Coordenação entre os dispostivos de proteção em média tensão

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RECÔNCAVO DA BAHIA
CAMPUS CRUZ DAS ALMAS
Aurino José de Queiroz Neto
ANÁLISE DA COORDENAÇÃO ENTRE OS DISPOSITIVOS
DE PROTEÇÃO DE MÉDIA TENSÃO DO CAMPUS DA
UFRB DE CRUZ DAS ALMAS
CRUZ DAS ALMAS
2019
AURINO JOSÉ DE QUEIROZ NETO
ANÁLISE DA COORDENAÇÃO ENTRE OS DISPOSITIVOS
DE PROTEÇÃO DE MÉDIA TENSÃO DO CAMPUS DA
UFRB DE CRUZ DAS ALMAS
Trabalho de Conclusão de Curso sub-
metido à Universidade Federal do
Recôncavo da Bahia, como requisito ne-
cessário para obtenção do grau de Ba-
charel em Engenharia Elétrica
Prof. Huilman Sanca Sanca, D.Sc.
Orientador
Cruz da Almas, dezembro de 2019
Resumo
Neste trabalho, o objetivo é realizar uma análise da coordenação entre os dispositivos
de proteção de média tensão da rede de distribuição de enérgia elétrica do campus
da UFRB de Cruz das Almas.A UFRB pretende adquirir um religador para instalar
no alimentador de média tensão.Dessa forma, se torna necessário realizar uma nova
coordenação entre os dispositivos de proteção. A falta de energia provocada em alguns
pontos da rede devido à faltas por grande parte de origem transitória provocam transtornos
no ambiente e funcionamento da comunidade acadêmica, e a instalação do religador irá
proporcionar a solução desse problema. Para isso, é necessário realizar a coordenação
entre os dispositivos de proteção da rede e o religador de forma analítica, fazendo uso do
programa SUPERCOORDV2 para os cálculos de curto-circuito na rede, e o programa
Coordinaite da S&C electric para realizar a coordenação. Através desse estudo, é possível
analisar que através da nova coordenação realizada, a continuidade do serviço de energia
elétrica seria melhorada.
Palavras-chave:Proteção, Distribuição,Coordenação,Religador.
Abstract
In this work, the objective is to make a analysis of the coordination between the medium
voltage distribution system protection devices of the UFRB campus of Cruz das Almas.The
UFRB intends to acquire a recloser to install in the feeder. Therefore, new coordination
between protection devices has to be made. The lack of power caused at some points of
the network due to faults, mostly transients, causes disturbances in the environment and
functioning of the academic community, and the installation of the recloser will provide the
solution of this problem. This requires coordination between network protection devices and
the recloser, using the SUPERCOORDV2 program for network short-circuit calculations,
and S C electric’s Coordinaite program for coordination. Through this study, it is possible
to analyze that through the new coordination performed, the continuity of the service
would be improved.
Keywords:Protection, Distribuition, Coordination,Recloser.
