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REALIZAÇÃO DE ESTUDOS DE FLUXO DE CARGA, CURTO-CIRCUITO E

PROTEÇÃO DE UM ALIMENTADOR REAL DE DISTRIBUIÇÃO COM O

AUXÍLIO DOS SOFTWARES ANAFAS E ANAREDE

WENDELL ESDRAS ALVES ANDRADE

4º Período / 2014

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ

CAMPUS UNIVERSITÁRIO DE TUCURUÍ

TUCURUÍ – PARÁ - BRASIL

ii

WENDELL ESDRAS ALVES ANDRADE

REALIZAÇÃO DE ESTUDOS DE FLUXO DE CARGA, CURTO-CIRCUITO E

PROTEÇÃO DE UM ALIMENTADOR REAL DE DISTRIBUIÇÃO COM O

AUXÍLIO DOS SOFTWARES ANAFAS E ANAREDE

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao colegiado de

Engenharia Elétrica – UFPA, Campus de Tucuruí, para

obtenção do título de bacharel em Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof. Msc. Andrey Ramos Vieira

Tucuruí/PA

2014

iv

DEDICATÓRIA

“Aos meus pais, Diva e Duarte, sem eles eu não teria

forças e nem condições de conquistar e vencer as

barreiras da vida. Amo vocês.”

v

AGRADECIMENTOS

A Deus, por ter me concedido saúde, paz e sabedoria para lidar com cada situação

da vida.

Aos meus pais, Diva e Duarte, por acreditarem em mim e sempre apoiarem as

minhas decisões, sem eles eu não teria conseguido.

A minha família, que mesmo muitos estando longe, ainda assim ajudavam com o

“apoio moral”.

A minha namorada e amiga, Ruanna Itaparica, pelo apoio e pelos conselhos dados

em momentos tristes. Obrigado por ser tão compreensiva e paciente quando muitas vezes

passávamos um tempo significativo sem nos encontrarmos.

Ao meu amigo Vanderson, por realizar o modelamento do alimentador que foi o

objeto de estudo deste trabalho e por estar sempre disposto a me ajudar.

Aso meus amigos da igreja, do alojamento, da faculdade e a todos que sempre

estiveram do meu lado me apoiando e me incentivando.

Ao professor Andrey Ramos Vieira pela orientação mesmo a tantos afazeres.

vi

RESUMO

Este trabalho apresenta estudos de fluxo de carga, curto-circuito e proteção de um alimentador

real de distribuição com o auxílio dos softwares ANAREDE e ANAFAS. Inicialmente faz-se

uma abordagem dos diferentes sistemas de distribuição existentes, seguido de um enfoque

geral no estudo de curto-circuito. Na proteção do sistema de distribuição são destacadas as

principais classificações e características de funcionamento e dimensionamento dos

dispositivos de proteção. Nos resultados tem-se o diagrama unifilar do alimentador real em

estudo, o qual é disposto de 57 barras além da subestação. Assim, a escolha dos dispositivos

de proteção, o dimensionamento dos mesmos, o estudo e a avaliação da proteção são

realizados de modo a conseguir uma coordenação e seletividade ótima entre os dispositivos

via curvas características de tempo-corrente.

Palavras chaves: Proteção, Sistema de Distribuição, Fluxo de Carga, Curto-Circuito,

Coordenação, Seletividade.

vii

ABSTRACT

This research presentes studies on power flow, short circuit and real distribution feeder

protection with the aid of the softwares ANAREDE and ANAFAS. First, an overview of the

different existing distribution system is made, followed by a general study of short circuit in

what refers to the distribution system, it is highlighted the main classifications and

characteristics of the functioning and dimensioning of the protection devices. On the

resultads, is possible to observe the single line diagram of the real feeder in study, which is

disposed in 57 substation bus bars. Hence, the choice of the protection devices and its

dimensioning, the analysis and evaluation of the protection are made aiming to achieve an

optimal coordination and selectivity between the devices via time/current characteristic

curves.

Keywords: Protection; Distribution Systems; Power Flow; Short Circuit; Coordination;

selectivity

viii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1. Estrutura básica de um Sistema Elétrico de Potência. ............................................. 2

Figura 1.2. Energia hidrelétrica gerada pelos maiores produtores do mundo. ........................... 5

Figura 1.3. Integração Eletroenergética no Brasil. ..................................................................... 7

Figura 1.4. Tendência dos investimentos globais em fontes alternativas de energia elétrica. ... 8

Figura 2.1. Diagrama unifilar de um SEP. ............................................................................... 11

Figura 2.2. Estrutura de uma rede aérea convencional. [As medidas indicadas estão em

centímetros e as letras representam: G1, G2, G3, G4 – parafusos de cabeça quadrada; B –

cruzeta de concreto; C – mão francesa plana; D e E – isolador pilar; F – pino autotravante]. 14

Figura 2.3. Estrutura de uma rede subterrânea [transformador sendo alocado em uma câmara

subterrânea de distribuição de energia]. ................................................................................... 15

Figura 2.4. Arranjos típicos de redes de subtransmissão. ......................................................... 17

Figura 2.5. Subestação com barra simples. .............................................................................. 18

Figura 2.6. Subestação com dois transformadores (barra simples seccionada)........................ 19

Figura 2.7. Subestação com barramentos duplicados. .............................................................. 20

Figura 2.8. Rede primária aérea radial simples. ....................................................................... 21

Figura 2.9. Rede primária aérea radial com recurso. ................................................................ 22

Figura 2.10. Rede primária subterrânea radial simples. ........................................................... 23

Figura 2.11. Rede primária subterrânea radial seletivo. ........................................................... 23

Figura 2.12. Rede primária subterrânea anel aberto. ................................................................ 24

Figura 2.13. Evolução de um rede secundária aérea. ............................................................... 25

Figura 2.14. Rede secundária reticulada. .................................................................................. 26

Figura 3.1. Componentes Simétricas que formam um fasor desequilibrado. ........................... 28

Figura 3.2. Soma gráfica dos componentes da Figura 3.1, para a obtenção de três fasores

desequilibrados. ........................................................................................................................ 29

Figura 3.3. Diagrama dos Curtos-Circuitos. ............................................................................. 31

Figura 3.4. Circuito equivalente de Curto-Circuito Trifásico. ................................................. 32

Figura 3.5. Circuito equivalente de Curto-Circuito Bifásico.................................................... 33

Figura 3.6. Circuito equivalente de Curto-Circuito Bifásico-Terra.......................................... 34

Figura 3.7. Circuito equivalente de Curto-Circuito Monofásico. ............................................. 35

Figura 3.8. Circuito equivalente de Curto-Circuito Monofásico Mínimo. ............................... 36

Figura 3.9. Exemplo de linhas de código feita no programa ANAFAS. .................................. 37

ix

Figura 3.10. Opções de curtos-circuitos disponíveis no programa ANAFAS.......................... 38

Figura 3.11. Especificação das grandezas e unidades no relatório final de saída. ................... 38

Figura 3.12. Exemplo de um Relatório de Saída do programa ANAFAS. .............................. 38

Figura 4.1. Sistema de Proteção. .............................................................................................. 41

Figura 4.2. Zonas de Proteção. ................................................................................................. 42

Figura 4.3. Chave-Fusível indicadora Unipolar (tipo expulsão). ............................................. 44

Figura 4.4. Típicas Chaves Fusíveis de Distribuição. .............................................................. 45

Figura 4.5. Elo-fusível e suas principais partes. ....................................................................... 46

Figura 4.6. Curvas típicas de tempo-corrente de elos-fusíveis preferenciais. .......................... 48

Figura 4.7. Estrutura de Ligação entre Relé e Disjuntor. ......................................................... 51

Figura 4.8. Curva característica de relé instantâneo ou de tempo definido. ............................. 52

Figura 4.9. Curva característica de relé temporizado ou de tempo dependente (padrão ANSI).

.................................................................................................................................................. 53

Figura 4.10. Relé de Sobrecorrente: (a) Eletromecânico; (b) Estático e (c) Digital................. 54

Figura 4.11. Disjuntores de Média Tensão a: (a) óleo; (b) Vácuo. .......................................... 55

Figura 4.12. Sequência típica de operação de um religador ajustado para quatro disparos. .... 59

Figura 4.13. Religadores: (a) Monofásico e (b) Trifásico. ....................................................... 60

Figura 4.14. Seccionalizadores: (a) Monofásico e (b) Trifásico. ............................................. 64

Figura 4.15. Trecho de um sistema de distribuição em que o religador é instalado a montante

do fusível. ................................................................................................................................. 66

Figura 4.16. Coordenação religador – fusível (corrigida para aquecimento e resfriamento). .. 67

Figura 4.17. Coordenação Relé-Fusível (Fusível no lado da carga). ....................................... 68

Figura 4.18. Curvas características para a coordenação Relé-Fusível (Fusível no lado da

carga). ....................................................................................................................................... 68

Figura 4.19. Alcance dos relés associados ao disjuntor de saída da subestação e do religador.

.................................................................................................................................................. 69

Figura 4.20. Coordenação Relé-Religador. .............................................................................. 70

Figura 5.1. Diagrama unifilar do alimentador real em estudo. ................................................. 71

Figura 5.2. Diagrama unifilar do alimentador real em estudo com os dispositivos de proteção

alocados. ................................................................................................................................... 79

Figura 5.3. Coordenação Religador R2 com os Fusíveis (6K, 10K e 15K). ............................ 90

Figura 5.4. Coordenação Religador R2 com os Fusíveis (25K, 40K e 65K). .......................... 90

Figura 5.5. Coordenação Religador R2 com o Fusível (100K). ............................................... 91

x

Figura 5.6. Coordenação Fase-Neutro do Religador R2 com o Religador R1. ........................ 92

Figura 5.7. Coordenação Religador R1 com os Fusíveis (6K e 10K). ..................................... 92

Figura 5.8. Coordenação Religador R1 com os Fusíveis (15K e 25K). ................................... 93

Figura 5.9. Coordenação Fase-Neutro do Relé com os Fusíveis (6K, 10K e 15K). ................. 94

Figura 5.10. Coordenação Fase-Neutro do Relé com o Religador R2. .................................... 95

Figura 5.11. Coordenação Fase-Fase do Religador R2 com o Religador R1. .......................... 95

Figura 5.12. Coordenação Fase-Fase do Relé com o Religador R1. ........................................ 96

xi

LISTA DE TABELAS

Tabela 1.1. Disponibilidade de Potência em dez/2010. .............................................................. 6

Tabela 1.2. Matriz Energética Brasileira - empreendimentos em operação. .............................. 8

Tabela 3.1. Probabilidade relativa de ocorrência dos curtos. ................................................... 31

Tabela 4.1. Critério para Alocação de Chaves em Sistema de Distribuição. ........................... 49

Tabela 5.1. Dados de linha do alimentador. ............................................................................. 72

Tabela 5.2. Dados de barra do alimentador. ............................................................................. 74

Tabela 5.3. Valores das correntes nominais de carga no alimentador. ..................................... 76

Tabela 5.4. Estudo de curto-circuito realizado no software ANAFAS. ................................... 77

Tabela 5.5. Constantes de sobrecorrente das famílias de curvas do religador. ........................ 80

Tabela 5.6. Constantes das famílias de curvas do relé. ............................................................ 81

Tabela 5.7. Dimensionamento dos fusíveis de acordo com sua capacidade de condução em

ampere. ..................................................................................................................................... 82

Tabela 5.8. Valores dos Fusíveis dimensionados. .................................................................... 85

xii

SUMÁRIO

RESUMO ............................................................................................................................. vi

ABSTRACT ........................................................................................................................ vii

LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................... viii

LISTA DE TABELAS ........................................................................................................ xi

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 1

1.1 Justificativa ................................................................................................................ 9

1.2 Objetivos .................................................................................................................... 9

1.3 Revisão Bibliográfica ................................................................................................. 9

2 SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ............................................................................... 11

2.1 Configuração do Sistema de Distribuição ................................................................ 12

2.1.1 Sistema de Subtransmissão ................................................................. 16

2.1.2 Subestação de Distribuição ................................................................. 17

2.1.3 Sistema de Distribuição Primária ....................................................... 20

2.1.4 Sistema de Distribuição Secundária ................................................... 24

3 ESTUDO DE CURTO-CIRCUITO ............................................................................ 27

3.1 Componentes Simétricas .......................................................................................... 28

3.2 Tipos de Curto-Circuito ........................................................................................... 30

3.2.1 Curto-Circuito Trifásico (ou Simétrico) ............................................. 31

3.2.2 Curto-Circuito Bifásico ...................................................................... 32

3.2.3 Curto-Circuito Bifásico-Terra............................................................. 33

3.2.4 Curto-Circuito Monofásico ................................................................. 34

3.2.5 Curto-Circuito Monofásico Mínimo ................................................... 35

3.3 Software ANAFAS .................................................................................................. 36

3.3.1 Uso do ANAFAS ................................................................................ 37

4 PROTEÇÃO EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ................................................ 39

4.1 Conceitos e Objetivo da Proteção ............................................................................ 40

4.2 Dispositivos de Proteção .......................................................................................... 43

4.2.1 Fusível ................................................................................................. 43

4.2.2 Relé / Disjuntor ................................................................................... 50

4.2.3 Religador Automático ......................................................................... 58

4.2.4 Seccionalizador ................................................................................... 63

4.3 Coordenação e Seletividade dos dispositivos de Proteção ...................................... 65

4.3.1 Coordenação Religador – Fusível ....................................................... 65

4.3.2 Coordenação Relé – Fusível ............................................................... 67

4.3.3 Coordenação Relé – Religador ........................................................... 69

xiii

5 RESULTADOS.............................................................................................................. 71

5.1 Rede de Distribuição em Estudo .............................................................................. 71

5.2 Estudo de Curto-Circuito ......................................................................................... 76

5.3 Escolha e Localização dos Dispositivos de Proteção............................................... 78

5.4 Ajuste e Dimensionamento dos Dispositivos de Proteção. ...................................... 81

5.4.1 Fusíveis ............................................................................................... 81

5.4.2 Religadores ......................................................................................... 85

5.4.3 Relé ..................................................................................................... 87

5.5 Avaliação da Coordenação e Seletividade dos Dispositivos de Proteção ................ 89

5.5.1 Coordenação Fase-Neutro .................................................................. 89

5.5.2 Coordenação Fase-Fase ...................................................................... 94

6 CONCLUSÃO ............................................................................................................... 97

6.1 Sugestões para Trabalhos Futuros ........................................................................... 97

REFERÊNCIAS ................................................................................................................. 98

1

1 INTRODUÇÃO

A energia elétrica tornou-se um dos bens de consumo mais fundamentais para as

sociedades modernas. Usa-se energia para gerar iluminação, movimentar máquinas e

equipamentos, controlar a temperatura produzindo calor ou frio, agilizar as comunicações etc.

A eletricidade está presente na produção, locomoção, eficiência, segurança, conforto e vários

outros fatores associados à qualidade de vida (ABREU, 2008).

E devido a esse crescimento tecnológico e a demanda cada vez maior por energia

elétrica, há uma constante necessidade de expansão do Sistema Elétrico de Potência (SEP),

cuja definição é o conjunto de todos os equipamentos e instalações envolvendo geração,

transmissão e distribuição de energia. Segundo Stevenson (1986) este fato vem ocorrendo

desde a origem do mesmo.

Kagan et al. (2010) define que o SEP tem a função precípua de fornecer energia

elétrica aos usuários, grandes ou pequenos, com a qualidade adequada, no instante em que for

solicitada. Para o autor, o sistema tem as funções de produtor, transformando a energia de

alguma natureza, e de distribuidor, fornecendo aos consumidores a quantidade de energia

demandada, a cada instante.

De acordo com Saraiva Leão (2009) o objetivo de um SEP é gerar, transmitir e

distribuir energia elétrica atendendo às determinações padrões de confiabilidade,

disponibilidade, qualidade, segurança e custos, com o mínimo impacto ambiental e o máximo

de segurança pessoal.

No entanto, para haver uma eficiente geração, transmissão e distribuição, é

necessário investimento em equipamentos do sistema. Assim como “para aumentar a

confiabilidade, a interligação de sistemas elétricos de potência é cada vez maior, originando

assim interações de diversos tipos de equipamentos com comportamentos dinâmicos

diferentes” (FURINI & ARAUJO, 2008).

A estrutura do sistema elétrico de potência compreende os sistemas de geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica, em geral cobrindo uma grande área geográfica

(SARAIVA LEÃO, 2009). A Figura 1.1 mostra basicamente a estrutura de um SEP.

Na geração de energia elétrica uma tensão alternada é produzida, a qual é expressa

por uma onda senoidal, com frequência fixa e amplitude que varia conforme a modalidade do

atendimento em baixa, média ou alta tensão. Essa geração pode ser feita por usinas

hidrelétricas, termelétricas, nucleares, eólicas etc.

2

Fonte: (BROWN, 2009)

Figura 1.1. Estrutura básica de um Sistema Elétrico de Potência.

A transmissão conecta as grandes usinas de geração às áreas de grande consumo.

Em geral, apenas poucos consumidores com um alto consumo de energia elétrica são

conectados às redes de transmissão onde predomina a estrutura de linhas aéreas.

As redes de distribuição alimentam consumidores industriais de médio e pequeno

porte, consumidores comerciais e de serviços e consumidores residenciais. Os níveis de

3

tensão de distribuição são assim classificados de acordo com os Procedimentos de

Distribuição de Energia Elétrica (Prodist) da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL):

Alta tensão de distribuição (AT): tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou

superior a 69 kV e inferior a 230 kV;

Média tensão de distribuição (MT): tensão entre fases cujo valor eficaz é

superior a 1 kV e inferior a 69 kV;

Baixa tensão de distribuição (BT): tensão entre fases cujo valor eficaz é igual

ou inferior a 1 kV.

Os primeiros registros quanto ao surgimento da energia elétrica no Brasil, datam

de meados do século XIX, onde a partir da valorização do café, principal fonte de renda do

país na época, ganhou-se condições favoráveis para a modernização e aumento da economia.

Esse avanço econômico do país levou ao crescimento das cidades e, com isso, a uma

expansão da indústria de construção civil e da oferta de infraestrutura urbana. A partir desse

movimento foi que, segundo Gomes et al (2002), se inserem as primeiras iniciativas de uso da

energia elétrica no país.

Segundo Gomes et al. (2002), “as experiências pioneiras no Brasil voltaram-se

para a iluminação e transportes públicos”. O autor coloca como marco inicial, o ano de 1879,

quando foi inaugurado, no Rio de Janeiro, o serviço permanente de iluminação elétrica interna

na estação central da ferrovia Dom Pedro II (Central do Brasil); a fonte de energia era um

dínamo.

Ainda segundo o autor supracitado, no ano de 1883 acontecem importantes

investidas em prol da energia elétrica no Brasil. Começa a operar a primeira central geradora

elétrica, com 52 kW de capacidade, em Campos (RJ), inaugurou-se assim, a prestação de

serviço público de iluminação na América do Sul. No mesmo ano é construída a primeira

hidrelétrica brasileira, no município de Diamantina (MG), cuja finalidade era acionar

equipamentos utilizados na extração de diamantes da mineração Santa Maria (GOMES et al.,

2002).

De acordo com Tiago Filho (2007) na passagem para o século XX, em 1900, já se

podia contabilizar uma dezena de usinas hidrelétricas, que representavam uma capacidade

instalada de 12MW, considerável para a época.

Em 1903, uma lei bastante genérica autorizava o governo federal a promover, por

via administrativa ou concessão, o aproveitamento da energia hidráulica dos rios brasileiros

para fins de serviços públicos. Isso deu suporte para que dois anos depois uma empresa

canadense (Light and Power Company) desse início ao aproveitamento das bacias dos rios

4

Piraí, Paraíba do Sul e do Ribeirão das Lajes, próximas aos centros de consumo. A primeira

obra foi a usina de Fontes Velha, que começou a operar em 1907 e atingiu 24 MW de

potência em 1909, o que representava 20% da capacidade instalada total do país (Gomes et

al., 2002).

O país foi avançando industrialmente e observou-se um desenvolvimento na

geração de energia elétrica a partir do aproveitamento do potencial hidráulico do eixo Rio-São

Paulo, fazendo com que, segundo Gomes et al. (2002), a capacidade instalada no país se

ampliasse mais de 600% entre 1907 e 1919. Com esse crescimento, o autor coloca que a

potência instalada de máquinas acionadas por eletricidade na indústria já representava quase a

metade (47,2%) das formas de energia empregadas no setor secundário.

Gomes et al. (2002) declara que o desenvolvimento das indústrias,

consequentemente do SEP, aconteceu de uma forma indireta:

“Até 1930, a política econômica foi marcada pela

ausência de esforços deliberados para promover o desenvolvimento

industrial. O foco era a estabilidade monetária, o equilíbrio

orçamentário do governo federal e a defesa dos interesses do setor

agroexportador, em especial os do café. Embora essas políticas

tenham favorecido o surgimento de várias unidades fabris, isso

ocorreu de forma indireta, não intencional.”

