ramais
Trajeto dos circuitos por zonas de risco
Os circuitos para locação dos equipamentos
apresentados no capítulo 6 desta norma.
6.6.
de
proteção
são
Coordenação e Ajustes dos Equipamentos de Proteção
As características de atuação dos equipamentos proteção deverão ser
escolhidas e ajustadas de modo a:
- Proporcionar desligamentos 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.
- Os critérios de coordenação e ajustes dos equipamentos de proteção são
apresentados no capítulo 8 desta norma.
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7. ROTEIRO PARA ELABORACÃO DO ESTUDO.
Etapas do Estudo
A elaboração de um estudo de proteção pode ser dividida nas seguintes
etapas:
7.1.
Coleta de dados
7.2.
Locação dos elementos de proteção
7.3.
Obtenção das impedâncias de seqüências positivas e de seqüência
zero
7.4.
7.5.
Cálculo das correntes de curto-circuito
Elaboração de diagrama unifilar para o estudo de coordenação de
proteção;
7.6.
Estudo de coordenação da proteção
7.1. Na fase de coleta de dados será elaborado um diagrama unifilar
básico em formato A3 intitulado “DIAGRAMA UNIFILAR BÁSICO –
DADOS PARA ESTUDO DE PROTEÇÃO”, que deverá conter no
mínimo as seguintes informações:
a) Nome e designação da ETD ou ETDs que alimentarão o sistema
distribuição.
b) Tensão nominal do sistema de transmissão/subtransmissão – V1 (kV)
c) Tensão nominal do sistema de distribuição V2 (kV).
d) Potências de curto-circuito do sistema de transmissão/subtransmissão:
- Scc3φ (MVA) – trifásico
- SccφT (MVA) – fase-terra
e) Características técnicas dos transformadores abaixadores que alimentarão
os circuitos de distribuição em estudo:
- Potência nominal – ST (MVA);
- Tipo de ligação entre os enrolamentos de tensão superior;
- Tipo de ligação entre o enrolamento de tensão inferior;
- Tensão nominal de enrolamento de tensão superior VT1 (kV);
- Tensão nominal de enrolamento de tensão inferior VT2 (kV);
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- Tensão nominal do enrolamento de tensão intermediária caso o transformador
possua três enrolamentos VT3 (kV);
- Impedância percentual ou de curto-circuito:
ZT (%) – Entre os enrolamentos de tensão superior e os enrolamentos de
tensão inferior, no caso de transformadores de dois enrolamentos;
ZT12 (%), ZT23 (%) e ZT13 (%) – entre os enrolamentos de tensão superior
e inferior (ZT12), entre os enrolamentos de tensão inferior e intermediária
(ZT23) e entre os enrolamentos de tensão superior e intermediária (ZT13),
no caso de transformadores de três enrolamentos.
f) Características técnicas dos transformadores de aterramento:
- Potência nominal - STA (MVA);
- Tensão nominal - VTA (KV);
- Impedância percentual ou de curto-circuito: ZTA (%) ou em ohms.
g) Características técnicas dos condutores aéreos de cada tronco de
alimentados, ramal ou sub-ramal pertinentes aos circuitos de distribuição
em estudo:
Condutores de Fase:
- Tipo de conduto;
- Bitola (AWG) ou secção transversal padronizada em milímetros quadrados
(ABNT).
- Extensão dos ramos (km)
- Impedância equivalente dos condutores Z1 em (ohms/km) por fase.
Condutores de Neutro:
- Tipo de condutor
- Bitola do condutor (AWG) ou secção transversal padronizada (ABNT)
- Tipo de aterramento do neutro
- Impedâncias equivalentes dos condutores de neutro em função do tipo de
circuito de distribuição primária e da resistividade média do solo Zn
(ohms/km) por fase.
h) Dados das entradas primárias:
- Ponto de conexão ao circuito de distribuição primária
- Demanda máxima (KW)
- Potência instalada (KVA)
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- Número e características técnicas principais dos transformadores instalados:
Potência nominal (KVA)
Impedância percentual (%)
Relação de transformação
Grupo de ligação do transformador
Designação (*) para consumidores classificados como especiais
- Tipos de cargas:
Motores C.A. (síncronos ou assíncronos)
Acionamentos em corrente contínua
Fornos elétricos
Iluminação
Aquecimento
Outros
Previsão de ampliação para um horizonte de 5 anos.
i) Estação Transformadora (ETs):
- Ponto de conexão
- Tipo do transformador: trifásico ou monofásico
- Potencial nominal
- Grupo de ligação
j) Designação dos pontos relevantes do circuito através de números:
- Barras das ETDs
- Derivação dos troncos de alimentadores em ramais e destes em sub-ramais
- Pontos de conexão das EPs e ETs
k) Previsão de expansão do sistema
Na figura 7.1 encontra-se representado um diagrama unifilar básico
resumindo os dados básicos para o estudo de proteção.
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Figura 7.1
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Fases Seguintes
Após a coleta dos dados iniciais, a seqüência de etapas será:
7.2.
Locação dos equipamentos de proteção
Com base nas considerações do Capítulo 9, deverão ser locados os
equipamentos de proteção no diagrama unifilar para estudo de coordenação
de proteções.
7.3.
Obtenção das impedâncias de seqüência positiva e seqüência zero:
Com base nas considerações do capítulo 10 deverão ser obtidos em ohms os
valores das impedâncias de seqüência positiva e seqüência zero.
7.4.
Cálculo dos níveis de curto-circuito
Com base nas considerações deverão ser calculadas para os pontos
relevantes dos circuitos:
- Icc3φ - corrente de curto-circuito trifásico (A)
- Iccφφ - corrente de curto-circuito fase-fase (A)
- Iccφφ - T – Corrente de curto-circuito fase-fase-terra (A)
- IccφTmáx - Corrente de curto-circuito fase-terra máxima (A)
- IccφTmín - Corrente de curto-circuito fase-fase-terra mínima (A)
Serão considerados pontos relevantes do circuito de distribuição:
- Barras das ETDs de nível de tensão de distribuição primária:
- Derivações dos troncos de alimentadores;
- Derivações dos ramais;
- Derivações dos sub-ramais;
- Conexões das entradas primárias (EPs):
- Conexões das estações transformadoras (ETs):
- Terminações dos circuitos de distribuição
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7.5 Elaboração de diagrama unifilar intitulado "DIAGRAMA UNIFILAR PARA
ESTUDO DA COORDENAÇÃO DAS PROTEÇÕES" que deverá conter as
seguintes informações:
- Traçado básico dos circuitos de distribuição primária;
- Designação das ETDs, consumidores primários e estações transformadoras;
- Indicação das correntes nominais (valores máximos) previstos ara os troncos
de alimentadores, ramais e sub-ramais.
- Indicação das correntes de curto-circuito para os pontos relevantes do circuito
com base na seguinte convenção:
Icc3φ
IccφTmax
Curto-circuito fase-terra máximo
IccφTmin
Curto-circuito fase-terra mínimo
Iccφφ
IccφφT
7.5.
Curto-circuito trifásico
Curto-circuito fase-fase
Curto-circuito fase-fase-terra
Estudo de coordenação das proteções
Com base nas informações obtidas no diagrama unifilar para estudo da
coordenação das proteções e nos critérios prescritos no Capítulo 8 serão
escolhidos os valores nominais dos equipamentos de proteção assim como o
ajuste das características de atuação dos mesmos.
Terminada a fase de estudo da coordenação, os valores nominais e ajustes
das características de atuação dos elementos de proteção deverão ser
registrados em diagrama unifilar denominado "DIAGRAMA UNIFILAR
GERAL".
Os valores nominais e características de atuação dos equipamentos de
proteção deverão ser registrados nas folhas de controle para o respectivo
sistema em estudo.
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Figura 7.2
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8. EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO.
8.2.
Chave Fusível ou Corta Circuito.
8.2.1. Requisitos Técnicos Principais.
- Corrente nominal.
Deverá ser superior a 150% do valor nominal do elo fusível a ser instalado
na mesma.
- Capacidade de interrupção
Deverá ser igual ou superior a máxima corrente ASSIMÉTRICA de curtocircuito no ponto da instalação, calculada conforme critérios do Capítulo 7.
- Dispositivo para abertura em carga
Visando possibilitar o desligamento de ramais sem necessidade de
prejudicar o fornecimento de energia a outros consumidores
Ligados no mesmo circuito, deverão ser utilizadas chaves fusíveis
equipadas com dispositivo para abertura em carga.
Características Técnicas Principais das Chaves Fusíveis.
Para sistemas trifásicos a quatro fios com neutro multiaterrado, as chaves
fusíveis possuem as características técnicas principais resumidas na tabela
8.2
Tensão
Nominal do
Sistema (kV)
Máxima
Tensão de
Projeto (kV)
NBI
(kV)
Corrente
Nominal (A)
Capacidade de
Interrupção
Assimétrica (A)
3,8
5,2
60
100/200
2000
13,8
15
95
100/200
8000/10000
23
27
150
100
6300
34,5
38
150
100
5000
Tabela 8.2
ND – 3.001
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8.2.2. Características Técnicas Principais dos Elos Fusíveis
Os elos utilizados para proteção das redes aéreas primárias são os do tipo T,
cujas correntes nominais e curvas características encontram-se
representados nas figuras abaixo :
CLASSE A
F L .0 2 /0 4
F U S Í V E I S T IP O T
Figura 8.2A – Fusível Tipo T
ND – 3.001
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- As curvas características dos elos fusíveis são as t (tempo) x I (corrente) que
representam o tempo necessário para a fusão do elo em função da corrente
passante. Tais curvas características representam curvas médias obtidas pelos
fabricantes através de ensaios sob condições pré-determinadas.
- As curvas características são fornecidas através de uma região de pontos e
desligamento, delimitada pela curva de fusão (tempo mínimo) e pela curva de
fusão (tempo total).
CLASSE B
F U S ÍV E IS T IP O T
F L .0 3 /0 4
Figura 8.2B – Fusível Tipo T
ND – 3.001
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8.2.3. Critérios Básicos para a Escolha da Capacidade do Elo Fusível
- Corresponder no mínimo a 150% da máxima corrente de carga medida ou
convenientemente avaliada no ponto de locação considerado.
- No caso do sistema com neutro multi-aterrado:
a) Circuitos Monofásicos
Corresponder no máximo a 35% do valor da corrente de curtocircuito fase-terra no fim do ramal
b) Circuitos Bifásicos ou Trifásicos
Corresponder no máximo a 45% do valor da corrente de curtocircuito fase-fase no fim do ramal.
Nos casos a e b acima, deve-se considerar, se possível, o trecho para o qual
o elo fusível é proteção de retaguarda.
8.3.
Religador Automático
8.3.1. Definições Gerais
- Princípio de Funcionamento
Quando um religador detecta uma condição anormal de sobrecorrente, o
mesmo interrompe tal corrente através da abertura de seus contatos. Os
contatos são mantidos abertos durante um determinado tempo, chamado
tempo de religamento, após o qual se fecham automaticamente para
reenergização do circuito.
Se no instante do fechamento dos contatos (religamento), a condição anormal
de sobrecorrente persistir, a seqüência abertura/fechamento é repetida até
quatro vezes consecutivas. Após a quarta abertura, os contatos do religador
ficam abertos e travados, sendo que o novo fechamento só poderá ser
manual.
Caso o defeito desapareça após o primeiro, segundo, terceiro ou quarto
disparo, o mecanismo rearma-se-á automaticamente tornando o religador
apto a realizar novamente a seqüência completa de quatro operações.
- Seqüência de Operações
As operações de um religador de quatro operações podem ser combinadas
nas seguintes seqüências:
ND – 3.001
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a.
b.
c.
d.
e.
Uma rápida e três retardadas;
Duas rápidas e duas retardadas;
Três rápidas e uma retardada;
Todas rápidas;
Todas retardadas.
8.3.2. Condições Básicas para Instalação de Religadores
A instalação de religadores requer que as seguintes condições sejam
satisfeitas:
a) A corrente nominal da bobina série deve ser igual ou maior que a corrente
máxima de carga no ponto considerado para instalação do religador. O
critério para determinação da máxima carga no ponto de locação deverá
incluir:
d) Condições usuais de manobra;
e) Limites da capacidade do cabo (tronco ou ramal);
f) Previsão de crescimento de carga.
b) A capacidade de interrupção deve ser maior que a máxima corrente de
curto-circuito trifásica calculada no ponto de sua instalação.
c) A corrente de curto-circuito máxima assimétrica no ponto da instalação,
deverá ser menor que a corrente do religador.
d) Corrente de disparo da bobina série:
- Deverá ser menor que a mínima corrente de curto-circuito fasefase, no casa do religador possuir disparos para faltas a terra;
ou
- Deverá ser menor que a mínima corrente de curto-circuito no trecho
protegido quando o religador não possuir sistema de disparo para
faltas à terra.
e) A corrente de disparo para faltas à terra deverá ser menor que a mínima
corrente de curto-circuito fase-terra na zona de proteção e maior que a
máxima corrente de desequilíbrio admitida para o sistema, considerando
a queima de um ou mais fusíveis no lado da carga. Icmáx <Idn<Icc
f) Como regra geral as correntes de disparo devem ser menores do que as
correntes de curto-circuito na zona de proteção do equipamento,
incluindo, sempre que possível, os trechos a serem adicionados quando
se realizarem manobras consideradas usuais.
ND – 3.001
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g) Caso o critério de inclusão de trechos sob manobras acarretar
coordenação insatisfatória entre as proteções do sistema, devido a
sensibilidade das bobinas de disparo ser reduzida, tal condição não
deverá ser considerada no dimensionamento tais bobinas.
h) O religador deverá ser equipado com dispositivo de proteção para à terra
compatível com o tipo de aterramento do sistema:
- Solidamente aterrado;
- Aterramento através de impedância;
- Isolado.
i) Tensão nominal da bobina de fechamento ou de potencial deve ser igual
à tensão entre fases do sistema.
j) Demais características do religador, tais como: tensão nominal,
freqüência nominal e NBI, deverão ser compatíveis com os valores do
sistema onde for instalado.
k) Seqüência de operações recomendada:
- Duas rápidas e duas temporizadas no caso de não existir
seccionalizador em série com fusível no lado da carga;
- Em caso contrário recomenda-se uma operação rápida e três
operações temporizadas;
- Em casos especiais, conforme a necessidade de coordenação entre
as proteções, a seqüência de operações para faltas entre fases
poderá ser diferente da seqüência de operações para faltas à terra;
g) - Em casos especiais pode ser utilizado um número operações
menor do que quatro.
A Figura 8.3 ilustra as seqüências de operações acima descritas na
ocorrência de uma falta.
ND – 3.001
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Figura 8.3
ND – 3.001
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8.3.3. Tipos e Características Técnicas Primárias dos Religadores Utilizados
pela Empresa
Na tabela 8.3A e 8.2B encontram-se os dados técnicos dos religadores
utilizados pela empresa.
CONVENCIONAIS
Religadores Automáticos
INOM (A)
Tipo
Nº de
Fases
VNOM
(kV)
NBI
(kV)
Câmara
Bob.
Série
100
160
225
100
160
225
50
100
140
Bob.
Terra
70
100
140
63,5
110
154
KF
3
14,4
110
Vácuo
R
3
14,4
100
Óleo
RV
3
24,4
150
Óleo
L
1
14,4
110
Óleo
100
SEV
3
14,4
110
Vácuo
ESV
3
24,0
150
Vácuo
IMIN de
Interrup. (A)
Capacidade
de
Interrupção
Bob.
Série
200
320
450
200
320
450
100
200
280
Bob.
Terra
70
100
140
63,5
110
154
63,5
110
6000
-
200
-
4000
-
-
-
-
6000
-
-
-
-
12000
63,5
110
6000
4000
Para tais religadores os valores das correntes das bobinas série e terra
poderão ser escolhidos independentemente, por exemplo, ao fixar-se 100 A
para bobina de um religador tipo kF, pode-se escolher a bobina terra com
corrente nominal de 140 A, 100 A ou 70 A
Tabela 8.3A
CARACTERÍSTICAS
ESPECÍFICAS
C
TENSÃO
O
R
MICROPROCESSADOS - GVR
PARÂMETROS
Religador Tipo
Nominal
mínima de operação (1)
suportável de impulso atmosférico
para onda padrão de 1,2 x 50 micro s
suportável a freqüência nominal a
seco durante 1 minuto.
suportável a freqüência nominal sob
chuva durante 1 minuto.
Nominal A (2)
ND – 3.001
GVR
15 kV
Não se aplica
GVR
15kV
Não se aplica
110 kV
110 kV
50 Kv
50 kV
50Kv
50kV
560/630 A
560/630 A
W&B
GVR
27 kV
Não se aplica
560/630 A
GVR
38 kV
Não se aplica
560/630 A
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TRANSFORMADOR DE
CORRENTE (8)
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de interrupção simétrica
de interrupção assimétrica
de curto-circuito suportável 1s
Frequência Hz
Tanque (3)
Meio Isolante (4)
Valvula de alivio de pressão (5)
Meio Interrupção
Mecanismo (6)
Sistema de Acionamento (7
Tempo de abertura medido a partir do instante
da energização, estando o religador na
posição fechado até o instante da separação
do contato de arco no primeiro polo
Tempo de arco medido entre o instante de
início do arco no primeiro polo e a extinção
final do arco no último polo
Tempo de fechamento (ms) medido entre o
instante da energização do sistema de
fechamento e o instante em que os contatos se
tocam no último polo
"Duty Cicle" máximo permitido
6 Ka
12.5 kA
12.5 kA
6 Ka
12.5 kA
12.5 kA
6 kA
12.5 kA
12.5 kA
50-60
Aluninio com parafusos para permitir manutenção
Gas SF6
Sim
Vácuo
Não tem mecanismo de Operação
Atuador Magnético (somente uma parte movel)
15 ms
Relação
Fabricante
Tipo
Quantidade por religador
Classe de tensão (kV eficaz)
Tensão suportável à freqüência nominal
Correntes nominais (In)
Classe de exatidão proteção
Classe de exatidão medição
Fator de sobrecorrente nominal
Fator térmico nominal
Corrente térmica de curta duração
300-200-100:1
Material
Fabricante
BUCHAS (9)
Quantidade por religador
Corrente nominal (A eficaz)
Tensão suportável de impulso atmosférico
(kV crista)
Nível de isolamento (kV eficaz)
Tensão suportável a freqüência nominal sob
chuva (kV eficaz)
Tensão suportável a freqüência nominal a
seco (kV eficaz)
Distância de escoamento mínima (mm)
DIMENSÕES (10)
Distância de arco mínima (mm)
Peso total com gás SF6 (kgf)
Largura (mm)
Altura (mm)
Diametro (mm)
Espaçamento entre fases (mm)
ND – 3.001
10ms (máximo)
<100ms
O-0,25s-C / O-0.25s-C / O-0.25s-C / O
400:1
Whipp & Bourne
Bucha
3
0,6
2kV
400:1
1%
1%
3,2
80 x In
Polimérico
Tipo
8kA
8kA
8kA
Whipp &
Bourne
EPDM
6
630
110
Polimérico
Polimérico
Whipp &
Bourne
EPDM
6
630
Whipp &
Bourne
EPDM
6
630
830
830
830
830
Polimérico
15
50
50
830
830
155
630
803
630
286
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Whipp &
Bourne
EPDM
6
630
PRESSÓSTATO / GÁS SF6
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Pressão nominal do gás SF6 (kgf/cm2)
Pressão do Gás a 20 0C
número de estágios para atuação por
subpressão
atuação de alarme e sinalização por
subpressão (kgf/cm2)
bloqueio do fechamento do religador por
subpressão (kgf/cm2)
pressão mínima para operação do religador
(kgf/cm2)
abertura automática do religador por
subpressão (kgf/cm2)
bloqueio da abertura do religador por
subpressão após a abertura automática
(kgf/cm2)
Válvula de Alivio (5)
1.2 bar Absoluto
0,3 bar
Um
1.0 bar Absoluto
Programável
1.0 bar (g)
Programável
Programável
Sim
Atuador Magnético com bobina simples (patenteada)
90 Vcc
10(%)
200W pico
1kW pico
Local/Remoto
Sim
Sim
DISPOSITIVO DE
ABERTURA/
C A
O
Tipo
tensão nominal (VCC)
tolerância admissível em VCC
consumo (W) abertura
consumo (W) fechamento
Auto supervisão
Dispositivo de abertura manual
Dispositivo de bloqueio do fechamento
elétrico.
