1 3 Tópicos Práticos de LTs em Subestações

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Universidade Estácio de Sá – Campus Niterói
Curso de Engenharia Elétrica
Transmissão de Energia Elétrica II
Tópicos práticos de uma LT em um projeto de Subestação
Automação e Proteção
Professor: Ms. Alessandro da Silva Longa
27 de fevereiro de 2019
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1.0 Estrutura do Setor Elétrico
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• A Constituição brasileira estabelece que o desenvolvimento, o uso e a venda de energia elétrica podem ser realizados diretamente, pelo
Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões e autorizações a outros agentes públicos, bem como para
empresas privadas. Por meio de delegação do Ministério de Minas e Energia (MME), o processo de licitação, a fim de outorgar concessões
para linhas de transmissão e subestações no Brasil, está sob responsabilidade da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), órgão
regulador do setor elétrico no país.
• Com a sua responsabilidade prevista na Lei Federal 9.427, de 26 de dezembro de 1996, a ANEEL é uma autarquia especial e tem a missão de
proporcionar condições favoráveis para o desenvolvimento do mercado com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade, na
regulação da geração, da transmissão, da distribuição e da comercialização de energia elétrica.
• O setor elétrico brasileiro é formado por sete grandes instituições responsáveis pelas definições de diretrizes, planejamento, expansão e
operação do sistema. Por meio das leis aprovadas em 2004, o governo estabeleceu o funcionamento do atual modelo do setor, com o objetivo
de assegurar a eficiência da operação e prestação do serviço aos consumidores, garantir a modicidade tarifária, criar um ambiente regulatório
estável, capaz de atrair novos investimentos privados e que seja maleável a novas expansões no curto, médio e longo prazo.
• A partir desta formulação foram criadas três novas instituições: (i) a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que tem por finalidade prestar
serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás
natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras (Art. 2º da Lei nº 10.847/2004);
(ii) o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), criado pela lei 10.848, de 2004, com a função de acompanhar e avaliar
permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional; e a (iii) Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), criada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 e regulamentada pelo decreto Nº 5.177 de
12 de Agosto de 2004, tem por finalidade viabilizar a comercialização de energia elétrica no mercado de energia brasileiro.
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1.0 Estrutura do Setor Elétrico
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• Já eram existentes: (i) o Ministério de Minas e Energia (MME), recriado em 1992, possui como competências do MME, as áreas de geologia,
recursos minerais e energéticos; aproveitamento da energia hidráulica; mineração e metalurgia; e petróleo, combustível e energia elétrica,
incluindo a nuclear; (ii) o ONS, criado em 26 de agosto de 1998, responsável por promover a otimização da operação do sistema
eletroenergético, visando o menor custo para o sistema, observados os padrões técnicos e os critérios de confiabilidade estabelecidos nos
Procedimentos de Rede aprovados pela Aneel, garantir que todos os agentes do setor elétrico tenham acesso à rede de transmissão de forma
não discriminatória e contribuir, de acordo com a natureza de suas atividades, para que a expansão do SIN se faça ao menor custo e vise às
melhores condições operacionais futuras, de acordo com as informações do website da instituição; e (iii) a Agência Nacional de Energia de
Elétrica (ANEEL), criada para regular o setor elétrico brasileiro, por meio da Lei nº 9.427/1996 e do Decreto nº 2.335/1997 com a função de
regular a geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, fiscalizar as concessões, permissões e serviços de energia
elétrica, estabelecer tarifas, promover as atividades de outorgas de concessão e dirimir as divergências entre os outros atores do sistema.
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1.0 Estrutura do Setor Elétrico
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1.1 Leilões de Transmissão
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• Os leilões foram concebidos no final dos anos 1990 para viabilizar a concessão de novas linhas de transmissão e subestações para o
mercado. Neste ambiente, empresas do setor público e privado competem em condições isonômicas pela construção e operação de novos
sistemas de transmissão. É através dos leilões que o governo expande e conecta a malha de transmissão do país elevando, dessa forma, seu
nível de confiabilidade e reduzindo riscos de interrupção de grandes blocos de energia. Os novos projetos de transmissão permitem, ainda, a
ligação de novas fontes geradoras de energia: hídricas, eólicas, solares, térmicas e etc. aos centros de consumo, sendo assim fundamental
para garantir o crescimento sustentável do país.
• Na ocasião, o governo, através da ANEEL — agência reguladora do setor elétrico — propõe ao mercado a concessão de novos sistemas de
transmissão. A concessão consiste na construção e operação dos ativos pelo período de 30 anos, em contrapartida de uma receita anual fixa,
corrigida anualmente pelo IPCA (Índice de Preços ao Consumidor). Na concepção do leilão, a ANEEL divide os novos sistemas de transmissão
em lotes. A divisão dos lotes é feita levando em conta suas características geográficas e técnicas, bem como o valor total de investimento, de
forma que todo o leilão possa se tornar mais atrativo ao mercado.
• O leilão se constitui pelo deságio sobre a receita anual permitida — RAP — que os investidores apresentam para cada lote. Se consagra
vencedor aquele que apresentar o maior deságio. Quanto maior o desconto, menor o custo anual da concessão para os cofres públicos e para
a população.
• Os investidores são empresas públicas ou privadas, podendo ser de tradicionais concessionárias de energia a pequenos grupos de
investidores (desde que tenham solidez financeira e capacidade técnica para habilitação no certame) podendo, inclusive, ser de origem
estrangeira. Uma que vez o investidor arremata o lote, é necessário que suporte a cadeia de fornecedores para os principais pilares da etapa
de construção, seja para questões fundiárias e ambientais, linhas de transmissão e fornecimento das subestações, seus equipamentos e
sistemas.