Cabe destacar que, segundo Tiago Filho (2007), apesar de todo arcabouço

tecnológico, os modelos de desenvolvimento centralizados, implantados a partir da década de

1950, não permitiram a existência de um cenário favorável às Pequenas Centrais Hidrelétricas

– PCH – no Brasil, que passou a dar ênfase aos grandes empreendimentos, aos sistemas

interligados e ao gerenciamento centralizado.

Gomes et al (2002) destaca que, com as bases do segundo governo Vargas, o

então presidente da República, Juscelino Kubitshek, delineou o projeto de desenvolvimento

do setor elétrico sob o comando da empresa pública, com a criação da maior parte das

companhias estaduais de energia elétrica e de mais uma geradora – a Central elétrica de

Furnas, controlada pelo Governo Federal e pelo estado de Minas.

Já no ano de 1971, o governo promoveu aperfeiçoamentos na legislação tarifária,

a fim de dar sustentação financeira ao setor elétrico. A Lei 5.655, de 20 de maio daquele ano,

estabelece garantia de remuneração de 10% a 12% do capital investido, a ser computado na

5

tarifa. Com isso, segundo Gomes et al (2002), o setor passou a gerar recursos não apenas para

funcionar de maneira adequada, como também para autofinanciar sua expansão.

Sob esta nova perspectiva de avanço pode-se destacar, no final da década de 90, a

criação de vários órgãos, públicos e privados; exemplo: Câmara de comercialização de

Energia Elétrica (CCEE), Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Agência Nacional

de Energia Elétrica (ANEEL), Conselho Nacional de política Energética (CNPE), Empresa de

Pesquisa Energética (EPE), Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) no sentido

de administrar, fiscalizar, monitorar, supervisionar e comandar o setor.

A respeito da geração de energia, as características físicas e geográficas do Brasil

foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base

predominantemente hidráulica.

O World Energy Council (1996) mostra que houve um aumento de 502 bilhões de

kWh no intervalo correspondente entre 1987 e 1996, e traz Canadá, Estados Unidos, Brasil,

China e Rússia como os cinco países que mais produziam energia hidrelétrica no ano de 1996,

chegando a um total de 51% da geração mundial de hidroeletricidade, conforme a Figura 1.2.

Fonte: World Energy Council ( 1996)

Figura 1.2. Energia hidrelétrica gerada pelos maiores produtores do mundo.

De acordo com Eletrobrás (1999) o SEP apresentava em torno de 260 GW de

energia hidrelétrica no ano de 1998, sendo que deste total apenas 22% estavam em operação,

indicando que boa parte da energia ainda era mero potencial a ser explorado.

O grande potencial energético brasileiro, decorrentes construções de PCH nas

bacias brasileiras, torna possível afirmar, segundo Tiago Filho (2007), que o país tem o pleno

domínio dessa tecnologia, o que lhe permite se tornar um importante e respeitado agente

dessa tecnologia no mercado globalizado.

Brasil - 10%

USA - 14%

China - 7%

Canadá - 11%

Rússia - 6%

Resto do mundo - 49%

6

Em dezembro de 2000, a Superintendência de Fiscalização dos serviços de

Geração – SFG (2000) da ANEEL registrou que mais de 82% da potência disponível no país

era de origem hidrelétrica, como mostra a Tabela 1.1.

Tabela 1.1. Disponibilidade de Potência em dez/2010.

FONTE POT. INSTALADA (MW) PARTICIPAÇÃO

PCH 1.485 2,02%

UHE 59.165 80,55%

UTE 9.664 13,16%

IMPORTAÇÕES 1.150 1,57%

NUCLEARES 1.966 2,68%

TOTAL 73.449 100%

Fonte: ANEEL (2000)

Atualmente, o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil

pode ser classificado como hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de usinas

hidrelétricas e com múltiplos proprietários. A maior parte da capacidade instalada, segundo

Saraiva Leão (2009), “...é composta por usinas hidrelétricas, que se distribuem em 12

diferentes bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país de maior atratividade

econômica.” São os casos das bacias dos rios Tocantins, Paranaíba, São Francisco, Tietê,

Paranapanema, Iguaçu, Uruguai e Jacuí onde se concentram as maiores centrais hidrelétricas.

Os reservatórios nacionais situados em diferentes bacias hidrográficas, que não

têm nenhuma ligação física entre si, funcionam como se fossem vasos comunicantes

interligados por linhas de transmissão.

Sabendo que existem centrais hidrelétricas de grande e médio porte instaladas em

diferentes localidades do território nacional. E que existe uma concentração de demanda em

localidades industrializadas onde não se concentram as centrais geradoras. Foi implantado em

1999, no Brasil, o Sistema Interligado Nacional (SIN), que segundo Saraiva Leão (2009), “é

responsável por otimizar os recursos energéticos e homogeneizar mercados”. O SIN é

responsável por mais de 95% do fornecimento nacional. E sua operação é coordenada e

controlada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

De acordo com Saraiva Leão (2009), o sistema interligado de eletrificação permite

que as diferentes regiões permutem energia entre si, quando uma delas apresenta queda no

nível de geração, outros centros geradores assumem uma parcela maior de geração no país.

Como é o caso da seca nos reservatórios das usinas do sudeste do país, que segundo a

7

Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo (SABESP), em dezembro de

2014, o volume de água da reserva técnica do Sistema Cantareira – São Paulo – atingiu 8,2%,

que é considerado um nível crítico (G1, 2014). Isso faz com que outros centros de geração do

país operem com uma geração maior, a fim de compensar a falta que essas usinas do sudeste

estão colocando para o SEP.

Fonte: ONS, julho – 2013

Figura 1.3. Integração Eletroenergética no Brasil.

Assim, o sistema com o regime de chuvas de modo desigual nas diferentes regiões

do país pode, através dos grandes troncos (linhas de transmissão da mais alta tensão: 500kV

ou 750kV), possibilitar que os pontos com produção insuficiente de energia sejam abastecidos

por centros de geração em situação favorável (SARAIVA LEÃO, 2009). Recentemente, em

agosto de 2014, o Banco de Informações de Geração (BIG) da ANEEL, contabilizou uma

capacidade instalada no Brasil de 130.842.571 kW, e cerca de 67% da energia disponível no

SIN era de origem hídrica, como mostra a Tabela 1.2.

8

Tabela 1.2. Matriz Energética Brasileira - empreendimentos em operação.

FONTE POT. INSTALADA (kW) PARTICIPAÇÃO

CGH 288.349 0,22%

EOL 3.781.633 2,89%

PCH 4.687.552 3,58%

UFV 12.287 0,01%

UHE 82.644.738 63,16%

UTE 37.436.783 28,61%

UTN 1.990.000 1,52%

TOTAL 130.842.571 100%

Fonte: ANEEL, agosto – 2014

A partir da Tabela 1.2, pode-se notar uma importante valorização nas gerações

oriundas de fontes renováveis. Isso não é de hoje. Pressões ambientais têm modificado dentro

dos anos de forma considerável a estrutura do sistema elétrico. Cada vez mais se fala em

redução da emissão de gases poluentes e os investimentos na viabilização de fontes

alternativas para a geração de energia continuam batendo recorde ano após ano de

crescimento.

Pela Figura 1.4, retirada do relatório do World Energy Outlook 2010, uma

publicação anual da International Energy Agency (IEA), amplamente reconhecida por suas

análises e projeções na área de energias renováveis, mostra que os investimentos nessa área

devem sofrer forte crescimento nos próximos anos, ainda sem expectativas de diminuição.

Fonte: World Energy Outlook 2010

Figura 1.4. Tendência dos investimentos globais em fontes alternativas de energia elétrica.

9

1.1 Justificativa

Quando ocorrem faltas nas redes de distribuição, os relés de sobrecorrente

localizados na subestação são sensibilizados e acionarão o disjuntor associado a eles,

desligando assim o alimentador por inteiro. O desligamento do alimentador por completo

afetará um dos princípios básicos da proteção: a seletividade. Além de gerar prejuízos a

concessionária e aos consumidores.

Com isso, surge a necessidade de se inserir no alimentador alguns dispositivos

com características de desligamento/religamento, tais como o religador, a fim de que haja

seccionamento deste, de tal maneira que se obtenha uma coordenação e seletividade

satisfatória entre os dispositivos de proteção do sistema. Assim, a partir da inserção de alguns

dispositivos de proteção, no ato de uma falta ocorrerá o desligamento (isolação) de uma

menor porção do sistema, o que sob o ponto de vista da seletividade, será ótimo. Caso o

religador seja coordenado a um seccionalizador ou fusível, a seletividade será melhorada

ainda mais.

Seguindo esta tendência, o presente trabalho visa realizar o dimensionamento dos

dispositivos de proteção, a avaliação e simulação das curvas de coordenação entre os

dispositivos de proteção de um alimentador real de distribuição.

1.2 Objetivos

O presente trabalho visa realizar o dimensionamento, avaliação, coordenação e

seletividade entre os dispositivos de proteção de um sistema real de distribuição com o auxílio

dos softwares ANAREDE (estudo de fluxo de carga) e ANAFAS (estudo de curto-circuito).

1.3 Revisão Bibliográfica

Muitos trabalhos vêm sendo desenvolvidos a respeito do tema de coordenação e

seletividade do sistema de proteção na distribuição de energia elétrica. A busca pela

otimização da alocação e funcionamento dos dispositivos de proteção vem sendo buscada

incansavelmente. Diversos trabalhos na vertente deste tema já foram publicados, podem-se

destacar aqueles em que técnicas de inteligência computacional são utilizadas nos estudos.

Silva & Meideiros (2012) usam algoritmo genético para resolver o problema da

otimização na coordenação entre os dispositivos de proteção nas redes de distribuição. Uma

10

função objetivo é desenvolvida de modo a se obter uma coordenação ótima entre os

dispositivos via curvas características. Diversas curvas características são consideradas para

os dispositivos, e a melhor dentre elas é selecionada por meio do algoritmo genético com

objetivo de se obter a coordenação ótima por meio das curvas características tempo x

corrente.

Mattos (2010) faz um estudo de coordenação e seletividade da proteção contra

sobrecorrente em um sistema elétrico isolado. Este estudo é feito com base na norma IEEE

242 e consiste em definir os ajustes dos dispositivos de proteção contra sobrecorrente, a partir

dos dados nominais dos equipamentos protegidos, suas curvas de danos e com ajuda dos

gráficos de “tempo versus corrente” fornecidos pelo software PowerFactory DIgSILENT.

Buscou-se definir esses ajustes de modo que os mesmos não violem as curvas de danos e que

os dispositivos de proteção interrompam rapidamente as sobrecorrentes anormais garantindo

rapidez e seletividade na eliminação do evento que causou a condição anormal.

Junior (2006) explica que abordagens convencionais para o problema de proteção

de sobrecorrente não levam em conta a natureza probabilística das principais variáveis

envolvidas: tipo da falta, localização da falta e impedância de defeito para faltas envolvendo a

terra. Assim, ele realiza um estudo de proteção de sobrecorrente de redes primárias aéreas de

distribuição de energia elétrica através de uma abordagem probabilística. Que lhe permite

quantificar o risco de não haver coordenação entre dois dispositivos de proteção adjacentes

Vieira (2006) propõe uma técnica de implementação computacional das funções

de dimensionamento, seletividade e coordenação de dispositivos de proteção em sistemas de

distribuição, desenvolvida em MATLAB e baseados em algoritmos inteligentes, cuja

finalidade é otimizar e facilitar a construção de projeto de proteção de redes de distribuição,

contribuindo para que os estudos concernentes a esta área possam ter uma grande variedade

de análises de coordenação, dimensionamento e seletividade do sistema de proteção em um

pequeno intervalo de tempo, além de permitir o aperfeiçoamento dos tempos de atuação da

proteção em sistemas já em funcionamento.

11

2 SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

A distribuição de energia é um segmento do sistema elétrico, também conhecido

como sistema elétrico de potência, o qual como já dito anteriormente, pode ser dividido

basicamente em três macro setores: geração, transmissão e distribuição.

Dentro de cada segmento, há divisões de níveis de tensão que permitem as

interfaces entre as companhias elétricas que possuem suas concessões, como a

subtransmissão, que é a tensão entregue pelas empresas elétricas de transmissão às

concessionárias de distribuição. A Figura 3.1 mostra a estrutura básica de um SEP, na qual

estão indicados os níveis de tensões normalmente encontrados entre a geração e distribuição.

Geração

10 – 30 kV

Transmissão

230 – 750 kV

Subtransmissão

69 – 138 kV

Indústrias de

grande porte

Subestação de

Distribuição

Rede Primária

13,8 – 34,5 kV

Indústrias de

Pequeno e médio porte

Rede

Secundária

Consumidores

Residenciais e Comerciais

127 / 220 V

ou

220 / 380 V Fonte: Adaptado de (MATOS, 2009).

Figura 2.1. Diagrama unifilar de um SEP.

A função principal dos sistemas elétricos de potência é levar energia elétrica aos

consumidores de forma segura, com qualidade e disponibilidade. A geração, já tratada no

primeiro capítulo deste trabalho, é a produtora e, como tal, tem contratos de garantia de

fornecimento regulados pela ANEEL. No Brasil, as tensões de geração operam na faixa entre

10 e 30 kV, sendo muito comum a tensão de 13,8 kV.

12

Mas, para essa energia gerada chegar aos consumidores, existe um longo percurso

da energia elétrica entre a geração e a distribuição final. Após a geração, há uma subestação

elevadora que eleva a tensão para uma tensão de transmissão. Isto é feito para viabilizar as

transmissões a média e longa distâncias, diminuindo-se desta forma a corrente elétrica e,

portanto, possibilitando o uso de cabos condutores de bitolas razoáveis, a fim de obter

adequados níveis de perdas (efeito joule) e de queda de tensão ao longo das linhas de

transmissão. O valor dessa tensão é estabelecido em função da distância a ser percorrida e do

montante de energia a ser transportado (KAGAN et. al., 2005).

Segundo Lamin (2009), no Brasil, as tensões usuais de transmissão em corrente

alternada podem variar de 138 kV até 765 kV, incluindo neste intervalo as tensões de 230

kV, 345 kV, 440 kV e 500 kV, sendo que, no sistema de Itaipu, existe uma operação em

corrente contínua, a usina opera com dois bipolos nas tensões de + 600 kV e – 600 kV em

relação à terra, que corresponde a tensão entre linhas de 1.200 kV, desenvolve-se desde Itaipu

até Ibiúna, SP, cobrindo uma distância de 810 km e transportando uma potência de 6.000

MW. E em outro trecho, em AC, Itaipu opera em 765 kV (KAGAN et al., 2005).

As redes de transmissão alimentam uma subestação de subtransmissão, que por

sua vez, reduz a tensão para uma tensão de subtransmissão, que geralmente que apresentam

valores de 34,5 kV, 69 kV, 88 kV e 138 kV.

De acordo com Kagan et al. (2005), é o sistema de subtransmissão que alimenta a

maioria dos consumidores industriais de grande e médio porte, onde eles são conhecidos

como consumidores de subtransmissão. Matos (2009) comenta que, “...não há, às vezes, uma

clara distinção entre sistemas de transmissão e subtransmissão, sendo que ambos, em muitas

ocasiões apresentam especificações comuns de projeto, manutenção e operação”.

O sistema de subtransmissão, segundo Kagan et al. (2005), supre as subestações

de distribuição, que são responsáveis por um abaixamento na tensão para a tensão de

distribuição primária. E a rede de distribuição primária, por sua vez, irá suprir os

transformadores de distribuição, dos quais se deriva a rede de distribuição secundária.

2.1 Configuração do Sistema de Distribuição

O mercado de distribuição de energia elétrica brasileiro, segundo a Associação

Brasileira de Distribuição de Energia Elétrica – Abradee, é formado por mais de 74 milhões

de unidades consumidoras, e é atendido, segundo a ANEEL, por 64 concessionárias. Cada

concessionária, ou distribuidora, possui direitos e obrigações definidos em um Contrato de

13

Concessão celebrado com a União, o qual lhes permite a exploração do serviço público em

sua área de concessão, sendo sua atuação regulada e fiscalizada pela ANEEL.

Sobre a regulamentação, em março de 2004, a Lei nº 10.848 instituiu o Novo

Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, tendo como objetivos garantir a segurança no

suprimento, no controle e na adequação tarifária, e ainda promover a inserção social.

Recentemente, em 16 de dezembro de 2008, foi aprovado pela ANEEL o PRODIST

(Procedimentos de Distribuição), o qual consiste em um conjunto de normas que visam

consumidores, produtores de energia, concessionárias distribuidoras e agentes do setor, a

serem orientados sobre formas, condições e responsabilidades, e ainda estabelecendo critérios

e indicadores de qualidade relativa ao sistema de distribuição de energia elétrica brasileiro. O

PRODIST é composto por 8 módulos, que estão disponíveis na página da ANEEL

(www.aneel.gov.br).

Módulo 1 – Introdução.

Módulo 2 – Planejamento e expansão do sistema de distribuição.

Módulo 3 – Acesso aos sistemas de distribuição.

Módulo 4 – Procedimentos operativos do sistema de distribuição.

Módulo 5 – Sistema de medição.

Módulo 6 – Informações requeridas e obrigações.

Módulo 7 – Perdas técnicas regulatórias.

Módulo 8 – Qualidade de energia da energia elétrica.

Segundo (Azevedo, 2010), as redes de distribuição de energia elétrica podem ser

classificadas de diferentes formas dependendo do critério ou característica considerada. Elas

podem ser classificadas em função da tensão de operação, em função do tipo de isolação do

condutor e a que será mais utilizada neste capítulo, a classificação segundo a forma de

instalação, que podem ser redes aéreas ou subterrâneas.

Nas redes aéreas, geralmente, são usados postes de concreto para regiões urbanas

e de madeira tratada em regiões rurais. Os condutores, transformadores, chaves e demais

equipamentos são instalados sobre postes e fixados através de ferragens eletrotécnicas,

espaçadores e isoladores de vidro, de porcelana e, mais recentemente, através de isoladores

fabricados com materiais poliméricos, conforme a Figura 2.2.

Já as redes subterrâneas de energia elétrica são caracterizadas pelo uso de cabos e

equipamentos elétricos totalmente enterrados. São, geralmente, indicados para aplicação em

14

áreas urbanas com média ou alta densidade de carga, onde a utilização da rede aérea é

inviável tecnicamente ou quando a instalação de uma rede semi-enterrada não é indicada.

Fonte: (CEMAT, 2013)

Figura 2.2. Estrutura de uma rede aérea convencional. [As medidas indicadas estão em centímetros e as

letras representam: G1, G2, G3, G4 – parafusos de cabeça quadrada; B – cruzeta de concreto; C – mão

francesa plana; D e E – isolador pilar; F – pino autotravante].

Os cabos das redes subterrâneas podem ser instalados diretamente enterrados ou

protegidos por uma infraestrutura civil composta de bancos de dutos, caixas de passagem,

poços de inspeção e câmaras subterrâneas, como mostra a Figura 2.3. Bem como, de qualquer

equipamento ou dispositivo necessário para sua operação e manutenção.

No Brasil, as redes predominantes no sistema de distribuição são as aéreas, mas

existem cidades onde parte de sua distribuição é feita através de redes subterrâneas, como

Belo Horizonte, Rio de Janeiro, Curitiba e São Paulo.

Atualmente, a maior demanda de aplicação de redes subterrâneas tem como

motivação as exigências estéticas com a finalidade de redução da poluição visual e dos

impactos de acessibilidade de calçadas. Mas, como o preço e a logística de montagem de uma

rede subterrânea é maior em comparação à instalação de uma rede aérea, ganham destaque

nas ruas e estradas as redes aéreas.

15

Fonte: (COPEL, 2010)

Figura 2.3. Estrutura de uma rede subterrânea [transformador sendo alocado em uma câmara

subterrânea de distribuição de energia].

A configuração do sistema de distribuição, segundo Kagan et al. (2005), tem

início na subtransmissão. Sendo assim, são consideradas partes do sistema de distribuição os

seguintes segmentos: subtransmissão, subestação de distribuição, sistema de distribuição

primária e sistema de distribuição secundária.

Vale lembrar que dos segmentos geração, transmissão e distribuição, é o sistema

de distribuição que apresenta maior frequência de contingências e desligamentos. Do ponto de

vista técnico, a causa mais frequente de desligamentos não-programados no sistema de

distribuição são os curtos-circuitos, ou faltas shunt (NORMA ND.78, 2008). Tais faltas

consistem basicamente na conexão acidental ou intencional, através de uma baixa impedância,

entre dois ou mais pontos de um circuito que normalmente se encontram em potenciais

diferentes (KASIKCI, 2002), podendo ocorrer mesmo em sistemas bem projetados.

Para Matos (2009), as causas mais frequentes de curtos-circuitos em sistemas aéreos

de distribuição são: falhas de equipamentos e isoladores, sobretensões de manobras e

descargas atmosféricas, vandalismo, acidentes (incluindo os de trânsito), ação de animais e

contato dos condutores nus da rede com a vegetação ou outros elementos externos ao sistema.