Dispositivo de fechamento manual
Dispositivo de rearme do item acima
MANUTENÇÃO / OUTROS
(11)
Abertura do tanque
Atuador Magnético
Quantidade de peças moveis
Camara à vácuo
Vida Útil da Câmara a Vácuo
No de operações completas, corrente
nominal, para substituição de peças por
desgaste
No de operações sob falta, entre
manutenções sucessivas em função da %
capacidade máxima de interrupção
ND – 3.001
Sim
Sim
Parafusos na parate inferior permitem que o usuário abra o tanque em poucos minutos em sua
própria oficina .
1
1 (uma )
3
É controlada eletronicamente em função da corrente interrompida.
10000 operações, trocar a bateria.
30000 operações, trocar as ampolas de vácuo
25%
50%
75%
100%
GVR15kV 6kA
5000 operações
700
110
40
GVR15kV 12kA
GVR27kV 12kA
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GVR38kV 8kA
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PANACEA
CARACTERÍSTICAS DE PROTEÇÃO
Inst:0,2 a 34 A In=1A
Temp: 0,1 a 3,2 A In=1A
Steps
0,01 A
Corrente de disparo NEUTRO
Inst:0,05 a 20 A In=1A Temp: 0,1 a 3,2 A In=1A
Steps
0,01A
SEF – Sensitive Earth Fault
0,05 a 20 A In=1A
Steps
0,01A
Característica T x I FASE
IEC , ANSI, Mc Graw, TD,4 Progamavel
Multiplicadores de tempo
0.5 a 15 ANSI
0,05 a 1 IEC
0,10 a 2 Mc Graw
Steps
0,01
Característica T x I NEUTRO
IEC , ANSI, Mc Graw, TD,4 Progamavel
Multiplicadores de tempo
0.5 a 15 ANSI
0,05 a 1 IEC
0,10 a 2 Mc Graw
Steps
0,01
Característica T x I SEF
TD
Multiplicadores de tempo
0,5 a 100s
Steps
0,1s
Tempo de religamento
10
30 a 999999 ciclos contínuos
20
30 a 999999 ciclos contínuos
30
30 a 999999 ciclos contínuos
Tempo de rearme
0 a 999999 ciclos contínuos
Sequencia de Coordenação
Sim
Tempo Mínimo de Resposta
Sim
Adicional de tempo
Sim
Carga Fria
Sim
Desligamento para Alta Corrente
Sim
Bloqueio para Alta Corrente
Sim
Direcionalidade (rele 67)
Sim
Cheque de sincronismo (relé 25)
Sim
Sub-tensão (rele 27)
Sim
Sobre-tensão (rele 59)
Sim
Subfrequencia (Load Shedding) (rele 81)
Sim
Localizador de Falta
Sim
Ajustes Alternativos
Sim (6 Ajustes alternativos)
Lógica de Perda de Potencial
Sim
Identificação de Corrente de Carga/Defeito
Sim
Sequencia de Fase
Sim
Lógica Programável pelo Usuário
Sim
Permite bloqueio da função 50 e 50N
Sim
Permite bloqueio da função 50/51N
Sim
Possibilita o bloqueio da unidade instantânea da unidade de Sim
proteção
Alterações de parâmetros sem necessidade de desligar o Sim
religador
SOFTWARE
PARAMETROS
Corrente de disparo FASE
Protocolo aberto tipo
Documentação
Conformidade com o Bug do Milênio
Software incluído no rele
Bateria recarregavel
Nobreak com autonomia mínima:
ND – 3.001
DNP 3.0 / ASCII
Sim
Sim
Sim
Sim
8 horas
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PANACEA
PARAMETROS
Potência da fonte auxiliar
Bateria
Duração da bateria
Tempo de carga da bateria (80%)
50 VA
24V – Chumbo Acido
10 Anos / 10.000 Op.
24 horas
Fornecida pelo cliente ( CA ou CC).
106V – 140VAC
TP interno ou TP externo
Tensão suportável dos dispositivos e componentes do
mecanismo e da fiação, à freqüência de 60 Hz, durante um
minuto .
Faixa de Temperatura do controle
Número de contatos por unidade (função) trip (NA)
Alarme por contato seco (NA)
Teclado frontal com possibilidade de ajustes, parametrização,
configuração, sinalização, rearme bem como mostrador
numérico (display) conforme especificado
Auto supervisão/diagnose com alarme local e remoto
Todos registros disponíveis em banco de dados
Corrente máxima permissível continuamente/por 1s
Corrente dinâmica por meio ciclo (60 Hz)
Capacidade contínua dos contatos dos relés de saída (A)
Capacidade de estabelecimento e condução (0,5s) dos contatos
dos relés de saída (A)
Capacidade de interrupção dos contatos de saída (L/R =< 40
ms) (VA)
Grau de proteção da caixa desta unidade
Corrente máxima permissível continuamente
Corrente máxima permissível por um segundo
Corrente dinâmica por meio ciclo (60Hz)
Dispositivo indicador de fim de seqüência
Comando
Alarme para 100% da capacidade do religador
Contador de numero de abertura em falta:
Dispositivo anti-bombeamento
Liga/Desliga
Local /Remoto
Bloqueio do religamento
Bloqueio da proteção de neutro
Bloqueio do SEF
Bloqueio do Fechamento/Desligamento
Mudança de parâmetros
Estado do Religador aberto/fechado
Religamento bloqueado / desbloq.
Proteção neutro Bloq. / desbloq.
Sinalização independente de trip por fase e por terra
Bloqueio de fim de seqüência
Autodiagnótico on-line e de inicialização com
sinalização de falha local e remoto.
Sinalização
COMANDO & CONTROLE
CARACTERÍSTICAS GERAIS
Fonte Auxiliar
2Kv
-40°C até +85°C
1
6
Sim
Sim
Sim
3,2In/100In
250In por 1 ciclo
6
30
50
IP32
3,2In
100In
250In por 1 ciclo
Sim
Local/Remoto
Local/Remoto
Sim
Local/Remoto
Local/Remoto
Local/Remoto
Local/Remoto
Local/Remoto
Local/Remoto
Sim, por bandeirola e LED
Sim, por LED
Sim, por LED
Sim
Sim
Sim
PANACEA
Tensão
Corrente nominal
Corrente máxima
Interface
Velocidade
DNP 3
ASCII
Binaria
Incorporada
Saídas de comando para o processo (abrir-fechar,
bloquear-desbloquear, etc.);
Envio para níveis superior de dados digitais rápidos.
Anti-bouncing para dados rápidos.
PRINCIP
AIS
COMUNICAÇÃO
PARAMETROS
ND – 3.001
12 Vcc
2 Ampères
2,5 Ampères
RS232 – 3 Portas
RS485 opcional.
Max. 38.400 Bits/Seg - ajustável
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Não se Aplica
Não se Aplica
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MEDIÇÃO
Envio para nível superior de dados analógicos e
numéricos.
Recebimento de solicitações de comandos para o
processo.
Recebimento de sinais de sincronização de tempo para
dados digitais rápidos.
Capacidade de parametrizar níveis de prioridade e
periodicidade de tarefas.
Linearização de sinais analógicos e numéricos.
Auto-diagnóstico de funcionamento das entradas e
saídas.
Monitorar o processo on-line.
Capacidade de simulação de estado de variá veis
analógicas e digitais.
Possuir contatos de retenção (LATCHES)nas saídas
digitais, que deverão ser mantidas no mesmo estado
quando da falta de alimentação na UTR.
Corrente – “on line”
Correntes I A,B,C,N / Precisão
I G = 3I0
Tensão – “on line”
Tensão V A,B,C
Vs
Potência MW A,B,C
MW 3P
MVAR A,B,C
MVAR 3P
Energia MWh A,B,C
MWh 3P
MVARh A,B,C
MVARh 3P
MVAh A,B,C
MVAh 3P
Fator de Potência FP A,B,C,3P
Corrente de Seqüência I1, 3I2, 3I0
Tensão de Seqüência V1, V2, 3V0
Freqüência Hz
Pressão do Gás
Registro de eventos dia/ mês/ ano - hora
Numero de Eventos armazenados
Capacidade de armazenamento do banco de dados.
Sincronismo de Medição entre Religador
Não se Aplica
Sim
Não se Aplica
Não se Aplica
Sim
Sim
Sim
Sim
Não, porem usa bateria para manter status
Sim
Sim / 0,1%
Sim / 0,1 %
Sim
Sim / 0, 1 – 0,3 %
Sim / 0,1 – 0,3 %
Sim / 0,35 – 6%
Sim / 0,35 – 6%
Sim / 0,35 – 6%
Sim / 0,35 – 6%
Sim / 0,35 – 6%
Sim / 0,35 – 6%
Sim / 0,35 – 6%
Sim / 0,35 – 6%
Não
Não
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
I, V, F, faltas
512
Sim (Precisão +/- 5ms)
Tabela 8.3B
8.3.4. Dados Complementares
Os religadores
características:
automáticos
classificam-se
de
acordo
as
seguintes
- Monofásicos ou trifásicos;
- Controle hidráulico ou eletrônico;
- Interruptor a óleo ou a vácuo.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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a) Religadores monofásicos.
São utilizados para proteção de linhas monofásicas ou ramais monofásicos
de alimentadores trifásicos.
Tais religadores podem ser utilizados também em circuitos trifásicos onde as
cargas forem predominantemente monofásicas. Desta forma, na ocorrência
de uma falta permanente para a terra, somente a fase com defeito será
bloqueada enquanto o serviço é mantido para as cargas monofásicas
alimentadas pelas fases não defeituosas.
b) Religadores Trifásicos
Os religadores trifásicos são utilizados onde é necessário o bloqueio das três
fases simultaneamente, para qualquer tipo de defeito permanente, evitandose que cargas trifásicas sejam alimentadas com apenas uma ou duas fases.
No caso de motores trifásicos, a alimentação com uma ou duas fases provoca
aquecimentos indesejáveis, resultante do desequilíbrio de tensões de
alimentação, podendo implicar numa diminuição da vida útil dos motores ou
mesmo a queima dos enrolamentos, caso não possuam proteções térmicas
adequadas, o que acontece para a maioria dos motores C.A. de pequena
potência.
c) Religadores com Operação Monofásica e Bloqueio Trifásico.
São religadores constituídos de três unidades religadoras monofásicas
montadas num único tanque e interligadas entre si de modo a realizar o
bloqueio trifasicamente.
Cada fase opera independentemente com as correntes de defeito. Se
qualquer das fases percorrer a seqüência de operações programadas
implicando no bloqueio da mesma, as outras duas fases serão disparadas e
bloqueadas pelo mecanismo que as interliga.
Os religadores Mc Graw Edison tipo 3H, 6H e V6H possuem essa
característica de operação, entretanto, a Eletropaulo não tem utilizado tais
tipos de religadores em seu sistema.
Todos os demais tipos de religadores trifásicos operam e bloqueiam sempre.
Trifasicamente, independentemente do tipo de defeito ocorrido.
d) Religadores Controlados Hidraulicamente
Nos religadores com este tipo de controle, as correntes são detectadas pelas
bobinas de disparo que estão ligadas em série com o circuito de distribuição.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Quando através das bobinas de disparo fluir uma corrente igual ou superior a
corrente mínima de disparo do religador, o núcleo associado à bobina é
atraído para o seu interior, provocando a abertura dos contatos principais do
religador.
O mecanismo de fechamentos religadores com controle hidráulico pode ser
de dois tipos:
- Nos religadores da Mc Graw Edson de corrente nominal até 200 A,
são empregadas molas de fechamento, que são carregadas pelo
movimento do núcleo da bobina série.
- Nos religadores do mesmo fabricante, porém de correntes nominais
de 280, 400 e 56OA, o fechamento é realizado através de outra
bobina (bobina de fechamento) que é energizada pela tensão de
linha.
Neste tipo de religador, deve-se ter o cuidado de ligar do lado da fonte de
energia as buchas correspondentes ao lado da bobina de fechamento.
O sistema de controle hidráulico é econômico, simples e de grande vida útil.
Tais características são importantes para áreas de baixa densidade de carga
ou para outras áreas que não requeiram níveis preciso acentuado na
operação do religador, tais como:
- Correntes de disparo de baixa magnitude, tanto para fase como
para neutro;
- Característica muito rápida na interrupção.
e) Religadores Controlados Eletronicamente
Com este tipo de controle, o religamento apresenta maior flexibilidade e
facilidade para ajustes e ensaios, além de maior precisão comparativamente
ao religador de controle hidráulico.
Tais vantagens devem ser, no entanto economicamente avaliadas, antes de
se escolher entre um religador de controle hidráulico ou um com controle
eletrônico.
O controle eletrônico é abrigado em caixa separado do religador permitindo
as seguintes modificações de ajustes no equipamento, sem que seja
necessário sua abertura:
- Característica tempo x corrente;
- Níveis de corrente de disparo;
- Seqüência de operação.
ND – 3.001
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Para que estas alterações sejam efetuadas, não é preciso desenergizar o
religador nem retirar o seu mecanismo do interior do tanque.
O controle eletrônico é alimentado através das correntes secundárias dos
transformadores de corrente tipo bucha montada internamente ao religador.
f) Interruptores a Óleo
Neste tipo de interruptor, o óleo é utilizado para as seguintes finalidades:
- Isolação
- Meio dielétrico para interrupção do arco.
No caso específico de religadores hidráulicos o óleo é utilizado, além das
finalidades acima descritas, para:
- Temporização:
- Contagem de operações
g) Interruptores à Vácuo
Neste tipo de interruptor, o vácuo é utilizado como meio dielétrico,
apresentando como vantagem principal a necessidade mínima de
manutenção em comparação com os interruptores à óleo.
8.3.5. Elementos Externos de Controle e Supervisão
Deverão ser consultados os catálogos dos respectivos fabricantes.
8.3.6. Ajustes de Religadores Hidráulicos
Os religadores permitem realizar os seguintes ajustes
a) Ajustes de Operação de Fase
•
Corrente mínima de disparo;
•
Seqüência de operação;
•
Número total de operação para bloqueio;
•
Graduação da característica de operação temporizada.
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a1. Corrente Mínima de Disparo
•
Tal corrente é determinada exclusivamente pela capacidade da
bobina série com a qual o religador está equipado.
•
A corrente mínima de disparo é de 200% do valor da corrente
nominal para bobinas sério de qualquer capacidade, exceto as
bobinas pertencentes aos religadores da Me Graw Edison sucedidas
pela letra X, que operam com 140% do valor de sua capacidade
nominal.
Exemplos:
Bobina 400 A
Capacidade nominal = 400 A
Corrente mínima de disparo (200%) = 400 x 2 = 800 A.
Bobina 400 X
Capacidade nominal = 400 A
Corrente mínima de disparo (140%) = 400 x 1.4 = 56O A.
a2. Seqüência de Operação
Os religadores podem ser ajustados para realizar até um total de quatro
operações:
•
Uma rápida e três retardadas:
•
Duas rápidas e duas retardadas:
•
Três rápidas e uma retardada:
•
Todas rápidas;
•
Todas retardadas.
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a3. Número Total de Operações
Os religadores podem ser ajustados para permanecerem bloqueados na .
posição aberto, após efetuar duas, três ou quatro operações de
abertura.
Com acionamento da alavanca para bloqueio após um disparo obtémse apenas uma operação
a4. Graduação da Característica de Operação Temporizada
•
A característica de operação rápida fixa não podendo ser alterada.
•
A característica de operação temporizada pode ser alterada
ajustando-se as mesmas internamente para os reIigadores com
controle hidráulico ou externamente para os religadores com controle
eletrônico.
Na Figura 8.3C encontram-se apresentadas as características de operação,
rápida e temporizada, para curto-circuitos entre fases de um religador tipo KF
(vácuo) que possui bobina série de 100A.
b) Ajustes de Operação de Terra
•
Corrente mínima de disparo;
•
Seqüência de operação:
•
Número total de operações para bloqueio:
•
Graduação da característica de operação temporizada.
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Figura 8.3C – Religadores McGraw Edison Company, tipo KF, Curvas de
Tempo/Corrente para falhas entre fases (Teste a 25º)
ND – 3.001
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As considerações referentes aos ajustes acima descritos são similares ao
exposto no intem a para ajustes de operação de fase com exceção dos
valores nominais das bobinas de terra e respectivas características de
temporização.
Por exemplo para o mesmo tipo de religador (KF) quando utilizado com uma
bobina de terra de 70 A tem-se para curto-circuitos à terra as seguintes
características:
- Figura 8.3C, característica rápida - curva 1:
- Figura 8.3D, característica temporizada - curva 6;
c) Superposição das curvas de fase e terra
Após a escolha dos valores nominais das bobinas de fase terra com suas
respectivas curvas características, deve-se verificar, através da superposição
das mesmas, a característica de operação do religador para faltas fase-terra,
considerando que o religador poderá operar segundo a curva característica
de fase ou de terra, naquela com tempo de operação menor.
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Figura 8.3D
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Figura 8.3E – Religadores McGraw Edison Company, tipo KF, Curvas de
Tempo/Corrente para terra (Teste a 25º)
ND – 3.001
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Figura 8.3F – Religadores McGraw Edison Company, tipo KF, Curvas de
Tempo/Corrente de Disparo para Terra (Teste a 25º)
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8.3.7. Equação Características de Religadores – Relé Microprocessado
Curvas de Tempo - Padrão RA
Tempo de Trip
=
A
Mp - C
+
B
x n
M = Múltiplos do Pick-up
n = Multiplicador de tempo
CONSTANTES DE SOBRECORRENTE
Curva
P
C
A
B
A
2.30657 -1. 13281 0.208242 -0.00237
B
1. 7822 0.319885 4.22886 0.008933
C
1.80788 0.380004 8.76047 0.29977
D
2.17125 0.17205 5.23168 0.000462
E
2.18261 0.249969 10.7656 0.004284
K
2.01174 0.688477 11.9847 -0.00324
N
0.911551 0.464202 0.285625 -0.071079
R
0.00227 0.998848 0.001015 -0.13381
W
1. 6209 0.345703 15.4628 0.056438
2
1.84911 0.239257 11.4161 0.488986
3
1.76391 0.379882 13.5457 0.992904
8
1.78873 0.436523 1.68546 0.158114
8*
1.42529 0.442626 1.42302 -0.007846
8+
1.70112 0.366699 1.42732 -0.003704
9
1. 0353 0.614258 2.75978 5.10647
11
2.69489 -0. 67185 21.6149 10.6768
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8.3.8. Curvas Características de Religadores – Relé Microprocessado
-
Curva Tipo A
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva A
100,00
10,00
1,00
10
9
8
7
6
5
4
3
2
0,10
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
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-
Curva Tipo B
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva B
100,00
10,00
1,00
10
9
8
7
6
0,10
5
4
3
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo C
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva C
100,00
10,00
1,00
10
9
8
7
6
5
4
3
0,10
2
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo D
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva D
100,00
10,00
1,00
0,10
4
1
0,01
0
1
10
2 3
10
9
8
7
6
5
Rodrigo Brito de Queiroga -
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
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-
Curva Tipo E
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva E
100,00
10,00
1,00
0,10
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0,01
0
1
10
Rodrigo Brito de Queiroga -
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo K
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva K
100,00
10,00
1,00
0,10
10
9
8
7
6
5
4
1 2 3
0,01
0
1
10
Rodrigo Brito de Queiroga -
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo N
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva N
100,00
10,00
10
9
8
7
6
5
4
1,00
3
2
1
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo R
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva R
100,00
10,00
10
9
8
7
6
5
4
3
1,00
2
1
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo W
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva W
100,00
10,00
1,00
10
9
8
7
6
5
4
3
2
0,10
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo 2
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva 2
100,00
10,00
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1,00
1
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo 3
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva 3
100,00
10
9
8
7
6
5
10,00
4
3
2
1
1,00
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo 8
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva 8
100,00
10,00
10
9
8
7
6
5
1,00
4
3
2
1
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo 8*
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva 8*
100,00
10
9
8
7
6
5
10,00
4
3
2
1
1,00
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo 8+
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva 8+
100,00
10
9
8
7
6
10,00
5
4
3
2
1
1,00
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
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Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo 9
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva 9
100,00
10
9
8
7
6
5
4
3
2
10,00
1
1,00
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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-
Curva Tipo 11
Tempo (s)
Padrão Religador - Curva 11
100,00
9
8
7
6
5
4
3
2
1
10,00
1,00
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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8.3.9. Exemplo de Aplicação
Exemplo 1:
O religador R da figura 8.3D é do tipo KF e possui as características
nominais e ajustes abaixo descritos:
- bobina série 100 A;
- bobina terra 70 A;
- seqüência de operações: uma rápida e três retardadas;
- graduação da característica de operação temporizada: curva C;
- tempo de religamento: 2 seg.