Lista de ilustrações
Figura 1 – Sistema Elétrico de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Figura 2 – Geração Convencional e Geração Distribuída . . . . . . . . . . . . . . . 16
Figura 3 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Trifásico . . . . . . . . . . . . . 23
Figura 4 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Bifásico . . . . . . . . . . . . . 24
Figura 5 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Monofásico à Terra . . . . . . . 26
Figura 6 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Monofásico à Terra Mínimo . . 27
Figura 7 – Chave Fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Figura 8 – Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Figura 9 – Seccionalizador de Controle Eletrônico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
Figura 10 – Relé de Proteção Prexton URPE7104 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
Figura 11 – Fluxograma Coordenação Fusível-Fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Figura 12 – Elo Protetor e Elo Protegido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Figura 13 – Coordenação Fusível/Fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Figura 14 – Fluxograma Coordenação Religador-Fusível . . . . . . . . . . . . . . . 40
Figura 15 – Coordenação Entre Religador e Fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Figura 16 – Fluxograma Coordenação Relé-Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
Figura 17 – Zonas de Proteção Relé/Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Figura 18 – Coordenação Relé/Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Figura 19 – Trecho entre os pontos 9 e 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
Figura 20 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 10K e 5H entre os Pontos 9 e 10 45
Figura 21 – Trecho entre os pontos 6 e 9 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
Figura 22 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 15K e 25K entre os Pontos 6 e 9 47
Figura 23 – Trecho entre os pontos 4 e 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
Figura 24 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 25K e 40K entre os Pontos 4 e 5 49
Figura 25 – Trecho entre os pontos 23 e 28 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
Figura 26 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 2H e 6K entre os Pontos 23 e 28 51
Figura 27 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 6K e 15K entre os Pontos 23 e 28 52
Figura 28 – Trecho entre os pontos 21 e 22 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
Figura 29 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 6K e 10K entre os Pontos 21 e 22 54
Figura 30 – Trecho entre os pontos 19 e 20 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
Figura 31 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 0,5H e 6K entre os Pontos 19 e 20 56
Figura 32 – Trecho entre os pontos 15 e 18 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
Figura 33 – Trecho entre os pontos 11 e 14 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
Figura 34 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 3H e 10K entre os Pontos 12 e 13 59
Figura 35 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 10K e 15K entre os Pontos 11 e 14 60
Figura 36 – Coordenação Entre Religador e o Fusível de 40K . . . . . . . . . . . . 63
Figura 37 – Coordenação Entre o Relé e o Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
Lista de tabelas
Tabela 1 – Transformadores no Campus da UFRB . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
Tabela 2 – Valores de Fusíveis para Transformadores de 13,8kV . . . . . . . . . . . 35
Tabela 3 – Valores de Curto-Circuito em 28 Pontos da Rede . . . . . . . . . . . . 69
Lista de abreviaturas e siglas
CED - Centro de Excelência em Distribuição de Energia Elétrica da
Universidade de São Paulo
CELESC - Centrais Elétricas de Santa Catarina
CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais
COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
COPEL - Concessionária de energia do estado do Paraná
CPFL - Companhia Paulista de Força e Luz
DEC - Duração equivalente de interrupção
GD - Geração distribuída
TC - Transformador de corrente
UFRB - Universidade Federal do Reconcâvo da Bahia
USP - Universidade de São Paulo
Lista de símbolos
A - Ampére, unidade de corrente elétrica
Ef - Tensão de pré-falta
FC - Fator de crescimento de carga
FS - Fator de segurança
Ia0 - Corrente de sequência zero
Ia1 - Corrente de sequência positiva
Ia2 - Corrente de sequência negativa
Icargamáx - Corrente de carga máxima no ponto de instalação
Icc2φ - Corrente de Curto-Circuito Bifásico
Icc3φ - Corrente de Curto-Circuito Monofásico
Icc3φmin - Corrente de Curto-Circuito Monofásico mínimo
Icc3φ - Corrente de Curto-Circuito trifásico
Idesbalanço - A máxima corrente de desequilíbrio no neutro
In - Corrente Nominal
km - Quilômetros, mil metros
kV- Mil volts
S - Segundos
V - Volt, unidade de tensão elétrica
Va - Potência Aparente
Z1 - Impedãncia de sequência positiva
Z2 - Impedância de sequência negativa
Z0 - Impedãncia de sequência zero
Zd - Impedância de falta
Sumário
1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
1.1 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
1.2 Objetivo Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
1.3 Objetivos Específicos . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . 14