Nos sistemas trifásicos aterrados ocorrem basicamente 4 tipos de curtos-circuitos:

monofásicos, bifásicos, bifásicos à terra e trifásicos.

16

Considerando dois tipos de defeito, momentâneos e permanentes, em que os primeiros

são eliminados pelo ciclo de religação automática das proteções e os segundos requerem

intervenção humana, segundo Puret (1992), verifica-se que 80% a 90% dos defeitos que

ocorrem nas redes aéreas são momentâneos, enquanto que 100% dos defeitos que ocorrem nas

redes subterrâneas são permanentes.

2.1.1 Sistema de Subtransmissão

A rede de subtransmissão, em geral, pertence às distribuidoras de energia elétrica,

compondo a chamada distribuição em Alta Tensão – AT. Esse sistema corresponde aos

circuitos responsáveis por entregar energia às subestações de distribuição. Comumente as

tensões de subtransmissão operam em valores de 138 kV, 115 kV, 69 kV ou 34,5 kV (Short,

2004). As redes de alta tensão têm a capacidade de transporte de algumas dezenas de MW por

circuito, usualmente de 20 a 150 MW.

Os consumidores em tensão de subtransmissão são representados, usualmente, por

grandes instalações industriais, estações de tratamento e bombeamento de água (KAGAN et

al., 2005).

O sistema de subtransmissão apresenta a característica de poder operar em

configuração radial, com possibilidade de transferência de blocos de carga quando de

contingências. Com cuidados especiais, no que se refere à proteção, pode também operar em

malha. Em (Kagan et. al., 2005) são apresentados os arranjos da Figura 2.4.

Em todos os arranjos mostrados na Figura 2.4, o bloco situado imediatamente a

montante do transformador, “chave de entrada”, representa um disjuntor, uma chave fusível

ou uma chave seccionadora. A seguir será analisado cada arranjo mostrado.

(a) Rede 1 – apresenta uma configuração radial simples. É, entre todos, o de menor

custo de instalação. Sua confiabilidade está intimamente ligada ao trecho de rede de

subtransmissão, pois, como é evidente, qualquer defeito na rede ocasiona a

interrupção de fornecimento às subestações de distribuição;

(b) Rede 2 – apresenta uma configuração radial com redundância. Observa-se que, o

arranjo apresenta maior flexibilidade de operação e continuidade de serviço, já que

tem duas fontes de suprimento, portanto, uma falta em um dos circuitos radial de

subtransmissão poderia não causar interrupções na subestação.

(c) Rede 3 – apresenta uma configuração radial simples com mais de uma

subtransmissão. É conhecido como “sangria” da linha. É de confiabilidade e custo

17

inferior ao da rebe (b). É utilizável onde há vários centros de carga, com baixa

densidade de carga.

SUBTRANSMISSÃOSUBTRANSMISSÃO

SUBTRANSMISSÃO

(a) Rede 1 (b) Rede 2

(c) Rede 3

Fonte: adaptado de Kagan (2005)

Figura 2.4. Arranjos típicos de redes de subtransmissão.

2.1.2 Subestação de Distribuição

As subestações de distribuição são alimentadas por uma ou mais linhas de

subtransmissão, onde as tensões supridas variam entre 34,5 kV a 230 kV. De acordo com

Matos (2009), cada subestação de distribuição alimenta um ou mais alimentadores primários,

sendo que, na maioria dos casos, de forma radial, significando que existe apenas um caminho

para o fluxo de potência entre a subestação e o usuário final.

Segundo a norma NBR 5460, uma subestação de distribuição é basicamente uma

subestação rebaixadora destinada à alimentação de um sistema de distribuição. Portanto, sua

principal função consiste no rebaixamento dos níveis de tensão de transmissão e/ou de

subtransmissão para níveis que permitam a instalação segura dos condutores que formam o

18

sistema de distribuição nas vias públicas adjacentes às propriedades dos consumidores finais.

Além das diferenças nos níveis de tensão de operação dos alimentadores, também os arranjos,

as configurações e as capacidades das subestações de distribuição variam bastante entre as

empresas concessionárias e mesmo dentro de uma mesma empresa (MATOS, 2009).

Subestações são constituídas por equipamentos, sendo assim, são designados os

elementos que processam diretamente a potência elétrica: transformadores, motores e

compensadores; e dispositivos que auxiliam no controle, mas não processam diretamente a

potência elétrica: elementos como chaves, estruturas de suporte, fusíveis, etc. Os disjuntores,

por sua complexidade e custo elevado, são geralmente classificados como equipamentos.

Segundo Matos (2009), “o projeto de uma subestação de distribuição depende de

diversos fatores, dentre os quais pode-se destacar as tensões das linhas de transmissão e/ou

subtransmissão, e as tensões previstas dos alimentadores, as características das cargas

atendidas, a densidade demográfica da região e sua previsão de crescimento, o espaço físico

disponível no terreno para a instalação dos equipamentos e dispositivos, a localização do

terreno (dentro ou fora do perímetro urbano) e a sofisticação e custo do sistema de proteção”.

Em relação aos arranjos que uma subestação pode possuir, temos geralmente em

regiões de baixa densidade de carga, a utilização do arranjo “barra simples”, Figura 2.5, que

apresenta custo bastante baixo. Este tipo de subestação pode contar com uma única linha de

suprimento, Figura 2.5a, ou, visando aumentar a confiabilidade, com duas linhas, Figura 2.5b.

NF NA

NA

(a) Barra simples

Um circuito de

suprimento

(b) Barra simples

Dois circuitos de

suprimento

(c) Saída dos

alimentadores

primários

NF

NF NF

Fonte: Adaptado de Kagan et al. (2005)

Figura 2.5. Subestação com barra simples.

19

Segundo Kagan et al. (2005), quando uma subestação de distribuição é suprida

por um único alimentador, disporá, na alta tensão, de apenas um dispositivo de proteção do

transformador. Sua confiabilidade é muito baixa, ocorrendo, para qualquer defeito na

subtransmissão, a perda do suprimento da subestação. Aumenta-se a confiabilidade adotando-

se a subestação de dupla alimentação radial, isto é, o alimentador de subtransmissão é

construído em circuito duplo operando a subestação com uma das chaves de entrada aberta.

Havendo a interrupção do alimentador em serviço, abre-se sua chave de entrada, NF, e fecha-

se a chave NA do circuito de reserva.

Em regiões de densidade de carga maior aumenta-se o número de transformadores

utilizando o arranjo da subestação com maior confiabilidade e flexibilidade operacional

(KAGAN et al., 2005). Na Figura 2.6, apresenta-se o diagrama unifilar da subestação com

dupla alimentação, dois transformadores, barramentos de alta tensão independentes e

barramento de média tensão seccionado. Quando ocorre um defeito, ou manutenção, em um

dos transformadores, abrem-se as chaves a montante e a jusante do transformador, isolando-o.

A seguir, fecha-se a chave NA de seccionamento do barramento e opera com todos os

circuitos supridos a partir do outro transformador. Evidentemente, cada um dos

transformadores deve ter capacidade, na condição de contingência, de suprir toda a demanda

da subestação.

NA

Fonte: Adaptado de Kagan (2005)

Figura 2.6. Subestação com dois transformadores (barra simples seccionada).

20

Uma evolução do último arranjo mostrado está representado na Figura 2.7, em

que se distribui os circuitos de saída em vários barramentos, permitindo-se maior flexibilidade

na transferência de blocos de carga entre os transformadores.

NA

NA

NA


Figura 2.7. Subestação com barramentos duplicados.

2.1.3 Sistema de Distribuição Primária

As redes de distribuição primária, ou redes de média tensão – MT, são os circuitos

de saída da subestação de distribuição. O alimentador principal corresponde a um tronco

trifásico do qual se derivam ramais, que usualmente são protegidos por fusíveis. Estes ramais

podem ser trifásicos, bifásicos ou monofásicos.

Estas redes de distribuição têm a capacidade de transportar uma potência máxima

de cerca de 12 MVA, na tensão de 13,8 KV, já que os troncos dos alimentadores empregam,

usualmente, condutores de seção 336,4 MCM (KAGAN et al., 2005). O sistema de

distribuição primária atende aos consumidores primários, estações transformadoras (ETs) e

21

supre a rede secundária. Dentre os consumidores primários destacam-se indústrias de médio

porte, conjuntos comerciais (shopping centers), instalações de iluminação pública etc

(KERSTING, 2001).

As redes primárias, de acordo com Kagan et al. (2005), “dispõem de chaves de

seccionamento que operam na condição normal fechada (NF), onde o objetivo é isolar blocos

de carga para permitir sua manutenção corretiva ou preventiva”. É, usualmente, instalado em

um mesmo circuito, ou entre circuitos diferentes, chaves que operam abertas (NA), que

podem ser fechadas em manobras de transferência de carga.

Existem diferentes configurações para os sistemas de distribuição. A maioria das

redes é de topologia radial, já que estas apresentam certas vantagens, tais como proteção

simples contra curto-circuito, faltas de correntes baixas em outros circuitos, simples controle

de tensão, simples predições dos fluxos de potência e custos baixos (SHORT, 2004). Sobre a

questão da forma de instalação, pelo custo menor, são comumente redes aéreas, mas para

áreas de maior densidade de carga, como a zona central de uma metrópole, podem ser

subterrâneas (KAGAN et al., 2005).

2.1.3.1 Redes Aéreas

Os sistemas usados nestas redes são o radial simples e radial com recurso. O

radial simples, Figura 2.8, é geralmente empregado em áreas rurais, pois, possuem baixa

densidade de carga e têm um destino único, por atender consumidores pontuais. Segundo

Short (2004) e Kersting (2001) esse arranjo tem como características a configuração mais

barata comparada aos demais, as faltas podem ser minimizadas com a interligação com

sistemas radiais mais próximos e pode-se prever as falhas no sistema com maior facilidade.

No entanto, os autores colocam que uma falta no alimentador principal (tronco) ou lateral

(ramal) causa o não suprimento de todos os consumidores conectados ao mesmo.

SUBESTAÇÃO DE

DISTRIBUIÇÃO

NF NF

Fonte: Adaptado de Lamin (2009)

Figura 2.8. Rede primária aérea radial simples.

22

A rede radial com recurso, Figura 2.9, é usualmente utilizada em áreas urbanas.

Esta rede é diferenciada pelas seguintes características:

Existência de interligação, com chaves NA e NF, entre alimentadores adjacentes da

mesma ou de subestações diferentes;

O alimentador é projetado de forma que exista uma reserva de capacidade de carga em

cada circuito, isso é para absorção de carga de outro circuito em caso de necessidade

de transferência de carga.

D

D

NF

NF

NF

NF

NF

NF

NASUBESTAÇÃO

DE

DISTRIBUIÇÃO

NA

CIRCUITO 1

CIRCUITO 2


Figura 2.9. Rede primária aérea radial com recurso.

Pode-se destacar que no arranjo radial com recurso, mostrado na Figura 2.9, o

circuito 2 poderia derivar de outra subestação, e este circuito, evidentemente, deve ter

capacidade para transporte da carga transferida.

2.1.3.2 Redes Subterrâneas

Os sistemas usados nestas redes são o radial simples, radial seletivo e anel aberto.

Sendo que o radial simples é um sistema de distribuição de energia composto por uma linha

principal instalada desde a fonte até as cargas, com ou sem derivações, e que não possui

recursos de manobras, chaves ou seccionadores, para interligação com outros circuitos de

mesma tensão de operação, conforme pode ser visto na Figura 2.10.

O arranjo radial seletivo, Figura 2.11, é um sistema de distribuição de energia com

uma configuração composta por dois alimentadores radiais, denominados preferencial e

reserva, que são projetados para atendimento da carga por um ou por outro em tempo integral.

Nestes casos, o circuito reserva pode receber a transferência de toda ou parte da carga do

23

alimentador principal sem restrições de tempo ou carga e/ou com limitações de tensão de

fornecimento.

SUBESTAÇÃO DE

DISTRIBUIÇÃO

Fonte: Adaptado de Lamin (2009)

Figura 2.10. Rede primária subterrânea radial simples.

Segundo Hincapié (2013), as chaves usadas para selecionar um circuito são,

geralmente, de transferência automática, contando com relés que detectam a não existência de

tensão em seus terminais, verificam a inexistência de defeito na rede do consumidor, e

comandam o motor de operação de chave, transferindo automaticamente o consumidor para o

outro circuito. Esta configuração é indicada para aplicação em locais com média e alta

densidade de carga.

D

ChTSUBESTAÇÃO

DE

DISTRIBUIÇÃO

ChT ChT

D

REDE

REDE

CONSUMIDOR

(a) Diagrama unifilar (b) Detalhe da chave de transferência - ChT


Figura 2.11. Rede primária subterrânea radial seletivo.

De acordo com Azevedo (2010), o arranjo anel aberto, Figura 2.12, é um sistema

de distribuição de energia composto de dois ou mais alimentadores radiais que podem ser

24

interligados através de uma chave. O sistema anel aberto, ou também chamado de Open-Loop

Systems, possui a chave de interligação “NA” que é acionada em caso de necessidade de se

executar manobras no circuito para a realização de reparos ou, simplesmente, para a execução

de serviços com a rede desenergizada. Para o autor, o sistema permite o seccionamento de

pequenos trechos da rede, diminuindo o impacto de desligamento sobre todos os

consumidores do respectivo sistema durante o tempo necessário.

Este tipo de arranjo, segundo Kagan et al. (2005), apresenta custo mais elevado

que os anteriores, sendo aplicável tão somente em regiões de alta densidade de carga, como

grandes consumidores. Quando acontece alguma ocorrência de falta em um trecho qualquer

da rede, os barramentos que restaram desernergizados passam a ser supridos pelo disjuntor

“NA”, que tem seu acionamento comandado automaticamente. Este arranjo opera, em

condição normal, com 50% de sua capacidade, porém, deve dispor de reserva para absorver,

quando de contingências, a carga total (KAGAN et al, 2005).

SUBESTAÇÃO DE

DISTRIBUIÇÃO D

D D D D

DDD

SUBESTAÇÃO DE

DISTRIBUIÇÃO

NA


Figura 2.12. Rede primária subterrânea anel aberto.

2.1.4 Sistema de Distribuição Secundária

As redes secundárias, ou redes de baixa tensão – BT, são mais confiáveis do que

as redes primárias. As faltas são menos frequentes e geralmente são eliminadas sem

interrupções de grande importância no fornecimento de energia elétrica. Pelo fato de estarem

localizadas abaixo do sistema primário, as redes secundárias não estão expostas às descargas

atmosféricas diretas, não necessitando de proteção, porém, em áreas rurais se torna necessário

a proteção, pois a rede primária não está presente (LAMIN, 2009).

Segundo Kagan et al. (2005), as tensões presentes nas redes de baixa tensão são

220/127 V ou 380/220 V, podendo operar em malha ou radial. Essa tensão supre

25

consumidores residenciais, pequenos comércios e indústrias. Mas, segundo o autor, destaca-se

o predomínio, nesta rede, de consumidores residenciais.

De acordo com Azevedo (2010), desligamentos na rede secundária devem ficar

restritos à ocorrência de defeitos nos cabos e conexões de baixa tensão. Para tanto, cada ramo

da rede de baixa tensão é protegida por fusíveis, permitindo que no caso de defeito nos ramais

de baixa tensão, o desligamento fique limitado somente ao respectivo trecho secundário.

2.1.4.1 Redes Aéreas

De acordo com (Kagan et al., 2005), as redes secundárias aéreas podem trabalhar

em malha ou radial. A rede inicialmente é configurada em malha e quando atinge o limite de

carregamento, evolui para a configuração radial, através da instalação de outro transformador

e seccionamento da malha, figura 2.13.

A A’ A A’

(a) Rede inicial (b) Rede subdividida


Figura 2.13. Evolução de um rede secundária aérea.

2.1.4.2 Redes Subterrâneas

As redes secundárias subterrâneas usam o arranjo de uma rede reticulada (Figura

2.14). No entanto, devido ao seu alto custo não é mais utilizada pelas concessionárias, mas

ainda existe em grandes metrópoles como São Paulo, Rio de Janeiro, Curitiba e etc., que

foram construídas há mais de trinta anos. Este tipo de rede é constituído por um conjunto de

malhas que são supridas por transformadores trifásicos, com os terminais de baixa tensão

inseridos diretamente nos nós reticulados (KAGAN et al., 2005).

26


Figura 2.14. Rede secundária reticulada.

27

3 ESTUDO DE CURTO-CIRCUITO

O curto-circuito, também chamado de defeito ou falta, é “o nome dado ao

conjunto de fenômenos que ocorrem quando dois ou mais pontos de um circuito, que estão

sob diferença de potencial, são ligados intencionalmente ou acidentalmente, através de uma

impedância desprezível” (DECOURT, 2007). Esse contato pode ser direto (metálico) ou

indireto (através de arco voltáico). Como consequência, a corrente elétrica pode atingir

valores muito elevados, dependendo do tipo de curto-circuito.

Segundo Almeida & Freitas (1995) as causas mais frequentes da ocorrência de

curtos-circuitos em sistema de potência são:

Descargas atmosféricas;

Sobretensão no sistema;

Falhas mecânicas em cadeias de isoladores;

Fadiga e/ou envelhecimento de materiais;

Ação de vento, neve, ou similares;

Poluição (queimadas);

Queda de árvores sobre redes;

Colisão de veículos com elementos de sustentação de linhas;

Inundações;

Desmoronamentos;

Vandalismo;

Entrada de pequenos animais em equipamentos;

Manobras incorretas.

Almeida & Freitas (1995) destacam ainda algumas das finalidades do estudo de

curto-circuito:

Conhecer a dimensão do valor das correntes de curto-circuito;

Permitir o dimensionamento aos diversos componentes do sistema quando sujeitos às

solicitações dinâmicas e efeitos térmicos decorrentes do curto;

Possibilitar a seleção de disjuntores;

Permitir a execução da coordenação e de ajustes de relés de proteção;

Possibilitar a especificação de para-raios.

28

3.1 Componentes Simétricas

Em 1918, o Dr. C. L. Fortescue, em seu trabalho intitulado “Método de

Componentes Simétricas Aplicado à Solução de Circuito Polifásicos” (Fortescue, 1918),

provou que um sistema desequilibrado de n fasores correlacionados, pode ser decomposto em

n sistemas de n fasores equilibrados, denominados componentes simétricos dos fasores

originais (Stevenson, 1986), sendo esta uma relação única.

Para o caso de um sistema trifásico, Fortescue demonstrou que três fasores

desequilibrados podem ser substituídos por três sistemas equilibrados de três fasores,

denominados da seguinte maneira:

a) Componentes de sequência positiva, sendo três fasores iguais em módulo, defasados

de 120º entre si e tendo a mesma sequência de fases que os fasores originais;

b) Componentes de sequência negativa, sendo três fasores iguais em módulo, defasados

de 120º entre si e tendo a sequência de fases oposta a dos fasores originais;

c) Componentes de sequência zero, sendo três fasores iguais em módulo e com

defasagem zero entre si.

A Figura 3.1 apresenta três sistemas de fasores equilibrados, que combinados

constituem os componentes simétricos de três fasores desequilibrados. Na figura, os índices a,

b e c, representam as fases abc, e os índices 1, 2 e 0 representam as componentes de sequência

positiva, negativa e zero, respectivamente. Logo em seguida, na Figura 3.2, é apresentada a

soma fasorial das componentes simétricas, ilustrando a síntese dos fasores desequilibrados

(STEVENSON, 1986).

Va1Vc1

Vb1

Vb2

Vc2

Va2

Va0

Vb0

Vc0

Componentes de sequência

positiva


negativa


zero

Fonte: (Stevenson, 1986)

Figura 3.1. Componentes Simétricas que formam um fasor desequilibrado.

29

Va1

Va2

Va0Va

Vb1

Vb2

Vb0

Vb

Vc1

Vc2

Vc0

Vc

Referência

Fonte: (Stevenson, 1986)

Figura 3.2. Soma gráfica dos componentes da Figura 3.1, para a obtenção de três fasores desequilibrados.