Para um curto-circuito entre fases com valor igual a 600 A teremos:
a) Primeira operação rápida num tempo máximo de 0,08 seg. conforme
mostra a figura 8.3D
b) Segunda operação: após o tempo de religamento de 2 seg. admitindo-se
que a falta permaneça no circuito, haverá fechamento e posterior abertura
do religador após o tempo determinado pela característica temporizada
curva C da figura 5.3E para a mesma corrente de falta.
Tal tempo corresponde ao valor de 0,9 seg com tolerâmcia de 10%, ou
seja, entre 0,81s e 0,99s.
c) Admitindo-se que o curto-circuito permaneça, a terceira e quarta
operações serão realizadas de forma similar à segunda operação descrita
no item b, havendo bloqueio após a quarta abertura do religador.
ND – 3.001
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Figura 8.3G
ND – 3.001
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Tal seqüência de operações é representada na figura 8.3G
O tempo de desligamento do circuito contado a partir
ocorrência da falta no ponto 1 será:
do instante de
- Tmin = 0,08+2,0+0,81+2,0+0,81+2,0+0,81 = 8,51 s , admitindo-se
tolerância negativa para t3.
- Tmáx = 0,08+2,0+0,99-2,0+0,99+2,0=9,05s , admitindo-se
tolerância positiva para t3.
Na realidade Tmin e Tmáx poderão ser ligeiramente inferiores que os
calculados anteriormente, pois o tempo t3 (curva rápida A)possui
tolerância negativa.
Na ocorrência de um curto-circuito à terra no pto. 1 da figura 8.3G com
magnitude de 150 A, o religador desempenhará da seguinte forma:
a) Primeira Operação: rápida num tempo entre 0,09s (+10%) e 015s (-10%)
pois sendo a corrente nominal do religador (100 A), os capacitores do
circuito de disparo estarão parciamente carregados.
b) Segunda Operação: após o tempo de religamento de 2s , admitindo-se
que o curto-circuito permaneça, haverá fechamento e abertura do
religador após o tempo determinado pela característica temporizada 6.
Tal tempo corresponderá a um valor aproximado de 3,4s, pois nesta
situação os capacitores estariam totalmente descarregados devido o
religamento do circuito estando o mesmo em curto-circuito. O tempo de
3,4s inclui uma tolerância negativa de 10% conforme dados do fabricante.
c) Admitindo-se que o curto-circuito permaneça, a terceira e a quarta
operação serão realizadas similarmente à segunda operação descrita no
item b, havendo bloqueio após a quarta abertura do religador.
Tal seqüência de operações é representada na figura 8.3G
O tempo total para o bloqueio a partir da ocorrência da falta vale:
Tmin= 0,99+2,0+3,06+2,0+2,06+2,0+3,06=15,18s .
Tmáx= 0,135+2,0+3,4+2,0+3,4+2,0+3,4=16,33s .
Para coordenação de proteção deve-se considerar o caso mais
desfavorável que, dependendo de cada situação, poderá ser o limite
superior ou inferior da característica de operação, com as respectivas
tolerâncias, sejam elas positivas ou negativas.
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8.3.10.
Ajuste dos Religadores Eletrônicos
Para os ajustes dos religadores eletrônicos, bem como para a obtenção
dos demais dados técnicos necessários à aplicação dos mesmos nas
redes aéreas de distribuição, dever-se-á consultar os catálogos dos
respectivos fabricantes.
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Figura 8.8
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8.4.
Seccionalizadores
8.4.1. Aspectos Gerais
Um seccionalizador automático é basicamente uma chave a óleo com
capacidade de fechamento e abertura em carga possuindo portanto as
características de um equipamento de manobra.
Um seccionalizador, quando instalado em substituição a uma chave fusível,
apresenta as seguintes vantagens:
- coordenação efetiva em toda a faixa de coordenação do religador
de retaguarda;
- eliminação dos gastos provenientes da troca de elos fusíveis;
- eliminação da possibilidade de erro humano da troca de elos
fusíveis, que ocasiona a perda parcial da coordenação e prejudica o
sistema;
Naturalmente, o uso do seccionalizador em substituição a uma chave fusível
só é viável em locais onde o mesmo possa ser economicamente justificado,
tendo em vista: densidade de carga elevada, indústrias, cargas especiais, etc.
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8.4.2. Características Operacionais
O seccionalizador é um equipamento projetado para ser ligado em série, no
lado da carga e após o religador automático ou após o disjuntor com relé de
religamento, conforme ilustração da figura 8.4
Ocorrendo um defeito na zona de proteção do seccionalizdor, o religador
deverá sentir tal defeito, isto é, o religador deverá interromper a corente de
defeito, o seccionalizador conta a interrupção e após um pré-determinado
número de interrupções do religador (uma, duas ou três), o seccionalizador
abre seus contatos, sempre com o circuito desenergizado e antes da abertura
definitiva do religador.
Não existe nenhum comando elétrico ou mecânico entre o religador e o
seccionalizador, apenas o fato de que ambos estão instalados em série no
circuito conforme representação da figura 8.4
Assim sendo, um defeito permanente na zona de proteção do seccionador
pode ser isolado sem que o religador ou disjuntor com relé de religamento
abra seus contatos definitivamente.
Portanto, os seccionalizadores são instalados para estabelecer
economicamente pontos adicionais de seccionamento automático em
circuitos de distribuição. Não tendo capacidade para interrupção de correntes
de defeito, custam consideravelmente menos que os religadores automáticos.
São projetados, no entanto, para interromper a corrente de carga nominal
característica dos mesmos e conseqüentemente serem operados como uma
chave a óleo.
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Figura 8.4
ND – 3.001
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8.4.3. Condições Básicas para Instalação de Seccionalizadores
A instalação de seccionalizadores requer que as seguintes condições sejam
satisfeitas:
a) Só podem ser usados em série com dispositivo automático de religamento
como retaguarda (religador ou disjuntor).
b) O dispositivo de retaguarda deve ser capaz de sentir as correntes
mínimas de defeito na zona de proteção do seccionalizador.
c) As correntes mínimas de defeito na zona de proteção dos seccionadores
devem ser superiores às correntes mínimas de situação dos mesmos.
d) Os seccionalizadores equipados com dispositivos de disparo para faltas à
terra exigirão religadores com dispositivos de disparo com faltas à terra.
e) Seccionalizadores do tipo trifásico exigirão religadores do tipo trifásico.
f) O tempo de memória do seccionalizador deve ser, no mínimo, igual a
soma dos tempos de operação mais os tempos de religamento do
equipamento de retaguarda.
g) Os seccionalizadores não interrompem correntes de defeito, não sendo
especificados para tais equipamentos o termo capacidade de interrupção.
h) As capacidades momentâneas e de curta duração com relação as
correntes de falta no ponto de locação no seccionalizador não deverão
ser ultrapassadas. A duração considerada, para suportabilidade térmica e
dinâmica para as correntes de falta, será função do tempo acumulado de
abertura do equipamento de proteção de retaguarda.
i) A corrente nominal da bobina série deverá ser maior do que a corrente
máxima no ponto de instalação, incluindo manobras usuais.
j) Para sistemas solidamente aterrados é recomendável o uso de
dispositivos de disparo para faltas à terra.
k) Demais características de seccionalizador tais como tensão nominal,
freqüência nominal e NBI, deverão ser compatíveis com os valores do
sistema no qual será instalado.
ND – 3.001
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8.4.4. Tipos e Características Técnicas
Utilizados pela Eletropaulo
Principais
dos
Seccionadores
- Seccionalizador Tipo GH:
Monofásico, sistema de comando hidráulico, imerso em óleo, tanque único,
uso externo, para instalação em poste.
•
Tensão nominal: 14,4 kV;
•
NBI: 95 kV;
•
Corrente nominal: 140 A;
•
Bobina série: 70 e 100 A;
•
Máxima corrente de interrupção em carga: 140 A;
•
Número de operações: 1 a 3;
Observações:
1) A corrente de carga é limitada pela corrente nominal da bobina
série.
2) A corrente mínima de atuação do seccionalizador é a menor
corrente capaz de sensibilizar o mecanismo de abertura do
mesmo, quando o circuito é desenergizado por um equipamento
de proteção situado à sua retaguarda.
Corrente
nominal da
bobina série
(A)
Corrente
mínima de
atuação (A)
Corrente
momentânea
assimétrica (A)
70
112
100
160
ND – 3.001
Corrente de curta duração
1 segundo
10 segundos
6.500
3.000
900
6.500
4.000
1.250
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8.4.5. Dados Complementares:
Dever-se-á consultar os catálogos técnicos dos respectivos fabricantes.
8.5.
Relés de Sobrecontrole:
8.5.1. Geral
Os relés de sobrecorrente supervisionam as correntes elétricas do circuito
comandando um ou mais disjuntores quando esta corrente ultrapassar um
valor prefixado.
Os relés podem estar ligados diretamente em série no circuito (relés primários
ou diretos) ou através de transformadores de corrente (relés secundários ou
indiretos).
As funções básicas dos transformadores de corrente são:
- estabelecer isolação galvânica ente o nível de tensão de
distribuição primária e o nível de tensão dos circuitos de comando,
controle, proteção e medição;
- adequar os níveis das correntes elétricas, tanto para condições
normais de operação como para condições de falta, às
características operacionais dos relés de sobrecorrente ou
instrumentos de medida conectados aos seus enrolamentos
secundários.
As figuras 8.5A, 8.5B e 8.5C ilustram os conceitos e termos anteriormente
descritos.
ND – 3.001
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Figura 8.5A – Relés Primários – Conectados Diretamente ao Circuito
Figura 8.5B – Relés Secundários – Conectados ao Circuito Através de TCs
Esquema: 2 Relés de Fase e 1 de Neutro; Relé de Religamento (79)
ND – 3.001
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Figura 8.5C – Relés Secundários – Conectados ao Circuito Através de TCs
Esquema: 3 Relés de Fase, 1 de Neutro e 1 Relé de Religamento (79)
ND – 3.001
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8.5.2. Princípio de Funcionamento
a) Relés Eletromecânicos
- Operação por Atração:
A operação destes relés é devida à atração de uma haste para o interior
de uma bobina ou pela atração de uma armadura pelos pólos de um
eletro-ímã.
Os relés operados por tal princípio podem ser usados tanto em circuitos
de corrente contínua como em circuitos de corrente alternada.
- Operação por Indução:
A operação destes relés é baseada no mesmo princípio do medidor de
energia elétrica, ou seja, pela interação dos fluxos magnéticos defasados
que atravessam um disco ou tambor giratório com as correntes neles
induzidas. Só funcionam em circuitos de corrente alternada podendo ter
atuação instantânea ou temporizada.
b) Relés Eletrônicos
O princípio de funcionamento de tais reIés pode ser descrito basicamente
através de quatro módulos fundamentais
- Módulo detector de sinal: que tem como função a transformação
dos sinais de corrente, oriundos dos TCs, em sinais de tensão CC
proporcionais.
- Módulo de valores de ajuste: que tem como função definir a
característica tempo x corrente (t x l) do relé.
- Módulo Comparador: que tem como função comparar os valores de
tensão do Módulo detector de sinal com os valores ajustados no
Módulo de valores de ajuste, enviando ou não um sinal ao Módulo de
disparo.
- Módulo de Disparo: que tem como função a emissão de sinal de
atuação do relé através de mini relés do tipo telefônico.
As características de atuação(t X l) de tais relés são escolhidas de modo
a aproximar-se da característica (t X I) dos relés eletromecânicos com
operação por indução.
ND – 3.001
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c) Relés Microprocessados
Os relés microprocessados, também chamados relés digitais, consistem
tipicamente de um sistema de aquisição de dados em AC, um
microprocessador, componentes de memória contendo os algorítmos de relé,
contatos de entradas lógicas para controlar o relé e contatos de saída para
controle de outros equipamentos. A figura 8.5.2 mostra um diagrama de
blocos simples de hardware dos relés digitais
VI
ESTRUTURA
DE AQUISIÇÃO
DE DADOS
MÓDULO DE
PROCESSAMENTO
SAÍDAS
Figura 8.5.2 – Diagrama de blocos funcional de um relé digital
As entradas de corrente e tensão são isoladas, filtradas e amostradas.
Então elas são colocadas em escala e convertidas em quantidades
digitais para o microprocessador. O programa do microprocessador filtra
os dados, cria as características do relé e controla as saídas do relé. A
maioria dos relés digitais tem a função automática de auto-teste que
verificam a correta operação do relé. Virtualmente tudo é submetido a
auto-teste, exceto as entradas analógicas e os circuitos de contatos de
entradas e saídas. Se o auto-teste detecta uma condição anormal, ele
pode fechar uma contato de saída, enviar uma mensagem, ou fornecer
alguma outra indicação de falha, através, por exemplo, do sistema
SCADA RTU ( supervisory Control and Data Acquisition remote Terminal
Unit ). Além disso, os relés digitais fornecem dados de medição, eventos,
informação de dados, oscilografias, localização de faltas, etc, além das
funções de proteção. Estas informações podem ser acessadas através de
portas de comunicação no relé, telas locais ou outra interface homemmáquina.
8.5.3. Característica de Atuação (t x l):
Os relés de sobrecorrente, em função aos tempos de atuação, podem ser
classificados nos seguintes tipos:
- Relés de Sobrecorrente Instantâneo:
Na ocorrência de sobrecorrentes a operação do mesmo se completa
num intervalo de tempo muito curto, praticamente independendo da
duração da falta.
‘
ND – 3.001
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BOBINA
DE TRIP
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- Relés de sobrecorrente:
O tempo de atuação é ajustável e independente do valor da corrente.
Tais relés possuem normalmente uma unidade de atuação instantânea
(50) e uma unidade de atuação temporizada (51) com tempo definido
- Relés de Sobrecorrente Instantâneo com Time-Delay:
Nas circunstâncias em que houver sobrecorrentes acima do valor préestabelecido, haverá a atuação instantânea do elemento de
sobrecorrente, porém o comando para desligamento do disjuntor dar-seá após 10 ciclos através de relé auxiliar temporizador.
- Relés de Sobrecorrente de tempo inverso:
O tempo de operação é inversamente proporcional ao valor da corrente.
As características principais de operação de tais reIés pode ser
classificada em:
•
normalmente inversa;
•
muito inversa;
•
extremamente Inversa;
Tais relés possuem operação inversamente proporcional ao valor da corrente
possuindo porém variações mais ou menos acentuadas das características
de operação (t x I) de Tempo Inverso.
As características (t x I) dos tipos de relés acima descritos, encontram-se
representadas nas Figuras 8.5D e 8.5E
Pelas prescrições da norma ANSI C37.2-1970 os relés de sobrecorrente
podem ser designados pelos seguintes números:
- 50: Relé de sobrecorrente instantâneo:
- 51: Relé de sobrecorrente temporizado, válido para os dois tipos:
tempo definido ou de tempo inverso.
Caso os relés de sobrecorrente tenham como função detectar correntes de
falta à terra, suas unidades de sobrecorrente instantânea e temporizada
deverão ser designadas por 50N e 51N respectivamente.
ND – 3.001
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Esquema típico de comando e proteção de alimentadores de MT
ND – 3.001
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Figura 8.5D
ND – 3.001
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Figura 8.5E
ND – 3.001
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8.5.4. Equação característica de relés sobrecorrente –MICROPROCESSADO
-
PADRÃO ANSI
Curvas de Tempo - Padrão ANSI
Tempo de Trip
=
A
M -C
+
B
x
p
14n - 5
9
M = Múltiplos do Pick-up
n = Multiplicador de tempo
CONSTANTES DE SOBRECORRENTE
Curva
A
B
Ex tremamente Inversa
6.407
0.025
Muito Inversa
2.855 0.0712
Inversa
0.0086 0.0185
Inversa Por P ouc o Tempo
0.00172 0.0037
Ex tremamente Inversa Por Pouco Tempo
1.281
0.005
Ex tremamente Inversa Por Muit o Tempo
64.07
0.250
Muito Inversa Por Muito Tempo
28.55
0.712
Inversa Por Muito Tempo
0.086
0.185
Curva #8 do Religador
4.211
0.013
-
C
1
1
1
1
1
1
1
1
0.35
P
2
2
0.02
0.02
2
2
2
0.02
1.8
PADRÃO IEC
Curvas de Tempo - Padrão IEC
Tempo de Trip
=
K
M -1
x
n
a
M = Múltiplos do Pick-up
n = Multiplicador de tempo
CONSTANTES DE SOBRECORRENTE
Curva
K
Extremamente Inversa
80
Muito Inversa
13.5
Inversa
0.14
Inversa Por Louco Tempo
120
ND – 3.001
a
2
1
0.02
1
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8.5.5. Curvas características de relés sobrecorrente – MICROPROCESSADO
PADRÃO ANSI
Curva Extremamente Inversa
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Extremamente Inversa
100,00
10,00
1,00
10
9
8
7
6
5
4
3
0,10
2
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Muito Inversa
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Muito Inversa
100,00
10,00
10
9
8
7
6
1,00
5
4
3
2
0,10
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Normal Inversa
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Inversa
100,00
10,00
10
9
8
7
6
5
1,00
4
3
2
1
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Inversa por Pouco Tempo
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Inversa por Pouco Tempo
100,00
10,00
1,00
10
9
8
7
6
5
4
3
0,10
2
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Extremamente Inversa por Pouco Tempo
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Extremamente Inversa por Pouco Tempo
100,00
10,00
1,00
0,10
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0,01
0
1
10
Rodrigo Brito de Queiroga -
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
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Curva Extremamente Inversa por Muito Tempo
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Extremamente Inversa por Muito Tempo
100,00
10,00
10
9
8
7
6
5
4
3
1,00
2
1
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Muito Inversa por Pouco Tempo
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Muito Inversa por Muito Tempo
100,00
10
9
8
7
6
5
10,00
4
3
2
1,00
1
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Muito Inversa por Muito Tempo
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva Inversa por Muito Tempo
100,00
10
9
8
7
6
5
10,00
4
3
2
1
1,00
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva # 8 - Recloser
Tempo (s)
Padrão ANSI - Curva #8-Recloser
100,00
10,00
1,00
10
9
8
7
6
5
4
0,10
3
2
1
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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PADRÃO IEC
Curva Extremamente Inversa
Tempo (s)
Padrão IEC - Curva Extremamente Inversa
100,00
10,00
1,00
0,10
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,2
0,1
0,05
0,01
0
1
10
0,4
0,3
Rodrigo Brito de Queiroga -
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Muito Inversa
Tempo (s)
Padrão IEC - Curva Muito Inversa
100,00
10,00
1,00
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,10
0,2
0,1
0,05
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Normal Inversa
Tempo (s)
Padrão IEC - Curva Inversa
100,00
10,00
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
1,00
0,4
0,3
0,2
0,1
0,10
0,05
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Curva Inversa por Longo Tempo
Tempo (s)
Padrão IEC - Curva Inversa por Longo Tempo
100,00
10,00
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
1,00
0,3
0,2
0,1
0,05
0,10
Rodrigo Brito de Queiroga -
0,01
0
1
10
100
1000
Multiplos do Pick-up
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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8.5.6. Ligações Usuais dos Relés de Sobrecorrente:
A Figura 8.5A mostra os esquemas usuais de ligação entre os relés de
sobrecorrente de fase e de neutro.