1.4 Organização do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.2 Novas Técnicas em Proteção de Sobrecorrente . . . . . . . . . . . 15
2.3 Geração Distribuída . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.4 Religamento Automático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.5 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.1 Proteção de Sobrecorrente em Sistemas de Distribuição . . . . . 19
3.1.1 Coordenação entre Dispositivos de Proteção . . . . . . . . . . . . . . 20
3.1.2 Terminologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.1.3 Tipos de Falta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.1.3.1 Faltas Transitórias ou Temporárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.1.3.2 Faltas Permanentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.2 Curto-Circuito em Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica . 22
3.2.1 Sistema de Distribuição Radial Simples . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.2.2 Curto Circuito Trifásico no Sistema Radial . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.2.3 Curto-Circuito Bifásico no Sistema Radial . . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.2.4 Curto-Circuito Monofásico à Terra no Sistema Radial . . . . . . . . . . 26
3.2.5 Curto-Circuito Monofásico à Terra Mínimo no Sistema Radial . . . . . 27
3.3 Equipamentos de Proteção em Sistemas de Distribuição . . . . . 28
3.3.1 Chaves Fusíveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
3.3.1.1 Tipos de Elos Fusíveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
3.3.2 Religador Automático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
3.3.2.1 Quanto ao Número de Fases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
3.3.2.2 Quanto ao Tipo de Controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
3.3.3 Seccionalizador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
3.3.3.1 Seccionalizador Hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
3.3.3.2 Seccionalizador Eletrônico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
3.3.4 Relé/Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.3.4.1 Relé de Sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.3.4.2 Relé Temporizado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.3.4.3 Relé Instantâneo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.3.4.4 Relé de Religamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
3.4 Rede de Média Tensão do Campus da UFRB . . . . . . . . . . . . . 34
3.5 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
4 METODOLOGIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
4.1 Dimensionamento de Chaves Fusíveis . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
4.2 Dimensionamento do Religador Automático . . . . . . . . . . . . . 36
4.3 Ajuste do Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
4.3.1 Ajuste do Disparo de Fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
4.3.2 Ajuste de Disparo de Neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
4.3.3 Curvas Características de Tempo Corrente . . . . . . . . . . . . . . . 37
4.3.4 Sequência de Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
4.3.5 Tempo de Religamento: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
4.4 Critérios para a Coordenação Fusível-Fusível . . . . . . . . . . . . 38
4.5 Critérios Para a Coordenação Religador-Fusível . . . . . . . . . . . 40
4.6 Critérios Para a Coordenação entre o Relé e o Religador . . . . . 42
4.7 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
5 AVALIAÇÃO E RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
5.1 Coordenação Entre os Elos Fusíveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
5.2 Coordenação entre Religador e Chave Fusível . . . . . . . . . . . . 61
5.2.1 Ajuste do Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.2.1.1 Ajuste de Disparo de Fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.2.1.2 Ajuste de Disparo de Neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.3 Coordenação entre Relé e Religador . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
5.4 Síntese do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
6 CONCLUSÃO DO TRABALHO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
6.1 Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
7 ANEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
12
1 Introdução
Os sistemas elétricos de potência tem a função precípua de fornecer energia elétrica
aos usuários, grandes ou pequenos. com a qualidade adequada, no instante em que for
solicitada. Isto é, o sistema tem as funções de produtor, transformando a energia de alguma
natureza, por exemplo: hidráulica, mecânica, térmica ou outra, em enérgia elétrica, e de
distribuidor, fornecendo aos consumidores a quantidade de energia demandada, instante a
instante. Deve-se, pois, dispor de de sistemas de controle da produção de modo que a cada
instante seja produzida a energia necessária a atender à demanda e às perdas na produção
e no transporte. [KAGAN 2010].
Os sistemas elétricos de potência podem ser subdividos em três grandes blocos:
Geração, que perfaz a função de converter alguma forma de energia em energia
elétrica.
Transmissão, que é responsável pelo transporte da energia elétrica dos centros de
produção aos de consumo.
Distribuição, que distribui a energia elétrica recebida do sistema de transmissão
aos grandes,médios e pequenos consumidores.