Pode-se traduzir analiticamente o que foi apresentado na Figura 3.2 através das

equações (3.1), (3.2) e (3.3):

210 aaaa VVVV (3.1)

210 bbbb VVVV (3.2)

210 cccc VVVV (3.3)

Segundo Stevenson (1986) é adotado, por causa das diferenças de fase das

componentes simétricas de tensões e correntes num sistema trifásico, um método simplificado

para indicar a rotação de um fasor de 120º. Este método define a letra “ a ” (também chamada

de operador rotacional) como sendo o operador que causa uma rotação de 120º no sentido

anti-horário, sendo um operador de módulo unitário e fase 120º, definido pela equação (3.4):

866,05,01º1201 3/2 jea j (3.4)

Assim, pode-se reescrever as equações (3.1), (3.2) e (3.3) em função do operador

rotacional:

210 aaaa VVVV (3.5)

21

2

0 bbbb aVVaVV (3.6)

2

2

10 cccc VaaVVV (3.7)

30

Geralmente as equações são escritas na forma matricial. E com a finalidade de

simplificar a notação, considera-se 00 aVV , 11 aVV e 22 aVV . Dessa forma a

representação matricial das equações (3.5), (3.6) e (3.7) fica:

2

1

0

2

2

1

1

111

V

V

V

aa

aa

V

V

V

c

b

a

(3.8)

A equação (3.8) permite a determinação do sistema trifásico desequilibrado a

partir dos valores de suas componentes simétricas. Já para se obter as componentes simétricas,

em função do sistema desbalanceado deve-se determinar o inverso do indicado na equação

(3.8). Isto pode ser visto na equação (3.9):

c

b

a

V

V

V

aa

aa

V

V

V

2

2

2

1

0

1

1

111

3

1 (3.9)

Embora até aqui fossem adotados fasores de tensão no estudo de componentes

simétricas, segundo Almeida & Freitas (1995), o Teorema de Fortescue aplica-se igualmente

a quaisquer quantidades alternadas associadas a uma máquina ou a um circuito trifásico, tais

como corrente ou fluxo. Assim, em se tratando de correntes, adotando-se simplificação

similar à das tensões ( 00 aII , 11 aII e 22 aII ), as expressões correspondentes para

síntese e análise passam a ser, respectivamente:

2

1

0

2

2

1

1

111

I

I

I

aa

aa

I

I

I

c

b

a

(3.10)

e

c

b

a

I

I

I

aa

aa

I

I

I

2

2

2

1

0

1

1

111

3

1 (3.11)

3.2 Tipos de Curto-Circuito

As faltas no sistema elétrico de potência são classificadas em trifásica (Figura

3.3a), bifásica (Figura 3.3b), bifásica-terra (Figura 3.3c) e monofásica (Figura 3.3d). Sendo

31

que esta última possui o maior índice de ocorrência, aproximadamente 75% como mostra a

Tabela 3.1 (JUNIOR, 2006).

Tabela 3.1. Probabilidade relativa de ocorrência dos curtos.

Curto-Circuito Trifásico 5%

Curto-Circuito Bifásico 3%

Curto-Circuito Bifásico-Terra 17%

Curto-Circuito Monofásico 75%

Fonte: (JUNIOR, 2006)

CARGA

(b) Curto-Circuito

Bifásico

(c) Curto-Circuito Bifásico-

Terra

(a) Curto-Circuito Trifásico

(d) Curto-Circuito

Monofásico

Fonte: Adaptado de (ALMEIDA & FREITAS, 1995)

Figura 3.3. Diagrama dos Curtos-Circuitos.

3.2.1 Curto-Circuito Trifásico (ou Simétrico)

Apesar de ser o tipo de curto menos frequentemente, o curto simétrico é o mais

severo, pois atinge as maiores correntes. De acordo com Almeida & Freitas (1995), o curto-

circuito trifásico não provoca desequilíbrio no sistema porquanto se admite que todos os

condutores da rede são solicitados de modo idêntico e conduzem o mesmo valor eficaz da

corrente de curto. É por isso classificado como curto simétrico e seu cálculo pode ser efetuado

por fase; considera-se apenas o circuito equivalente de sequência positiva (sequência direta),

sendo indiferente se o curto envolve ou não o condutor neutro (ou o terra).

A equação (3.12) é usada para calcular a corrente de curto-circuito trifásica, sendo

a impedância do sistema encontrada através da soma vetorial de todas impedâncias até chegar

o ponto de defeito.

32

1

3

th

base

CCZ

II (3.12)

Onde:

3CCI é Corrente Simétrica de Curto-Circuito Trifásico;

baseI é a corrente de base em (pu);

1thZ é a impedância de sequência positiva equivalente (pu) até o ponto de defeito.

ZTH1

VTH

+

-

Va1

Fonte: (Kindermann, 1997)

Figura 3.4. Circuito equivalente de Curto-Circuito Trifásico.

3.2.2 Curto-Circuito Bifásico

É o tipo de curto que há entre duas fases distintas, portanto, a outra fase é nula. Ao

passo que a diferença das tensões nas fases é o produto da impedância de falta pela corrente

de falha bifásica. O valor da ordem de grandeza da corrente de curto circuito bifásico é menor

que o valor da de curto circuito trifásico. Por não envolver o terminal terra a impedância de

sequência zero é nula (VIANNA FILHO, 2010).

A equação (3.13) é usada para calcular a corrente de curto-circuito bifásica:

21

2

3

thth

CCZZ

I

(3.13)

Onde:

2CCI é Corrente Simétrica de Curto-Circuito Bifásico;

1thZ é a impedância de sequência positiva equivalente (pu) até o ponto de defeito;

2thZ é a impedância de sequência negativa equivalente (pu) até o ponto de

defeito.

33

ZTH1 Zf ZTH2T T

VTH

+

-

Va1 Va2

Ia1 Ia2f1 f2

Fonte: (Almeida & Freitas, 1995)

Figura 3.5. Circuito equivalente de Curto-Circuito Bifásico.

3.2.3 Curto-Circuito Bifásico-Terra

É um caso especial do curto circuito bifásico, tendo duas fases distintas em curto-

circuito e a corrente na outra fase é nula. As tensões que estão em curto-circuito são o produto

da impedância de falha com a corrente de falta. Ela ocorre quando uma falta bifásica entra em

contato com um ponto aterrado (VIANNA FILHO, 2010).

A equação (3.14) é usada para calcular a corrente de curto-circuito bifásica-terra:

)(2 2102 aaaTCC IIII (3.14)

Onde:

TCCI 2 é Corrente Simétrica de Curto-Circuito Bifásico;

0aI é a corrente de sequência zero dada por:

0

00

th

aa

Z

VI (3.15)

2aI é a corrente de sequência negativa dada por:

2

22

th

aa

Z

VI (3.16)

1aI é a corrente de sequência positiva dada por:

nthth

nththth

a

ZZZ

ZZZZ

I

3

3

1

02

021

1 (3.17)

34

ZTH1 ZfT T

VTH

+

-

Va1

Va2

Ia1 Ia0

Zf

ZTH2

Zf + 3Zg

ZTH0

Ia2

Va0


Figura 3.6. Circuito equivalente de Curto-Circuito Bifásico-Terra.

3.2.4 Curto-Circuito Monofásico

O curto circuito monofásico é o mais habitual que se acontece no sistema elétrico.

Este defeito envolve a Terra e na maioria das situações não reproduz o valor máximo previsto

pelos cálculos. Esse fato ocorre porque a resistência de terra é variável e assume valores mais

elevados em regiões de baixa umidade. Os curtos-circuitos monofásicos são considerados nos

estudos devido sua frequência de ocorrência (VIANNA FILHO, 2010).

A equação (3.18) é usada para calcular a corrente de curto-circuito monofásica:

021

1

3

ththth

CCZZZ

I

(3.18)

Onde:

1CCI é Corrente Simétrica de Curto-Circuito Monofásico;

1thZ é a impedância de sequência positiva equivalente (pu) até o ponto de defeito.

2thZ é a impedância de sequência negativa equivalente (pu) até o ponto de defeito.

0thZ é a impedância de sequência zero equivalente (pu) até o ponto de defeito.

35

Va1

Va2

Va0

3Zf Vfa

ZTH1

ZTH2

ZTH0

VTH

+

-

Ia1

Ia2

Ia0


Figura 3.7. Circuito equivalente de Curto-Circuito Monofásico.

3.2.5 Curto-Circuito Monofásico Mínimo

De acordo com Gómez (2005), em 50% dos curtos-circuitos monofásicos, existe

uma parcela referente aos curtos monofásicos mínimo, que geralmente é um corrente de curto

pequena e dessa forma produz pouca sensibilidade nos equipamentos de proteção. Por esses

motivos existe uma preocupação por partes dos técnicos dos sistemas de distribuição em

calcular essa corrente.

A equação (3.19) mostra a fórmula para se calcular a corrente de curto-circuito

monofásica mínima:

base

dththth

mínCC

Z

ZZZZ

I3

3

021

1

(3.19)

Onde:

mínCCI 1 é Corrente Simétrica de Curto-Circuito Monofásico;

dZ é uma impedância, que no Brasil, é utilizado o valor de 40 ;

1thZ é a impedância de sequência positiva equivalente (pu) até o ponto de defeito;

2thZ é a impedância de sequência negativa equivalente (pu) até o ponto de defeito;

0thZ é a impedância de sequência zero equivalente (pu) até o ponto de defeito;

baseZ é a impedância base do sistema.

36

Va1

Va2

Va03Zd/Zbase

ZTH1

ZTH2

ZTH0

+

-

Ia1

Ia2

Ia0

VTH

Fonte: Adaptado de (Kindermann, 1997)

Figura 3.8. Circuito equivalente de Curto-Circuito Monofásico Mínimo.

3.3 Software ANAFAS

O Software de Análises de Faltas Simultâneas (ANAFAS) foi desenvolvido para

ser utilizado de modo iterativo em sistemas de potência de grande porte. Este programa

computacional visa aperfeiçoar o tempo de simulação e de análises dos resultados nos

diversos tipos de estudos que requerem a simulação de condições de defeito em sistemas de

energia elétrica, como dimensionamento de equipamentos, análise de ocorrências e ajuste de

proteção (ANAFAS, 2010).

Este programa constitui-se em uma poderosa ferramenta de auxílio para estudos e

análise de curto-circuito. Existem diversas versões do ANAFAS, neste trabalho será utilizada

a versão acadêmica 6.2 DOS, onde esta possui um limite de 120 barras para se trabalhar. É

um programa que possui baixo custo de instalação, ou seja, tem poucos requisitos de

“hardware” e “software”. As suas principais características funcionais são (ANAFAS, 2010):

Facilidade e flexibilidade na definição dos casos, permitindo a modelagem de defeitos

simultâneos (compostos) aplicados sobre barras e/ou pontos intermediários de linhas

de transmissão; modelagem de diversos tipos de defeito, incluindo curtos-circuitos

“shunt”, com ou sem impedância; e de aberturas (interrupção) de circuito;

Permite modelagem fiel do sistema elétrico, com possibilidade de representação do

carregamento pré-falta, defasamento de transformadores, “tap” dos transformadores

fora da posição nominal, etc;

37

Execução de estudos macro especificados pelo usuário;

Solução orientada a ponto de falta ou a ponto de monitoração, onde o usuário define as

grandezas a serem observadas;

3.3.1 Uso do ANAFAS

A versão utilizada neste trabalho não possui uma plataforma de interface gráfica

onde possa se construir alimentadores e circuitos, com isso, a identificação de um sistema

elétrico por parte do programa é realizado através de linhas de códigos como apresentado na

Figura 3.9.

Fonte: ANAFAS – (Autor)

Figura 3.9. Exemplo de linhas de código feita no programa ANAFAS.

O ANAFAS é um programa computacional para cálculo de curtos-circuitos que

permite a execução automática de grande número de faltas, por isso, no decorrer da

simulação, é colocada a opção de qual estudo de curto-circuito deseja-se realizar: monofásico,

bifásico, bifásico-terra ou trifásico, podendo ser executados todos os curtos de uma só vez,

como mostra a Figura 3.10.

Em relação a corrente de curto-circuito, o programa também deixa à disposição do

usuário a especificação da ordem das grandezas e unidades de saída no relatório final, que

pode ser em amperes (A) ou em valor percentual (pu) como mostra a Figura 3.11.

38

Na Figura 3.12 é apresentado um exemplo de relatório final de saída do programa

ANAFAS, onde pode-se verificar uma corrente trifásica com intensidade de 4658 A.

Fonte: (ANAFAS, 2010)

Figura 3.10. Opções de curtos-circuitos disponíveis no programa ANAFAS.

Fonte: (ANAFAS, 2010)

Figura 3.11. Especificação das grandezas e unidades no relatório final de saída.

Fonte: ANAFAS – (Autor)

Figura 3.12. Exemplo de um Relatório de Saída do programa ANAFAS.

39

4 PROTEÇÃO EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

A finalidade de um sistema de potência é distribuir energia elétrica para uma

multiplicidade de pontos, para diversas aplicações. Tal sistema deve ser projetado e operado

para entregar esta energia obedecendo a dois requisitos básicos: confiabilidade e

continuidade. Porém, muita das vezes, isso não é possível, devido à ocorrência de faltas

como: descargas atmosféricas, catástrofes naturais e falhas na operação nos dispositivos como

transformadores, cabos, disjuntores, chaves de manobras, e outros elementos do SEP (SATO,

2005).

A partir de então, com a finalidade de reduzir os danos, isolar a falta e minimizar

os efeitos para o sistema elétrico, bem como manter em operação a maior parte possível do

mesmo, surge a necessidade de um sistema de proteção confiável, seletivo e coordenado que

venha corrigir de modo eficaz tais falhas, garantindo assim a continuidade no fornecimento de

energia (COSTA, 2007 apud SILVA E MEIDEIROS, 2012).

De acordo com Sato (2005), um sistema elétrico está constantemente sujeito a

ocorrências que causam distúrbios no seu estado normal. Estas perturbações alteram as

grandezas elétricas (corrente, tensão, frequência), muitas vezes provocando violações nas

restrições operativas. Nestes casos são necessárias ações preventivas e/ou corretivas para

sanar ou limitar as consequências desses distúrbios.

Essas ações não seriam possíveis se não existisse um sistema de proteção. É por

isso que todo sistema elétrico necessita de um sistema de proteção, visto que este é uma das

partes mais importantes de qualquer sistema de potência, e com o sistema de distribuição não

poderia ser diferente. “A proteção deve garantir uma boa confiabilidade e segurança na

operação e no fornecimento de energia” (VIEIRA, 2006).

Sabe-se ainda, como esclarece Vieira (2006), que os consumidores são afetados

por vários tipos de distúrbios nos sistemas de distribuição, tais como: sobretensões

provocadas por surtos de manobras, descargas atmosféricas, problemas estruturais da rede,

problemas de natureza térmica, atos de vandalismo e curto-circuito.

Entre os principais tipos de distúrbios citados, destaca-se o curto-circuito. Onde,

segundo Decourt (2007), é “o nome dado ao conjunto de fenômenos que ocorrem quando dois

ou mais pontos de um circuito, que estão sob diferença de potencial, são ligados

intencionalmente ou acidentalmente, através de uma impedância desprezível”. Sendo que o

estudo de curto-circuito (falta) é primordial para o sistema de proteção, pois permite a seleção

adequada dos equipamentos de proteção tais como disjuntores e fusíveis.

40

Além de provocar uma maior frequência de faltas, Sato (2005) confirma que as

correntes de curto-circuito são as ocorrências que trazem maior impacto no fornecimento da

energia elétrica. Pois impõem mudanças bruscas e violentas na operação normal do sistema.

Deve-se ressaltar que, as elevadas correntes de curto-circuito, podem acarretar danos

mecânicos e térmicos aos equipamentos elétricos.

Segundo Mattos (2010), os danos mecânicos podem ser a deformação de

condutores, enrolamentos de transformadores, entre outros. Já os danos térmicos estão

diretamente ligados ao tempo em que a corrente de curto-circuito permanece no sistema, pois

devido à sua intensidade e ao seu tempo de duração, ela pode danificar a isolação dos mais

diferentes elementos do sistema.

A magnitude da corrente de curto-circuito depende de vários fatores, tais como:

tipo de curto-circuito (simétricos ou assimétricos), capacidade do sistema de geração,

topologia da rede elétrica, tipo de aterramento do neutro dos equipamentos, etc. Assim, os

dispositivos de proteção de sistemas de distribuição que interrompem correntes de falta

devem ser bem dimensionados, pois possuem uma função vital ao bom desempenho da

proteção nos sistemas de distribuição (SHORT, 2004).

Por isso, a rápida extinção dos curtos-circuitos pelo sistema de proteção deve ser

precisa e rápida, critérios estes, indispensáveis para a confiabilidade do sistema de proteção e

qualidade da manutenção da estabilidade do SEP. Além do que, a confiabilidade de qualquer

sistema de potência requer a continuidade de serviço do sistema em meio a condições críticas

de faltas sem causar colapsos (ANDERSON, 1999).

Deve-se destacar também os tipos de falta existentes, que segundo Silva (2002),

apresentam-se em temporárias e permanentes, para o autor faltas temporárias “são aquelas

cuja duração é limitada ao período necessário para restabelecer o serviço através de operação

automática do equipamento de proteção que desligou o circuito ou parte dele”, e falta

permanente “são todas as interrupções não classificadas como temporárias ou programadas”.

Segundo Junior (2006), 75 a 90% do número total de falhas são de origem temporária.

4.1 Conceitos e Objetivo da Proteção

Paludo (2010) destaca, como objetivo de um sistema de proteção, a rápida

extinção de uma falta, provocando a durabilidade da vida útil dos equipamentos, uma vez que

os mesmos serão expostos por um menor tempo à falta, o que influencia também em uma

menor exigência térmica e mecânica dos equipamentos. Para isso, o autor destaca a

41

necessidade de um processamento rápido e eficaz das informações recolhidas pelos

equipamentos de proteção, para que assim as zonas de defeito sejam isoladas o mais rápido

possível.

As condições do sistema de potência são monitoradas constantemente pelo

sistema de medidas analógicas (transdutores), que são os transformadores de corrente (TC's) e

transformadores de potencial (TP's). Esses equipamentos alimentam o sistema de decisões

lógicas (relé de proteção), através das correntes (TC’s) e tensões (TP’s) que saem do seu

terminal secundário (SATO, 2005).

A ideia básica de um sistema de proteção é mostrada na Figura 4.1. Onde as

correntes e as tensões transformadas em grandezas secundárias, através dos transdutores

(TC’s e TP’s), alimentam um sistema de decisões lógicas (relé de proteção), que compara o

valor medido com o valor previamente ajustado no relé. A operação do relé ocorrerá sempre

que o valor medido exceder o valor pré-estabelecido no ajuste do mesmo, atuando assim,

sobre um disjuntor.

Sistema

de

Potência

TC e/ou TP

Disjuntor

Relé

Ajuste

Fonte: Adaptado de (Sato, 2005)

Figura 4.1. Sistema de Proteção.

De acordo com Mattos (2010), para garantir que a falta em determinado ponto do

sistema seja detectada e que todos os elementos do sistema estejam protegidos é necessário

que os elementos desse sistema estejam em pelo menos uma zona de proteção, região do

sistema em que o dispositivo é responsável pela proteção e atuação em caso de falta. Essas

zonas são definidas pelo posicionamento dos dispositivos de proteção e podem ser

classificadas como fechadas ou abertas (SATO, 2005). A Figura 4.2 mostra um diagrama

unifilar de um sistema de distribuição radial, onde as linhas tracejadas identificam as zonas de

proteção de cada dispositivo.

42

f1 f2

f3

f4

D B A C

G3

G2

G1

Fonte: Adaptado de (Sato, 2005)

Figura 4.2. Zonas de Proteção.

A Figura 4.2 mostra exemplos de zonas de proteção e também, alguns pontos de

falta. Uma falta em f1, que ocorre dentro de uma zona fechada, deverá ser isolada pela atuação

dos sistemas de proteção de ambos os terminais da linha. O mesmo deverá ocorrer para uma

falta em f2, mas, neste caso, a falta cai dentro da sobreposição de duas zonas de proteção. Na

eventualidade da recusa de atuação do sistema de proteção da linha no terminal A, todos os

demais disjuntores ligados à barra A deverão ser abertos. A falta f3 ocorre dentro da zona de

proteção do gerador, mas também fica dentro da sobreposição de outras duas zonas de

proteção, todas elas zonas fechadas. Já a falta em f4 ocorre dento de duas zonas abertas. Neste

caso, a falta deverá ser isolada pela atuação do sistema de proteção da linha de distribuição,

mas na eventualidade de sua falha o sistema de proteção do lado de baixa do transformador

deverá atuar, o que acarretará a falta de energia elétrica em outros dois circuitos que nada tem

a ver com a falta.

Nota-se que sempre há uma sobreposição de zonas de proteção, isto é feito para

elevar a confiabilidade do sistema, de forma que o dispositivo de proteção sempre esteja em

mais de uma zona de proteção, garantindo assim a redundância de operação. Ou seja, em caso

de uma “recusa de atuação” do dispositivo responsável pela proteção imediata, outro

dispositivo atua isolando a falta do resto do sistema (SATO, 2005).

Quando esta sobreposição de zonas acontece, é preciso que sejam classificadas

por ordem de atuação. Segundo Mattos (2010), a região que tem a responsabilidade de atuar

primeiro, em caso de falta, é definida como zona de proteção primária, já a região que tem

uma atuação mais demorada e menos seletiva é denominada zona de proteção de retaguarda

(ou secundária). Esta se torna, segundo o autor, responsável pela proteção da zona primária

quando o dispositivo de proteção por qualquer motivo venha a falhar.

43

4.2 Dispositivos de Proteção

Em geral, o sistema de proteção para distribuição de energia é composto por

vários dispositivos, e alguns deles serão detalhados no decorrer deste subtópico.