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1.1 Leilões de Transmissão – Alguns Resultados
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• O leilão de 16 lotes de linhas de transmissão e subestações em 13 estados teve deságio médio de 46,08%. Estavam aptos a participar 135
proponentes e foram feitas 107 ofertas.
• A quantia de R$ 2,139 bilhões que foi proposta no edital, após o processo competitivo, foi contratada por R$ 1,153 bilhão, ou seja, uma
economia de R$ 986 milhões por ano. Multiplicando por 25 anos, o consumidor brasileiro deixará de pagar R$ 25 bilhões em custos de
transmissão.
• Os estados contemplados no leilão são Amazonas, Amapá, Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais, Pará, Paraná, Rio de Janeiro, Rondônia, Rio
Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo e Tocantins.
Fonte: http://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2018-12/leilao-de-linhas-de-transmissao-tem-desagio-medio-de-4608
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1.2 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação
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• Vamos tomar como referência um leilão em específico: LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL.
• Este leilão foi uma licitação para a concessão de serviço público de transmissãode energia elétrica, incluindo a construção, operação e
manutenção das instalações de transmissão do sistema interligado nacional.
• O leilão foi formado pelos lotes de A a L:
• Vamos analisar somente o LOTE A, composto pelas seguintes instalações no estado de Minas Gerais:
• O lote A precisa estar em operação até 04/03/2021.
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– SE 500/345 kV Presidente Juscelino - (3+1R) x 400 MVA;
– SE 500/230 kV Itabira 5 - (6+1R) x 250 MVA;
– LT 500 kV Pirapora 2 - Presidente Juscelino C1 e C2 - 2 x 177 km;
– LT 500 kV Presidente Juscelino - Itabira 5 - 162 km;
– LT 345 kV Sete Lagoas 4 - Presidente Juscelino C1 e C2 - 2 x 101 km;
– LT 345 kV Sete Lagoas 4 - Betim 6 - 47 km;
– LT 345 kV Betim 6 - Sarzedo - 23 km;
– LT 345 kV Itabirito 2 - Barro Branco - 57 km;
– LT 230 kV Itabira 5 – Itabira 2 C2, com 16 km;
– SE 345 kV Sarzedo;
– SE 345/138 kV Betim 6 - (6+1R) x 100MVA;
– SE 230/69 kV João Monlevade 4 – (3+1R) x 25 MVA;
– SE 230/138 kV Janaúba 3 (3+1R) x 75 MVA;
– SE 230/138 kV Braúnas – 230/161-138 kV (6+1R) x 53,33 MVA;
– SE 230/69 kV Timóteo 2 - (3+1R) x 20 MVA;
– LT 230 kV Irapé – Janaúba 3 – 130 km;
– LT 230 kV Irapé – Araçuaí 2 C2 – 61 km;
– LT 345 kV Itabirito 2 - Jeceaba C2, com 44 km;
– LT 345 kV Jeceaba - Itutinga, 106 km;
– SE 345/138 kV Varginha 4 - (6x1R) x 75 MVA.
1.2 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação
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• RECEITA ANUAL PERMITIDA da TRANSMISSORA pela prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, durante todo o período de
disponibilidade das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO para OPERAÇÃO COMERCIAL, será o valor da proposta financeira vencedora do
LEILÃO.
• A TRANSMISSORA terá direito à RECEITA ANUAL PERMITIDA somente a partir da disponibilidade das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
para OPERAÇÃO COMERCIAL. A RECEITA ANUAL PERMITIDA da TRANSMISSORA, correspondente ao valor da proposta financeira
vencedora do LEILÃO, será objeto de reajustes e revisões, de acordo com o estabelecido no CONTRATO DE CONCESSÃO.
• A RECEITA ANUAL PERMITIDA da TRANSMISSORA será reajustada anualmente, nos termos do CONTRATO DE CONCESSÃO, pelo IPCA,
calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE.
• A RECEITA ANUAL PERMITIDA da TRANSMISSORA será revista, periodicamente, a cada 5 (cinco anos, nos termos do CONTRATO DE
CONCESSÃO e em conformidade com os parâmetros regulatórios estabelecidos pela ANEEL.
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1.3 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação – Lote A
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1.3 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação – Lote A
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1.3 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação – Lote A
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• Agora, selecionamos somente o Lote A1
• Descritivo do empreendimento: o Lote A1 compreende 6 subestações, sendo somente uma nova, SE Varginha 4. A SE Varginha secionará as
subestações Furnas e Itutinga em 345 kV. Na subestação Itutinga também será construído um novo bay/vão de linha para conexão com
Jeceaba em 345 kV. Na subestação Jeceaba será construídos dois novos vãos, um C1 para Ituginga e um C2 para Itabirito 2. na subestação
Itabirito 2 serão construídos dois novos vãos, um C2 para Jeceaba e um C1 para Barro Branco. Na subestação Barro Branco será construído
um novo vão para conexão à SE Itabirito 2 em C1 de 345 kV.