- Faltas Entre Fases:
Na ocorrência de sobrecorrentes oriundas de curto-circuito entre fases
(3F e 2F) haverá circulação de corrente nos ramos secundários dos TCs
correspondentes às fases do circuito primário que estão envolvidas na
falta. Neste caso não deverá haver circulação de corrente pelo circuito
de neutro dos TCs, de modo que apenas as unidades de fase deverão
atuar.
Na realidade poderá existir uma parcela de corrente residual que
circulará pelo circuito de neutro, devido ao fato de as características
eletro-magnéticas dos TCs não serem exatamente iguais. O ajuste do
elemento 51N não deverá ser sensível a tais correntes residuais.
- Faltas à Terra:
Na ocorrência de sobrecorrentes oriundas de curto-circuitos à terra
haverá circulação de corrente nos secundários dos TCs das fases
envolvidas. Assim, tanto as bobinas dos relés das fases como do neutro
terão circulação de correntes. O ajuste do elemento 51N deverá ser
sensível à corrente de curto-circuito fase-terra mínima.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Atuação das Proteções Sobrecorrentes para Faltas:
ΦΤ
3Φ
2Φ
2Φ−Τ
Figura 8.5 A
Obs: Os esquemas acima mostrados, traduzem o sistema de proteção
convencional e/ou eletromecânico. Para as proteções digitais, há elementos de
sobrecorrente na fase branca e a temporização dos elementos 50, é feita
através de lógica de controle.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Página 100 de 190
8.5.7. Escolha do Esquema de Proteção:
a) Proteção dos Troncos de Alimentadores das ETDs:
Normalmente é aplicado o esquema da Figura 8.5A, ou seja, 2 (dois) relés de
fase + 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, devida à atuação dos relés de
sobrecorrente.
b) Entradas Primárias (EPs):
Poderão ser aplicados os esquemas com 2 ou 3 relés secundários por fase,
mais relé de neutro, como o esquema com relés primários.
Os esquemas com relés secundários permitem maior flexibilidade e precisão
nos ajustes no que se refere ao estudo de coordenação das proteções.
Os esquemas com relés primários é inferior tecnicamente aos anteriores
apresentando porém a vantagem
de ser mais econômico.
8.5.8. Critérios Gerais para Graduação:
a) Devem ser obedecidos os requisitos básicos de rapidez, segurança e
seletividade de operação assim expressos:
- Rapidez: o relé deve comandar a abertura do disjuntor em tempo
inferior àquele que poderia danificar os equipamentos protegidos;
Para fixação do valor de K1, deve-se no entanto comparar o valor da
magnitude “Icc min” com o valor da corrente máxima de desequilíbrio
prevista para o circuito. Em certos casos, quando se considera no
cálculo das correntes de falta à terra o valor da resistência de terra igual
a 20 ohms, os valores de “Icc min” poderão,ser inferiores ao valor da
corrente máxima de desequilíbrio do sistema. Neste caso poderá ser
admitido um valor de K1 maior que 0,8 devendo ser escolhido de forma
que “K1 x Icc min” seja maior que a corrente máxima de desequilíbrio
prevista para o circuito. Caso contrário, os elementos temporizados dos
relés (51N) poderão atuar indevidamente em condições normais de
carga e na ocorrência de queima de elo fusível.
Em alguns casos, a faixa de ajuste dos relés existentes pode limitar a
aplicação do fator de segurança.
- Limite inferior calculado em função da máxima carga do circuito, ou
seja:
IAJ ≥ (K2 x IC) / RTC
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Onde:
Ic – Máxima corrente de carga possível [A], ou corrente nominal do
circuito para os relés de fase, e máxima corrente de desbalanço
previsível, quando da queima do maior fusível existente, no caso, de
relés de neutro.
K2 – fator de segurança, valendo 1,5.
b) Ajuste de tempo (dial de tempo para relés eletromecânicos):
Deve ser efetuado com base nos critérios gerais de' rapidez e seletividade, de
modo que a característica t X I escolhida do relé forneça tempos de atuação
inferiores aos de dano aos equipamentos, porém superiores aos tempos de
atuação dos fusíveis e religadores a jusante. Ou seja, na verificação gráfica
as curvas não devem se cruzar, havendo um intervalo de coordenação
adequado para cada caso.
c) Ajuste do elemento instantâneo:
Deve ser efetuado de maneira que para qualquer curto-circuito previsível o
relé atue antes, evitando a queima de fusíveis por curtos temporários.
Caso haja religador automático no circuito, a zona de proteção do instantâneo
pode ser reduzida (aumentar graduação), mantendo-se, no entanto, um
trecho em sobreposição para maior segurança.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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9.
9.1.
LOCAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS
Geral
O sistema de proteção dos circuitos aéreos de distribuição é constituído de
dispositivos de proteção contra sobrecorrentes que, estando coordenados
entre si, deverão possibilitar um grau satisfatório de continuidade do serviço
de fornecimento de energia elétrica.
A locação dos elementos de proteção possui papel fundamental no tocante à:
- continuidade de serviço do sistema:
- decisão da viabilidade do esquema de proteção adotado em função do custo
do mesmo e das características das cargas a serem protegidas.
Os critérios a seguir prescritos têm o objetivo de orientar a escolha inicial e a
localização dos equipamentos, para se definir de alternativas de esquemas
de proteção para cada circuito.
9.2.
Critérios Para Localização dos Equipamentos de Proteção
9.2.1. Saídas dos Circuitos Provenientes das ETDs
Tais circuitos são protegidos por disjuntores comandados por três relés de
sobrecorrente, sendo dois de fase e um de neutro, havendo também um relé
de religamento conforme esquema unifilar da Figura 6.1.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Figura 9.2A
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
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Os relés de fase atuam sobre a bobina de desligamento do disjuntor para
curto-circuito entre fases ou entre fases e a terra
O relé de neutro atuará sobre a bobina do disjuntor para defeitos à terra.
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.
Tal esquema de proteção é adotado para a maioria das ETDs.
Nos casos particulares de subestações alimentadas diretamente em tensão
de distribuição, a proteção de salda dos circuitos poderá ser constituída por
um religador automático.
9.2.2. Locação de Religadores, Seccionalizadores e Chaves Fusíveis:
Serão utilizados nos circuitos aéreos de distribuição primária os critérios de
locação apresentados na tabela 9.2B, que aparecem codificados por letras
(A,B,C...).
A Tabela 9.2B apresenta critérios de escolha dos equipamentos de proteção,
com possibilidade de opção entre os mesmos. A escolha deve ser feita em
função da importância do circuito e dos consumidores atendidos, assim como
da disponibIlidade dos equipamentos mais sofisticados, como religadores e
seccionalizadores.
Acerca dos critérios apresentados valem as seguintes observações:
- nos troncos deve ser evitada a aplicação de dispositivos de proteção,
podendo porém ser aceita nos casos dos critérios A e B:
Deve-se evitar:
- emprego de religadores em série;
- emprego de religadores e chaves fusíveis em ramais interligáveis;
- não é necessária a limitação do número de chaves fusíveis em série; deve-se
verificar que haja seletividade entre os elos para os níveis de curto previstos;
- em relação às entradas primárias (critério H) os elos fusíveIs usados deverão
ser até 140 A. Para casos mais elevados, deve-se usar chave seccionadora
apenas com a finalidade de manobra.
ND – 3.001
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Critério
A
B
Situação
Equipamento
Início de trechos extensos, onde o nível mínimo de
Religador ou
curto seja insuficiente para estabilizar o dispositivo de
Fusível
proteção da retaguarda
Religador,
Logo após cargas de grande importância , e cuja
continuidade de serviço deva ser elevada, caso o Seccionalizador
ou Fusível
circuito a seguir seja extenso
C
Início de ramais que alimentam cargas classificadas
Religador ou
como especiais ou de grande importância
Seccionalizador
D
Início de ramais de certa importância, que supram
Religador ou
áreas sujeitas a alta incidência de falhas temporárias Seccionalizador
E
F
Início de ramais ou sub-ramais com extensão
superior a 150 m, não classificáveis nos critérios C
ou D
Início de ramais ou sub-ramais com extensão inferior
a 150 m, mas que estejam sujeitos a alta incidência
de falhas
Fusível
Fusível
G
Meio de trechos extensos protegidos por religador no
início
Fusível
H
Entrada primária com corrente nominal até 140 A
Fusível
I
Estação transformadora (ET)
Fusível
J
Banco de capacitores
Fusível
Tabela 9.2B – Critérios para Locação de Equipamentos de Proteção
ND – 3.001
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Página 106 de 190
10. CÁLCULO DAS CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO
10.1.
Geral:
Deverão ser calculadas as magnitudes das correntes de curto-circuito
correspondentes às seguintes faltas:
- curto-circuito trifásico (Icc 3F):
- curto-circuito fase-fase (Icc FF);
- curto-circuito fase-terra (Icc FT).
O comportamento das correntes de curto-circuito ao longo do tempo pode ser
visualizado através da Figura 10.A
a) para o caso de corrente simétrica, ou seja sem a componente decorrente
contínua;
b) para o caso de corrente assimétrica.
O nível de assimetria das correntes de falta, assim como a variação das
mesmas em função do tempo, dependem basicamente do instante de
ocorrência da falta e da relação X/R da impedância equivalente no ponto de
ocorrência da falta, em relação à fonte (zeq = R + JX). Observe que, por
convenção, neste capítulo toda grandeza complexa terá notação minúscula e
toda grandeza escalar terá notação maiúscula.
A variação das correntes de falta nas redes elétricas é caracterizada pelo
comportamento transitório dos geradores síncronos das Unidades
Hidrelétricas/Termoelétricas que alimentam o sistema elétrico da Eletropaulo.
Na ocorrêncIa de curto-circuito nas redes elétricas ocorrerão variações nas
reatâncias internas equivalentes dos geradores que podem ser
caracterizadas em três períodos distintos conforme mostra a Figura 10.A
ND – 3.001
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Figura 10A
ND – 3.001
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- Sub-transitório - (X"d - reatância sub-transitória);
- Transitório - (X'd - reatância transitória);
- Regime Permanente - (Xs - reatância síncrona).
O efeito da variação das reatâncias dos geradores nas faltas que ocorram
nas redes aéreas de distribuição primárIa da Eletropaulo não é relevante,
uma vez que as impedâncias das linhas de transmissão/sub-transmissão,
assim como dos transformadores abaixadores e reguladores, limitam-no,
impedâncias constantes com o tempo.
Para o estudo de coordenação das proteções o interesse principal reside na
obtenção dos níveis simétricos das correntes de curto-circuito. Por outro lado,
para verificação da suportabilidade térmico-dinâmica aos equipamentos de
proteção em relação às correntes de falta, o interesse principal reside na
obtenção dos níveis assimétricos destas correntes.
Os valores obtidos através dos procedimentos a seguIr expostos cor
respondem aos valores simétricos e assimétricos das correntes de curtocircuito.
10.2. Dados Para o Cálculo das Correntes de Curto-Circuito
Com relação ao diagrama unifilar básico da figura 10.B, os seguintes
parâmetros elétricos deverão ser registrados:
- V1: Tensão nominal de transmissão/sub-transmissão da ETD, em KV
- V2: Tensão nominal de distribuição primária da ETD, em KV.
- VT1: Tensão nominal do enrolamento de tensão superior do transformador,
em KV.
ND – 3.001
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Figura 10.B
ND – 3.001
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- VT2: Tensão nominal do enrolamento de tensão inferior do transformador, em
KV.
- Scc1-3Ф: Potência de curto-circuito trifásica do sistema de transmissão/subtransmissão para a condição normal de operação do sistema, em MVA.
- Scc1-ФT: Potência de curto-circuito fase-terra (trifásico equivalente) do
sistema de sub-transmissão para a condição normal de operação do sistema,
em MVA.
- ST: Potência nominal do transformador, em MVA.
- ZT(%): Impedância percentual ou de curto-circuito do transformador, em %.
- zl: Impedância complexa correspondente aos trechos do circuito de
distribuição considerados (impedância de seqüência positiva), em ohm/km.
- zlo: Impedância complexa correspondente aos trechos dos circuitos de
distribuição considerados (impedância de seqüência zero), em ohm/km.
As impedâncias utilizadas deverão ser representadas na forma complexa:
a) z = A + - jB [ohms], representação cartesiana, onde:
A = parte real da impedância correspondente a resistência ôhmica do bipolo
considerado:
B = parte imaginária da impedância correspondente a reatância indutiva (+B)
ou a reatância capacitiva (-B) do bipolo considerado.
b) z = Z |_ Φ [ohms], representação na forma polar, onde:
z = √(A2 + B2), módulo da impedância z, em ohms;
Φ = arctg (B/A), ângulo da lmpedâncla z, em graus.
No cálculo das correntes de curto-circuito as impedâncias do sistemas
elétrico são na maioria das vezes de natureza indutiva ( z = A + - jB [ohm]).
ND – 3.001
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10.3. Obtenção do Diagrama de Impedâncias de Seqüência Positiva
A partir do sistema de transmissão/subtransmissão deverá ser obtido o
diagrama da figura 10.C tomando-se como exemplo o diagrama unifilar
básico da figura 10.B
Gs:
Gerador
equivalente
que
representa
o
sistema
transmissão/subtransmissão visto pela barra da ETD referido à tensão V2.
de
- VGS: tensão do gerador Gs, igual a V2
- zs: Impedância complexa equivalente do sistema de transmissão/subtransmissão visto pela barra da ETD, considerada referida à tensão V2, valor
em ohm.
- zt: Impedância complexa do transformador referida à tensão V2, valor em
ohm.
- zAB, zBC, zCD, zCE, zEG, zGF: São as impedâncias complexas dos trechos
considerados, valor em ohm, (ou zl, em uma notação genérica).
ND – 3.001
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Figura 10.C
As impedâncias acima descritas deverão ser representadas da seguinte
forma:
zs = 0 + jZs ohm, onde: Zs = V22 / Scc1 - 3Φ, considera-se a parte resistiva
desprezível.
zt = 0 + jZt ohm, onde: zt= (ZT(%)/100) x (V22 /ST) ohm, considera-se a parte
resistiva desprezível.
zAB = A + jB ohm, onde:
A = valor da resistência ôhmica do trecho AB obtida através dos dados
da tabela 10.D
A = R (ohm / km) x Lab (km) para o tipo de cabo e bitola do condutor
considerado;
B = valor da reatância indutiva do trecho AB obtida através dos dados da
tabela 10.D
B = X (ohm/km) x Lab (km) para o tipo e bitola do condutor considerado;
Lab = extensão do trecho AB em km.