4.2.1 Fusível

Segundo Anderson (1999), fusíveis são dispositivos de proteção simples, pois eles

são instalados em série no ramal de serviço (ramal do alimentador), e se instalados de maneira

adequada, suportam a corrente de carga nominal sem causar interrupção. Para o autor, caso a

corrente do circuito exceda um valor especificado durante certo período ou se ocorrer alguma

condição de falta na rede elétrica, estes se fundem em uma de suas partes, especialmente

projetada e dimensionada para esse fim, abrindo o circuito no qual está inserido que terá por

consequência a interrupção da corrente.

Com relação aos tipos de fusíveis, existem basicamente dois: (1) Fusível

Limitador de Corrente e (2) Fusível de Expulsão. Este último é de longe o dispositivo de

proteção mais comumente aplicado em redes de distribuição, podendo ser classificado,

segundo Vieira (2006), de acordo com a sua aparência externa e com seus métodos de

operação. “Nesses fusíveis, a fusão do elo-fusível causa aquecimento do tubo de fibra que o

contém, e que, por sua vez, produz gases desionizantes capazes de extinguir o arco”

(GONEN, 1986). A Figura 4.3 mostra de uma forma mais detalhada, uma chave-fusível tipo

expulsão de uma rede de distribuição.

Para Anderson (1999) há uma distinção entre os tipos de fusíveis, pois em níveis

de tensão igual ou acima de 600 V são referidos como fusíveis de potência, caso contrário são

denominados chaves-fusíveis de distribuição. Vieira (2006) destaca que ambos os dispositivos

incluem um conjunto de equipamentos que agem como apoio e portador do fusível, podendo

também incluir ou não um elo-fusível.

4.2.1.1 Chave-Fusível

É um dispositivo destinado a proteção de ramais e equipamentos contra

sobrecorrentes em redes de distribuição geralmente para proteção de transformadores e

capacitores. É também um dos mais utilizados em saídas de ramais, devido ao seu baixo custo

(CPFL, 2003). De acordo com Vieira (2006), após uma operação, este dispositivo tem seu

cartucho (porta-fusível) levado automaticamente a uma posição tal que assegura a distância de

44

isolamento especificado sem que haja uma separação física entre o cartucho e a base, dando

assim uma indicação visível de que o dispositivo operou.

Silva (2002) ressalta que “o dispositivo tem como principal finalidade permitir

manobras de seccionamento em sistema monofásico em certas situações, porém, não possui a

capacidade de religamento automático, o que resulta em todas as faltas temporárias ser

tratadas como sendo permanentes”. A Figura 4.3 mostra uma chave-fusível de distribuição

indicando alguns de seus principais elementos.

Fonte: (ABB LTDA, 2005)

Figura 4.3. Chave-Fusível indicadora Unipolar (tipo expulsão).

Dentre os elementos citados na Figura 4.3, destaca-se o Cartucho (ou Porta-

fusível). Pois segundo Junior (2006), ele é o elemento principal da chave-fusível, sendo

constituído de uma fibra de vidro revestida internamente por uma fibra óssea, que aumenta a

sua robustez e gera, em parte, os gases desionizantes (hidrogênio e monóxido de carbono) que

provocam a interrupção do arco elétrico.

De acordo com Vieira (2006), as chaves-fusíveis são usadas principalmente na

proteção dos alimentadores de circuitos de distribuição com tensões típicas de distribuição até

35 kV, sendo usadas frequentemente em postes o que é comumente empregado em ramais de

distribuição ou junto a transformadores. Estas chaves-fusíveis, como mencionado por Vieira

(2006), podem ser subdivididas da seguinte forma:

Chave Fusível Fechada ou blindada;

Chave Fusível Aberta;

Chave Fusível Elo-Aberto;

Chave Fusível a Óleo;

Chave Fusível a Areia.

45

A Figura 4.4 mostra as chaves de fusível fechada, aberto e elo-aberto.

Fonte: (McGRAW-EDISON COMPANY)

Figura 4.4. Típicas Chaves Fusíveis de Distribuição.

As chaves a óleo são usadas principalmente em instalações subterrâneas e

fechadas. Estas contêm os elementos do fusível envolvido ou imerso por óleo dentro de um

tanque lacrado (GONEN, 1986). De acordo com Vieira (2006), “...as chaves a óleo são

projetadas para sistemas subterrâneos ou instalação em postes”.

Já o fusível a areia é um tipo de fusível limitador de corrente que tem a prata

como elemento condutor, envolto por areia. De tal modo que, quando os condutores se

derretem existe uma pequena quantidade de ar ionizado na areia. Onde o arco, em contato

com a areia fina, força a redução da corrente para zero. A areia, quando derretida forma uma

substância tipo líquido vítreo o que, consequentemente resfria o elemento vaporizado

(GIGUER, 1988).

4.2.1.2 Fusível de Potência

Fusíveis de potência são empregados onde a tensão é maior ou igual a 34,5 kV

e/ou onde a necessidade de interrupção é maior do que a das chaves de distribuição

disponíveis. Os mesmos se distinguem das chaves de distribuição em alguns aspectos como

por possuir maior característica nominal de interrupção, maior intervalo nominal de corrente

contínua, e por ser aplicável não somente em sistemas de distribuição como também em

sistemas de transmissão e subtransmissão, além de serem projetados e construídos geralmente

para serem empregados em subestações ao invés de postes. Sendo composto por um fusível e

um porta-fusível, com seu elo-fusível normalmente chamado de unidade recarregável. Em

geral, eles são projetados e construídos como: tipo expulsão, tipo limitador de corrente ou tipo

a óleo (VIEIRA, 2006).

46

4.2.1.3 Elo-Fusível

O elo-fusível caracteriza-se por ser uma peça substituível, composta de um

elemento sensível às correntes de faltas e sobrecargas. Segundo Vieira (2006), tem uma

construção flexível destinado a manter a chave na posição fechada quando em funcionamento

e provocar a sua abertura automática após a fusão do elemento fusível. É construído de modo

que suas propriedades não sejam alteradas durante a passagem da corrente nominal e de

fundir quando a corrente superar o limite máximo de não-fusão previsto.

O elo-fusível consiste de quatro partes básicas indicados na Figura 4.5:

Botão de cobre estanhado: tem a função de fixar o elo à parte superior do cartucho;

Elemento fusível: é a parte do elo que funde quando o dispositivo opera. Geralmente

é constituído de estanho ou liga de estanho (também ligas de prata ou níquel-cromo).

Suas dimensões e resistividade elétrica determinam os valores de correntes e tempos

de fusão. Paralelo a ele é comum utilizar um fio de alta resistência mecânica e elétrica

para evitar alongamento do elo devido aos esforços de tração;

Tubo em fenolite: é constituído de fibra isolante que protege o elemento fusível

contra danos mecânicos. Atua como estabilizador do tempo de fusão produzindo gases

para interrupções do arco em pequenas sobrecorrentes;

Cordoalha de cobre estanhado: responsável pela fixação do elo na parte inferior do

cartucho.

Fonte: Vieira (2006)

Figura 4.5. Elo-fusível e suas principais partes.

De acordo com Junior (2006), no caso particular da passagem da corrente de

curto-circuito, não há tempo suficiente para que o calor seja transferido à cordoalha como

normalmente acontece, formando assim um ponto quente no elemento fusível e

consequentemente ocasionando a sua fusão.

47

Com base nisto, um elo fusível para uma dada corrente nominal tem um elemento

fusível de diâmetro e comprimento especificados, de tal forma que o mesmo responde a uma

característica de tempo de operação em função da corrente, de acordo com a norma NBR

5359/1989 da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT.

Sendo que é interessante mencionar que cada fusível possui uma relação entre o

tempo mínimo de fusão e o tempo total de fusão, onde esses tempos são determinados a partir

das curvas características de tempo – corrente, como está mostrado na Figura 4.6. Essas

curvas são ferramentas essenciais para a obtenção de uma coordenação adequada tanto entre

os próprios elos-fusíveis quanto com os outros dispositivos de proteção em sistemas de

distribuição (McGRAW-EDISON COMPANY).

Cabe destacar que conforme exposto em Vieira (2006), as correntes nominais para

os elos-fusíveis preferenciais são dadas por 6, 10, 15, 25, 40, 65, 100, 140 e 200 A e para os

não preferenciais são dados por 8, 12, 20, 30, 50 e 80 A. E dependendo de sua localização no

circuito o elo-fusível pode ser denominado como protegido ou protetor, no primeiro caso o

elo-fusível é instalado do lado da fonte, já no segundo caso do lado da carga.

Os elos fusíveis, de acordo com a característica (tempo x corrente) são

classificados, da seguinte forma (SILVA, 2002):

Tipo H: São elos ditos de alto surto, de ação lenta e foram projetados para proteção

primária de transformadores pequenos. Assim os elos tipo H não queimam para surtos

transitórios. Para cada valor nominal de corrente a fusão dos elos H ocorre a partir de

300 segundos.

Tipo K e T: Os elos tipo K têm características rápidas e os do tipo T características

lentas. Os fusíveis tipos K e T admitem como sobrecarga 1,5 vezes os seus valores

nominais, sem causar excesso de temperatura na chave-fusível. Esta capacidade de

sobrecarga é muito importante em aplicações onde a coordenação limita a escolha da

bitola. Por outro lado, a fusão dos elos K e T se da com 2,5 vezes os seus valores

nominais, para 300 segundos.

48

Fonte: (DELMAR LTDA, 2003)

Figura 4.6. Curvas típicas de tempo-corrente de elos-fusíveis preferenciais.

4.2.1.4 Ajustes / Dimensionamento de Chaves e Elos-fusíveis

1) Chave-fusível

(a) Na proteção de transformadores de distribuição, de modo geral, o fusível deve

proteger o transformador. Para que essa proteção seja efetiva, os seguintes critérios

devem ser obedecidos:

1. O fusível deve operar para curtos-circuitos no transformador ou na rede

secundária, eliminando a repercussão dessas faltas na rede primária;

49

2. O fusível deve suportar continuamente, sem fundir, a sobrecarga que o

transformador é capaz de admitir sem prejuízo de sua vida útil;

3. O fusível poderá fundir no intervalo de 17 segundos, quando submetido

a uma corrente de 250% e 300% da corrente nominal do transformador;

4. O fusível deve suportar a corrente transitória de magnetização durante

0,1 segundo, sendo esta estimada em 8 a 12 vezes a corrente nominal

dos transformadores de potência até 2000 kVA.

(b) Na Tabela 4.1 considerando-se características nominais e físicas, apresentam-se os

critérios adotados para alocação de chaves em sistemas de distribuição.

Tabela 4.1. Critério para Alocação de Chaves em Sistema de Distribuição.

Tensão Nominal ( alnoV min ) Para Sistemas Trifásicos: linhaalno VV min

Para Sistemas Monofásicos: fasealno VV min

Nível Básico de Isolamento

(NBI)

Deve estar de acordo com o nível básico de isolação do

sistema (o dispositivo deve suportar durante um pequeno

intervalo de tempo uma tensão entre 6 a 7 vezes maior que a

tensão nominal).

Corrente de Interrupção

Deve ser maior ou igual a máxima corrente de falta possível,

sobre a chave – fusível. Interrupção Simétrica máxI

Simétrica da falta.

Como em geral opera no primeiro ciclo a capacidade deve

ser a assimétrica. Interrupção Assimétrica máxI Assimétrica

da falta.

Fonte: (SILVA E MEIDEIROS, 2012)

(a) acalno IchaveI argmin )( (4.1)

(b) )()( instalaçãodepontoIchaveI CCmáxCCmáx (4.2)

2) Elo-fusível

(a) A maior corrente nominal do elo fusível deve ser maior do que a corrente de carga

prevista para um horizonte de 3 a 5 anos.

acCelo IfI arg (4.3)

50

Onde:

eloI é a corrente nominal do elo-fusível;

Cf é o fator de crescimento da carga, dado por:

n

C

xf

100

%1 (4.4)

Onde:

%x é o fator de crescimento percentual anual;

n é o número de anos para horizonte de estudo.

acI arg é a corrente de carga máxima atual passante no ponto de instalação, já levando-se

em consideração as manobras.

(b) A corrente nominal do fusível também deverá ser, no máximo, 4

1 da corrente de

curto-circuito fase-terra mínimo (resistência de aterramento de 40 Ω) no fim do trecho,

se possível, considerando também o fim do trecho para o qual ele é proteção de

retaguarda.

4

ccFTmín

elo

II (4.5)

Onde:

ccFTmínI é a corrente de curto-circuito fase-terra mínima no fim do trecho.

Com isso, obtém-se o seguinte intervalo de corrente para o ajuste do fusível:

4

arg

ccFTmín

eloacC

IIIf (4.6)

4.2.2 Relé / Disjuntor

Segundo a ABNT, o relé é um dispositivo por meio do qual um equipamento

elétrico é operado quando se produzem variações nas condições deste equipamento ou do

circuito em que ele está ligado. Para Mattos (2010), a sua função principal é monitorar as

grandezas como frequência, tensão e corrente, e detectar alguma anomalia no comportamento

delas. Para o autor, caso seja detectada alguma anomalia, o relé opera determinando quais

disjuntores devem ser abertos para que seja isolada a menor porção do sistema possível para

51

que este, após a eliminação da condição de defeito, mantenha sua estabilidade. A Figura 4.7

mostra a associação entre um relé de proteção e um disjuntor.

Relé

50 / 51

Disjuntor

TC

Fonte: Adaptado de (VIEIRA, 2006)

Figura 4.7. Estrutura de Ligação entre Relé e Disjuntor.

Quanto ao princípio de funcionamento de um relé, Vicentini (2004) explica que,

ao detectarem uma perturbação que venha a comprometer os equipamentos ou o

funcionamento normal do sistema, os relés enviam um sinal elétrico que comanda a abertura

de um ou mais disjuntores, de modo a isolar o equipamento ou parte do sistema afetado pela

falha, impedindo que a perturbação danifique equipamentos, comprometa a operação do

sistema ou propague-se para outros componentes e sistemas não afetados pela falha.

Os relés de sobrecorrente 50/51 são largamente utilizados em sistemas industriais

e alimentadores de distribuição para proteção de circuitos. Eles podem ser do tipo ação

instantânea, temporizada ou uma combinação de ambas as características e estão sempre

ligados aos transformadores de corrente como mostra a Figura 4.7 (VIEIRA, 2006).

4.2.2.1 Classificação dos Relés

(a) Quanto ao tipo de acionamento:

Ação direta: São aqueles instalados diretamente no circuito primário protegido;

Ação indireta: São aqueles que recebem os sinais de tensão (através de TPs) e corrente

(através de TCs). Atualmente os relés disponíveis no mercado são de ação indireta.

(b) Quanto ao tipo de temporização:

Instantâneos: Correspondem aqueles que são acionados instantaneamente quando uma

determinada grandeza monitorada pelo relé ultrapassa um valor de referência ajustado

no equipamento. Pode-se dizer também que esse tipo de relé tem um “tempo definido”

para sua atuação. Segundo Almeida (2000), para o ajuste da curva de proteção de

52

tempo definido são usados dois parâmetros, tempo de atuação (T ) e corrente mínima

de atuação (pI ). Esses parâmetros definem o tempo e a corrente em que o relé irá

atuar, ou seja, o dispositivo atuará para valores de corrente maior ou igual à corrente

mínima de atuação, em um tempo igual a T segundos. Um exemplo de curva de

atuação deste tipo de relé é mostrado na Figura 4.8.

Fonte: (SOARES, 2009)

Figura 4.8. Curva característica de relé instantâneo ou de tempo definido.

Temporizados: Correspondem aqueles que, quando uma grandeza monitorada

ultrapassa o valor ajustado no equipamento, são acionados após um tempo

determinado. Pode-se dizer também que esse tipo de relé tem um “tempo dependente”

para sua atuação. Segundo Mattos (2010), a curva do relé de tempo dependente tem

como característica a relação de corrente inversamente proporcional ao tempo. Isso

leva ao relé atuar em menor intervalo de tempo para grandes magnitudes de corrente e

em maior intervalo de tempo para correntes de menor magnitude. Outro fator

importante é que existem diversos tipos de curvas de tempo dependente, que podem

seguir padrões norteamericanos (ANSI), europeus (IEC) ou padrões próprios de

determinado fabricante de relé. Na Figura 4.9 é mostrado um exemplo das curvas do

padrão ANSI (Amercian National Standards Institute) com os seguintes tipos:

moderadamente inversa, inversa, muito inversa, extremamente inversa e inversa de

tempo curto.

53

Moderadamente inversa Inversa Muito inversa Extremamente inversa Inversa de tempo Curto

Múltiplo da corrente de partida (A)

Tem

po

em

seg

un

do

s1

0,1

0,01

1 10010

Fonte: Adaptado de (MATTOS, 2010)

Figura 4.9. Curva característica de relé temporizado ou de tempo dependente (padrão ANSI).

(c) Quanto à função de proteção:

Os relés têm as suas funções de proteção identificadas por números, de acordo

com a ANSI. A lista vai de 1 a 99, e em alguns casos após o número da proteção existe uma

ou duas letras representando uma característica adicional da proteção. As proteções mais

comumente aplicadas e associadas a redes de distribuição primária são:

50 – Sobrecorrente instantânea de fase;

51 – Sobrecorrente temporizada de fase;

50N – Sobrecorrente instantânea de neutro (terra);

51N – Sobrecorrente temporizada de neutro (terra);

79 – Religamento automático;

50BF – Falha de disjuntor;

74TC – Supervisão do circuito de abertura do disjuntor.

Esse trabalho irá focar na instrução de relés de sobrecorrente 50/51, pois

segundo Vieira (2006), as redes de distribuição são geralmente protegidas por eles, onde são

usadas características de sobrecorrente de tempo inverso.

(d) Quanto à tecnologia:

54

Eletromecânicos: São relés mais antigos, constituídos por uma estrutura de ferro, uma

bobina de operação, um disco de alumínio, um eixo, um contato fixo e um móvel.

Quando a bobina de operação é energizada, ocorre o movimento do disco de alumínio

até um ponto que o contato móvel, preso ao eixo, alcança o contato fixo provocando a

operação do relé. A maioria dos relés eletromecânicos são monofásicos (JUNIOR,

2006).

Estáticos: Segundo Junior (2006), são relés cuja unidade de controle é constituída por

circuitos eletrônicos analógicos, compostos por resistores, capacitores e diodos. São

relés mais precisos, mais rápidos e menores quando comparados aos eletromecânicos.

As características, como por exemplo, tempo e corrente, podem ser ajustadas no

frontal do equipamento através de potenciômetros ou micro chaves. Eles também são

mais sensíveis a temperatura e, portanto, operam para uma faixa mais estreita de

temperatura do que os dispositivos eletromecânicos (ANDERSON, 1999).

Digitais: São os relés mais modernos que dispõem de várias funções de proteção,

medição e controle em uma única unidade. Uma das melhorias destes relés é o uso de

lógica programável para reduzir e simplificar a fiação. Eles têm funções de medição

que reduzem ou eliminam a necessidade de medidores e transdutores no painel e

fornecem informações de eventos remotos e da localização da falta para ajudar os

operadores no restabelecimento do serviço de energia. Finalmente, os relés digitais

reduzem os custos de manutenção fornecendo a função de auto-teste e uma alta

confiabilidade (VIEIRA, 2006).

Fonte: (VIEIRA, 2006)

Figura 4.10. Relé de Sobrecorrente: (a) Eletromecânico; (b) Estático e (c) Digital.

(e) Quanto à forma de alimentação auxiliar:

Auto-alimentado: São aqueles que a alimentação da eletrônica do relé é feita pela

própria corrente de carga;

55

Alimentação independente: São aqueles que necessitam uma tensão auxiliar (no

breaks ou banco de baterias.) para a alimentação do relé.

4.2.2.2 Disjuntores

De acordo com Vieira (2006), os disjuntores são dispositivos de interrupção

capazes de conduzir, interromper e religar um circuito sob todos os tipos de condições, isto é,

condições de operação normal ou sob falta. A primeira tarefa de um disjuntor é extinguir o

arco que se desenvolve devido à separação de seus contatos em um meio de extinção. Esse

meio de extinção pode ser o ar, óleo, vácuo (SF6) ou o arco é extinto por um sopro de ar

comprimido, como é o caso dos disjuntores a sopro magnético.

Esses equipamentos são projetados e construídos com base na corrente simétrica e

assimétrica em rms além do valor de crista (pico). Geralmente, os disjuntores usados em redes

de distribuição têm um tempo de operação de interrupção de no mínimo 5 ciclos. De maneira

geral, preferem-se disjuntores a religadores, devido a sua grande flexibilidade, exatidão e

estética. Entretanto, eles são muito mais caros que os religadores (VIEIRA, 2006).


Figura 4.11. Disjuntores de Média Tensão a: (a) óleo; (b) Vácuo.

4.2.2.3 Ajustes / Dimensionamento de Relés

Segundo Sato (2005), os relés devem ser ajustados seguindo-se alguns critérios

conforme se segue:

56

(a) Tap da unidade temporizada do relé de fase.