1.3 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação – Lote A
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• SUBESTAÇÃO VARGINHA 4
A nova subestação Varginha 4 terá os setores de 345 kV e 138 kV. As instalações sob responsabilidade da Mantiqueira serão:
Setor 345 kV:
1 Módulo de Infraestrutura Geral - DJM
3 Módulos de Interligação de Barras – DJM; 1 Módulo de Conexão de Reator de Barra – DJM;
4 Unidades monofásica de reator 13,33 Mvar;
2 Módulos de Conexão a Unidade de Transformação – DJM;
7 Unidades monofásicas de transformação de 345/138 kV de 75 MVA;
2 Entradas de linha - DJM - para secionamento da LT Furnas - Itutinga C2 (1);
As instalações referentes a estes módulos serão transferidas sem ônus para FURNAS Centrais Elétricas S.A., concessionária de transmissão da
linha a ser secionada.
Setor 138 kV:
1 Módulo de Infraestrutura Geral – DJM;
2 Módulos de Conexão a Unidade de Transformação - BD4;
1 Módulo de Interligação de Barras - BD4;
4 Módulos de Manobra Entrada de Linha - BD4.
1.3 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação – Lote A
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• SUBESTAÇÃO ITUTINGA
A subestação Itutinga é existente e a ampliação sob responsabilidade da Mantiqueira será constituída de:
Setor 345 kV:
1 Módulo de Manobra Entrada de Linha - BD5.
• SUBESTAÇÃO JECEABA
A subestação Jeceaba é existente e a ampliação sob responsabilidade da Mantiqueira será constituída de:
Setor 345 kV:
2 Módulos de Manobra Entrada de Linha – DJM;
1 Módulos de Interligação de Barras - DJM.
• SUBESTAÇÃO ITABIRITO 2
A subestação Itabirito 2 é existente e a ampliação sob responsabilidade da Mantiqueira será constituída de:
Setor 345 kV:
2 Módulos de Manobra Entrada de Linha – DJM;
2 Módulos de Interligação de Barras – DJM.
1.3 Projetos de Automação e Proteção de Linhas em uma Subestação – Lote A
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• SUBESTAÇÃO BARRO BRANCO
A subestação Barro Branco é existente e a ampliação sob responsabilidade da Mantiqueira será constituída de:
Setor 345 kV:
1 Módulo de Manobra Entrada de Linha – DJM.
1.4 Diagramas Unifilares de Linhas de Transmissão em subestações
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Varginha 4 - Simplificado Varginha 4 – 345 kV
Itutinga - Simplificado Itutinga – 345 kV
Jeceaba - Simplificado Jeceaba – 345 kV
Barro Branco - Simplificado
Itabirito 2 – 345 kV
Barro Branco – 345 kV
Itabirito 2 – Simplificado
1.5 Solução de Automação, Telecom e Proteção para Linhas em subestações
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1.6 Exercício
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• A ANEEL lançou uma licitação para a concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, incluindo a construção, operação e
manutenção das instalações de transmissão do sistema interligado nacional. O leilão será composto pelo Lote 1, com instalações nos estados
do Paraná e Santa Catarina, conforme abaixo:
• LT 525 kV Areia - Joinville Sul, C1, com 292 km;
• LT 525 kV Secc Joinville Sul - Itajaí 2, C1, com 82 km;
• LT 525 kV Secc Itajaí 2 – Biguaçu, C1, com 63 km;
• LT 230 kV Rio do Sul – Indaial, CD, C1 e C2, com 2 x 51 km;
• LT 230 kV Indaial - Gaspar 2, CD, C1 e C2, com 2 x 57 km;
• LT 230 kV Itajaí - Itajai 2, CS, C1 e C2, com 2 x 10 km;
• SE 525/230/138 kV Itajaí 2 - 525/230 kV (6+1Res) x 224 MVA e
230/138 kV – 2 x 225 MVA;
• SE 525/230/138 kV Gaspar 2 - novo pátio 525 kV e transformação
525/230 kV com (6+1 Res.) x 224 MVA;
• SE 230/138 kV Indaial – 2 x 225 MVA;
• Trecho de LT em 138 kV entre a SE Itajaí 2 e a LT Camboriú Morro
do Boi – Itajaí com 2 x 2,4 km.
a) Explique detalhadamente como será o empreendimento.
b) Desenhe o esquema de conexão entre as subestações.
c) Monte uma tabela resumindo os dados.1.6 Exercício
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a) Explique detalhadamente como será o empreendimento.
O empreendimento consiste na construção de instalações de transmissão de energia elétrica, incluindo operação e manutenção dos ativos de
rede.
• Será construída a Subestação Itajaí 2, conversora de 525 kV para 230 kV, com 6 transformadores + 1 reserva de potência 224 MVA e dois
transformadores de 230 kV para 138 kV com potência de 225 MVA. A SE Itajaí 2 secionará as subestações Joinville do Sul e Biguaçu. Entre
Itajaí 2 e Joinville do Sul será construída uma linha de transmissão com 82 km de extensão em Circuito único. Entre Itajaí 2 e Biguaçu será
construída uma linha de transmissão com 63 km de extensão em Circuito único.
• Será construída uma linha de transmissão, em nível de tensão de 525 kV, entre as subestações Areia e Joinville do Sul, Circuito 1, com 292 km
de extensão.
• Será construída a Subestação Indaial, conversora de 230 kV para 138 kV, com 2 transformadores de potência 225.
• Será construída uma linha de transmissão, em nível de tensão de 230 kV, entre as subestações Rio do Sul e Indaial, Circuito 1 e 2, duplo, com
51 km de extensão.