ND – 3.001
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Página 113 de 190
-
IMPEDÂNCIAS DOS CABOS – PADRÃO ELETROPAULO
Dados de base para cálculo das impedâncias de seqüência
MATERIAL
COBRE
COBRE
COBRE
COBRE
COBRE
COBRE
BITOLA
4/0
2/0
1/0
2
4
6
R (Ohm / Km )
0,18828
0,29888
0,37717
0,59900
0,94324
1,48508
GMR ( m )
0,00508
0,00382
0,00339
0,00269
0,00213
0,00160
ALUMÍNIO
ALUMÍNIO
ALUMÍNIO
ALUMÍNIO
ALUMÍNIO
556
336
3/0
1/0
4
0,1255
0,19008
0,37865
0,60148
1,52117
0,0084
0,00640
0,00428
0,00339
0,00213
Impedâncias de seqüência por classe de tensão
Tensão 3.8 kV - Circuito Simples
Bitola (AWG / MCM)
Ohms/ km
Mono Fase
Neutro
Aterrado
R1
X1
Bitola Material Bitola Material
R0
X0
Multi Aterrado
R0
X0
Condutores de Cobre
4/0
Cu
1/0
Cu
0,1883 0,3249
0,3659
2,075 0,4850 1,4328
2/0
Cu
4
Cu
0,2989 0,3464
0,4766
2,093 0,7276 1,6847
1/0
Cu
4
Cu
0,3772 0,3554
0,5549
2,1017 0,8051 1,6937
4
Cu
6
Cu
0,9432 0,3905
1,1211
2,1347 1,3689 1,8718
6
Cu
6
Cu
1,4851 0,4120
1,6630
2,1583 1,9108 1,8933
Condutores de Alumínio
336,4
Al
3/0
Al
0,1901 0,3075
0,3684
2,0538 0,4943 1,4108
3/0
Al
1/0
Al
0,3787 0,3379
0,5586
2,0842 0,7643 1,5415
1/0
Al
4
Al
0,6015 0,3554
0,7823
2,1001 0,9871 1,8471
4
Al
4
Al
1,5289 0,3905
1,7065
2,1478 1,9496 1,8796
Tabela 10.1 – Impedâncias de sequência
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Página 114 de 190
Tensão 3.8 kV - Circuito Duplo
Bitola (AWG / MCM)
Fase
Bitola
Ohms/ km
Neutro
Material
Bitola
Material
R1
Multi - aterrado
X1
R0
X0
Condutores de Cobre
4/0
Cu
1/0
Cu
0,0941 0,1212
0,3909
1,2291
2/0
Cu
4
Cu
0,1494 0,1319
0,5782
1,4702
1/0
Cu
4
Cu
0,1886 0,1364
0,6173
1,4747
4
Cu
6
Cu
0,4716 0,1540
0,8973
1,6352
6
Cu
6
Cu
0,7425 0,1647
1,1682
1,6460
Condutores de Alumínio
336,4
Al
3/0
Al
0,0950 0,1125
0,3992
1,2118
3/0
Al
1/0
Al
0,1893 0,1276
0,5750
1,3274
1/0
Al
1/0
Al
0,3007 0,1364
0,6864
1,3362
1/0
Al
4
Al
0,3007 0,1364
0,7292
1,6256
4
Al
4
Al
0,7606 0,1540
1,1890
1,6431
Tabela 10.2 – Impedâncias de sequência
Tensão 13,2 kV
Bitola (AWG / MCM)
Fase
Bitola
Ohms/ km
Neutro
Material
Bitola
R1
X1
Mono - aterrado
Material
R0
X0
Multi Aterrado
R0
X0
Condutores de Cobre
4/0
Cu
1/0
Cu
0,1883 0,3888
0,3659
1,9472 0,4722 1,3138
2/0
Cu
4
Cu
0,2989 0,4103
0,4766
1,9653 0,7234 1,5622
1/0
Cu
4
Cu
0,3772 0,4193
0,5549
1,9740 0,8017 1,5712
4
Cu
6
Cu
0,9433 0,4544
1,1211
2,0069 1,3649 1,7473
6
Cu
6
Cu
1,4851 0,4759
1,6630
2,0305 1,9068 1,7689
Condutores de Alumínio
556,5
ND – 3.001
Al
3/0
Al
0,1255 0,3508
-
-
0,4267 1,2674
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Página 115 de 190
336,4
Al
3/0
Al
0,1901 0,3714
0,3684
1,9260 0,4913 1,2879
3/0
Al
1/0
Al
0,3787 0,4017
0,5586
1,9564 0,7604 1,4172
1/0
Al
4
Al
0,6015 0,4193
0,7823
1,9723 1,0258 1,720
4
Al
4
Al
1,5212 0,4544
1,7065
2,02
1,9456 1,7551
240*
Al
3/0
Al
1,6310 0,1051
-
-
6,3810 0,1051
300**
Al
3/0
Al
-
0,6122 1,1273
0,1900 0,6240
* Pré-Reunido
** Space Cable
Tabela 10.3 – Impedâncias de sequência
Tensão 23 kV
Bitola (AWG / MCM)
Fase
Bitola
Ohms/ km
Neutro
Material
Bitola
R1
X1
Mono - aterrado
Material
R0
X0
Multi Aterrado
R0
X0
Condutores de Cobre
4/0
Cu
1/0
Cu
0,1883 0,4157
0,3659
1,8934 0,4792 1,2696
2/0
Cu
4
Cu
0,2989 0,4372
0,4766
1,9114 0,7187 1,5143
1/0
Cu
4
Cu
0,3772 0,4462
0,5549
1,9201 0,7970 1,5233
4
Cu
6
Cu
0,9433 0,4812
1,1211
1,9531 1,3606 1,6972
6
Cu
6
Cu
1,4851 0,5028
1,6630
1,9767 1,9024 1,7187
Condutores de Alumínio
336,4
Al
3/0
Al
0,1901 0,3983
0,3684
1,8722 0,4881 1,2439
3/0
Al
1/0
Al
0,3787 0,4286
0,5586
1,9025 0,7562 1,3714
1/0
Al
4
Al
0,6015 0,4462
0,7823
1,9185 1,0215 1,3890
4
Al
4
Al
1,5212 0,4812
1,7065
1,9662 1,9412 1,7048
240*
Al
3/0
Al
1,6310 0,1051
-
-
6,3810 0,1051
300**
Al
3/0
Al
0,1900 0,6240
* Pré-Reunido
** Space Cable
-
-
0,6122 1,1273
Tabela 10.4 – Impedâncias de sequência
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Página 116 de 190
Tensão 35 kV
Bitola (AWG / MCM)
Fase
Bitola
Ohms/ km
Neutro
Material
Bitola
R1
X1
Mono - aterrado
Material
R0
X0
Multi Aterrado
R0
X0
Condutores de Cobre
4/0
Cu
1/0
Cu
0,1883 0,4157
0,3659
1,8934 0,4792 1,2696
2/0
Cu
4
Cu
0,2989 0,4372
0,4766
1,9114 0,7187 1,5143
1/0
Cu
4
Cu
0,3772 0,4462
0,5549
1,9201 0,7970 1,5233
4
Cu
6
Cu
0,9433 0,4812
1,1211
1,9531 1,3606 1,6972
6
Cu
6
Cu
1,4851 0,5028
1,6630
1,9767 1,9024 1,7187
Condutores de Alumínio
336,4
Al
3/0
Al
0,1901 0,3983
0,3684
1,8722 0,4881 1,2439
3/0
Al
1/0
Al
0,3787 0,4286
0,5586
1,9025 0,7562 1,3714
1/0
Al
4
Al
0,6015 0,4462
0,7823
1,9185 1,0215 1,3890
4
Al
4
Al
1,5212 0,4812
1,7065
1,9662 1,9412 1,7048
240*
Al
3/0
Al
1,6310 0,1051
-
-
6,3810 0,1051
300**
Al
3/0
Al
0,1900 0,6240
-
-
0,6122 1,1273
* Pré-Reunido
** Space Cable
Tabela 10.5 – Impedâncias de Sequência
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Página 117 de 190
10.4. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito Trifásico – Valor Simétrico
Com base nos dados e diagramas de impedâncias de seqüência positiva
descritos nos itens anteriores deve-se obedecer a seguinte seqüência de
passos:
1) Seleciona-se os pontos de interesse para o cálculo das correntes
de curto-circuito, por exemplo os pontos A, B, E, e G – Figura
10.C
2) Obtém-se para cada um dos pontos escolhidos a impedância
complexa equivalente (zeq) e o respectivo módulo (Zeq);
impedâncias vistas a partir dos pontos e tendo como referência o
gerador Gs:
zeq = Req + j Xeq [ohm]
e
Zeq = √(Req2 + Xeq2) [ohm], onde:
Req = somatória das resistências ôhmicas dos trechos do circuito
até o ponto considerado;
Xeq = somatória das reatâncias indutivas dos trechos do circuito
até o ponto considerado.
Para o ponto A, tem-se:
zeq(A) = zs+zt = (0 + jZs)+(0 + jZt) = 0 + j(Zs+Zt) [ohms],
obtendo-se o módulo Zeq(A).
Para o ponto B, tem-se:
Zeq(B) = zs + zt + zAB = (0 + jZs)+(0 + jZt)+(RAB+jXAB) [ohms]
zeq(B) = RAB + j(Zs + Zt + XAB) [ohms]
obtendo-se o módulo Zeq(B).
Para os pontos E e G o procedimento é análogo.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Página 118 de 190
3) Calcula-se Icc-30, para cada ponto escolhido, através da seguinte
relação:
Icc-30 = (V2 x 103) / (√3 x Zeq) [ampéres]
onde:
V2 – tensão nominal de distribuição primária em kV;
Zeq – módulo da impedância complexa equivalente vista pelo
ponto considerado em relação ao gerador Gs;
No caso do ponto A:
Icc-30 = (V2 x 103) / (√3 x Zeq(A)) [ampéres]
Para os demais pontos o procedimento é análogo.
10.5. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito Fase-Fase
Simétrico
-
Valor
Com base nas correntes de curto-circuito trifásico calculadas conforme
procedimentos do item anterior, obtém-se as correntes de curto-circuito fasefase para os pontos escolhidos através da expressão:
Icc-ΦΦ= (√3 / 2) x Icc-3Φ [ampéres]
ou
Icc-ΦΦ aproximadamente igual à 0,86 x Icc-30 [ampéres].
10.6. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito Fase-Terra
Simétrico
-
Valor
- Para circuitos de distribuição primária alimentados por transformadores de
dois enrolamentos com ligação delta/estrela – aterrada correspondendo aos
enrolamentos TS e TI, respectivamente.
Neste caso, vale a seguinte expressão:
Icc-øT = (√3 x V2 x 103) / (2(zs+zt+zl)+zl0+zt0+3zf) [amperes]
zs, zt e zl são os valores em ohms das impedâncias complexas de seqüência
positiva utilizadas para cálculo das correntes de curto-circuito trifásico.
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
Página 119 de 190
zl0: z10: impedância complexa de sequência zero, valor em ohms,
zl0: impedância complexa de seqüência zero, valor em ohms, do condutor de
neutro.
zt0: impedância complexa de seqüência zero, valor em ohms, do transformador
da ETD. Considerar no presente caso transformador com ligação delta/estrela
– aterrada e do tipo núcleo envolvido;
zt0 = 0 + j(0,85 x Zt)
onde: zt é o modulo da impedância complexa do transformador da
ETD
zf: impedância complexa da falta no ponto de ocorrência da mesma. Para as
redes de distribuição primária, deve-se considerar:
zf = 20 + j0 [ohms]
Com base na expressão anterior e nas considerações expostas, dois
níveis de curto-circuito fase-terra deverão ser calculados:
- Icc-ΦT - máximo, calculado fazendo-se zf = 0 + j0 [ohms]
- Icc-ΦT - mínimo, calculado fazendo-se zf = 20 + j0 [ohms].
10.7. Para Circuitos de Distribuição primária
transformadores de dois enrolamentos do tipo:
alimentados
por
- delta/estrela isolada com trafo de aterramento;
- delta/delta com trafo de aterramento.
Neste caso, estando o enrolamento TI do trafo isolado, o aterramento do
sistema de distribuição é efetuado através de um transformador de
aterramento com características técnicas diferentes dos transformadores
abaixadores das ETDs.
Características técnicas principais:
VN – tensão nominal em kV;
STG – potência nominal em MVA;
ZTG (%) – impedância percentual ou de curto circuito em %;
tipo de ligação – zig-zag;
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Neste caso, o valor de ZT0 da expressão do deverá ser calculada como
segue:
ZT0 = (ZTG(%) x VN2 ) / STG [ohms]
(modulo)
zto = 0 + jTZ0 [ohms] (forma carteziana)
As demais impedâncias permanecem inalteradas.
10.8. Obtenção das Correntes de Curto Circuito para Circuitos Bifásicos e
Monofásicos
Estando tais circuitos conectados ao sistema trifásico, o procedimento de
cálculo é similar ao adotado para redes de distribuição trifásicas a 4 fios, com
um neutro multi-aterrado e interligado a ETD, conforme visto anteriormente.
- Sistema Bifásico
a) Curto entre fases:
Procedimento:
- Obtém-se Icc-3Φ conforme metodologia, considerando-se o circuito como
trifásico;
- Obtém-se Icc-ΦΦ = 0,86 x Icc-3Φ.
b) Curto Fase – Terra:
Por exemplo: falta à terra na fase A
Procedimento:
- Obtém-se Icc-ΦT, considerando-se o circuito como trifásico.
- Sistema Monofásico
Procedimento:
Obtém-se Icc-ΦT, considerando-se o circuito como trifásico.
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10.9. Representação de Outros Tipos de Transformadores em uso no Sistema
da Eletropaulo para Cálculo das Correntes de Curto-Circuito
Para a maioria dos casos os transformadores das ETDs são de dois
enrolamentos, com tipo de ligação delta (enrolamento TS) e estrela
(enrolamento TI) solidamente aterrada.
Além deste tipo de transformadores, existem os seguintes tipos em uso no
sistema Eletropaulo:
a) Transformador de dois enrolamentos com ligação tipo:
- Delta (enrolamento TS);
- Estrela aterrada através de impedância (enrolamento TI).
b)Transformadores de três enrolamentos com ligação tipo:
- Delta (enrolamento TS);
- Delta (enrolamento TM);
- Estrela aterrada através de impedância (enrolamento TI).
A metodologia para representação dos transformadores para cálculo de curtocircuito de redes trifásicas de distribuição encontra-se descrita na referência
bibliográfica: Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição, ELETROBRÁS.
10.10. Obtenção das Correntes de Curto-Circuito – Valor Assimétrico
Os níveis de curto-circuito assimétricos são calculados através da multiplicação
dos níveis simétricos correspondente pelo fator K dado pela Tabela 7.2
IccAssim = K x IccSim
O fator K é função da relação X/R, da impedância equivalente do ponto de
ocorrência do curto com relação ao gerador Gs, e do instante de ocorrência do
curto-circuito.
Por exemplo: se a impedância equivalente de um ponto P qualquer em relação
ao gerador Gs vale z(P) = 1,2 + j6,5 ohms tem-se X/R = 6,5/1,2 = 5,41 pela
Tabela 10.5, tem-se 5 < X/R < 10 implicando num fator K = 1,2.
Se Icc 3ø(P)sim = 4,5kA, tem-se:
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Icc 3ø(P)assim = 1,2 x 4,5 = 5,4 kA
A Tabela 10.5 considera, em função da relação X/R, o pior caso em relação ao
instante de ocorrência do curto-circuito.
Relação X/R
Fator K
0 a 2,5
1,05
2,5 a 5
1,10
5 a 10
1,20
10 a 20
1,35
20 a 50
1,60
50 a 100
1,70
Tabela 10.5 – Fator de Assimetria.
Tal procedimento é válido para obtenção dos níveis assimétricos de todos os
tipos de curto-circuito.
10.11. Exemplo de Aplicação:
Objetivo
Com relação ao diagrama unifilar deseja-se calcular as correntes de curtocircuito 3F, 2F, FTmax e FTmin para os pontos A, E, H, J, M, O e Q.
Identificação e Registro dos Parâmetros Elétricos do Circuito
a)
Tensões nominais do sistema:
V1 = 88 kV
V2 = 13.2 kV
b)
Potência de curto-circuito do sistema de sub-transmissão (88 kV):
Scc1-3F = 5000 MVA
Scc1-FT = 4200 MVA
c)
Dados nominais do transformador:
VT1 = 88 kV
VT2 = 13.8 kV
ST = 12MVA
ZT = 15%
Tipo de ligação triângulo/estrela aterrada.
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d)
Impedâncias complexas equivalentes do circuito de distribuição
primária:
Pela Tabela 10.3 para tensão nominal de 13.2 kV tem-se:
Circuito tipo 1 – condutores de fase e neutro tipo CA com formação
3x1/0 AWG (fase) + 4AWG (neutro):
•
Impedância de seqüência positiva z em ohm/km:
R1 = 0.6047 ohms/km
X1 = 0.4178 ohms/km
z1 = R1 + jX1 = 0.6047 + j0.4178 ohms/km
•
Impedância de seqüência zero z0 em ohm/km
R0 = 1.0162 ohms/km
X0 = 1.7254 ohms/km
z0 = R0 + jX0 = 1.0162 + j1.7254 ohms/km
Circuito tipo 2 – condutores de fase e neutro tipo CA com formação
3x336,4 MCM (fase) + 1x3/0 AWG (neutro)
•
Impedância de seqüência positiva z em ohm/km:
R1 = 0.1908 ohms/km
X1 = 0.3715 ohms/km
z1 = R1 + jX1 = 0.1908 + j0.3715 ohms/km
•
Impedância de seqüência zero z0 em ohm/km
R0 = 0.4850 ohms/km
X0 = 1.3140 ohms/km
z0 = R0 + jX0 = 0.4850 + j1.3140 ohms/km
•
Obtenção do Diagrama de Impedâncias de Seqüência Positiva
Com base no diagrama unifilar desenha-se o diagrama de impedâncias de
seq(+) com relação aos trechos que conduzirão correntes de falta até os pontos
escolhidos (A, E, H, J, M, O e Q)
•
Obtenção do valor de zs
zs = 0 + jZs
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Onde: Zs = 13.22 / 5000 = 0.0348 ohms
Logo, zs = 0 + j0.0348 ohms
•
Obtenção do valor de zt
zt = 0 + jZt
Onde: Zt = (15 / 100) x (13.22 / 12) = 2.178 ohms
Logo, zt = 0 + j2.178 ohms
•
ND – 3.001
Obtenção das impedâncias equivalentes dos trechos que
conduzirão as correntes de falta aos pontos escolhidos:
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Figura 10.D – Diagrama Unifilar
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Figura 10.E – Diagrama de impedâncias de seqüência positiva
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Ponto A
As Impedâncias envolvidas são: zs e zt
z(A) = zs + zt = 0 + j(0.0348 + 2.178) ohm
z(A) = 0 + j2.213 ohm = 2.213∠90º ohms
Ponto E
Além das impedâncias zs e zt existem as impedâncias dos trechos AB, BC, CE.
0.100
Impedância seq (+) do
Tipo de Circuito ohm/km
0.1908 + j0.3715
Impedância do Trecho
ohms
0.01908 + j0.03715
BC
1.500
0.6047 + j0.4178
0.90705 + j0.6267
CE
0.800
0.6047 + j0.4178
0.48376 + j0.33424
z(AE) =
1.410 + j0.998
TRECHO
1 (km)
AB
logo,
z(E) = zs + zt + z(AE) = z(A) + z(AE) = 1.410 + j3.211 ohm
z(E) = 3.507 ∠66.3º ohm
Ponto H
Além das impedâncias zs e zt existem as impedâncias dos trechos AB, BF, FG
e GH.
0.100
Impedância seq (+) do
Tipo de Circuito ohm/km
0.1908 + j0.3715
Impedância do Trecho
ohms
0.01908 + j0.03715
BF
1.200
0.1908 + j0.3715
0.22896 + j0.4458
FG
4.500
0.6047 + j0.4178
2.72115 + j1.8801
GH
1.000
0.6047 + j0.4178
0.6047 + j0.4178
z(AH) =
3.574 + j2.781
TRECHO
1 (km)
AB
logo,
z(H) = zs + zt + z(AH) = z(A) + z(AH) = 3.574 + j4.994 ohm
z(E) = 6.141 ∠54.4º ohm
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Ponto J
A impedância equivalente z(J) é calculada como sendo a impedância z(H)
adicionada a impedância do trecho HJ.
Trecho HJ – circuito tipo 1 com lHJ = 0.800 km
z(HJ) = 0.484 + j0.334 ohm
z(J) = z(H) + z(HJ) = (3.574 + j4.994) + (0.484 + j0.334)
z(J) = 4.058 + j5.328
z(J) = 6.697 ∠ 52.7º ohm
Ponto M
Com base nos procedimentos aplicados para os pontos A, E, H e J pode-se
simplificar as operações procedendo-se da seguinte forma:
I.Obtém-se o comprimento total dos trechos com circuito Tipo 1 (FG, GK, KL,
LM):
l1 = 4.5 + 0.5 + 1.2 + 1.8 = 8.0 km
calculando-se a impedância em ohm do trecho FM:
z(FM) = 8.0 x (0.6047 + j0.4178) = 0.4837 + j3.342 ohms
II.Mesmo Procedimento para trechos com circuito Tipo 2 (AB, BF):
l2 = 0.1 + 1.2 = 1.3 km
z(AF) = 1.3 x (0.1908 + j0.3715) = 0.248 + j0.483 ohms
III.Obtém-se a impedância equivalente do ponto M:
z(M) = zs + zt + z(AF) + z(FM) = z(A) + z(AF) + z(FM)
z(M) = 5.085 + j6.038 ohm
z(M) = 7.894 ∠ 49.9º ohm
Ponto O
Com base no procedimento utilizado para o ponto M tem-se:
I.Trechos com circuito Tipo 1 (FG, GK e KO):
l1 = 4.5 + 0.5 + 4.0 = 9.0 km
z(FO) = 9.0 x (0.6047 + j0.4178) = 5.442 + j3.760 ohms
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II.Trechos com circuito tipo 2 (AB e BF):
l2 = 1.3 km
z(AF) = 0.248 + j0.483 ohm
III.Impedância equivalente do ponto O
z(O) = zs + zt + z(AF) + z(FO) = z(A) + z(AF) + z(FO)
z(O) = 5.690 + j6.456 ohm
z(O) = 8.605 ∠ 48.6º ohm
Ponto Q
De forma análoga ao procedimento anterior, tem-se:
I.Trechos com circuito Tipo 1 (DQ):
l1 = 0.2 km
z(DQ) = 0.2 x (0.6047 + j0.4178) = 0.1209 + j0.0835 ohm
II.Trechos com circuito tipo 2 (AB, BF e FD):
l2 = 0.1 + 1.2 + 3.5 = 4.8 km
z(AD) = 4.8 x (0.1908 + j0.3715) = 0.9158 + j1.7832 ohm
III.Impedância equivalente do ponto Q
z(O) = zs + zt + z(AD) + z(DQ) = z(A) + z(AD) + z(DQ)
z(O) = 1.0367 + j4.0797 ohm
z(O) = 4.209 ∠ 75.7º ohm
•
Obtenção das correntes de Curto-Circuito Trifásica – Valor
Simétrico conforme Procedimento do Item 7.4.