O relé de fase deve ser ajustado para que o alimentador transporte a sua corrente

de carga mais as possíveis correntes de manobra pré-estabelecidas. Além disso, o relé deve

operar para a menor corrente de curto-circuito bifásico do trecho sob proteção. Para atender a

essas duas condições o tap do relé deve ser calculado da seguinte forma:

RTC

fITap

RTCff

I cac

TF

IS

fmínCC .

..

arg2 (4.7)

Onde:

TFTap é tap da unidade temporizada de fase;

acI arg é a corrente de carga do alimentador mais as correntes de manobra (na faixa

de 1,5 à 2,0 vezes a corrente do alimentador);

Cf é o fator de crescimento da carga no horizonte de estudo;

RTC é a relação dos transformadores de corrente;

fmínCCI 2 é a corrente de curto-circuito bifásico mínima no trecho protegido;

Sf é um fator de segurança que leva em conta os erros envolvidos nos cálculos

das correntes de curto-circuito, os erros do TC e do relé. Este fator deve estar na

faixa de 1,5 a 2,0;

If é o fator de início da curva do relé, definida pelo fabricante (1,5 a 2,0).

(b) Curva da unidade temporizada do relé de fase.

A curva da unidade temporizada de fase deve ser a mais baixa possível, desde que

permita a coordenação do relé com outros dispositivos de proteção instalados na rede de

distribuição.

(c) Tap da unidade instantânea do relé de fase.

O tap da unidade instantânea do relé de fase deverá ser ajustado de acordo a zona

de atuação desejada. Não há uma regra específica para a definição desta zona, dependendo

das condições de cada alimentador. Considerando-se que a corrente de curto-circuito é

inversamente proporcional à impedância, a atuação da unidade instantânea do relé pode

indicar aproximadamente a distância da subestação ao ponto da falta.

Uma vez definida a zona de atuação da unidade instantânea, o seu tap deverá ser

escolhido satisfazendo as seguintes inequações:

57

RTC

ITap inrush

IF (4.8)

e

RTC

ITap

fassimCC

IF

2 (4.9)

Onde:

IFTap é tap da unidade instantânea de fase;

inrushI é o valor da corrente de inrush de todos os transformadores do alimentador;

fassimCCI 2 é a corrente de curto-circuito bifásico assimétrica no limite da zona de

proteção da unidade instantânea;

RTC é a relação dos transformadores de corrente.

(d) Tap da unidade temporizada do relé de neutro.

Nas condições normais de operação não existe a corrente no neutro. Deve-se

ajustar no menor tap disponível (nos relés eletromecânicos o menor tap disponível é 0,5).

Deve-se verificar a inequação que se segue:

I

CCftmín

TNfRTC

ITap

. (4.10)

Onde:

TNTap é tap da unidade temporizada de neutro;

CCftmínI é a corrente de curto-circuito fase-terra mínima, calculada com uma

impedância de contato de 40 Ω, no final do trecho protegido;

If é o fator de início da curva do relé, definida pelo fabricante (1,5 a 2,0);


(e) Curva da unidade temporizada do relé de neutro.

Como no caso do relé de fase, a primeira curva a ser experimentada é a curva mais

rápida disponível no relé, desde que permita a coordenação do relé. A curva da unidade

temporizada de fase deve ser a mais baixa possível, com outros dispositivos de proteção

instalados na rede de distribuição.

58

(f) Tap da unidade instantânea do relé de neutro.

A zona de atuação da unidade instantânea do relé de neutro deve ser a mesma da

unidade instantânea do relé de fase. Assim, o tap da unidade instantânea do relé de neutro é

calculado de acordo com a inequação:

RTC

ITap

CCftassim

IN (4.11)

Onde:

INTap é tap da unidade instantânea de neutro;

CCftassimI é a corrente de curto-circuito fase-terra assimétrica, calculada com uma

impedância de contato igual à zero;


4.2.3 Religador Automático

Segundo Vieira (2006), os religadores automáticos são considerados pelas

empresas elétricas do mundo inteiro como um equipamento essencial para o fornecimento de

energia elétrica em condições confiáveis e seguras, “...pois impedem o desligamento

desnecessário de ramais ou trechos de linhas de distribuição” (MATOS, 2009).

Basicamente, o religador é um dispositivo interruptor automático de defeitos, que

abre e fecha seus contatos, repetidas vezes na eventualidade de uma falta no circuito por ele

protegido. É um dispositivo ideal na medida em que interrompe as faltas transitórias, evitando

a queima de elos-fusíveis ou, se bem coordenado com elos-fusíveis, seccionando apenas o

trecho sob defeito, permanecendo os demais energizados (GIGUER, 1988).

Como mencionado no primeiro capítulo deste trabalho, a maioria dos defeitos nas

redes aéreas de distribuição, cerca de 75 a 90%, são de natureza temporária. Nestas condições,

a utilização de um religador é essencial, pois evita que para um defeito temporário toda a rede

seja desligada, e ainda impede o deslocamento de uma equipe de manutenção da

concessionária até o local para religar a rede manualmente (JUNIOR, 2006).

No entanto, segundo Vieira (2006), a operação de um religador não se limita

apenas a sentir e interromper defeitos na linha e efetuar religamentos. Ele também é dotado de

um mecanismo de temporização dupla. Onde a partir dessa característica de temporização,

pode-se coordenar o dispositivo com os fusíveis dos ramais de um alimentador ou outros

dispositivos localizados a jusante. O autor coloca que este mecanismo de temporização dupla

é aplicado nas suas operações, que podem ser combinadas nas seguintes sequências:

59

(a) Se for ajustado para quatro operações:

1. uma rápida e três lentas;

2. duas rápidas e duas lentas;

3. três rápidas e uma lentas;

4. todas rápidas;

5. todas lentas.

(b) Para qualquer número de operações menor que quatro em combinação similares de

operações rápidas e temporizadas.

4.2.3.1 Princípio de Operação de um Religador

No instante em que o religador sente uma condição de sobrecorrente na linha, a

circulação dessa corrente é interrompida pela rápida abertura dos seus contatos. Os contatos

são mantidos abertos durante determinado tempo (chamado de tempo de religamento) após o

qual se fecham automaticamente para reenergização da linha. Se, no momento do fechamento

dos contatos, a falta persistir, a sequência abertura/fechamento é repetida até três vezes

consecutivas e após a quarta abertura os contatos ficam abertos e travados sendo somente

possível nesse momento um fechamento manual (VIEIRA, 2006).

Se algum dos religamentos obtiver sucesso (caso a falta for eliminada), o

mecanismo de operação do religador volta à posição inicial e o equipamento está pronto para

atuar novamente.

Início da Falta

Tempo

Corrente

De Falta

Corrente de Carga

(Contatos Fechados)

(Contatos Abertos)

Religador

Bloqueado

Operações Instantâneas

(Contatos Fechados)

Operações Temporizadas

(Contatos Fechados)

Tempos de Religamento

(Contatos Abertos)

Fonte: Adaptado de (IEEE, 1892)

Figura 4.12. Sequência típica de operação de um religador ajustado para quatro disparos.

60

4.2.3.2 Classificação dos Religadores

(a) Quanto ao número de fases:

Monofásicos: São utilizados para proteção de linhas monofásicas ou ramais

alimentadores trifásicos (um para cada fase), onde as cargas são predominantemente

monofásicas (VIEIRA, 2006).

Trifásicos: São utilizados onde é necessário o bloqueio das três fases simultaneamente,

para qualquer tipo de falta permanente, a fim de evitar que cargas trifásicas sejam

alimentadas com apenas duas fases. Podem ter a operação e o bloqueio trifásico, ou a

operação monofásica e o bloqueio trifásico (JUNIOR, 2006).


Figura 4.13. Religadores: (a) Monofásico e (b) Trifásico.

(b) Quanto ao tipo de controle:

Hidráulico: são religadores mais primitivos, onde há basicamente uma bobina de

abertura em série com a rede de distribuição primária, com a função de abrir o

religador caso a corrente que flua por ela seja superior ao seu nível mínimo de

atuação. O fechamento do religador é efetuado através de uma bobina energizada pela

tensão da rede (JUNIOR, 2006). O sistema de controle hidráulico é econômico,

simples, eficiente e de grande longevidade. Mas para algumas aplicações não é

suficientemente exato e veloz para interromper rapidamente correntes de defeito

(VIEIRA, 2006).

Eletrônico: são religadores que fazem o monitoramento e o controle da rede de

distribuição através de uma unidade composta por componentes e circuitos

eletrônicos, tais como resistores, capacitores, dentre outros. Os sinais injetados na

entrada da unidade de controle são provenientes de TCs, e podem ser ajustados nestes

61

religadores, a corrente de atuação, a curva característica de operação e o número de

ciclos de religamento (JUNIOR, 2006).

(c) Quanto ao meio de interrupção:

Óleo: ocorrendo a abertura do religador, haverá o aparecimento de um arco elétrico

que provoca a elevação da temperatura do óleo mineral. Com isto, tem-se a formação

de gases, dentre eles o hidrogênio que é o principal responsável pela extinção do arco

elétrico, retirando o calor da região onde o mesmo se formou (JUNIOR, 2006).

Vácuo: neste tipo de religador, há uma ampola de vácuo onde estão instalados os

contatos principais do equipamento. O vácuo é o meio responsável pela extinção do

arco elétrico que aparece no momento em que ocorre a abertura do religador. Os

religadores a vácuo são isolados a gás SF6 (JUNIOR, 2006).

4.2.3.3 Ajustes / Dimensionamento dos Religadores

Existem várias marcas e modelos de religadores e cada um deles possui opções de

ajustes diferentes. Aqui, serão vistos os ajustes comuns para todos os religadores segundo

Sato (2005).

(a) Ajuste de pick-up de fase:

O ajuste de pick-up deve obedecer aos seguintes critérios:

acCPF IfI arg.. (4.12)

Onde:

PFI é a corrente de pick-up de fase do religador;

acI arg é a corrente de carga máxima passante no ponte de instalação,

considerando-se manobras;

Cf é o fator de crescimento da carga no horizonte de estudo;

1 , para religadores com relés eletrônico.

2 , para religadores com bobina série;

Além disso, para os dois tipos de religadores, o pick-up deverá ser menor do que a

corrente de curto-circuito bifásico mínimo do final do trecho onde se deseja a coordenação

entre o religador e outros dispositivos de proteção, dividida pelo fator Sf .

62

S

fmínCC

PFf

II

2 (4.13)

Onde:

PFI é a corrente de pick-up de fase do religador;

fmínCCI 2 é a corrente de curto-circuito bifásico mínimo do trecho protegido pelo

religador;

Sf é o fator de segurança que leva em conta erros envolvidos nos cálculos das

correntes de curto-circuito, os erros do TC e do relé. Este fator deve estar na faixa

de 1,5 à 2,0.

Com isso, obtém-se o seguinte intervalo de corrente para o ajuste do religador:

S

fmínCC

PFacCf

IIIf

2

arg.. (4.14)

(b) Ajuste de pick-up de neutro:

A corrente mínima de disparo de neutro do religador deve ser menor que a menor

corrente de falta fase-terra mínima, dentro da zona de proteção deste, e deve ser maior que a

máxima corrente de desbalanço para o neutro.

fmínCCPNdesbalanço III 1 (4.15)

Onde:

PNI é a corrente de pick-up de neutro do religador;

fmínCCI 1 é a corrente de curto-circuito monofásico mínimo do trecho protegido

pelo religador;

desbalançoI é a máxima corrente de desequilíbrio admitido pela empresa.

(c) Ajuste das curvas de fase e terra:

As curvas rápida e temporizada devem ser ajustadas de tal forma que consiga uma

boa coordenação com outros dispositivos de proteção.

(d) Sequência de operação:

Todos os religadores permitem até 4 desligamentos, podendo ter: todas as

operações temporizadas, todas as operações rápidas, ou uma combinação entre elas. Deve-se,

63

de preferência, escolher uma sequência de operação com duas rápidas e duas temporizadas

para minimizar a queima de fusíveis durante faltas transitórias.

4.2.4 Seccionalizador

Conforme explanação de Vieira (2006), o seccionalizador “é um dispositivo

automático projetado para operar em série com um equipamento de retaguarda que pode ser

um religador ou com o conjunto relé/disjuntor”. Os seccionalizadores não são equipamentos

de interrupção de corrente de falta, eles abrem seus contatos apenas quando o circuito é

desenergizado por outro dispositivo situado à montante, ou seja, a sua operação de abertura

ocorre com o sistema desenergizado, a vazio (VICENTINI, 2004).

Em outras palavras, um seccionalizador é uma chave automática que efetua

contagens de aberturas de equipamentos de proteção (religador ou conjunto relé/disjuntor) e

abre o circuito após um número pré-determinado de atuações (VICENTINI, 2004). Segundo

Vieira (2006), além de operar como dispositivo de proteção, o seccionalizador tem

características construtivas que lhe permite ser utilizado como dispositivo de chaveamento,

podendo ser operado manualmente.

4.2.4.1 Princípio de Funcionamento

De acordo com Vicentini (2004), quando uma corrente maior que a corrente

mínima de atuação circula através do seccionalizador, ele é acionado e começa a contar. O

dispositivo capaz de detectar essa sobrecorrente, geralmente causada por uma falta ou por

corrente de energização (inrush), é uma bobina série ou um resistor de ajuste. Quando essa

corrente que circula através do seccionalizador cai abaixo de um valor predeterminado,

tipicamente 40% da corrente de atuação mínima, a contagem é completada. Ou seja, quando o

equipamento de proteção de retaguarda (do lado da fonte) atua ou quando a corrente de

energização desaparece.

No entanto, o equipamento de proteção deve religar novamente o circuito depois

de um intervalo de tempo. Se a falta for temporária, não há sobrecorrente após o religamento

e ambos os dispositivos são reinicializados. Porém, se a falta for permanente, uma

sobrecorrente é restabelecida e o processo se repete. Depois de um número pré-determinado

de religamentos, para o qual o seccionalizador foi ajustado, ele deve abrir (a vazio), isolando a

parte da linha onde a falta ocorreu, permitindo assim que trechos de linha sem falta (antes do

seccionalizador) sejam restabelecidos no próximo religamento (VICENTINI, 2004).

64

4.2.4.2 Classificação dos Seccionalizadores

(a) Quanto ao número de fases:

Monofásicos: são utilizados exclusivamente para seccionamento automático de

sistemas monofásicos primários de distribuição;

Trifásicos: são utilizados exclusivamente para seccionamento automático de sistemas

trifásicos primários de distribuição;


Figura 4.14. Seccionalizadores: (a) Monofásico e (b) Trifásico.

(b) Quanto ao Tipo de Controle

Hidráulico: o controle hidráulico de um seccionalizador é usado principalmente em

seccionalizadores monofásicos ou trifásicos com bobinas menores. Este tipo de

controle sente a sobrecorrente por meio de uma bobina conectada em série com a

linha. Um seccionalizador hidráulico opera quando sua bobina série é percorrida por

um fluxo de corrente que excede em 160% a capacidade nominal de sua bobina

(VIEIRA, 2006).

Eletrônico: esses seccionalizadores executam o monitoramento da corrente passante

através do circuito de distribuição primária. São instalados TCs do tipo bucha, para

que a corrente seja reduzida. Analogamente aos seccionalizadores com controle

hidráulico, o equipamento fica preparado para executar uma contagem, quando é

detectada uma sobrecorrente na rede e completam o processo quando ocorrer a

interrupção da corrente pelo equipamento situado a montante. Após ser atingido o

número de contagens ajustado no equipamento, um sinal de disparo é enviado para

uma bobina que provocará a abertura definitiva dos pólos do seccionalizador

(JUNIOR, 2006).

65

4.2.4.3 Ajustes / Dimensionamento dos Seccionalizadores

O seccionador possui unidades independentes para operações de fase e terra.

Ambas devem ser ajustadas para operarem com 80% dos respectivos ajustes do equipamento

de retaguarda. Outro ajuste necessário é o número de contagens para a abertura, o qual deve

ser ajustado para uma operação com uma contagem inferior do que a do equipamento de

retaguarda (SATO, 2005).

4.3 Coordenação e Seletividade dos dispositivos de Proteção

Independente do sistema de proteção e dos dispositivos nele utilizado, conceitos e

filosofias como seletividade e coordenação são essenciais para o bom funcionamento do

mesmo. Segundo Souza (2008), a seletividade é o ato de isolar as faltas permanentes ao

menor trecho possível do sistema, de modo a minimizar o número de consumidores afetados

por ela. Nessa perspectiva, “quando um sistema é capaz de detectar um comportamento

faltoso e garante que somente essas partes faltosas são tiradas de operação é possível

denominar esse circuito como seletivo” (Hewitson et al., 2004).

Em relação a coordenação, CPFL (2003) comenta que a “...coordenação é o ato ou

efeito de dispor dois ou mais dispositivos de proteção em série segundo certa ordem, de forma

a atuarem em uma sequência de operação pré-estabelecida”. E pode ser considerada como

uma estratégia do sistema de proteção, uma vez que ao ocorrer um defeito em um dos

equipamentos da proteção principal, o sistema ativará a proteção de retaguarda, o que

normalmente possui tempo de atuação diferente da proteção principal (PALUDO, 2010).

Um exemplo de coordenação seria quando dois dispositivos de proteção alocados

em série, sobre determinados ajustes, operassem de modo que o segundo dispositivo mais

próximo da fonte seja capaz de eliminar a falta, caso o primeiro, mais próximo ao defeito,

venha a falhar na atuação. Enfim, a falta de coordenação pode trazer sérios prejuízos ao

sistema, o que torna o estudo de coordenação e seletividade na proteção do sistema de

distribuição uma ferramenta essencial para manutenção da continuidade dos sistemas (SILVA

E MEIDEIROS, 2012). A seguir serão mostrados alguns tipos de coordenação.

4.3.1 Coordenação Religador – Fusível

Ao utilizar a configuração na forma religador-fusível, como mostra a Figura 4.15,

os efeitos de aquecimento e resfriamento, acumulados no fusível podem ser compensados

66

pelo ajuste da curva de operação temporizada do religador, isso pode ser feito por meio dos

métodos baseados em curvas características ajustadas por um fator multiplicativo K

(McGRAW-EDISON COMPANY).

Religador

Ib – Corrente máxima no ponto b

Ia – Corrente máxima no ponto a

b

a

Fonte: Adaptado de (GONEN, 1986)

Figura 4.15. Trecho de um sistema de distribuição em que o religador é instalado a montante do fusível.

Segundo Mcgraw-Edison Company, a primeira e a segunda abertura do religador

são responsáveis pela eliminação de cerca de 80 e 10% das faltas temporárias

respectivamente, já para faltas permanente, o fusível se funde antes da terceira abertura do

religador, interrompendo assim a falta permanente.

Sabe-se também que alguns religadores possuem poucas curvas temporizadas,

enquanto que outros possuem uma gama muito variada de curvas. Entretanto, qualquer que

seja o caso, deve-se dar preferência para a curva lenta mais próxima de curva rápida, desde

que isso não prejudique a coordenação e a seletividade com os outros dispositivos (CPFL,

2003).

De acordo com Vieira (2006), na coordenação entre as operações de disparo do

religador e as curvas de tempo total do fusível, é necessário evitar que o fusível sofra danos

durante as operações instantâneas do religador. Observando fatores relevantes tais como o

pré-carregamento, temperatura ambiente, tolerância nas curvas, aquecimento e resfriamento

dos fusíveis durante as atuações rápidas do religador, resultando consequentemente no

estreitamento do intervalo de coordenação. Assim torna-se necessário a inclusão de tais

fatores para que dessa forma se obtenha a integridade do fusível durante as operações

instantâneas do religador (McGRAW-EDISON COMPANY).

Vieira (2006) comenta duas regras que viabilizam a inclusão dos fatores

mencionados acima, permitindo o uso de fusíveis como dispositivo protetor e religadores

como dispositivo protegido, que estão listados abaixo:

67

Para todos os valores possíveis de correntes de falta no trecho protegido pelo fusível, o

tempo mínimo de fusão do fusível deve ser maior que o tempo de abertura do

religador na curva rápida de operação multiplicada pelo fator K, fator este

característico do religador.

Para todos os valores possíveis de correntes de falta no trecho protegido pelo fusível, o

tempo total de fusão do fusível deverá ser menor que o tempo de abertura do religador

na curva temporizada.

O intervalo de coordenação entre religador e fusível descrito pelas regras acima

fixa novas extremidades do intervalo de coordenação como mostra a Figura 4.16.

Fonte: (GONEN, 1986)

Figura 4.16. Coordenação religador – fusível (corrigida para aquecimento e resfriamento).

4.3.2 Coordenação Relé – Fusível

Em geral, a coordenação entre um relé e um fusível é semelhante à coordenação

religador – fusível, pois na maioria das vezes o intervalo de religamento dos disjuntores são

maiores que os do religador, dessa forma não há necessidade de se compensar os efeitos de

aquecimento e resfriamento para o fusível ao ser usado como dispositivo protegido ou de

retaguarda (GONEN, 1986).