Figura 1 – Sistema Elétrico de Potência
Fonte: Material de aula da IFSC
As redes de distribuição primária, emergem das subestações elétricas de distribuição
e operam, no caso da rede aérea, radialmente, com possibilidade de transferência de blocos
de carga entre circuitos para o atendimento da operação em condições de contigência,
Capítulo 1. Introdução 13
devido à manutenção corretiva ou preventiva. Estas redes atendem aos consumidores
primários e aos transformadores de distribuição, estações transformadoras, que suprem
a rede secundária, ou de baixa tensão. Dentre os consumidores primários destacam-se
indústrias de porte médio, cunjuntos comerciais, instalações de iluminações públicas etc.
Podem ser aéreas ou subterrâneas, as primeiras de uso mais difundido, pelo seu menor
custo, e, as segundas, encontrando grande aplicação em áreas de maior densidade de carga,
por exemplo zona central de uma metrópole, ou onde há restrições paisagísticas. [KAGAN
2010].
A proteção da rede distribuição de energia elétrica possui papel essencial para o
sistema, pois quando ocorre falta em algum trecho os consumidores ficarão em prejuízo, e a
concessionária de energia também será penalizada. Existem diversos fatores que ocasionam
falhas numa rede de energia elétrica. Causas naturais como descargas atmosféricas, quedas
de árvores sobre a rede, vandalismo, contato de animais, dentre outros. Cerca de 90% das
faltas que ocorrem no sistema de distribuição são de natureza temporária, dessa forma,
uma boa coordenação no sistema de proteção da rede irá tornar o sistema mais confiável e
rentável. [ELETROBRÁS 1982].
1.1 Motivação
A universidade Federal do Reconcâvo da Bahia pretende adquirir um religador para
instalação na rede primária de distribuição em média tensão. Dessa forma, é necessário
realizar uma nova coordenação para o sistema, considerando a inclusão do religador na
rede. A UFRB possui mais de 8km de extensão em seu alimentador e ébastante comum
a ocorrência de faltas no sistema, como por exemplo, ocasionados por pequenos animais
circulando na rede áerea. Essas faltas, que são de natureza temporária, em sua maioria,
provocam a queima dos elos fusíveis localizados na rede e a falta de energia em partes do
campus, provocando problemas no desenvolvimento das atividades da universidade.
1.2 Objetivo Geral
O objetivo geral desse trabalho é realizar a análise da coordenação entre os dis-
positivos de média tensão na rede de distribuição da UFRB, considerando a inserção do
religador na rede.
Capítulo 1. Introdução 14
1.3 Objetivos Específicos
Será realizado os cálculos dos curtos circuitos trifásico, bifásico, fase-terra e fase-
terra mínimo em 28 pontos da rede aérea de média tensão (13.8kV ) da universidade
com auxílio do programa SUPERCOORDV2. Em seguida, com auxílio do programa
Coordinaide da S&C Electric, será realizada a coordenação do religador com os fusíveis a
jusante do mesmo, e com o relé à montante.
1.4 Organização do Trabalho
Este trabalho está disposto da seguinte forma:
No capítulo 2 apresentada-se a revisão bibliográfica de estudos sobre o tema deste
trabalho.
No capitulo 3 tem-se a fundamentação teórica, que apresenta o embasamento
necessário para a realização do trabalho, onde é abordado os temasde curto-circuito em
sistemas de distribuição e os principais dispositivos de proteção utilizados em redes de
média tensão.
No capítulo 4 apresentada-se a metodologia utilizada para a realização do presente
trabalho.
No capítulo 5 apresentado-se os Resultados e Discussões.
No capítulo 6 apresentada-se as conclusões e as Considerações finais. Finalmenten,
no capítulo 7 apresentam-se os anexos.
15
2 Revisão Bibliográfica
2.1 Considerações Iniciais
Nesse capítulo apresenta-se algumas referências relevantes sobre o tema de proteção
de sobrecorrente em sistemas elétricos de distribuição. O principal objetivo deste capítulo é
abordar os principais conceitos, ferramentas e metodologias aplicadas para esta finalidade.