Ponto A
z(A) = 2.2123 ∠ 90º ohm
onde:
Icc-3ø(A) = (13.2 x 103) / (√3 x 2.213) = 3444 A
Ponto E
z(E) = 3.507 ∠ 66.3º ohm
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onde:
Icc-3ø(E) = (13.2 x 103) / (√3 x 3.507) = 2173 A
Ponto H
z(H) = 6.141 ∠ 54.4º ohm
onde:
Icc-3ø(H) = (13.2 x 103) / (√3 x 6.141) = 1241 A
Ponto J
z(J) = 6.697 ∠ 52.7º ohm
onde:
Icc-3ø(E) = (13.2 x 103) / (√3 x 6.697) = 1138 A
Pontos M, O e Q
Icc-3ø(M) = (13.2 x 103) / (√3 x 7.894) = 965 A
Icc-3ø(O) = (13.2 x 103) / (√3 x 8.605) = 886 A
Icc-3ø(Q) = (13.2 x 103) / (√3 x 4.209) = 1811 A
•
Obtenção das Correntes de Curto-Circuito Fase-Fase Valor
Simétrico
Com base na relação Iccøø = (√3/2) x Icc-3ø tem-se:
Ponto A
Iccøø(A) = 0.866 x 3444 = 2983 A
Com base no mesmo procedimento adotado tem-se:
Iccøø(E) = 0.866 x 2173 = 1882 A
Iccøø(H) = 1075 A
Iccøø(J) = 986 A
Iccøø(M) = 836 A
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Iccøø(O) = 767 A
Iccøø(Q) = 1568 A
•
Obtenção das Impedâncias de Seqüência Zero para o Cálculo
das Correntes de Curto-Circuito Fase-Terra
Com base na expressão abaixo,
Icc-øT = (√3 x V2 x 103) / (2 x (zs + zt + zl) + zlo + zto + 3 x zf)
Onde:
(zs + zt + zl): corresponde à impedância equivalente do ponto considerado, em
relação ao gerador Gs.
zf: poderá assumir valor nulo (0 + j0 ohm), para obtenção de Icc-øTmax, ou
assumir valor (20 + j0 ohm) para obtenção de Icc-øTmin;
zto: 0.85 x zt = 0 + j1.851 ohm, pois o tipo de ligação entre os enrolamentos é
triângulo/ estrela-aterrada no lado correspondente a tensão de 13.2 kV;
zlo: para os pontos em questão, obtém-se com base nos valores da Tabela 7.1
para os circuitos Tipo 1 (3 x 1/0 AWG + 1 x 4 AWG) e Tipo 2 (3 x 336,4 MCM +
1 x 3/0 AWG).
•
Circuito Tipo 1:
z0 = 1.0162 + j1.7254 ohm/km
•
Circuito Tipo 2
z0 = 0.4850 + j1.3140 ohm/km
Ponto A
Não há trechos de circuito entre tal ponto e o transformador.
Ponto E
I.Trechos com circuito tipo 1 (BC e CE):
l1 = 1.5 + 0.8 = 2.3 km
z0(BE) = 2.3 x (1.0162 + j1.7254) = 2.33726 + j3.94542 ohm
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II.Trechos com circuito tipo 2 (AB):
l2 = 0.10 km
z0(AB) = 0.1 x (0.4850 + j1.3140) = 0.04850 + j0.13140 ohm
z0(AE) = z0(AB) + z0(BE) = 2.386 + j 4.077 ohm
Ponto H
I.Trechos com circuito tipo 1 (FG e GH):
l1 = 4.5 + 1.0 = 4.5 km
II.Trechos com circuito tipo 2 (AB e BF):
l2 = 0.10+1.2 = 1.3 km
z0(AF) = 1.3 x (0.4850 + j1.3140) = 0.6305 + j1.7082 ohm
III.Impedância z0(AH)
z0(AH) = z0(AF) + z0(FH) = 6.22 + j11.198
para os pontos J, M, O e Q o procedimento é análogo.
•
Obtenção das Correntes de Curto-Circuito Fase-Terra – Valor
Simétrico.
Visando-se simplificação das operações a expressão para o cálculo Icc-øT
poderá ser escrita da seguinte forma:
Icc-øT = (√3 x V2 x 103) / (2 x zeq + B)
Onde:
zeq = (zs + zt + zl) (conforme item 7.10.3).
B = zl0 + zt0 + 3 x zf, podendo assumir valor mínimo para zf = 0 + j0 ohm, ou
valor máximo para zf = 20 + j0 ohms
Ponto A
2 x zeq(A) = 2 x (0 + j2.213) = 0 + j4.426 ohm
Bmin = (0 + j0) + (0 + j1.851) + 3 x (0 + j0) = 0 + j1.851 ohms
Bmax = (0 + j0) + (0 + j1.851) + 3 x (20 + j0) = 60 + j1.851 ohms
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•
Obtenção das correntes de curto:
2 x zeq(A) + Bmin = (0 + j4.426) + (0 + j1.851) = 0 + j6.277 = 6.277∠ 90º
ohm
Portanto:
Icc-øT(A)max = (√3 x V2 x 103) / 6.277 = 3642 A
e também,
Icc-øT(A)min = (√3 x V2 x 103) / 60.327 = 379 A
pois; 2 x zeq(A) + Bmax = 60 + j6.277 = 60.327 ∠ 6º
Ponto E
2 x zeq(E) = 2 x (1.410 + j3.211) = 2.820 + j6.422 ohm
Bmin = z0(AE) + zt0 + 3 x zfmin = 2.386 + j5.928 ohm
Bmax = 62.386 + j5.928 ohm
•
Obtenção de Icc-øT(E)max:
2 x zeq(E) + Bmin = 5.206 + j12.350 = 13.402 ∠ 67.1º ohm
Onde:
Icc-øT(E)max = (√3 x V2 x 103) / 13.402 = 1706 A
•
Obtenção de Icc-øT(E)min:
2 x zeq(E) + Bmax = 65.206 + j12.350 = 66.365 ∠ 10.7º ohm
Icc-øT(E)min = (√3 x V2 x 103) / 66.365 = 345 A
Ponto H
Icc-øT(H)max = 858 A
Icc-øT(H)min = 297 A
Para os pontos J, M, O e Q o procedimento é análogo.
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Os valores simétricos dos níveis de curto-circuito 3ø, øø, øTmax e øTmin,
deverão ser utilizados para o estudo de coordenação das proteções do
sistema.
Caso se deseje obter os níveis de curto-circuito assimétricos para verificação
da suportabilidade termo-dinâmica dos equipamentos do circuito, deve-se
proceder conforme 10.10
•
Obtenção dos Níveis Assimétricos de Curto-Circuito.
Com base na impedância equivalente, de seqüência positiva, obtida para cada
ponto considerado (zeq = R + jX), calcula-se o valor X/R e através da Tabela
obtém-se o fator k, obtendo-se em seguida os níveis de curto-circuito
assimétricos correspondentes aos pontos considerados.
Por exemplo: obtenção dos níveis de curto-circuito trifásico assimétricos para
os seguintes pontos:
Ponto A
Neste caso, por simplificação de cálculo, desprezou-se a parte resistiva das
impedâncias zs e zt obtendo-se zeq(A) = 0 + j2.213 ohm. O valor teórico da
relação X/R neste caso tenderia a infinito o que não corresponde a realidade,
pois a rigor R é diferente de zero.
Em casos como este adota-se para K o valor Máximo da Tabela, ou seja K =
1.7.
Daí:
Icc-3øassim(A) = 1.7 x 3444 A = 5855 A
Ponto E
Analogamente tem-se:
zeq(E) = 1.410 + j3.211 ohms
como X/R = 2.28, pela Tabela 7.2 tem-se K = 1.05, logo:
Icc-3øassim(E) = 1.05 x 2173 = 2282 A
Para os pontos H, J, M, O e Q o procedimento é análogo.
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11. CRITÉRIO DE AJUSTE DE DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO
11.1. Elo Fusível
11.1. Proteção de Redes de Distribuição
a) A capacidade do elo fusível deverá ser maior que a carga máxima do
circuito.
b) Deve-se considerar o crescimento vegetativo de cargas por um
determinado período.
c) O elo fusível deverá proteger o circuito (cabo) contra sobrecorrentes
inadmissíveis (sobrecargas e curto-circuito – curva ANSI)
d) O elo fusível deverá suportar as correntes de in-rush do circuito
e) A capacidade dos elos para ramais deverá ser < 80 T
f) O elo fusível deverá permitir coordenação com o primeiro equipamento
de proteção a jusante.
EX:
Carga: IE > K x Ic
ou
IE > Ic x 1,5 ( Fator de sobrecarga )
Para, K = [ 1 + ( % ) ] n
100
Onde,
IE = Corrente de elo fusível
K = Fator de Crescimento
n = nº de anos previsto pelo estudo
% = taxa anual de crescimento
Ic = corrente de carga
Curto-circuito ( Calculado )
IE < ¼ * Iccmin
Onde,
4 = fator de segurança (garante a fusão do elo)
Iccmin = corrente de curto-circuito mínima da zona de proteção
g) No caso do sistema multi-aterado:
Circuitos Monofásicos: Corresponder no máximo a 35% do valor
da corrente de curto-circuito fase-terra no fim do ramal.
Circuitos bifásicos ou trifásicos: Corresponder no máximo a 45%
do valor da corrente de curto-circuito fase-fase no final do ramal.
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Obs1 - Deve-se considerar, se possível, o trecho para o qual o elo fusível é
proteção de retaguarda.
Obs2 - Nas circunstâncias em que o ramal possuir consumidores com grande
demanda, cuja carga exija um elo fusível com capacidade maior que 80T,
deverá haver estudos de viabilidade técnica para a instalação de religadores ou
equipamento semelhante. Elos maiores que 80T ( 100T, 140T e 200T ) não
serão considerados nos estudos de coordenação da proteção ( apenas para
seccionamento operativo do trecho ).
11.1. Proteção de Transformadores:
a) A capacidade do elo fusível deverá ser maior ou igual a corrente nominal
do transformador (admitindo sobrecarga até 50%).
b) O elo fusível deverá proteger o transformador contra sobrecorrentes
inadmissíveis (sobrecargas e curto-circuito – curva ANSI).
c) O elo fusível deverá suportar as correntes de in-rush produzidas na
magnetização do transformador.
EX:
IE > 1,5 * In
Onde,
IE = corrente do elo fusível;
1,5 = fator de sobrecarga;
In = corrente nominal do transformador.
Considerações:
Ponto ANSI – 2 segundos (In/Ztr)
Ponto In-Rush – 0,1 segundos (8 a 12 * In)
ND – 3.001
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11.1.a . Correntes de In Rush de transformadores
Número de
transformadores
Fator
multiplicativo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
> 10
12,0
8,3
7,6
7,2
6,8
6,6
6,4
6,3
6,2
6,1
6,0
Corrente de inrush
Tempo de 130 ms
ND – 3.001
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11.1.b – Utilização dos elos fusíveis para transformador
CAPACIDADE NOMINAL E TIPO DE ELO
FUSÍVEL
TENSÃO NOMINAL DE SISTEMA (KV)
3,8KV
13,2KV
23KV
34,5KV
POTENCIA NOMINAL
(KVA)
TRANSFORMADORES
MONOFÁSICOS
5
10
15
25(*)
37,5
50(*)
75
100(*)
TRANSFORMADORES
TRIFÁSICOS
15(*)
30(*)
45
75(*)
112,5
150(*)
225(*)
300
øN øø
6T
10T
15T
25T
30T
40T
65T
1H
2H
3H
5H
8T
10T
12T
15T
3H
6T
10T
15T
25T
30T
40T
65T
1H
2H
3H
5H
6T
8T
12T
20T
1H
1H
2H
3H
5H
5H
8T
10T
1H
1H
1H
2H
2H
3H
5H
6T
1H
1H
2H
3H
5H
5H
8T
10T
1H
1H
2H
3H
5H
5H
6T
1H
1H
1H
2H
-
* Transformadores com potências nominais padronizadas na Eletropaulo
ND – 3.001
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11.2. Religador:
a) Deve permitir a máxima corrente de carga admissível no circuito da sua
zona de proteção. O critério para determinação da máxima carga no
ponto de locação deverá incluir:
-
Condições usuais de manobra;
Limitação da capacidade do cabo (tronco ou ramal);
Previsão do acréscimo de carga
b) A capacidade de interrupção de ser maior que a máxima corrente de
curto-circuito (3φ).
c) Deve obter sensibilidade para disparo dos elementos de fase, nas
circunferências em que houver a mínima corrente de curto-circuito (φφ),
compreendida pela sua zona de proteção.
d) Deve obter sensibilidade para disparo do elemento de terra, na condição
de mínima corrente de curto-circuito (φTmin), compreendida pela sua
zona de proteção. Deve também permitir a máxima corrente de
desbalanço do circuito, considerando a queima de pelo menos um
fusível do lado da carga, ou ramal com maior carga a montante do
equipamento.
e) Deve estar ajustado de maneira que os dispositivos de proteção a
montante e a jusante operem de acordo com o sistema adotado.
EX:
-
fase: Ic x K < IAJ < Iccmin(φφ)
-
Terra: ( 0,1 a 0,3 ) x Ic < IAJ < Iccmin(φT)
Onde,
Ic = Corrente de carga máxima do circuito
IAJ = Corrente de disparo do religador
Iccmin = Corrente de curto-circuito mínima do circuito φφ do ponto mais distante
sem outra proteção
K = Fator de sobrecarga
ND – 3.001
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Obs: Os circuitos onde as cargas são predominantemente monofásicas,
deve-se considerar os seguintes aspectos para o desbalanço:
-
Fases desbalanceadas pelo módulo da carga;
Fases desequilibradas pelo ângulo das cargas (cargas indutivas,
resistivas ou capacitivas);
Solicitação de demanda em períodos diferentes entre as fases
(gradiente das curvas de carga) .
Considerando estes aspectos, deve-se optar pelo o ajuste que melhor
atenda as necessidade operativas e proporcione a maior sensibilidade
ao dispositivo de proteção para as condições de falta.
11.3. Reles de Sobrecorrente:
a) Não deve atuar para a máxima corrente de sobrecarga admissível no
circuito
b) Evitar danos do cabo utilizado no circuito pelos efeitos térmicos das
sobrecorrentes (sobrecargas e curto-circuito)
c) Obter sensibilidade para disparo, para as mínimas correntes de curtocircuito, compreendida pela sua zona de proteção.
Fase: Curto φφ
Terra: Curto φTmín
d) Acomodar as correntes de desbalanço oriundas do circuito, ocasionadas
por atuação de dispositivos de proteção monofásicos a jusante ao relé
ou por desbalanço admissível de corrente entre as fases e manobras
11.3a) Relé Sobrecorrente Temporizado de Fase e Terra – 51 a 51N
Fase – 51
IcMax x K < IAJ51 < Icc(φφ)
Terra – 51N
(0,1 a 0,5) * Icmax x K < IAJ51N < Iccmin (φT)
K = 1,5 ( Fator de sobrecarga – Característica : Admissível por 2 Horas )
ND – 3.001
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Obs: Conforme descrição dos itens d) e e), estudos de balanceamento e
remanejamento de cargas devem ser considerados, usando maior
sensibilidade das proteções de sobrecorrente de terra (51N), proporcionando
melhor desempenho dessas proteções.
11.3b) Relé Sobrecorrente Instantâneo de fase e terra – 50 e 50N
Fase - 50:
( 50 + Fusível ) = IAJ50 < Icc(φφ) + TD
: Menor valor de Curto-circuito φφ do ponto mais
distante sem proteção ( Sistema Seletivo )
ou
( 50 + Religador ) = IAJ50 < Icc(φφ) + TD
: Menor valor de Curto-circuito φφ até o ponto de
instalação do Religador ( Sistema Coordenado )
Terra - 50N:
( 50 + Fusível ) = IAJ50N < Icc(φT) + TD : Menor valor de curto-circuito φT do ponto mais
distante sem proteção ( Sistema Seletivo )
ou
( 50 + Religador ) = IAJ50N < Icc(φT) + TD : Menor valor de curto-circuito φT até o ponto de
instalação do Religador ( Sistema Coordenado )
Onde TD = Time-Delay em 10 ciclos ( 167 ms ), podendo ser ajustados de
acordo com a necessidade do estudo.
Obs - A determinação dos ajustes dos elementos 50 e 50N devem levar
em consideração o critério de coordenação ou seletividade desejado, em
relação as proteções a jusante a estes elementos.
Nota - Nas ocasiões em que houver consumidores com tranformadores
de grande potência ou grande potência total instalada, devido a carga e
corrente de in rush, poderá haver a necessidade do estudo de proteção
específico, visando a coordenação entre a instalação consumidora e os
dispositivos de retaguarda.
ND – 3.001
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11.4. Considerações dos Transformadores de Corrente – TC
a) Deve suportar a máxima corrente de curto-circuito (3φ) no seu ponto de
locação.
b) A relação de transformação deve ser maior ou igual a máxima corrente
de carga, considerando sua capacidade térmica (sobrecarga).
IpTC > Ic / FT
IpTC > Iccmax / FS ou IccMax < 20 x IN
Onde,
Ic = Corrente de carga máxima;
FT = Fator térmico (sobrecarga);
IccMax = Corrente máxima de curto-circuito;
FS = Fator de sobrecorrente (20 x IN).
12.
COORDENAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO
12.1. Geral
12.2. Definição Elemento Protegido e Elemento Protetor
•
•
Elemento Protegido: é o dispositivo de proteção que está instalado do
lado da Fonte de Energia (ETD).
Elemento Protetor: é o dispositivo de proteção que será instalado do
lado da carga.
A Figura 12.A ilustra situações relativas às definições acima.
O elemento protegido deverá coordenar com o elemento protetor com base nos
critérios adiante expostos.
12.2.1.
Curvas Características (t x I)
A atuação dos elos fusíveis, religadores e relés de sobrecorrente é verificada
através das curvas características (t x I) aos mesmos, escala, representadas
em papel log-log numa mesma escala.
ND – 3.001
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Figura 12.A
ND – 3.001
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Figura 12.B
ND – 3.001
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12.3. Coordenação Relé – Elo Fusível
12.3.1.
Critério geral
A coordenação entre relé – elo fusível, tem como premissa básica a adoção do
sistema seletivo entre os elementos de sobrecorrentes instantâneos ( 50 / 50N
) da subetação ( ETD ) e o elo fusível.
A utilização da temporização de 10 ciclos ( ~167 ms ) sobre os elementos 50 e
50N, tem como objetivos principais:
-
Acomodar as correntes de IN-RUSH, oriundas das correntes de
magnetização do circuito, nas circunstâncias de manobras.
Permitir a fusão do elo fusível antes da atuação do elemento 50
ou 50N, nas condições de falta.
Por sua vez, havendo a fusão do elo fusível de modo seletivo com os
elementos 50 e 50N, agregam:
-
Diminuição do número de operações do disjuntor na ETD
Evita interrupções de curta duração para faltas transitórias
Preserva a continuidade de fornecimento do tronco
Geralmente as interrupções nos ramais ( ou a jusante ao elo ) é
de 1/3 da carga ( considerando a fusão de 1 elo ).