Em redes de distribuição, não é usual a ocorrência da operação de fusíveis a

montante do relé, ou seja, funcionando como dispositivo protegido. Com isso, será explanado

neste trabalho apenas a coordenação de relé – fusível, em que o fusível esteja no lado da

carga.

68

Para que ocorra a seletividade entre o relé e o fusível é indispensável que o fusível

atue antes que o relé opere, para isso, é necessário que a curva temporizada do relé de

sobrecorrente (fase ou terra) esteja no mínimo 0,2 segundos acima da curva de tempo total do

fusível, incluindo o tempo de sobrepercurso no caso de um relé eletromecânico (GUIGUER,

1988). A Figura 4.17 ilustra o caso para coordenação relé - fusível (fusível no lado da carga).

Relé

50 / 51

Disjuntor

TC

Fusível

carga

Subestação

Fonte: Adaptado de (VIEIRA, 2006)

Figura 4.17. Coordenação Relé-Fusível (Fusível no lado da carga).

Vieira (2006) comenta que, “com relação a coordenação, esta será obtida de forma

que, quando o relé operar instantaneamente, ele deverá eliminar as faltas antes que o fusível

queime. Por outro lado, o fusível tem que eliminar a falta antes que o relé opere na sua curva

temporizada. Portanto, é necessário que a curva característica do relé esteja sempre acima da

curva de tempo total de fusão do fusível para todos os valores de corrente na posição do

fusível.”


Figura 4.18. Curvas características para a coordenação Relé-Fusível (Fusível no lado da carga).

69

4.3.3 Coordenação Relé – Religador

A coordenação entre um relé/disjuntor e um religador, é mais comumente

utilizada quando o relé/disjuntor opera na proteção de retaguarda, geralmente em subestação,

com o religador instalado nas proximidades da carga (McGRAW-EDISON COMPANY).

Quando um religador estiver instalado dentro da zona de proteção de um

relé/disjuntor, como mostra a Figura 4.19, deve-se garantir que os relés de fase ou neutro, que

comandam o disjuntor, não operem durante a sequência de operação do religador, até que a

falta seja eliminada ou até que o religador bloqueie. E a fim de se evitar a operação do

disjuntor, a escolha das curvas de operação dos relés deve ser realizada após a definição das

curvas de operação de fase e terra do religador (CPFL, 2003).

Relé

50 / 51

Disjuntor

TCcarga

Subestação

Religador

Zona de proteção do Relé

Zona de proteção do Religador

Fonte: Adaptado de (ELETROBRAS, 1982)

Figura 4.19. Alcance dos relés associados ao disjuntor de saída da subestação e do religador.

Para que a coordenação e a seletividade ocorram é necessário pelo menos 0,2

segundos (fator de garantia) entre as curvas dos relés de fase e neutro com relação às curvas

do religador (GUIGUER, 1988). A Figura 4.20 mostra o esquema de coordenação entre um

relé e um religador.

Segundo Vieira (2006), o fator crucial na coordenação entre um relé/disjuntor e

um religador é o tempo de rearme (para o relé eletromecânico) do relé de sobrecorrente

durante a sequência de disparos e religamento do religador. Pois se o relé usado for do tipo

eletromecânico, ele pode acumular movimento na direção de disparo, como consequência de

sucessivas operações do religador, podendo resultar em um falso trip do disjuntor (GONEN,

1986).

Para que ocorra a seletividade é importante que seja traçado, em um mesmo

gráfico, a curva do religador correspondente ao tipo de ajuste escolhido e a curva do relé.

Dessa maneira, a seletividade estará completa no momento em que a curva do religador esteja

70

abaixo da curva do relé, em toda a faixa limitada pelas correntes de curto-circuito máxima e

mínima, na zona em que o religador for proteção primária e o relé for proteção de retaguarda

(VIEIRA, 2006).

Fonte: (GONEN, 1986)

Figura 4.20. Coordenação Relé-Religador.

71

5 RESULTADOS

5.1 Rede de Distribuição em Estudo

A Rede de Distribuição em estudo é composta de um alimentador real e radial,

que possui uma extensão aproximada de 7,26 km, com cinco tipos de cabos diferentes,

operando na tensão primária de 14,2 KV e frequência de 60Hz.

Este alimentador possui 57 barras além da subestação que estão distribuídas

conforme o diagrama unifilar apresentado na Figura 5.1. Segundo Souza (2014), no

modelamento deste alimentador, as barras do diagrama unifilar foram obtidas seguindo

sempre dois critérios: mudança de bitola de cabo e ramificação do alimentador principal.

SUBESTAÇÃO1 2

3

4 5

6

7 8

9

10

11

12

13

14

15

1617

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28 29

30 31 32

33

3435

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

49 50

51

52

53

54

55

56

57

Fonte: (SOUZA, 2014)

Figura 5.1. Diagrama unifilar do alimentador real em estudo.

Os dados das linhas do circuito e das barras do alimentador encontram-se,

respectivamente, nas Tabelas 5.1 e 5.2. Pode-se destacar que, na Tabela 5.1, a sequência

positiva é igual à sequência negativa, e seus dados serão usados posteriormente no software

ANAFAS como dados de entrada para execução dos estudos de curto-circuito.

Na Tabela 5.3 estão apresentados os valores das correntes nominais de carga do

alimentador, valores estes gerados através do estudo de fluxo de carga com o software

ANAREDE, onde as mesmas serão usadas para o dimensionamento dos dispositivos de

72

proteção. As bases adotadas para a representação do sistema elétrico em pu foram: 100MVA e

13,8kV.

Tabela 5.1. Dados de linha do alimentador.

Linha de

transmissão

Valores de impedância de sequência

em [pu] Comprimento

do trecho em

[m]

Tipo de cabo Barra

“de”

Barra

“para”

Impedância

[Seq +] = [Seq –]

Impedância

[Seq 0]

SE 1 0,1094 + j0,1202 0,1887 + j0,9376 854,65 150 CS

1 2 0,0185 + j0,0347 0,0324 + j0,1615 176,49 336.4 CA

2 3 0,0099 + j0,0048 0,0117 + j0,0195 18,59 2 CA

2 4 0,0172 + j0,0321 0,0324 + j0,1615 163,62 336.4 CA

4 5 0,0009 + j0,0013 0,0014 + j0,0055 5,29 4/0 CA

5 6 0,0761 + j0,0368 0,0898 + j0,1505 142,88 2 CA

5 7 0,0168 + j0,0313 0,0316 + j0,1575 159.63 336.4 CA

7 8 0,0007 + j0,0010 0,0011 + j0,0043 4,18 4/0 CA

8 9 0,0286 + j0,0412 0,0447 + j0,1771 171,55 4/0 CA

8 10 0,0012 + j0,0016 0,0018 + j0,0070 6,84 4/0 CA

10 11 0,0424 + j0,0205 0,0500 + j0,0838 79,48 2 CA

8 12 0,0151 + j0,0283 0,0285 + j0,1421 144,02 336.4 CA

12 13 0,0782 + j0,0378 0,0923 + j0,1546 146,74 2 CA

12 14 0,0009 + j0,0013 0,0014 + j0,0055 5,36 4/0 CA

14 15 0,0011 + j0,0015 0,0016 + j0,0065 6,32 4/0 CA

15 16 0,0158 + j0,0296 0,0299 + j0,1488 150,78 336.4 CA

16 17 0,0245 + j0,0118 0,0289 + j0,0485 45,98 2 CA

16 18 0,0129 + j0,0102 0,0165 + j0,0407 38,51 1/0 CA

18 19 0,0141 + j0,0069 0,0166 + j0,0279 26,51 2 CA

14 20 0,0061 + j0,0114 0,0116 + j0,0576 58,29 336.4 CA

20 21 0,0077 + j0,0038 0,0091 + j0,0153 14,52 2 CA

20 22 0,0198 + j0,0285 0,0309 + j0,1225 118,7 4/0 CA

22 23 0,0124 + j0,0060 0,0145 + j0,0244 23,24 2 CA

22 24 0,3251 + j0,1571 0,3835 + j0,6427 610,07 2 CA

22 25 0,0191 + j0,0275 0,0298 + j0,1179 114,22 4/0 CA

25 26 0,0629 + j0,0304 0,0742 + j0,1244 118,06 2 CA

73

25 27 0,0050 + j0,0094 0,0095 + j0,0472 47,85 336.4 CA

27 28 0,0207 + j0,0298 0,0323 + j0,1279 123,97 4/0 CA

28 29 0,0741 + j0,0358 0,0874 + j0,1466 139,1 2 CA

28 30 0,0031 + j0,0045 0,0048 + j0,0193 18,68 4/0 CA

30 31 0,0342 + j0,0165 0,0404 + j0,0676 64,19 2 CA

31 32 0,0058 + j0,0083 0,0090 + j0,0359 34,77 4/0 CA

31 33 0,0049 + j0,0024 0,0058 + j0,0097 9,23 2 CA

30 34 0,0366 + j0,0527 0,0571 + j0,2263 219,27 4/0 CA

34 35 0,0490 + j0,0237 0,0579 + j0,0970 92,06 2 CA

35 36 0,2325 + j0,1124 0,2743 + j0,4598 436,36 2 CA

35 37 0,0963 + j0,0465 0,1136 + j0,1905 180,76 2 CA

34 38 0,0042 + j0,0006 0,0006 + j0,0025 2,38 4/0 CA

38 39 0,1378 + 0,0666 0,1626 + j0,2726 258,65 2 CA

34 40 0,0275 + j0,0133 0,0325 + j0,0545 51,68 2 CA

40 41 0,1169 + j0,0565 0,1379 + j0,2312 219,38 2 CA

40 42 0,0867 + j0,0419 0,1023 + j0,1714 162,69 2 CA

42 43 0,0985 + j0,0476 0,1162 + j0,1948 184,8 2 CA

42 44 0,1265 + j0,0611 0,1492 + j0,2502 237,37 2 CA

42 45 0,0912 + j0,0441 0,1076 + j0,1804 171,16 2 CA

45 46 0,2046 + j0,0989 0,2414 + j0,4046 384 2 CA

27 47 0,0030 + j0,0055 0,0056 + j0,0279 28,23 336.4 CA

47 48 0,1731 + j0,0836 0,2043 + j0,3424 324,87 2 CA

47 49 0,0071 + j0,0133 0,0134 + j0,0668 67,75 336.4 CA

49 50 0,0039 + j0,0073 0,0074 + j0,0369 37,38 336.4 CA

50 51 0,0709 + j0,0343 0,0837 + j0,1403 133,14 2 CA

50 52 0,0092 + j0,0172 0,0173 + j0,0865 87,61 336.4 CA

52 53 0,0074 + j0,0036 0,0087 + j0,0145 13,83 2 CA

52 54 0,0107 + j0,0200 0,0202 + j0,1006 101,9 336.4 CA

54 55 0,0103 + j0,0192 0,0194 + j0,0966 97,92 336.4 CA

55 56 0,0066 + j0,0124 0,0125 + j0,0622 63,02 336.4 CA

56 57 0,0134 + j0,0065 0,0157 + j0,0264 25,11 2 CA


74

Tabela 5.2. Dados de barra do alimentador.

Nº Barra Tipo

Carga Capacitor

Shunt

[kVar]

Transformador

Ativa [kW] Reativa [kVar] Quantidade [kVA]

SE Referência 0 0

1 PQ 0 0

2 PQ 0 0

3 PQ 14,5 3,76

1 150

4 PQ 0 0 300

5 PQ 0 0

6 PQ 142,94 110,16

6 450

7 PQ 0 0

8 PQ 0 0

9 PQ 18,02 13,88

1 112,5

10 PQ 0 0

11 PQ 377,45 125,95

3 1175

12 PQ 0 0

13 PQ 218,73 136,55

6 712,5

14 PQ 0 0

15 PQ 0 0

16 PQ 311,30 108,89

3 750

17 PQ 93,01 24,13

1 300

18 PQ 0 0

19 PQ 45,1 11,7

1 150

20 PQ 0 0

21 PQ 28,91 22,28

1 300

22 PQ 0 0

23 PQ 75,5 58,18

2 187,5

24 PQ 332,3 239,25

8 870

25 PQ 0 0

26 PQ 181,75 110,83

5 825

27 PQ 0 0

28 PQ 65,8 50,71

1 75

75

29 PQ 235,21 136,95

4 487,5

30 PQ 0 0

31 PQ 0 0

32 PQ 34,82 26,83

1 112,5

33 PQ 8,25 2,14

1 45

34 PQ 73,49 56,63

1 112,5

35 PQ 59,52 45,87

1 112,5

36 PQ 131,45 101,3

4 345

37 PQ 353,62 137,43

4 833

38 PQ 0 0

39 PQ 96,76 74,52

2 187,5

40 PQ 0 0

41 PQ 54,03 41,63

1 150

42 PQ 67,40 22,97

2 262,5

43 PQ 67,25 51,82

2 142,5

44 PQ 242,19 133,99

4 412,5

45 PQ 51,31 39,54

1 75

46 PQ 142,87 110,1

4 382,5

47 PQ 0 0

48 PQ 162,31 125,08

6 2595

49 PQ 82,31 63,43 600 1 112,5

50 PQ 0 0

51 PQ 34,39 26,50

1 75

52 PQ 0 0

53 PQ 89,48 68,95

1 112,5

54 PQ 71,27 18,49

2 1175

55 PQ 17,16 13,23

1 45

56 PQ 0 0

57 PQ 71,57 18,57

1 150


76

Tabela 5.3. Valores das correntes nominais de carga no alimentador.

BARRA Corrente de

Carga [A]

BARRA Corrente de

Carga [A] De Para

De Para

1 2 178,2

28 30 67,2

2 3 0,6

30 31 2,1

2 4 177,5

30 34 65,0

4 5 181,2

31 32 1,8

5 6 7,4

31 33 0,3

5 7 174,6

34 35 25,3

7 8 174,0

34 38 5,1

8 9 0,9

34 40 30,6

8 10 16,5

35 36 6,8

8 12 157,1

35 37 15,6

10 11 16,3

38 39 5,1

12 13 10,6

40 41 2,8

12 14 146,1

40 42 27,8

14 15 19,4

42 43 3,5

14 20 127,6

42 44 11,4

15 16 19,6

42 45 10,1

16 17 3,9

45 46 7,5

16 18 1,9

47 48 8,4

18 19 1,9

47 49 23,4

20 21 1,5

49 50 13,3

20 22 126,2

50 51 1,8

22 23 3,9

50 52 11,5

22 24 16,8

52 53 4,6

22 25 106,0

52 54 7,1

25 26 8,8

54 55 4,0

25 27 97,8

55 56 3,1

27 28 81,9

56 57 3,1

27 47 25,6

SE 1 175,5

28 29 11,2

Fonte: Software ANAREDE – (Autor)

5.2 Estudo de Curto-Circuito

O estudo dos níveis de curto-circuito no alimentador foi realizado por meio do

software ANAFAS. Com os dados das impedâncias de linha de sequência positiva e zero

realizou-se a simulação dos principais tipos de curtos-circuitos para cada barra do

alimentador, onde a partir dos relatórios de saída foi criada a Tabela 5.4 que contém os

resultados obtidos dos diferentes curtos em cada barra.

77

Tabela 5.4. Estudo de curto-circuito realizado no software ANAFAS.

Curto-Circuito

Barra *Monofásico Mínimo (A) Monofásico (A) Bifásico (A) Bifásico-terra (A) Trifásico (A)

1 231.67 6128 8103 8649 9357

2 230,30 5459 7441 7929 8592

3 229,83 5373 7322 7818 8454

4 229,82 4931 6916 7458 7986

5 229,65 4914 6896 7336 7962

6 229,52 4413 6142 6624 7093

7 229,61 4493 6452 6857 7451

8 229,34 4482 6438 6842 6828

9 229,28 4068 5914 6294 6828

10 229,33 4464 6416 6819 7409

11 228,84 4224 6037 6464 6971

12 229,33 4161 6085 6462 7027

13 229,09 3787 5470 5881 6316

14 229,06 4149 6069 6445 7008

15 229,0 4134 6051 6426 6987

16 228,90 3851 5724 6075 6609

17 228,40 3745 5544 5908 6402

18 228,73 3768 5595 5949 6461

19 228,35 3709 5493 5854 6343

20 229,04 4032 5938 6304 6857

21 228,82 3995 5876 6246 6785

22 228,82 3789 5619 5971 6489

23 228,59 3736 5530 5888 6385

24 227,67 2727 3813 4207 4402

25 228,53 3580 5342 5681 6168

26 228,22 3350 4944 5305 5708

27 228,29 3508 5257 5590 6071

28 227,86 3317 4993 5314 5766

29 227,24 3085 4582 4924 5290

30 227,01 3290 4956 5275 5722

31 227,23 3181 4763 5093 5500

32 227,13 3135 4699 5026 5426

33 227,16 3166 4736 5067 5468

34 225,56 3003 4553 4854 5257

35 226,25 2873 4318 4630 4986

36 225,56 2371 3415 3744 3944

37 225,59 2644 3904 4229 4508

38 227,08 2998 4540 4844 5242

39 225,20 2657 3922 4250 4529

40 227,03 2929 4419 4727 5103

41 225,12 2646 3907 4233 4512

78

42 226,12 2715 4031 4353 4655

43 225,29 2502 3649 3978 4213

44 225,65 2447 3551 3880 4100

45 223,42 2517 3675 4004 4244

46 223,77 2156 3042 3365 3512

47 228,2 3467 5209 5538 6015

48 227,53 2923 4251 4618 4909

49 228,01 3372 5096 5416 5884

50 228,01 3323 5036 5352 5815

51 226,96 3100 4636 4974 5353

52 227,94 3212 4900 5206 5658

53 227,66 3190 4858 5167 5610

54 227,7 3093 4751 5047 5486

55 227,36 2986 4616 4902 5330

56 227,24 2922 4533 4813 5234

57 227,05 2887 4468 4753 5159

SE 232,08 16232 11918 15745 13762 *Este curto-circuito foi obtido a partir da análise de tabelas e informações deste alimentador.

Fonte: Software ANAFAS – (Autor)

5.3 Escolha e Localização dos Dispositivos de Proteção

A escolha do tipo de equipamento de proteção a ser instalado no alimentador deve

seguir aos critérios que cada concessionária pratica de acordo com suas Normas Técnicas. Os

principais critérios adotados para a instalação de equipamentos de proteção são

(ELETROBRÁS, 1982; CELPA, 2010):

Em pontos de circuitos longos, onde o curto-circuito mínimo não é suficiente para

sensibilizar o dispositivo de proteção de retaguarda, pode ser utilizado o religador ou a

chave fusível;

No início de ramais importantes que suprem locais com probabilidades de acontecer

faltas transitórias, e que possui dados estatísticos de elevada interrupção, pode ser

utilizado o religador ou seccionalizador;

No início de ramais, que não são abrangidos pelo segundo item acima, pode-se instalar

a chave fusível;

Seguindo a esses critérios básicos, foram escolhidos para instalação no

alimentador os seguintes dispositivos de proteção: 28 fusíveis, 2 religadores, 1

seccionalizador e um conjunto relé/disjuntor. Tais dispositivos serão dispostos no alimentador

conforme apresentado na Figura 5.2.

79

SUBESTAÇÃO1 2

3

4 5

6

7 8

9

10

11

12

13

14

15

1617

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

2829

30 31 32

33

3435

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

49 50

51

52

53

54

55

56

57

F1

F2 F3

F4

F5

F6

F7

F8 F9

F10

F11

F12

F15

F13

F14

F16

F1

7

F18F19

F20

F21 F22

F23

F24

F25 F26

F27

F28D R1

R2

S

Seccionalizador

Religador

Relé/Disjuntor

Fusível

Fonte: Adaptado de (SOUZA, 2014)

Figura 5.2. Diagrama unifilar do alimentador real em estudo com os dispositivos de proteção alocados.

80

Os pontos utilizados para representar as curvas dos fusíveis de ramais e sub-

ramais foram extraídos do catálogo técnico do fabricante de peças elétricas DELMAR

(DELMAR LTDA, 2003). Para o dimensionamento foram considerados apenas os elos

preferenciais do tipo K, ou seja: 6K, 10K, 15K, 25K, 40K, 65K e 100K, ver Figura 4.6.

O seccionalizador adotado foi do tipo trifásico GN3 hidráulico de 14,4kV.

O religador adotado foi do tipo KF (vácuo) extraído da norma técnica da empresa

ELETROPAULO (ELETROPAULO, 2004). Onde suas curvas características são modeladas

a partir da equação 5.1:

DB

CIp

I

At

P*

(5.1)

Onde:

t é o tempo (em segundos);

Ip é a corrente de pick-up;

I é a corrente que irá variar a partir da corrente de pick-up;

D é o ajuste multiplicador “Time Dial”;

A , B , C e P são constantes cujos valores estão apresentados na Tabela 5.5;

Tabela 5.5. Constantes de sobrecorrente das famílias de curvas do religador.