2.2 Novas Técnicas em Proteção de Sobrecorrente
O maior problema nos sistemas de distribuição de energia elétrica são os distúrbios
provocados por sobrecorrente. Nesse contexto, a proteção deve garantir a qualidade no
fornecimento de energia e a sua continuidade. Uma coordenação dos dispositivos de
proteção em um sistema de distribuição é imprescindível para a sua confiabilidade e a
integridade do sistema elétrico de distribuição. A necessidade de otimizar esse sistema
cada vez mais, tem servido de estímulo para diversas pesquisas na área, tais como: Estudo
de alocação de dispositivos com capacidade de microprocessamento nos alimentadores,
ajustes de proteção em tempo real, e novas técnicas de coordenação e seletividade.
Em [JAVIER.J.; 2012], é proposto o desenvolvimento de modelos e métodos numé-
ricos para a análise da seletividade e coordenação da proteção em sistemas de distribuição.
Primeiramente foi realizada a adaptação de um programa existente para cálculo de defei-
tos em coordenadas de fase, incorporando dois algoritmos para cálculos de defeitos. As
metodologias de cálculo de defeito foram desenvolvidas utilizando equações de injeção
de correntes em coordenadas retangulares. Em seguida, foi desenvolvida e implementada
uma formulação trifásica para análise da coordenação e seletividade dos dispositivos de
proteção, com capacidade de detectar falhas e indicar limites de coordenação e seletividade
dos dispositivos de proteção em sistemas de distribuição. A implementação foi realizada
no MatLab R©.
Várias técnicas foram desenvolvidas com o passar do tempo para a proteção de
sobrecorrente em sistemas de distribuição de energia. No trabalho [CAMPOS.R.; 2006]
é realizada a proteção através da abordagem probabilística. A abordagem probabilistica
permite quantificar o risco de não haver coordenação entre dois dispositivos de proteção
adjacentes. Neste trabalho foi utilizado o método de simulação que permite determinar a
distribuição de probabilidades das correntes de defeito em uma rede elétrica. Foi utilizado
a ferramenta PROCOR, que foi desenvolvida no Centro de excelência em Distribuição de
Energia Elétrica da Universidade de São Paulo (CED/USP). Essa ferramenta computacional
Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 16
permite realizar estudos de casos baseados no método computacional, sendo possível avaliar
para o intervalo das correntes de defeito esperadas, a probabilidade de haver ou não a
coordenação entre os diversos dispositivos de proteção de uma rede de distribuição primária
de energia elétrica.
Em [CAVALCANTE.S.; 2015], é proposto um sistema de proteção baseado na
transformada wavelet com as funções de sobrecorrente, sub/sobretensões e informações dos
transitórios de falta para rápida detecção e identificação de situações de falta no sistema.
O esquema de proteção proposto foi avaliado por meio de estudos de simulação e experi-
mental, apresentando desempenho similar aos métodos de sobrecorrente e sub/sobretensão
convencionais, porém, com o adicional da detecção do instante exato das faltas.
2.3 Geração Distribuída
O sistema de distribuição de energia elétrica nos últimos anos está passando por
uma grande transformação em sua estrutura. O sistema de distribuição é em sua grande
maioria radial, ou seja, a energia se move de uma unica fonte ( subestação de distribuição
) para a carga ( consumidores ). No entanto, nos últimos anos, com os incentivos das
concessionárias e do governo, os consumidores finais estão gerando sua própria energia,
principalmente por meio da energia solar. Esse advento provoca o que conhecemos como
geração distribuída, fazendo agora com que a energia possa fluir no sentido do consumidor
para a fonte principal, provocando algumas mudanças necessárias para a proteção dos
sistemas elétricos de distribuição.