12.3.2 – Seqüência de operação
12.3.2A – Sistema seletivo
A.1 - Faltas transitórias ou permanentes, a jusante ao elo fusível:
-
Deverá haver a fusão do elo fusível
A.2 – Faltas transitórias ou permanentes, a jusante ao elo fusível, com falha ou
omissão de atuação do elo fusível:
-
ND – 3.001
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 50/51 ou
50/51N
Bloqueio dos elementos 50 e 50N
Religamento automático do disjuntor da ETD – 1o Religto em 1
seg
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 51 ou 51N
Religamento automático do disjuntor da ETD – 2o Religto em
25seg
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 51 ou 51N
Religamento automático do disjuntor da ETD – 3o Religto em
35seg
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 51 ou 51N
Bloqueio automático do religamento do disjuntor da ETD ( Falta
permanente )
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-
Emissão de alarme para CÓS
12.3.2B – Sistema coordenado
B.1 - Faltas transitórias ou permanentes, a jusante ao elo fusível:
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 50 ou 50N
Bloqueio dos elementos 50 e 50N
Religamento automático do disjuntor da ETD – 1o Religto em 1
seg
- Atuação do elo fusível
-
B.2 – Faltas transitórias ou permanentes, a jusante ao elo fusível, com falha ou
omissão de atuação do elo fusível:
-
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 50 ou 50N
Bloqueio dos elementos 50 e 50N
Religamento automático do disjuntor da ETD – 1o Religto em 1
seg
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 51 ou 51N
Religamento automático do disjuntor da ETD – 2o Religto em
25seg
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 51 ou 51N
Religamento automático do disjuntor da ETD – 3o Religto em
35seg
Abertura do disjuntor da ETD através dos elementos 51 ou 51N
Bloqueio automático do religamento do disjuntor da ETD ( Falta
permanente )
Emissão de alarme para COS
Nota1 - Geralmente, utiliza-se 3 religamentos automáticos. Há casos com
apenas 1 religamento automático ( redes 3,8 kV ) ou nenhum religamento (
cabos subterrâneos )
Nota2 – Conforme a limitação pelo ciclo de religamento do disjuntor, o sistema
de proteção ( relé + disjuntor ) pode ter temporizações de religamentos
diferentes da padronizada.
12.3.3 – Condições fundamentais
-
-
-
ND – 3.001
Como regra geral, o elo fusível deve atuar, para condições de
sobrecorrentes, antes dos elementos 50 e 50N, isolando o trecho
sob falta.
Os elementos 50 e 50N deverão suportar as sobrecorrentes (
faltas ), num intervalo de tempo mínimo satisfatório, que garanta a
seletividade com os elos fusíveis.
Os elementos 51 e 51N devem estar seletivos com o elo fusível,
de modo a garantir a fusão do elo. Para tal condição, deverá
existir uma diferença de tempo de pelo menos 0,2 segundos entre
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a curva de interrupção ( tempo total ) do elo e a curva dos
elementos 51 e 51N.
12.3.4 – Limites de coordenação
-
-
Limite máximo de coordenação : É o maior valor de corrente de
curto-circuito, em que o tempo máximo de atuação do elo fusível (
tempo de fusão + tempo de ruptura ), é menor que o tempo de
atuação do relé 50 ou 50N.
Limite mínimo de coordenação : É o menor valor de corrente de
curto-circuito, em que o tempo máximo de atuação do elo fusível (
tempo de fusão + tempo de ruptura ), é menor que o tempo de
atuação do relé 51 ou 51N.
Obs – A metodologia para a ajuste dos relés ( 50 e 50N ) e determinação da
capacidade do elo fusível, define como padrão genérico a preservação da
seletividade. Porém casos em que haja dificuldades em atender plenamente ao
critério, pode-se admitir condições restritas para a seletividade.
As figuras 12.3A e 12.3B, representam uma modelagem de coordenação entre
elo fusível e relés sobrecorrente instantâneos e temporizados de fase e neutro
- 50/50N e 51/51N.
ND – 3.001
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FL.01/02
Figura 12.3A – Coordenação elo fusível x relés 50 / 51
ND – 3.001
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FL.02/02
Figura 12.3B – Coordenação elo fusível x relé 50 / 51N
ND – 3.001
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12.3.2.
Tabelas de Coordenação
As Tabelas 12.3.C e 12.3.D apresentam as possibilidades de coordenação
entre elos fusíveis tipo T e relés de sobrecorrente tipo CO-8, em relação aos
limites mínimos e máximos de coordenação, descritos nas mesmas, e com
base nas seguintes considerações.
•
Os valores indicados nas Tabelas foram obtidos para o tempo total de
interrupção do fusível igual ao tempo de atuação do elemento instantâneo
dos reIés.
•
Quando a curva do relé não intercepta a curva do elo fusível, significa
que o limite mínimo depende apenas do fusível, estando tais casos
assinalados com um traço.
•
O tempo considerado para atuação do elemento instantâneo é de 1 (um)
ciclo, e para interrupção no disjuntor é de 8 (oito) ciclos.
•
Quando o tempo de atuação do relé temporizado for menor que o tempo
de interrupção do elo fusível, ou quando o limite mínimo de coordenação é
maior que o limite máximo de coordenação, significa que não há
coordenação entre os mesmos, estando tais casos assinalados com NC
(não coordena).
RELÉ TIPO CO-8 WESTINGHOUSE
AJUSTE DE FASE
TEMPORIZAÇÃO
(ALAVANCA)
TC = 120 / 1 TAP 5A
0.5
1.0
FUSÍVEIS
1.5
2.0
I1 (A)
AJUSTE DE FASE
TEMPORIZAÇÃO
(ALAVANCA)
I2 (A)
25
-
-
-
-
290
30
-
-
-
-
370
40
-
-
-
-
460
50
-
-
-
-
600
65
-
-
-
-
750
80
-
-
-
-
1.000
100
-
-
-
-
1.300
140
900
-
-
-
2.000
200
NC
2.000 1.400 1.200
3.200
Tabela 12.3A - Considerando um tempo total de desligamento do circuito
(tempo de atuação relé + disjuntor) de 9 ciclos
ND – 3.001
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RELÉ TIPO CO-8 WESTINGHOUSE
AJUSTE NEUTRO
TEMPORIZAÇÃO
(ALAVANCA)
TC = 120 / 1 TAP 1,5A
0.5
1.0
FUSÍVEIS
1.5
2.0
AJUSTE NEUTRO
TEMPORIZAÇÃO
(ALAVANCA)
I1 (A)
I2 (A)
25
-
-
-
-
290
30
-
-
-
-
370
40
-
-
-
-
460
50
400
-
-
-
600
65
NC
-
-
-
750
80
NC
600
400
350
1.000
100
NC
1.000
600
500
1.300
140
NC
NC
1.700
1.400
2.000
200
NC
NC
NC
2.800
3.200
Tabela 12.3B - Considerando-se um tempo total de desligamento do circuito
(tempo de atuação relé + disjuntor) de 9 ciclos
•
Exemplo de Interpretação das Tabelas de Coordenação
Para o estudo de coordenação entre relé tipo CO-8 e fusível 140 T os valores
das tabelas devem ser interpretados da seguinte forma:
a) Relés de Fase, com instantâneo ajustado em 1.200 A (Tabela 12.3A) e
para a temporização (0,5), tem-se:
ND – 3.001
•
1 < 900 A implicará numa atuação do relé antes da atuação do elo
fusível (intervalo não seletivo).
•
900 A < I < 1.200 A (ajuste do instantâneo - 50) implicará em
atuação do fusível antes da atuação do elemento temporizado
(51).
•
1.200 A < I < 2.000 A implicará em atuação no instantâneo antes
da atuação do elo fusível, possibilitando que na condição de
curto-circuito temporário seja evitada a sua queima. Caso o curtocircuito seja permanente a queima do fusível ocorrerá após o
religamento, pois o elemento Instantâneo (50) estará bloqueado.
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•
1 > 2.000 A não é garantIda a proteção do fusível, através do
elemento instantâneo do relé, uma vez que ambos poderão atuar
mesmo na condição de curto-circuito temporário. Para as demais
temporizações do relé (1,0 - 1,5 -2,0) e para 1 < 900 A não
existirá seletividade entre os elementos de proteção.
b) Relé de Neutro, instantâneo 500 A (Tabela 8.2):
A interpretação é análoga àquela acima efetuada, exceto no caso das
temporizações 0,5 e 1,0. Nestes casos, a atuação do elo fusível é sempre
posterior a atuação do elemento temporizado (51). Não há seletividade para
defeitos permanentes.
12.4. Coordenação Relé - Religador
12.4.1.
Critérios Gerais (RER)
A coordenação entre relé e religador deverá ser estudada com base nos
seguintes critérios:
- As correntes iniciais de atuação da bobina série e disparo de terra do
religador deverão ser menores que as correntes de início de operação (pick-up)
dos relés de fase e de neutro.
- A soma dos avanços do contato móvel (no caso de relés eletromecânicos)
devida aos religamentos, por parte do religador, deverá ser inferior ao avanço
total para a atuação do relé, para qualquer valor de corrente de curto-circuito
dentro da zona de proteção considerada.
- Para qualquer corrente de curto-circuito na zona de operação do religador, o
tempo de operação desse equipamento, através de suas curvas temporizadas
de fase e de neutro, deve ser menor que o tempo de atuação dos relés das
unidades temporizadas de fase e de neutro, respectivamente.
- No caso de se tornar inoperante o religador de linha, fechando-se o
seccionador de contorno (By-pass), os relés da ETD devem resguardar a zona
de proteção do religador, ou seja:
ND – 3.001
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o A corrente de partida (pick-up) da unidade temporizada do relé de
fase deve ser menor que a mínima corrente de curto-circuito fasefase, na zona de proteção do religador;
o A corrente de ajuste da 'unidade temporizada do relé de neutro deve
ser menor que a corrente de curto-cIrcuIto mínIma na zona de
proteção do religador;
o Caso as condições anteriores não sejam atendidas, o by-pass deve
ser constituído por chave faca sem elos fusíveis, sendo que no poste
anterior ao religador deverá ser utilizado chave faca com elos
fusíveis, quando a bobina série do religador for igualou inferior a 160
A.
As condições citadas são ilustradas na Figura 12.4A
ND – 3.001
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Figura 12.4A – Coordenação Relé x Religador
ND – 3.001
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12.4.2.
Método para Verificação de Coordenação
A coordenação Relé-Religador estará assegurada quando a soma percentual
relativa dos avanços e rearme do disco do relé for inferior a 100%. Tal evento
poderá ser obtido com auxílio da Tabela 8.3, considerada individualmente para
os curtos-circuitos entre fases e curtos-circuitos fase-terra, ou seja, para os
ralés de fase e de neutro.
AVANÇO REARME SOMA
TEMPO DE
TEMPO DE
SEQUENCIA DE
OPERAÇÃO DO CURVA OPERAÇÃO RELIGAMENTO DO RELÉ DO RELÉ RELATIVA
(%)
(%)
(%)
(SEG)
(SEG)
RELIGADOR
1ª
2ª
3ª
4ª
TOTAL
Tabela 12.4B
A Tabela 12.4B deverá ser preenchida com base nas seguintes considerações
a) Tempo de Operação Rápida: deverá ser preenchido com o valor obtido
através da curva de operação rápida do religador.
b) Tempo de Operação Retardada: deverá ser preenchido de modo
análogo ao anterior, obtendo-se o valor através da curva de operação
retardada do religador.
c) Tempo de Religamento: preencher com o tempo de religamento do
religador.
d) Avanço do Relé: deverá ser preenchido com o valor calculado da
seguinte forma:
Avanço do disco do relé = (A/T1) x 100%
onde:
A = tempo de operação rápida ou retardada do religador com base na
corrente de curto-circuito considerada;
T1= tempo de operação do relé com base na corrente de curto circuito
considerada.
e) Rearme do Relé: deverá ser preenchido com o valor calculado da
seguinte forma:
Retorno do disco do relé = (B/T2) x 100%
ND – 3.001
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onde:
B = tempo de religamento do religador;
T2 = tempo necessário para rearme do relé (ver catálogo técnico do
respectivo fabricante).
f) Soma Relativa: esta coluna deverá ser preenchida com diferença a
avanços-rearmes: caso o valor resultar negativo, o mesmo deverá ser
considerado nulo.
Na ultima operação do religador, não será considerado o tempo de
religamento assim como o tempo de rearme.
A coordenação relé-religador estará assegurada quando o valor total da
soma relativa for Inferior a 100%.
12.4.3.
Exemplo de Aplicação
Com base na Figura 12.4A tem-se os seguintes dados:
•
Relés de Fase (50/51) ligados em TC com relação de transformação
120/1:
o Tipo CO-8;
o FaIxa de ajuste de corrente (TAP): 1 a 12.
•
Relé de Neutro (.50/51)N ligados no mesmo TC:
o Tipo CO-8;
o Faixa de. ajuste de corrente (TAP): 0,5 a 2,5.
•
Religador:
o Tipo: KF - 100A;
o Tempo de religamento. = 2 segundos;
o Seqüência de operação: 1 (curva A); 3 (curva B).
•
Níveis de curto-circuito considerados na zona de proteção do religador:
o Icc 3ø = 1950 A;
o Icc øT = 1192 A.
a) Verificação da coordenação entre o religador e os relés de fase:
Temporização adotada: curva 1, implicando num tempo de retorno do
disco igual a 5,2 seg
ND – 3.001
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1ª. Operação do religador (curva A)
Avanço do disco = (Tempo de operação do relig. na curva A / Tempo de
operação do relé) x l00% = (0,042 seg / 0,66 seg) x l00% = 6,4%
O retorno do disco do relé durante o intervalo de tempo em que o
religador estiver aberto será:
Retorno do disco = (2 seg / 5,2 seg ) x 100% = 38,5% > 6,4%,
Isto indica que o disco voltará a posição inicIal.
2ª. Operação do religador (curva B)
Sendo o tempo de operação do religador em tal curva de 0,16 seg, temse:
Avanço do disco = (0,16 / 0,66) x 100% = 24,2%
Retorno do disco = (2 seg / 5,2 seg) x 100% = 38,5% > 24,2%
Tal resultado indica que o disco voltará a posição iniciaI.
Como o disco volta à posição inicial após o intervalo de tempo em que o
religador fica aberto, após cada operação temporizada, conclui-se que
há coordenação, não havendo necessidade do prosseguimento do
cálculo para as operações subseqüentes.
A Tabela auxiliar para verificação de coordenação ficaria conforme a
Tabela 12.4C
AVANÇO REARME SOMA
TEMPO DE
TEMPO DE
SEQUENCIA DE
OPERAÇÃO DO CURVA OPERAÇÃO RELIGAMENTO DO RELÉ DO RELÉ RELATIVA
(%)
(%)
(%)
(SEG)
(SEG)
RELIGADOR
1ª
A
0,042
2
6,4
38,5
0
2ª
B
0,16
2
24,2
38,5
0
3ª
B
0,16
2
24,2
38,5
0
4ª
B
0,16
24,2
24,2
TOTAL
24,2
Tabela 12.4C
b) Verificação da coordenação entre o religador e o relé de neutro.
Para se evitar a operação do relé de neutro por desbalanço de carga no
circuito o ajuste de corrente corresponderá ao TAP = 1.5 A (180A).
ND – 3.001
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Temporização adotada: curva 2, implicando num tempo de retorno do
disco igual a 12 seg.
1ª. Operação do religador (curva A ou curva de terra 1)
Avanço do disco = (Tempo de operação do religador curva A / Tempo de
operação do relé) x 100% = (0,05 seg / 0,61 seg)x 100% = 8,2% (para
Icc øT = 1192 A)
Retorno do disco do relé durante o intervalo de tempo em que o
religador estiver aberto:
Retorno do disco = (2 seg / 12 seg) x 100% = 16,7% > 8,2%,
Isto indica que o disco voltará à posição inicial.
2ª. Operação do religador (curva B ou curva de terra 6)
O tempo de operação do religador na curva B é de 0,24 seg:
Avanço do disco = (0,24 seg / 0,61 seg) x 100% = 39,3%
O retorno do disco corresponderá ao mesmo valor obtido para. a 1ª.
Operação do religador ou seja 16,7%
A posição em que o disco se encontra na ocorrência da 3ª operação do
religador corresponderá a 39.2 - 16,7 = 22,6% de seu curso.
3ª. Operação do religador (curva B ou curva de terra 6)
Os valores são idêntIcos aos calculados para a 2ª. operação: avanço do
disco = 39,3% e retorno do disco igual a l6,7%.
4ª. Operação do religador (curva B ou curva de terra 6): avanço do
disco. = 39,3%.
A Tabela 12.4D resume os cálculos anteriormente realizados.
AVANÇO REARME SOMA
TEMPO DE
TEMPO DE
SEQUENCIA DE
OPERAÇÃO DO CURVA OPERAÇÃO RELIGAMENTO DO RELÉ DO RELÉ RELATIVA
(%)
(%)
(%)
(SEG)
(SEG)
RELIGADOR
1ª
A/1
0,05
2
8,2
16,7
0
2ª
B/6
0,24
2
39,3
16,7
22,6
3ª
B/6
0,24
2
39,3
16,7
22,6
4ª
B/6
0,24
39,3
39,3
TOTAL
84,5
Tabela 12.4D
ND – 3.001
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•
Conclusão: com base em tais ajustes haverá coordenação entre os
Relés de Fase e Neutro e o Religador, pois a soma relativa resultou menor
que 100%.
12.5. Coordenação Religador – Fusível
12.5.1.
Critérios Gerais (RF)
A coordenação entre Religador e fusível deverá ser estudada com base nos
seguintes critérios:
- O religador deverá ser ajustado para operar na curva rápida e em seguida
na curva lenta. A coordenação desejada consiste em que o elo fusível não
queime durante a atuação do religador conforme a característica instantânea,
mas sim durante a atuação do mesmo conforme a característica temporizada(vide Figura 8.5). Os valores de ajuste do religador deverão permitir
coordenação com os equipamentos de proteção a montante e a jusante do
mesmo.
- O ajuste de disparo de fase do religador deverá ser menor que a corrente
mínima de defeito fase-fase, dentro da zona de proteção do religador
incluindo, sempre que possível, trechos a serem adicionados nas condições
de manobras usuais (vide Figura 12.5A).
- O ajuste de disparo de terra do religador deverá ser: (conforme ilustração
da Figura 12.5B)
o Menor que a corrente mínima de defeito fase-terra dentro da zona de
proteção ao religador:
o Maior que a máxima corrente de desbalanço para o neutro,
considerando-se a queima de um fusível a jusante.
ND – 3.001
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Figura 12.5A – Coordenação Religador x Elo fusível – Faltas entre fases
ND – 3.001
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Figura 12.5B – Coordenação Religador x Elo Fusível – Faltas para terra
ND – 3.001
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- Considerando que normalmente é difícil obter coordenação para todos os
valores de correntes de falta, as condições de coordenação deverão ser
satisfeitas, pelo menos para a corrente mínima de falta fase-terra. Tem-se
procurado usar o fusível de menor corrente nominal que coordena com o
religador, para corrente de curto-circuito fase-terra mínima.
TEMPO DE
RELIGAMENTO
(SEG)
0,5
FATOR K
UMA OPERAÇÃO DUAS OPERAÇÕES
RAPIDA
RAPIDAS
1,2
1,8
1
1,2
1,35
1,5
1,2
1,35
2
1,2
1,35
Tabela 12.5C - Fator de Segurança para Religadores (K)
ND – 3.001
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Figura 12.5D – Seqüência de operação do religador
2 rápidas + 2 retardadas
ND – 3.001
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Figura 12.5E – Coordenação Religador x Elo Fusível
Curvas rápidas e lentas
ND – 3.001
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As tabelas a seguir fornecem os limites de coordenação
RELIGADOR
TIPO BOBINA
FAIXA DE COORDENAÇÃO
AJUSTES
KF
100A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
KF
100A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
KF
160A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
KF
160A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
KF
225A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
KF
225A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
FUSÍVEIS
15T
20T
25T
30T
40T
Tabela 12.5F – Coordenação Religador Tipo KF – Fusível
ND – 3.001
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50T
65T
80T
100T
140T
200T
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RELIGADOR
TIPO BOBINA
FAIXA DE COORDENAÇÃO
AJUSTES
R
100A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
R
100A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
R
160A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
R
160A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
R
225A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
R
225A
AB - 1 E 6
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
FUSÍVEIS
15T
20T
25T
30T
40T
Tabela 12.5G – Coordenação Religador Tipo R – Fusível
ND – 3.001
Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.