• Será construída a Subestação Gaspar 2, conversora de 525 kV para 230 kV e para 138 kV, com 6 transformadores + 1 reserva de potência
224 MVA. O setor de 230 kV para 138 kV não está incluso neste leilão.
• Será construída uma linha de transmissão, em nível de tensão de 230 kV, entre as subestações Indaial e Gaspar 2, Circuito 1 e 2, duplo, com
57 km de extensão.
• Será construída uma linha de transmissão, em nível de tensão de 230 kV, entre as subestações Itajaí e Itajaí 2, Circuito 1 e 2, duplo, com 10
km de extensão.
• Será construído um trecho de linha de transmissão, em nível de tensão de 138 kV, entre as subestações Itajaí 2 e a LT Camboriú Morro do Boi,
com 2,4 km de extensão.
1.6 Exercício
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b) Desenhe o esquema de conexão entre as subestações.
SE Itajaí 2
(nova)
SE Areia
SE Joinville 
Sul
SE Biguaçu
SE Rio do 
Sul
SE Indaial
(nova)
Gaspar 2
(nova)
Itajaí
LT Camboriú 
Morro do Boi 
1.6 Exercício
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c) Monte uma tabela resumindo os dados.
1.6 Exercício
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O Resultado do Leilão:
1.7 Proteções de Linha
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• Os sistemas elétricos de potência (SEP) são compostos por sistemas de geração, transmissão e distribuição, sendo projetados para garantir o
fornecimento de energia elétrica de qualidade e de forma initerrupta. Devido à sua extensão e exposição a intempéries, é nas linhas de
transmissão que ocorrem a maior parte das faltas.
• Devido à rápida expansão das linhas de transmissão e dos requisitos de segurança, torna-se cada vez mais importante o desenvolvimento de
equipamentos de proteção que atuem em tempo mínimo e com eficiência.
• Atualmente os relés de proteção são utilizados para as proteções de linha de transmissão com o objetivo de provocar a rápida remoção de
qualquer elemento do sistema elétrico de potência sob curto-circuito ou sob operação anormal que possa causar danos ou interferência na
operação do sistema.
• A grande maioria dos relés utilizados nos SEP podem ser classificados como:
a) Relés de Magnitude: respondem à magnitude dos sinais de entrada. Um exemplo são os relés de sobrecorrente.
b) Relés Direcionais: respondem ao ângulo de gase entre dois sinais de entrada em corrente alternada. Ele pode comparar o ângulo de fase
entre uma corrente e uma tensão ou entre duas correntes, por exemplo.
c) Relés de Razão: respondem à razão de dois sinais de entradas expressos como fasores. Um exemplo são os relés de impedância/distância
que usam a razão entre os fasores de tensão e corrente de cada fase.
d) Relés como Canal Piloto: utilizam informações de terminais remotor como sinais de entrada. Normalmente comunicam a decisão feita por um
relé local para outros relés remotos de uma LT.
e) Relés Diferenciais: respondem à magnitude resultante da soma algébrica de duas ou mais entradas. Comumente responsem à soma
algébrica das correntes que fluem em uma zona de proteção.
1.7 Proteções de Linha
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• Finalidade de uma proteção: Uma proteção é aplicada para detectar as anomalias que ocorrem na instalação protegida, desligando-a e
protegendo-a contra os efeitos da deterioração que poderiam decorrer da permanência da falha ou defeito por tempo elevado. Além dos efeitos
da deterioração, podem ocorrer também instabilidades no Sistema de Potência no caso de falhas sustentadas por tempos acima de
determinados limites. Assim, o Sistema de Proteção deve detectar a anomalia e remover o componente do Sistema Elétrico sob falha, o mais
rápido possível e de preferência, somente o componente sob falha.
• Relés de Proteção: São equipamentos ou instrumentos especialmente projetados e devidamente aplicados para detectar condições
anormais, indesejáveis e intoleráveis no sistema elétrico e prover, simultânea ou parcialmente, os seguintes eventos:
a) Pronta remoção de serviço (desligamento) dos componentes sob falta, ou dos componentes sujeitos a danos, ou ainda dos componentes que
de alguma forma possam interferir na efetiva operação do restante do sistema.
b) Adequadas sinalizações, alarmes e registros para orientação dos procedimentos humanos posteriores.
c) Acionamentos e comandos complementares para se garantir confiabilidade, rapidez e seletividade na sua função de proteção.
• Sistemas de Proteção: Conjuntos de relés e dispositivos de proteção, outros dispositivos afins, equipamentos de teleproteção, circuitos de
corrente alternada e corrente contínua, circuitos de comando e sinalização, disjuntores, etc. que associados, têm por finalidade proteger
componentes ou partes do sistema elétrico de potência quando de condições anormais, indesejáveis ou intoleráveis.
1.7 Proteções de Linha
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• Requisitos de um sistema de proteção:
Seletividade
É a capacidade do Sistema de Proteção prover a máxima continuidade de serviço do Sistema Protegido com um mínimo de desconexões para
isolar uma falta no sistema.
Confiabilidade
É a habilidade do relé ou do Sistema de Proteção atuar corretamente quando necessário (dependabilidade) e evitar operação desnecessária
(segurança).
Velocidade
Característica que garante o mínimo tempo de falha, para um mínimo de danos ou instabilidade no componente ou sistema protegido.
Economia
No sentido de se ter máxima proteção ao menor custo, considerando sempre o aspecto custo x benefício, que é a essência da ENGENHARIA.
Simplicidade
Característica que considera a utilização mínima de equipamentos e circuitos na execução da Proteção.