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

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

9 1.0353 0.614258 2.75978 5.10647

11 2.69489 -0.67185 21.6149 10.6768

Fonte: Adaptado de (ELETROPAULO, 2004)

81

Para a representação da curva do relé foram retirados alguns pontos da curva

característica inversa (IEC Curve A) do relé digital IEC/B142. Entretanto, devido este relé ser

digital, a seguinte equação característica (5.2) é fornecida pelo fabricante (GE CONSUMER

& INDUSTRIAL MULTILIN, 2007):

KDB

QIp

I

DAt

P

*

*

(5.2)

Onde:

t é o tempo (em segundos);

Ip é a corrente de pick-up;

I é a corrente que irá variar a partir da corrente de pick-up;

D é o ajuste multiplicador “Time Dial”;

A , B , Q , P e K são constantes cujos valores estão apresentados na Tabela 5.6;

Tabela 5.6. Constantes das famílias de curvas do relé.

Nome da Curva A P Q B K

Extremamente inversa IEC Curva C 80 2 1 0 0

Muito inversa IEC Curva B 13,5 1 1 0 0

Inversa IEC Curva A 0,14 0,02 1 0 0

Fonte: (GE CONSUMER & INDUSTRIAL MULTILIN, 2007)

5.4 Ajuste e Dimensionamento dos Dispositivos de Proteção.

5.4.1 Fusíveis

Vale ressaltar que, segundo Vieira (2006), os fusíveis tipo K admitem como

sobrecarga até 150% do valor de sua corrente nominal, sem, no entanto, causar excesso de

temperatura ao fusível. Na escolha de alguns fusíveis esse princípio será aplicado.

O dimensionamento do fusível será realizado a partir da equação 4.6, onde se

obtém o intervalo de corrente para o ajuste do fusível. Mas para isso, primeiramente, será

necessário calcular o fator de crescimento de carga dado pela equação 4.4.

De forma prática e considerando para cálculo um fator de crescimento percentual

anual de carga de x(%)=4,3% (média brasileira de crescimento) para o período horizonte de

estudo de n=5 anos, tem-se:

82

n

C

xf

100

%1

5

100

3,41

Cf

23,1Cf

A seguir serão apresentados alguns dos ajustes e dimensionamentos realizados

para os fusíveis do alimentador em estudo, apresentando também os fusíveis que precisam de

uma coordenação fusível-fusível:

a) Dimensionamento do Fusível 1

Sabendo que a corrente de carga no local da instalação do fusível é de 0,6 A

(Tabela 5.3, barra 2 para 3) e a corrente de curto-circuito fase-terra mínima no fim do trecho

que será protegido pelo fusível é de 229,83 A (Tabela 5.4, barra 3), temos:

4arg

ccFTmín

eloacC

IIIf

4

83,22946,0 eloI

45,5794,2 eloI

Logo, pela Tabela 5.7 e pela faixa de ajuste calculada, tem-se que o fusível

adequado é o de 6K.

Tabela 5.7. Dimensionamento dos fusíveis de acordo com sua capacidade de condução em ampere.

Fonte: VIEIRA (2006)

83

b) Dimensionamento do Fusível 4


(Tabela 5.3, barra 8 para 10) e a corrente de curto-circuito fase-terra mínima no fim do trecho

que será protegido pelo fusível é de 228,84 A (Tabela 5.4, barra 11), temos:

4arg

ccFTmín

eloacC

IIIf

4

84,2285,1623,1 eloI

21,5729,20 eloI



c) Dimensionamento do Fusível 5


(Tabela 5.3, barra 12 para 13) e a corrente de curto-circuito fase-terra mínima no fim do

trecho que será protegido pelo fusível é de 229,09 A (Tabela 5.4, barra 13), temos:

4arg

ccFTmín

eloacC

IIIf

4

09,2296,1023,1 eloI

27,57038,13 eloI

Logo, pela tabela 5.7 e pela faixa de ajuste calculada, tem-se que o fusível


d) Dimensionamento do Fusível 7




4arg

ccFTmín

eloacC

IIIf

4

35,2289,123,1 eloI

08,5733,2 eloI

84



e) Dimensionamento do Fusível 6




4arg

ccFTmín

eloacC

IIIf

4

35,2284,1923,1 eloI

08,5786,23 eloI

Logo, pela Tabela 5.7 e pela faixa de ajuste calculada, o fusível adequado para

fazer a coordenação com o fusível a jusante é o de 25K.

f) Dimensionamento do Fusível 14

Sabendo que a corrente de carga no local da instalação do fusível é de 65 A



4arg

ccFTmín

eloacC

IIIf

4

03,2276523,1 eloI

75,5695,79 eloI

Observa-se que não existe um elo fusível que atenda a faixa de ajuste calculada.

Nestas condições, o dimensionamento do mesmo será feito considerando apenas a corrente de

carga ao final de 5 anos e a premissa descrita através da equação 4.3. Logo, pela Tabela 5.7, o

fusível adequado para fazer a coordenação com os fusíveis a jusante é o de 65K.

g) Dimensionamento do Fusível 12




85

4arg

ccFTmín

eloacC

IIIf

4

56,2252,6523,1 eloI

39,5619,80 eloI

Observa-se que não existe um elo fusível que atenda a faixa de ajuste calculada.

Nestas condições, o dimensionamento do mesmo será feito considerando apenas a corrente de

carga ao final de 5 anos e a premissa descrita através da equação 4.3. Logo, pela Tabela 5.7, o

fusível adequado para fazer a coordenação com os fusíveis a jusante é o de 100K.

h) Dimensionamento dos demais Fusíveis

Após realizar o dimensionamento de todos os fusíveis, de forma similar aos

cálculos e aos critérios apresentados anteriormente, chegou-se aos valores apresentados na

Tabela 5.8.

Tabela 5.8. Valores dos Fusíveis dimensionados.

Fusível Valor Fusível Valor

1 6K 15 6K

2 6K 16 25K

3 6K 17 6K

4 15K 18 40K

5 10K 19 15K

6 25K 20 6K

7 6K 21 6K

8 6K 22 25K

9 15K 23 15K

10 6K 24 6K

11 10K 25 10K

12 100K 26 6K

13 10K 27 6K

14 65K 28 6K

Fonte: (Autor)

5.4.2 Religadores

O dimensionamento dos religadores será realizado a partir das equações 4.14 e

4.15, onde se obtém, respectivamente, o intervalo de corrente para o ajuste de fase e de neutro

do religador. E, considerando um religador digital ( 1 ), com fator de segurança 5,1Sf e

86

um fator de crescimento de carga calculado anteriormente no subítem 5.4.1 ( 23,1Cf )

temos:

a) Dimensionamento do Religador R2

Ajuste de Fase:

Sabendo que a corrente de carga no local da instalação do religador é de 81,9 A

(Tabela 5.3, barra 27 para 28) e que a corrente bifásica no trecho que será protegido pelo

religador é de fCCI 2= 4031 A (Tabela 5.4, barra 42), temos:

S

fmínCC

PFacCf

IIIf

2

arg..

5,1

40319,81.23,1 PFI

3,268773,100 PFI

Logo, dentro da faixa de ajuste prevista no cálculo, a corrente de pick-up de fase

adequada e usada no religador é de 150 A.

Ajuste de Neutro:

Sabendo que a corrente de desbalanço é de 15A (valor do alimentador em estudo)

e que a corrente monofásica mínima no trecho que será protegido pelo religador é de fmínCCI 1

=

226,12 A (Tabela 5.4, barra 42), temos:

fmínCCPNdesbalanço III 1

12,22615 PNI

Logo, dentro da faixa de ajuste prevista no cálculo, a corrente de pick-up de

neutro adequada e usada no religador é de 20 A.

b) Dimensionamento do Religador R1

Ajuste de Fase:

Sabendo que a corrente de carga no local da instalação do religador é de 146,1 A

(Tabela 5.3, barra 12 para 14) e que a corrente bifásica no trecho que será protegido pelo

religador é de fCCI 2= 4468 A (Tabela 5.4, barra 57), temos:

S

fmínCC

PFacCf

IIIf

2

arg..

87

5,1

44681,146.23,1 PFI

66,29787,179 PFI

Logo, dentro da faixa de ajuste prevista no cálculo, a corrente de pick-up de fase

adequada e usada no religador é de 200 A.

Ajuste de Neutro:

Sabendo que a corrente de desbalanço é de 15A (valor do alimentador em estudo)

e que a corrente monofásica mínima no trecho que será protegido pelo religador é de fmínCCI 1

=

227,05 A (Tabela 5.4, barra 57), temos:

fmínCCPNdesbalanço III 1

05,22715 PNI

Logo, dentro da faixa de ajuste prevista no cálculo, a corrente de pick-up de

neutro adequada e usada no religador é de 20 A.

5.4.3 Relé

O dimensionamento do relé será realizado a partir das equações 4.9, 4.11, 4.7 e

4.10, onde será obtido, respectivamente, o tap das unidades temporizada (fase e neutro) e

instantânea (fase e neutro). Para os cálculos será considerado um fator de segurança de

5,1Sf , fator de início de curva de 5,1If , fator de crescimento de carga calculado

anteriormente no ítem 5.4.1 ( 23,1Cf ) e uma relação de transformadores de corrente de

5/300RTC . A partir das considerações temos:

a) Dimensionamento da Unidade Instantânea

Ajuste de Fase:

Sabendo que a corrente bifásica no limite a zona de proteção é 6085 A (Tabela

5.4, barra 12), temos:

RTC

ITap

fassimCC

IF

2

5/300

6085IFTap

41,101IFTap

88

Logo, dentro do limite previsto no cálculo, o tap da unidade instantânea de fase

adequado e usado no relé é de 101,41 A, que equivale a corrente bifásica de 6085 A no

primário.

Ajuste de Neutro:

Sabendo que a corrente monofásica no limite a zona de proteção é 4161 A (Tabela


RTC

ITap

CCftassim

IN

5/300

4161INTap

35,69INTap

Logo, dentro do limite previsto no cálculo, o tap da unidade instantânea de neutro

adequado e usado no relé é de 69,35 A, que equivale a corrente monofásica de 4161 A no

primário.

b) Dimensionamento da Unidade Temporizada

Ajuste de Fase:

Sabendo que a corrente de carga no local da instalação do relé é de 175,5 A

(Tabela 5.3, barra SE para 1) e que a corrente bifásica no trecho que será protegido pelo relé,

é de 6085 A (Tabela 5.4, barra 12), temos:

RTC

fITap

RTCff

I cac

TF

IS

fmínCC .

..

arg2

5/300

23,1.5,175

)5/300.(5,1.5,1

6085 TFTap

59,307,45 TFTap

Logo, dentro do limite previsto no cálculo, o tap da unidade temporizada de fase


primário.

Ajuste de Neutro:

Sabendo que a corrente monofásica no limite a zona de proteção é 4161 A (Tabela


89

I

CCftmín

TNfRTC

ITap

.

5,1).5/300(

4161TNTap

23,46TNTap

Logo, dentro do limite previsto no cálculo, o tap da unidade instantânea de neutro


primário.

5.5 Avaliação da Coordenação e Seletividade dos Dispositivos de Proteção

Os fusíveis são modelados por curvas de Fase-Neutro. Com isso, os dispositivos

usados neste trabalho (religadores e relé) deverão ser coordenados com os fusíveis através de

suas curvas características de Fase-Neutro. E as curvas de Fase-Fase serão usadas, neste

trabalho, para a coordenação entre religador-religador e relé-religador.

5.5.1 Coordenação Fase-Neutro

a) Religador R2 com os Fusíveis a jusante

Conforme se verifica na Figura 5.2 completada pela Tabela 5.8, existem 13

fusíveis a jusante do religador R2 que são protegidos pelo próprio religador R2, esses fusíveis

variam de: 6K, 10K, 15K, 25K, 40K, 65K e 100K. Assim, para uma melhor análise, serão

separados três gráficos de coordenação:

Coordenação Religador R2 e Fusíveis (6K, 10K e 15K)

A Figura 5.3 mostra a coordenação em questão, onde é identificada a máxima

corrente de coordenação de cada fusível com o religador R2 (considerando a curva mínima de

fusão do fusível). Visto que os valores de curtos-circuitos monofásicos no final do trecho

protegido de cada fusível estão acima dos valores de máxima coordenação apresentados na

Figura 5.3, podemos estabelecer que entre os fusíveis destacados e o religador R2 haverá

apenas seletividade.

Coordenação Religador R2 e Fusíveis (25K, 40K e 65K)



90





Fusível 6K

Fusível 10K

Fusível 15K

Religador R2 de

Neutro (lenta)

Religador R2 de

Neutro (rápida)

80,9

2 A

25

0,1

6 A

48

5,2

5 A

20

Fonte: Adaptado do software MATLAB – (Autor)

Figura 5.3. Coordenação Religador R2 com os Fusíveis (6K, 10K e 15K).

Fusível 25K

Fusível 40K

Fusível 65K

Religador R2 de

Neutro (lenta)

Religador R2 de

Neutro (rápida)79

1,5

3 A

12

94,3

7 A

20

95,0

7 A

20


Figura 5.4. Coordenação Religador R2 com os Fusíveis (25K, 40K e 65K).

91

Coordenação Religador R2 e Fusível (100K)

A Figura 5.5 mostra a coordenação em questão. E, através do intervalo de

coordenação apresentado entre o religador R2 e o fusível, conclui-se que a coordenação foi

satisfatória, visto que o fusível possui uma corrente monofásica no final do seu trecho

protegido de 2715 A (Tabela 5.4, barra 42) e uma corrente monofásica máxima de 3317 A

(Tabela 5.4, barra 28), o que nos dá um intervalo que de atuação dentro da região de

coordenação mostrada na Figura 5.5. Assim, para qualquer falta que ocorra no trecho

protegido pelo fusível, a curva rápida do religador atuará primeiro a fim de se eliminar uma

possível falta transitória.

Fusível 100K

Religador R2 de

Neutro (lenta)

Religador R2 de

Neutro (rápida)

36

72,7

4 A

26

62,8

7 A

20


Figura 5.5. Coordenação Religador R2 com o Fusível (100K).

b) Religador R2 e Religador R1

A Figura 5.6 mostra a coordenação em questão. Conseguiu-se uma diferença no

tempo de atuação dos religadores de aproximadamente 0,35 segundos, o que está satisfazendo

a diferença mínima exigida (0,2 s) para haver coordenação entre religadores.

c) Religador R1 e Fusíveis a jusante

Conforme se verifica na Figura 5.2 completada pela Tabela 5.8, existem 10

fusíveis a jusante do religador R1 que são protegidos pelo próprio religador R1, esses fusíveis

variam de: 6K, 10K, 15K e 25K. Assim, para uma melhor análise, serão separados dois

gráficos de coordenação:

92

Coordenação Religador R1 e Fusíveis (6K e 10K)







Religador R2 de

Neutro (lenta)

Religador R2 de

Neutro (rápida)

Religador R1 de

Neutro (lenta)

Religador R1 de

Neutro (rápida)

20


Figura 5.6. Coordenação Fase-Neutro do Religador R2 com o Religador R1.

Fusível 6K

Fusível 10K

Religador R1 de

Neutro (lenta)

Religador R1 de

Neutro (rápida)

47,5

4 A

20

4,7

2 A

20


Figura 5.7. Coordenação Religador R1 com os Fusíveis (6K e 10K).

93

Coordenação Religador R1 e Fusíveis (15K e 25K)







Religador R1 de

Neutro (lenta)

Religador R1 de

Neutro (rápida)

Fusível 15K

Fusível 25K

39

5,0

1 A

67

3,0

2 A

20


Figura 5.8. Coordenação Religador R1 com os Fusíveis (15K e 25K).

d) Relé e fusíveis a jusante

A Figura 5.9 mostra a coordenação em questão. Conforme se verifica na Figura

5.2 completada pela Tabela 5.8, existem 5 fusíveis a jusante do relé que são protegidos pelo

próprio relé, esses fusíveis variam de: 6K, 10K e 15K. Conseguiu-se uma diferença no tempo

de atuação entre o relé e o maior fusível (15K) acima da diferença mínima exigida (0,2 s) para

haver coordenação entre fusíveis e relés. Vale ressaltar que a curva instantânea de neutro

começa em 4161 A, que é o curto-circuito monofásico na barra 12 (Tabela 5.4). Isto quer

dizer que para valores maiores de 4061 A o relé atuará de forma instantânea para proteger a

subestação.

94

4161

Relé de Neutro

(temporizada)

Relé de Neutro

(instantânea)

Fusível 6K

Fusível 10K

Fusível 15K

50


Figura 5.9. Coordenação Fase-Neutro do Relé com os Fusíveis (6K, 10K e 15K).

e) Relé e Religador R1

A Figura 5.10 mostra a coordenação em questão. A diferença no tempo de atuação

está acima de 0,2 s, que é a diferença mínima para que se haja coordenação entre relé e

religador. O fato das curvas estarem mais afastadas uma da outra se deve ao ajuste necessário

do relé para que houvesse coordenação entre os fusíveis a jusante do mesmo. No entanto, esta

figura é apenas um comparativo das curvas de neutro dos dispositivos em questão, visto que a

verdadeira coordenação (falando de atuação do dispositivo) entre relé e religador é feita pela

curva Fase-Fase. Curva esta que será vista no decorrer do trabalho.

5.5.2 Coordenação Fase-Fase

a) Religador R2 e Religador R1

A Figura 5.11 mostra a coordenação em questão. Conseguiu-se uma diferença no

tempo de atuação dos religadores de aproximadamente 0,46 segundos, o que está dentro da

diferença mínima exigida (0,2 s) para haver coordenação entre religadores.

95

Relé de Neutro

(temporizada)

Relé de Neutro

(instantânea)

Religador R1 de

Neutro (lenta)

Religador R1 de

Neutro (rápida)

50

20

41

61


Figura 5.10. Coordenação Fase-Neutro do Relé com o Religador R2.

Religador R1 de

Fase (lenta)

Religador R1 de

Fase (rápida)

Religador R2 de

Fase (lenta)

Religador R2 de

Fase (rápida)

150

200


Figura 5.11. Coordenação Fase-Fase do Religador R2 com o Religador R1.

b) Relé e Religador R1

A Figura 5.12 mostra a coordenação em questão. Está acima de 0,2 s, que é a

diferença mínima exigida para haver coordenação entre relé e religador. Verifica-se que o relé

irá esperar o religador atuar a fim de sanar as faltas ocorridas no sistema. No entanto, a curva

96

instantânea de fase do relé começa em 6085 A, que é o curto-circuito bifásico na barra 12

(Tabela 5.4). Isto quer dizer que para valores maiores de 6085 A o relé atuará de forma

instantânea para proteger a subestação.

250

200

6085

Religador R1 de

Neutro (lenta)

Religador R1 de

Neutro (rápida)

Relé de Fase

(temporizada)

Relé de Fase

(instatânea)


Figura 5.12. Coordenação Fase-Fase do Relé com o Religador R1.

97

6 CONCLUSÃO

Este trabalho teve como propósito fazer estudos de fluxo de carga e curto-circuito

em um alimentador real de distribuição através dos softwares ANAREDE e ANAFAS,

respectivamente. A partir dos resultados obtidos dos referidos estudos, partiu-se para a

alocação e realização dos estudos de proteção dos dispositivos alocados, ou seja,

dimensionamento, coordenação e seletividade.

Verificou-se nas curvas de coordenação dos fusíveis com os religadores que a

coordenação foi difícil de se obter, ocorrendo na maioria das vezes apenas a seletividade. Isto

ocorreu devido aos altos valores de curto-circuito do alimentador em estudo. No entanto não é

um fato ligado unicamente a este alimentador. Esse sistema de distribuição é muito difícil de

se obter a coordenação entre todos os dispositivos de proteção. Assim, quando houve a perda

de coordenação prevaleceu a seletividade. Uma solução para esses casos seria fazer o

sobredimensionamento desses fusíveis em relação à corrente de carga, pois com isso, se

obteria uma maior faixa para coordenação com o religador.

Os resultados deste trabalho basearam-se em focar nas curvas de coordenação,

tanto de fase como de neutro, deixando clara a atuação de cada curva para uma dada corrente.

Sendo assim, analisando as curvas de coordenação dos dispositivos, pode-se dizer que o

estudo (projeto) de proteção realizado para o alimentador real de distribuição foi satisfatório,

visto que os dispositivos de proteção estão coordenados e respeitando o princípio da

seletividade.

6.1 Sugestões para Trabalhos Futuros

Assim como as tendências e as diretrizes que determinam a forma como o sistema

elétrico deve se alterar dentro dos próximos anos, soluções e estudos vêm sendo apresentados.

Desponta-se então a geração distribuída (GD) como uma possível solução para alguns dos

problemas do setor elétrico. A partir disso pode-se sugerir como estudo complementar:

Implementar a GD em vários pontos do alimentador e verificar, com ajuda de

softwares, as mudanças ocorridas no fluxo de potência e níveis de curto-circuito;

Fazer um novo estudo de proteção perante GD no alimentador de distribuição;

Com o objetivo de realizar uma alocação e coordenação ótima, seria interessante

realizar um trabalho por meio da aplicação de técnicas evolutivas tais como algoritmos

genéticos;

98

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