50T
65T
80T
100T
140T
200T
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RELIGADOR
TIPO BOBINA
FAIXA DE COORDENAÇÃO
AJUSTES
RV
100A
AB
LCC MIN (A) Ii
RV
100A
AB
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
RV
140A
AB
LCC MIN (A) Ii
RV
140A
AB
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
FUSÍVEIS
15T
20T
25T
30T
40T
50T
Tabela 12.5H – Coordenação Religador Tipo RV – Fusível
ND – 3.001
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65T
80T
100T
140T
200T
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RELIGADOR
TIPO BOBINA
FAIXA DE COORDENAÇÃO
AJUSTES
L
100A
AeB
LCC MIN (A) Ii
L
100A
AeD
LCC MIN (A) Ii
SEQUENCIA 2X2
LCC MAX (A) I2
SEQUENCIA 1X3
LCC MAX (A) I2
FUSÍVEIS
15T
20T
25T
30T
40T
Tabela 12.5I – Coordenação Religador Tipo L – Fusível
ND – 3.001
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50T
65T
80T
100T
140T
200T
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12.6. Coordenação Religador – Religador
12.6.1.
Critérios Gerais (RR)
Em casos especiais, em que for justificada a locação de religadores em série,
a coordenação entre os mesmos deverá ser estudada com base nos
seguintes critérios:
- Utilizando-se curvas de atuação retardadas diferentes quando as bobinas
série dos religadores forem iguaIs
- Utilizando-se a mesma seqüência de operações retardadas, porém com
bobinas série diferentes.
- Utilizando-se bobinas série diferentes e sequênciais de operações lentas
diferentes.
Os critérios acima são baseados no fato de que dois religadores em série,
com curvas de atuação (t x I) separadas por mais que 0,2 segundos, não
operarão simultaneamente.
As Figuras 12.6A e 12.6B representam as situações descritas pelos critérios
acima.
- No caso de não se conseguir a diferença de 0,2 segundos entre os tempos
de operação dos religadores, a coordenação é obtida adotando-se para o
religador protegido numero total de operações superior ao do religador
protetor.
ND – 3.001
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Figura 12.6A – Coordenação Religador x Religador
ND – 3.001
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Figura 12.6B – Coordenação Religador x Religador
ND – 3.001
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12.6.2.
Coordenação entre Religadores do Tipo KF
A coordenação entre dois religadores é verificada quando o
tempo
de
operação do religador protegido é maior que o tempo de operação do religador
protetor com a diferença mínIma de 0,2 segundos.Não é possível ter
coordenação durante as operações rápidas dos religadores; nestes casos os
mesmos podem operar simultaneamente.
A fim de reduzir o número de
operações ao religador protegido é desejável que o mesmo tenha menor
número de operações rápidas que o religador protetor.
No caso de não se conseguir a diferença de 0,2 segundos entre os tempos de
operação dos religadores, a coordenação é obtida adotando-se para o religador
protegido um número total de operações superior ao do religador protetor.
Na Tabela 12.6C estão indicados os valores máximos das correntes de curtocircuito para as quais existe coordenação entre os religadores tipo KF.
RELIGADOR PROTEGIDO
RELIGADOR
PROTETOR KF 100 AC KF 160 AB KF 160 AC KF 225 AB KF 225 AC
KF 100 AB
800 A
100 A
1 900 A
1 600 A
2 800 A
KF 100 AC
NC
NC
1 500 A
! 300 A
2 500 A
KF 160 AB
NC
NC
1 300 A
1 200 A
2 300 A
KF 160 AC
NC
NC
NC
NC
1 700 A
KF 225 AB
NC
NC
NC
NC
1 900 A
NOTA: O tempo da proteção de terra do Religador protetor deverá ser menor
que o tempo do Religador protegIdo.
Tabela 12.6C - Coordenação Religador KF - Religador KF
A coordenação entre outros tipos de religadores ou combinações entre os
mesmos deverá ser ver1ficada através das curvas de atuação dos mesmos.
12.7. Coordenação Religador - Seccionalizador
12.7.1.
Critérios Gerais
A coordenação entre religador e seccionalizador deverá ser estudada com
base nos seguintes critérios:
O seccionalizador deverá sentir todas as correntes de defeito que
provocam Interrupções no religador. Isto é obtido utilizando-se os valores das
bobinas série nos dois dispositivos de proteção iguais a:
ND – 3.001
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o 200% da corrente nominal do circuito, para o rellgador;
o 160% da corrente
seccionalizador.
nominal
ao
circuito,
para
o
- O numero de contagens para abrir definitivamente o seccionalizador deverá
proporcionar a abertura ao mesmo na penúltima interrupção do religador (vide
Figura 12.7A).
•
Na existência de mais de um seccionalizador em série, o seccionalizador
mais distante do religador deverá ser ajustado para abrir com um numero
menor de operações que o seccionalizador mais próximo do religador.
ND – 3.001
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Figura 12.7A
ND – 3.001
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12.8. Coordenação Religador – Seccionalizador – Elo Fusível
12.8.1.
Critérios Gerais (RSF)
A coordenação entre religadores, seccionalizador e elo fusível deverá ser
estudada com base nos seguintes critérios:
- O reIigador deverá ser ajustado para uma operação rápida mais três lentas
e o seccionalizador para três operações (vide Figura 12.8A).
- O religador e elo fusível deverão estar coordenados conforme critérios do
item 12.7
ND – 3.001
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ND – 3.001
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12.9. Critérios para Coordenação de Elos Fusíveis
Para determinação da capacidade dos elos fusíveis, de maneira a atender aos
requisitos de proteção aos equipamentos e seletividade entre os mesmos,
devem ser obedecidos os critérios:
- O elo fusível protegido deve coordenar com o elo fusível protetor pelo menos
para a mínima corrente de curto-circuito fase-terra, no ponto da instalação do
protetor.
Caso o elo protetor seja o do transformador de distribuição, a
coordenação com o elo-protegido poderá ser desprezada, se tal
coordenação implicar em corrente nominal elevada do elo-protegido,
tendo como prejuizo a seletividade de proteção dos demais dispositivos de
proteção do circuito primário.
- Para a coordenação de elos fusíveis tipo "T" deve ser uttilizados na tabela
12.9A
Fusível – Lado da fonte
TxT
6T
8T
10T
12T
15T
20T
25T
30T
40T
50T
65T
80T
100T
140T
8T
10T
12T
15T
20T
25T
30T
40T
50T 65T
80T
100T
140T 200T
Tabela 12.9A – Coordenação Fusível x Fusível
ND – 3.001
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- Caso exista um número eLevado de fusíveis em série, que impliquem em
não coordenação seletiva do sistema, a quantidade de fusíveis deverá ser
reduzida ou então deverá ser instalado um religador ou um seccionalizador.
- Na escolha aos elos fusíveis para a proteção dos transformadores de
distribuição das ET´s deverá ser aplicada a Tabela 12.9B
- Na escolha dos elos fusíveis para a proteção bancos de capacitores deverá
ser aplicada a Tabela 12.9D
A coordenação entre elos fusíveis poderá ser verificada da comparação das
curvas características dos mesmos (t x I) em papel log-log correspondendo ao
formato padrão. Neste caso para que a coordenação entre os elos fusíveis seja
satisfatória o tempo total de Interrupção do elo fusível protetor não deverá
exceder 75% do tempo mínimo de fusão do elo fusível protegido.
Na Figura 12.9B encontra-se exemplo de coordenação de elos fusíveis,
verificados através das características (t x I).
CAPACIDADE NOMINAL E TIPO DE ELO
FUSÍVEL
TENSÃO NOMINAL DE SISTEMA (KV)
3,8KV
6,6KV
13,2KV
23KV
34,5KV
POTENCIA NOMINAL
(KVA)
TRANSFORMADORES
MONOFÁSICOS
øN øø
5
1H
1H
1H 1H
10
6T
2H
2H
1H 1H
1H
15
10T
3H
3H
2H 1H
1H
25(*)
15T
5H
5H
3H 2H
2H
37,5
25T
8T
5H 2H
3H
50(*)
30T
10T
10T
5H 3H
5H
75
40T
15T
12T
8T 5H
5H
100(*)
65T
20T
15T
10T 6T
6T
TRANSFORMADORES
TRIFÁSICOS
15(*)
3H
2H
1H
1H
1H
30(*)
6T
5H
2H
1H
1H
45
10T
5H
3H
2H
1H
75(*)
15T
8T
5H
3H
2H
112,5
25T
12T
6T
5H
150(*)
30T
20T
8T
5H
225(*)
40T
25T
12T
8T
300
65T
40T
20T
10T
Tabela 12.9B - (*) Transformadores com potências nominais padronizadas
ND – 3.001
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Figura 12.9C
ND – 3.001
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FUSÍVEL (T)
TENSÃO
POTENCIA
ENTRE FASES LIGAÇÃO
DO BANCO
DO CIRCUITO DO BANCO
(KVAR)
(KV)
3,8
ESTRELA
ATERRADA
UNIDADE (kvar)
15
25
100
200
CORRENTE MIN.
DE CURTOCIRCUITO (A)
135
25
-
-
-
250
180
30 (40*)
-
-
-
300 (400)
270
**
-
-
-
-
300P
**
50 (Z1)
50
-
500
360
**
-
-
-
-
540
**
-
-
-
-
600P
**
**
100 (Z1)
100
1000
FUSÍVEL (T)
TENSÃO
POTENCIA
ENTRE FASES LIGAÇÃO
DO BANCO
DO CIRCUITO DO BANCO
(KVAR)
(KV)
13,2
ESTRELA
ATERRADA
UNIDADE (kvar)
50
100
200
CORRENTE MIN.
DE CURTOCIRCUITO (A)
300
15
15 (20*)
-
300 (400)
600P
30
30 (40*) 30 (40*)
900
**
50
-
500
1200P
**
65
65
650
300 (400)
FUSÍVEL (T)
TENSÃO
POTENCIA
ENTRE FASES LIGAÇÃO
DO BANCO
DO CIRCUITO DO BANCO
(KVAR)
(KV)
23
ESTRELA
ATERRADA
UNIDADE (kvar)
100
200
CORRENTE MIN.
DE CURTOCIRCUITO (A)
600P
20 (25*)
20 (25*)
200 (250)
1200P
40 (50*)
40 (50*)
400 (500)
Tabela 12.9D – Fusíveis, Bancos e Unidades de Capacitores padronizados
ND – 3.001
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Observações:
•
Os valores nominais dos elos fusíveis não assinalados notação (z1)
implicam em proteção das unidades dos bancos capacitores dentro da
zona segura (probabilidade de ruptura entre 0 e 10%)
•
Quando houver necessidade de formar um banco de capacitores
elementos diferentes , devem ser utilizados elos fusíveis que protejam o
elemento de menor capacidade.
•
Para um eficiente desempenho dos elos fusíveis na eliminação defeitos
nos capacitores é recomendável que os níveis de curto–circuito fase-terra
(no caso da ligação do banco em delta ) não sejam inferiores a 10 x inom
*: Utilizados em casos muito freqüentes de queima de fusíveis
** : Não se recomenda o banco com fusível de grupo.
Z1 : Zona 1 de probabilidade de ruptura do tanque do capacitor ocorrência
de curto-circuitos internos ao (probabilidade entre 10 e 50% - utilizável em
lugares ruptura da caixa e/ou escorrimento do liquido não cause – conforme
norma NEMA).
P : Potencia padronizada da unidade ou do banco.
12.10. Coordenação das Proteções de Entradas Primarias (EP)
Os critérios seguintes têm a finalidade de orientar de uma forma genérica as
graduações dos relés de sobrecorrente do djsjuntor geral da entrada de
consumidores primários.Contudo, cada caso deverá ser estudado levando-se
em consideração as particularidades na instalação do consumidor e
do
circuito primário.
Os relés deverão possuir faixas de ajuste que permitam efetuar as
graduações determinadas. Quando houver previsão de acréscimo de carga,
as graduações deverão ser baseadas nas condições iniciais e
compatibiIizadas por ocasião da efetivação dos acréscimos.
Deve-se orientar o consumidor no sentido de que as faixas de ajuste dos relés
e, no caso de relés indiretos, a relação de TC´s de proteção, sejam escolhidos
de maneira a serem compatíveis com os acréscimos de carga previstos.
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12.10.1.
Relés lndiretos
Quando forem utilizados relés indiretos, devem ser previstos dois ou três de
fase e um de neutro, com atuação temporizada (de preferência com
característica tempo x corrente muito inversa) e instantânea.
12.10.1.1. Graduação dos Relés de Fase
•
Elemento Temporizado:
Os ajustes de tempo deverão ser os menores possíveis e escolhidos
segundo os seguintes critérios:
a) Coordenar com a proteção do circuito primário.
b) A curva de temporização adotada deverá estar abaixo da curva ANSI,
não interceptando nenhum ponto da mesma. Este critério é aplicável
quando existir somente um transformador. No caso de existência de
mais de um transformador com proteção individual este critério não
deverá ser considerado.
c) E desejável que a curva de temporização adotada fique abaixo da curva
de tempo mínimo de fusão do elo fusível do ramal de entrada do
consumidor, possibilitando desta forma que para curto-circuito interno
haja desligamento do disjuntor antes da queima do fusível. Se esta
condição implicar em super dimensionamento do elo fusível este critério
poderá ser negligenciado. O elo fusível deverá ser dimensionado
conforme item 11.
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Figura – 12.10A
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Figura – 12.10B
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d) A curva de temporização dever estar acima do ponto de magnetização
(M) que deve representar a condição mais desfavorável de corrente
transitória de magnetização do(s) transformador (es) da EP, durante a
energização do(s) mesmo(s). O ponto de magnetização é admitido como
sendo de 8 a 10 vezes a corrente nominal do(s) transformador(es), com
tempo de 0,1 s. Caso esta condição implicar em temporização muito
elevada, com prejuízo na coordenação com a proteção do circuito
primário,
considerar somente o maior transformador.
e) O rele não deverá operar com picos de corrente de carga, tais como,
partida de motores. O ponto de partida (P) deverá ser obtido com base
nas condições de partida potência e tipo de motor específicos a cada
consumidor devendo ser expresso pela seguinte fórmula:
P = 0,9.N.ln em tp segundos, onde:
N... mulltiplo da corrente nominal do motor: (6 a 8 )
In .. corrente nominal do motor; . .
tp .. tempo de partida. (2 a .3 s)
f) Dar uma margem para que o consumidor possa coordenar as proteções
situadas no primário e no secundário do transformador, desde que isso
não cause prejuízo na coordenação com a proteção do circuito primário.
Para isso, verificar a viabilidade de se escolher uma curva que corresponda a um tempo de 0,4 s, com a corrente primária correspondente
a um curto-circuito trifásico no secundário.
NOTA 1:
O valor simétrico da corrente no primário do transformador para curtocircuito trifásico no secundário pode ser calculado, desprezando a
impedância do sistema, da seguinte forma:
Icc=100. ln/Z
onde:
ln = corrente nominal do transformador, referida do primário;
Z = impedancia do transformador (%).
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NOTA. 2:
O valor da corrente de demanda será baseado na demanda calculada
pela Eletropaulo, ou fornecida pelo consumidor, prevalecendo a maior.
•
Elemento Instantâneo
Graduar a corrente de atuação do elemento instantâneo em menor valor
possível, procurando obter as seguintes condições:
a) Não operar com corrente assimétrica no primário para curto-circuito no
secundário do transformador. Considerar este valor como sendo 1.6
vezes a corrente de curto-circuito simétrica.
b) Não operar para corrente transitória de magnetização
transformadores instalados (8 a 10 vezes a corrente nominal).
dos
c) No caso de haver dificuldade de coordenação com a proteção do
circuito, abandonar a condição "a", se isso possibilitar uma melhoria na
coordenação. Se mesmo assim persistir a dificuldade, considerar na
condição "b", a corrente transitória de magnetização apenas do maior
transformador.
12.10.1.2. Relé de Neutro
•
Elemento temporizado
Cerca de 1/4 da corrente de carga (valor considerado para a graduação
dos relés de fase), com temporização tal que coordene com a proteção de
neutro do circuito primário.
•
Elemento lnstantâneo
Pouco acima de 10% da corrente no primário para curto-circuito trifásico
no secundário do transformador.
12.10.2.
Relés Diretos
Os relés diretos deverão ser graduados seguindo basicamente os mesmos
critérios utilizados para a graduação dos relés de fase indiretos.
12.10.3.
Elo Fusível de Entrada
O elo fusível de entrada deverá ter a corrente nominal igual ou imediatamente
superior ao valor da corrente de graduação do relé de sobrecorrente de fase.
Deverá ser também observada a condição de não haver queima do elo
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devido a corrente transitória de magnetização do(s) transformador(es) e picos
de corrente de carga. Nos casos em que o elo de 140 A não for suficiente,
deverá ser usada chave-faca, nas tensões de 3,8 kV e 13,2kV.Para 23 kV, o
elo máximo deverá ser de 80 A.
.
12.11. Critérios Para Proteção de Banco de Capacitores
Os fusíveis recomendados para banco de capacitores com proteção
individual ou em grupo deverão ser no máximo quatro por fase ligados em
paralelo devendo obedecer aos critérios indicados na Tabela 8.14.
13. BlLlOGRAFlA
-Capítulos 4 a 5
ELETROPAULO - (TEDIS) - Manual de 'Técnicas de Distribuição Secção 2 Linhas e Redes Aéreas - Subseção 2 - Projeto Capítulo 1 - DistribuiçãO
Primária.
ELETROPAULO - (GRADE) - Gerência De Redes Aéreas de Distribuição Volume 5/5 - Out/86.
ELETROBRAS – Proteção De Sistemas Aéreos de Distribuição .Editora
Campus, 1982.
Capitulo 7
ELETROPAULO - (TEDIS) - Manual de Técnicas de Distribuição
Secção 2 - Linhas e Redes Aéreas - Subseção 2 - Projeto
Capítulo 1 - Distribuição Primária.
-
Capitulo 8
Chave Fusível ou Corta-circuito:
. Catálogos dos respectivos fabricantes
Religador Automático:
. Catálogos dos respectivos fabricantes: McGraw - Edson
Company, Reyrolle, Uestinghouse
, Seccionalizadores:
. Seccionalizadores - DEP/P-CESP
. Catálogos dos respectivos fabricantes: McGraw Edson Company, Reyrolle
Relé de Sobrecorrente :
. Catálogos dos respectivos fabricantes: Westinghouse, General Eletric
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Capítulos 9 a 12
ELETROPAULO - (TEDIS) - Manual de Técnicas de Distribuição
Secção 2 - Linhas e Redes Aéreas - Subseção 2 - Projeto
Capítulo 1 - Distribuição Primária.
ELETROBRAS - Proteção Sistemas Aéreos de Distribuição - Editora Campus,
1982.
CPFL - Proteção de Redes Aéreas de Distribuição NT-150.
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Diretoria de Engenharia – Gerência de Estudos, Proteção e Automação.