Mantenabilidade
É a capacidade da proteção permitir manutenção rápida e precisa, reduzindo-se ao mínimo o tempo fora de serviço e os custos de manutenção.
1.7 Proteções de Linha
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• Esquema simples de proteção.
1.7 Proteções de Linha
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• Coordenação de Proteção: Entende-se como coordenação de relés e sistemas de proteção, o estudo e a aplicação de ajustes e esquemas
no sentido de se garantir os requisitos básicos de seletividade e velocidade, e garantir tambémque haja sempre uma segunda ou terceira
proteção que detecte a mesma anormalidade como retaguarda (dependabilidade do sistema de proteção) sem, no entanto, comprometer a
seletividade.
• Zonas de Proteção: A filosofia geral de proteção de um sistema elétrico é dividi-lo em “zonas de proteção” de modo que, quando da
ocorrência de uma anormalidade, haja o mínimo de desligamentos possível, preservando o máximo de continuidade dos serviços. O sistema é
dividido em zonas de proteção para:
a) Geradores
b) Transformadores
c) Barras
d) Linhas de Transmissão e Subtransmissão
e) Dispositivos e Sistemas de Compensação Reativa
f) Circuitos de Distribuição
g) Transformadores de Distribuição
h) Motores
i) Outras cargas
1.7 Proteções de Linha
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• Esquema simples de proteção.
1.7 Proteções de Linha
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• A separação das zonas se dá através da localização de Disjuntores e Transformadores de Corrente que alimentam os relés de proteção. As
figuras a seguir mostram detalhes dessa fronteira de zonas:
• No exemplo 1 tem-se a utilização de TC’s de ambos os lados do disjuntor. No exemplo 2 os TC’s de um lado apenas do disjuntor.
• Nesse segundo caso, verifica-se que há uma “zona morta” entre o disjuntor e o equipamento TC sem aparente cobertura. Há esquemas
especiais para cobrir essa zona morta, para instalações importantes (geralmente em Extra Alta Tensão ≥ 345 kV.
1.7 Proteções de Linha
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• Para se garantir o requisito básico de confiabilidade (dependabilidade) para o Sistema de Proteção, há necessidade para a maioria dos casos,
da existência de uma segunda proteção, pelo menos, para a detecção da mesma falha no componente protegido. Resultam deste aspecto os
conceitos de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda:
• Proteção Principal: É aquela que, por especificação e escolha de projeto, tem condição de detectar uma anormalidade para a qual foi
concebida, no componente protegido, contemplando os requisitos de seletividade, confiabilidade e de velocidade. Dependendo da importância
do componente protegido, pode existir projeto com duas proteções principais, que no caso de serem iguais são denominadas “duplicadas” ou
“primária + alternada”. O que caracteriza o fato de serem “principais” é o atendimento aos requisitos básicos de velocidade, seletividade e
confiabilidade.
• Proteção de Retaguarda: É aquela que, também por especificação e escolha de projeto, tem a finalidade de ser a segunda ou terceira
proteção a detectar uma mesma anormalidade em um dado componente do sistema de potência, atuando o respectivo disjuntor quando da
falha da proteção principal. Para garantia da seletividade a proteção de retaguarda utiliza temporização intencional para que se aguarde a
atuação da proteção principal. Apenas no caso de falha da principal, após uma temporização ajustada, é que atuaria a proteção de retaguarda.
Uma proteção de retaguarda pode estar instalada no mesmo local da proteção principal. Neste caso é denominada de “retaguarda local”. Ou
pode estar instalada em um outro componente adjacente àquele original. Neste caso é denominada de “retaguarda remota”.
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• Mais recentemente no Brasil optou-se por duplicar relés ou funções principais para proteção de linhas de transmissão de Extra Alta Tensão
(níveis de tensão iguais ou superiores a 345 kV) como exigência da Aneel para novas instalações. Neste caso, pode-se ter as seguintes
opções:
a) Utilização de relés de mesma fabricação, tecnologia e modelo (duplicação plena);
b) Utilização de relés de mesma fabricação, tecnologia e modelos diferentes (duplicação parcial, eventualmente em algumas funções
diferentes);
c) Utilização de relés de diferentes origens (fabricação), mesma tecnologia e com duplicação de funções;
d) Utilização de relés de tecnologias diferentes e mesmas funções.
• A tendência atual é o item a, com plena duplicação quanto ao modelo e funções de proteção. Este aspecto ajuda na manutenção da proteção e
a retirada de operação de uma delas sem maiores preocupações.
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Funções de Proteção
1) Desbalanço de Corrente (46)
Qualquer desbalanço num sistema trifásico, com ou sem terra, faz com que apareça componentes simétricas de seqüência negativa. sto é, o
surgimento da componente de sequência negativa I2 significa que há desbalanço de corrente através do circuito onde está aplicada a proteção e
pode ser causada por:
• Uma fase aberta
• Duas fases abertas
• Carga desequilibrada (comum para circuitos primários de Distribuição)
• Curto-circuito fase-terra.
• Curto-circuito bifásico.
• Curto-circuito bifásico-terra.
• Para Linhas de Transmissão, esta função é utilizada em casos especiais onde há dificuldades de detecção de curtos-circuitos, como por
exemplo uma linha longa em alta ou média tensão, onde as faltas se confundem com as cargas e as funções de sobrecorrente e de distância
têm dificuldades. Lembrando que a sequência negativa de corrente aparece sempre que há desbalanço, com ou sem terra, ela pode ser
utilizada para detectar curto- circuito. A exigência é que a carga, em condições normais, deve ser equilibrada o suficiente para não atingir limite
de atuação da proteção.
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Funções de Proteção
2) Função Direcional de Sobrecorrente (67)
A diferença entre uma função de sobrecorrente e uma função direcional de sobrecorrente é que esta última tem uma característica extra
associada à direção da corrente medida, e não apenas ao módulo da corrente medida. Para que isto seja possível, deverá haver, para cada relé,
uma referência de Tensão. Isto é, os mesmos devem ser Polarizados. Há duas funções direcionais de terra: aquela para corrente de fase e aquela
para corrente de terra. O código ANSI para a função direcional de sobrecorrente é (67). Pode ter, também, elemento instantâneo, porém não há
código específico para esse elemento instantâneo.
A figura a seguir mostra uma conexão trifásica para 02 relés direcionais de sobrecorrente de fase e um relé direcional de sobrecorrente de terra:
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Funções de Proteção
No caso de proteção digital, esse mesmo conceito é executado, isto é, há necessidade de informações de tensão através de TP’s de linha ou de
barra. As correntes e tensões residuais podem ser calculadas, ao invés de medidas, como mostra a figura a seguir.
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Funções de Proteção
Os relés são conectados para atuar, por exemplo, para correntes saindo da barra para a linha. Caso haja corrente no sentido inverso, mesmo que
de grande intensidade (condição de curto circuito), essa função direcional de sobrecorrente não atua:
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Funções de Proteção
• Esta característica é muito importante para um esquema adotado de Proteção, uma vez que, delimitando as condições com a imposição do
fator direção, há maiores facilidades paraobter seletividade (isto é, desligar o mínimo de componentes do Sistema, para isolar a falha) no
menor tempo possível.
• As funções direcionais de sobrecorrente de fase e de terra são utilizadas principalmente para proteção de Linhas de Transmissão e
Subtransmissão, geralmente como proteção de retaguarda. Em alguns raros casos, também se utiliza para proteção de Transformadores,
quando o fator “direção” torna-se necessário para uma boa coordenação da proteção em um sistema elétrico.
• Modernas proteções digitais de sobrecorrente de aplicação geral, já incluem (geralmente) funções 67 para uso opcional. Deve-se sempre
lembrar que há necessidade de TP’s para informação de tensão de polarização.
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Funções de Proteção
3) Proteção de Sobretensão (59)
Como o próprio nome menciona, é uma função para detectar condições de tensão superiores aos valores normalmente aceitos para a Operação
do Sistema ou do Equipamento. Para detectar condição de tensão superior a um valor aceitável. Pode ser de dois tipos: Função de Sobretensão
Instantânea ou Função de Sobretensão Temporizada. A função instantânea não possui temporização intencional, isto é, seu tempo de atuação
depende apenas de suas características construtivas e inerentes ou do seu algoritmo (no caso de ser digital). Por outro lado, a função
temporizada é construída para introduzir uma temporização intencional e ajustável.
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4) Proteção de Distância (21)
A função Distância mede, através da leitura das correntes e tensões do circuito protegido, a impedância entre o ponto de aplicação da proteção e
o ponto onde ocorreu o curto- circuito.
A dimensão da grandeza calculada é Ohms: Impedância = Tensão / Corrente
Como a impedância da linha de transmissão protegida é proporcional ao seu comprimento, (ohms / km), pode-se associar a impedância medida
com a distância até o ponto de curto circuito. Daí a denominação “distância” quando a função de impedância é utilizada para proteção de linha de
transmissão. O código ANSI para a função de impedância é 21.
Considerando o princípio, torna-se evidente que uma função de distância deve ser alimentada por TC’s (correntes) e TP’s (tensões):
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Uma impedância de linha de transmissão pode ser representada graficamente num diagrama R-X, Na figura a seguir observa-se que o
ângulo θ do vetor impedância da linha está relacionado com a relação R-X dos parâmetros da linha:
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4) Proteção de Distância (21)
O ângulo, que pode variar de 65 a 89 graus dependendo do tipo e nível de tensão da LT, mostra que uma linha de transmissão aérea tem
característica predominantemente indutiva. Quanto maior o nível de tensão da linha, maior seu ângulo com relação ao eixo dos R. Um
transformador de potência é considerado puramente indutivo em Alta Tensão. Mas para transformadores de distribuição deve-se considerar
também a resistência.
Assim, nos quadrantes do diagrama R-X pode-se ter:
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4) Proteção de Distância (21)
Quando de curtos-circuitos na linha, as correntes são sempre atrasadas com relação à tensão. Assim, podem-se considerar os seguintes casos:
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5) Oscilação de Potência (78)
A oscilação de potência entre dois centros geradores em decorrência de severas variações de carga ou condição de operação ou de curto-
circuito, pode fazer com que a impedância medida pela proteção de distância entre na zona de atuação da mesma. Para evitar atuações não
desejadas da proteção, a função de oscilação de potência (código 78) mede o tempo que o vetor impedância medido pela proteção leva para
cruzar duas características.
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6) Função Diferencial (87)
Na proteção de sistemas elétricos de potência, uma das funções mais utilizadas na proteção de equipamentos, máquinas, barras ou na proteção
de linhas é a função DIFERENCIAL. Como o próprio nome indica, seu princípio de funcionamento baseia-se na comparação entre grandezas (ou
composição de grandezas) que entram no circuito protegido e grandezas de mesma natureza que saem do circuito protegido.
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6) Função Diferencial (87)
A função DIFERENCIAL é utilizada na proteção de transformadores, equipamentos de compensação reativa, máquinas rotativas, sistemas de
barramentos, cabos e linhas de transmissão.
Os seguintes são os requisitos básicos de qualquer proteção diferencial de uma Linha de Transmissão:
a) Deve considerar os efeitos de erros de precisão nos TC’s utilizados para conexão da proteção.
b) Deve manter a estabilidade (não atuar) para curto-circuito externo à área protegida, mesmo com saturação de TC.
c) Deve ter recursos para compensar a diferença de tempo na transmissão de sinal de uma extremidade para a outra, da LT.
d) Deve ter recursos para manter a sensibilidade da proteção, não atuando para energização de linhas longas ou de cabos, devido a
capacitância da LT.
e) Deve ter rápida atuação para curto-circuito interno, mesmo para aquelas faltas de baixa corrente.
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Funções de Proteção
6) Função Diferencial (87)
As correntes das duas extremidades da linha de transmissão são comparadas através do uso de um meio de comunicação que une as duas
subestações. Parece evidente que esse meio de comunicação deve ser de alta confiabilidade quanto ao desempenho, de alta velocidade.
Também a segurança desse meio de comunicação é um aspecto importante considerando que esse meio de comunicação pode passar por
ambientes não controlados e relativamente expostos. Esse é o aspecto que faz com que a proteção diferencial de linha de transmissão seja
tratada de modo diferenciado do caso de equipamentos ou barras que estão confinados em ambientes de subestações.
Os seguintes meios podem ser utilizados:
a) Par de fios telefônicos. Neste caso, a proteção é chamada de “Fio Piloto”. Neste caso, a extensão máxima está limitada a cerca de 12
km, e mesmo assim, em rota de alta confiabilidade (contra vandalismos e meio ambiente).
b) Equipamento OPLAT (Carrier). Apesar de utilizado em algumas poucas linhas, não se trata de um meio adequado para a proteção
diferencial.
c) Radio micro-ondas.
d) Rede de comunicações, pública ou privada. Geralmente digital. Tanto uma rede privada de microondas como uma rede alugada de
comunicações poderia servir, mas também não são indicadas para proteção diferencial.
e) Dielétrico – fibra óptica. Dielétrico específico para comunicação direta entre os relés das duas extremidades. Trata-se do meio
adequado para a proteção diferencial de LT. Há, entretanto, limitação na distância (varia de 1,5 a 35 km), dependendo do tipo de fibra
e do tipo de tecnologia de comunicação.
f) Fibra óptica em OPGW. (Optical Ground Wire Meio bastante adequado para proteção diferencial de LT, com a vantagem de não
haver limitaçãoda extensão da LT, uma vez que há repetidoras para a comunicação OPGW.
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6) Função Diferencial (87)
Com o advento da tecnologia de comunicação através de fibra óptica, geralmente associada a cabo pára-raio (OPGW), tem havido grande
impulso na aplicação da função diferencial para linhas. Há países onde a função diferencial é utilizada, como regra geral, como a principal
proteção da linha, sendo a proteção de distância apenas retaguarda.
Há sempre o ajuste de uma corrente diferencial mínima, abaixo da qual não deve haver atuação da proteção (erros esperados). Nas modernas
proteções digitais há diversos recursos para melhoria da confiabilidade e da sensibilidade da proteção. Entre outros, pode-se citar como por
exemplo:
• Filtros específicos para componentes DC, que permitem sensibilidade maior para correntes de baixa intensidade.
• Recurso adaptativo, ajustável, para diminuir temporariamente a sensibilidade diferencial quando da energização de uma LT longa ou linha de
cabos, com alta capacitância.
• Recursos para uso de TC’s de características diferentes nas duas extremidades da linha (compensações).
• Recursos de estabilização, quando de saturação de TC para falta externa. Em algumas proteções, a discriminação é feita antes que o TC
sature (em torno de 5 ms).
• Recursos para evitar atuação para corrente de magnetização transitória de transformador, quando a LT possui subestações em derivação com
transformadores conectados quando da energização.
• Recursos para evitar erros de transmissão / recepção de dados digitais.
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7) Sobrecarga Térmica (49)
Uma proteção de sobrecarga, seja de equipamento, máquina rotativa ou de cabos ou linhas tem a ver, sempre, com a temperatura que pode
chegar o componente protegido em função de carga excessiva.
Qualquer equipamento ou instalação não se aquece instantaneamente em função de carga excessiva. Para um determinado degrau de corrente,
para mais, a temperatura desse componente variará exponencialmente em função da sua constante de tempo de aquecimento.
A figura a seguir mostra o conceito de constante de tempo para o aquecimento de um corpo homogêneo, para uma variação exponencial:
Uma proteção de sobrecarga (proteção térmica – Código 49) deve, portanto, emular as condições de aquecimento do componente protegido em
função da corrente através desse componente. Para linhas aéreas pode-se dizer que não se usa a função de sobrecarga térmica, uma vez que as
cargas são controladas de modo sistêmico pelos centros de operação. Eventualmente, apenas em casos muito específicos a função pode-se
tornar necessária. Por outro lado, uma linha de cabos pode eventualmente necessitar da função 49, a critério do usuário.
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8) Religamento Automático (79)
Trata-se de uma função que tem a finalidade de acionar, automaticamente, o fechamento do disjuntor desligado pela proteção, após temporização
ajustável. O esquema de religamento automático é implementado segundo esquema mostrado a seguir:
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8) Religamento Automático (79)
O processo de religamento automático é iniciado pela atuação da proteção de linha, conforme ilustrado na figura a seguir:
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8) Religamento Automático (79)
O religamento deve ocorrer para:
• Faltas internas na linha de transmissão protegida.
• Atuação da proteção principal (ou alternada) na primeira zona ou pela
Teleproteção.
• Todos os tipos de falta na linha (ou para alguns tipos, a escolher –
ajustável).
O religamento não deve ocorrer para:
• Faltas externas à linha, com atuação da proteção de retaguarda.
• Para atuação de outras proteções como falha de disjuntor e
diferencial de barra.
• Para atuações temporizadas da proteção principal.
Tempo Morto
Tempo em que a linha de transmissão ou alimentador de distribuição fica sem transportar energia.
Tempo de Extinção de Arco
Tempo em que a linha de transmissão ou alimentador de distribuição fica sem tensão.
Tempo de Religamento Automático
Tempo da função 79, desde o instante do acionamento (pela atuação) da proteção até o instante do comando de fechamento do respectivo
disjuntor.
Tempo de Guarda
Tempo ajustado no esquema de religamento automático de modo que, caso haja nova atuação da proteção dentro desse tempo (tentativa de
religamento sobre falta permanente), haverá bloqueio do religamento.
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Meios de Comunicação (teleproteção)
A teleproteção é aplicada em linha de transmissão com a finalidade de atender os requisitos desejáveis e necessários para a Operação do
Sistema de Potência. A TELEPROTEÇÃO é um método de proteção de linha, através de relés de proteção e meios de comunicação, no qual um
defeito interno é detectado e determinado comparando-se as condições do Sistema nos terminais do circuito protegido, utilizando-se canal ou
canais de comunicação.
• Fio piloto: É realizada através da conexão física através de par de cabos trançados e blindados, entre as duas extremidades da linha de
transmissão protegida. Através desta comunicação, um de vários tipos de esquemas pode ser escolhido, utilizando sinais DC, sinais AC (60
Hz) dos TC´s de linha, ou sinais de áudio frequência. Basicamente é uma proteção diferencial aplicada à linha. Portanto é inerentemente
seletiva. Utilizada para proteção de linhas curtas ou curtíssimas, até no máximo 10 a 12 km e é limitada pela atenuação (elevada) do sinal de
comunicação. O esquema presenta, também, índice relativamente alto de manutenção, média confiabilidade (interferências eletromagnéticas)
e é sujeito a fatores externos (vandalismos e meio ambiente). Desde que parte das desvantagens acima seja contornada, trata-se de uma
proteção ainda em uso para distâncias curtíssimas em ambientes controlados.
• Carrier (OPLAT): No nosso país, é ainda o meio de comunicação mais utilizado para esquemas de teleproteção, em vista do baixo custo. Há o
aproveitamento dos próprios cabos de energia da Linha de Transmissão como meio físico de propagação do sinal, interligando subestações e
usinas
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Meios de Comunicação (teleproteção)
• SDH: Rede SDH é o conjunto de equipamentos e meios físicos de transmissão que compõem um sistema digital síncrono de transporte de
informações. Este sistema tem o objetivo de fornecer uma infra-estrutura básica para redes de dados e voz, e atualmente é utilizado em muitas
empresas que prestam serviços de Telecomunicações, públicos e privados, em todo o mundo.
• As tecnologias SDH (Synchronous Digital Hierarchy) são utilizadas para multiplexação TDM com altas taxas de bits, tendo a fibra óptica comomeio físico preferencial de transmissão. Entretanto, possui ainda interfaces elétricas que permitem o uso de outros meios físicos de
transmissão, tais como enlaces de rádios digitais e sistemas ópticos de visada direta, que utilizam feixes de luz infravermelha.
• Sua elevada flexibilidade para transportar diferentes tipos de hierarquias digitais permite oferecer interfaces compatíveis com o padrão PDH
europeu (nas taxas de 2 Mbit/s, 8 Mbit/s, 34 Mbit/s e 140 Mbit/s) e americano (nas taxas de 1,5 Mbit/s, 6 Mbit/s e 45 Mbit/s), além do próprio
SDH (nas taxas de 155 Mbit/s, 622 Mbit/s, 2,5 Gbit/s e 10 Gbit/s).
• A tecnologia SDH permite ainda implementar mecanismos variados de proteção nos equipamentos e na própria rede, oferecendo serviços
com alta disponibilidade e efetiva segurança no transporte de informações.
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Unifilar com Proteções
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Linhas que não integram a rede básica
Incluem-se neste grupo, milhares de quilômetros de linhas de 138 kV, 88 kV e 69 kV que pertencem a redes de transmissão e de subtransmissão,
de empresas de transmissão e de distribuição de energia.
Os seguintes aspectos podem ser destacados para essas linhas:
• Como regra geral, não é adotada e nem é necessária a duplicação da proteção ou conjuntos independentes como nas linhas da Rede Básica.
• A proteção de distância não precisa, obrigatoriamente, ser utilizada para linhas radiais.
• O esquema básico adotado, de um modo geral, para linha não radial é constituído de funções de distância de fase e terra (21/21N) e
direcionais de fase e de terra (67/67N).
• A teleproteção nem sempre é utilizada. Ela é utilizada apenas quando estritamente necessária.
• Para linhas curtas ou curtíssimas, as funções fio-piloto ou diferencial são amplamente utilizadas, com funções de sobrecorrente direcionais ou
não, de fase e de terra, para retaguarda local.