Figura 2 – Geração Convencional e Geração Distribuída
Fonte: cerne.org.br
Em [GIULIANI.E.; 2018] é discutida a análise da influência da geração distribuída
Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 17
na proteção de sistemas de distribuição de energia elétrica.Nesse trabalho foi analisada a
influência de uma fonte de GD (gerador síncrono acoplado através de transformador) na
proteção de sistemas de distribuição de energia elétrica, e através do entendimento das
filosofias de proteção adotadas pelas concessionárias foi realizada simulações via software
Powerfactory DigSilent R . De posse dos resultados obtidos através destas simulações foram
propostas soluções. Por fim, foi possível notar que a inserção de GD causa um aumento
dos níveis de corrente de curto-circuito, o que acarreta na perda de coordenação entre
religador e elo fusível. Para solucionar esse problema, foi proposta uma solução utilizando
limitadores de corrente de falta, onde o resultado apresentou-se satisfatório, retornando a
coordenação entre os dispositivos de proteção.
Em [FERREIRA.D.; 2001], foi estudado um alimentador da concessionária de
energia CPFL na presença de geração distribuída. Foram verificados todos os aspectos
pertinentes aos estudos de fluxo de potência e proteção para este sistema em três sistemas
de operação: normal (sem GD), com geração distribuída e sem exportação de energia.
Foram feitas análises comparando as diferenças do modo de operação do sistema, sentido
de fluxo de potência e os equipamentos de proteção. Para isso, foi utilizado o programa de
simulação de sistemas elétricos de distribuição de energia elétrica, o OpenDSS.
2.4 Religamento Automático
Os religadores são equipamentos automáticos de interrupção da corrente elétrica do-
tados de uma determinada capacidade de repetição em operações de abertura e fechamento
de um circuito, durante a ocorrência de um defeito. Os religadores têm ampla aplicação
em circuitos de distribuição de redes aéreas das concessionárias de energia elétrica por
permitirem eliminar os defeitos transitórios e reduzir alguns índices de qualidade de energia.
Os religadores reduzem significativamente o tempo de falta de energia, já quecerca de 90%
das ocorrências em redes de distribuição são transitórias. Com o avanço da microeletrônica,
os religadores que antigamente eram basicamente hidráulicos e eletrônicos, passam a ter
hoje um microprocessador embutido. Com esse avanço, a coordenação dos dispositivos
de proteção é facilitada, tendo a vista a maior facilidade de escolha dos parâmetros de
proteção.
Em [MACEDO.A.; 2019], é analisada a instalação de um religador em uma subesta-
ção localizada em uma avenida do centro de Macapá, no estado do Amapá. São definidos
alguns critérios para o dimensionamento dos parãmetros do religador e para realizar a
coordenação do religador com os dipositivos de proteção a montante e jusante do mesmo.
Foi utilizado o software OpenDSS para determinar as correntes do alimentador no tronco
e ramais e calcular as faltas trifásicas, bifásicas e monofásicas nos pontos de relevância
para o estudo de proteção. Para a realização do coordenograma foi utilizado o software
Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 18
Matlab R©. A partir dos resultados do estudo foi possível observar que é tecnicamente
viável a instalação de um religador no ponto em questão, trazendo benefícios sociais como
a melhora na qualidade de nergia, devido a diminuição de faltas permanentes originadas
por faltas transitórias.
As exigências dos orgãos reguladores do setor elétrico tem levado as concessionárias
de energia a buscar alternativas para manter os índices de qualidade e continuidade de
fornecimento dentro de faixas extremamente limitadas. Em [FERNANDES.G.; 2015] é
proposto o estudo e aplicação da tecnologia de religadores monofásicos para evitar a queima
desnecessária de elos fusíveis na rede de distribuição de energia elétrica, mais especificamente
nas áreas rurais. Para tanto, foi avaliado o emprego de um novo equipamento durante o
projeto piloto realizado pela concessionária de energia do estado do Paraná (COPEL).
Foram simulados através de softwares os circuitos que fizeram para avaliar a viabilidade da
instalação dessa nova tecnologia. Com isso, foi possível realizar o estudo de coordenação
e determinar os locais para sua aplicação. Através da coleta dos dados registrados na
memória do equipamento, verificou-se uma alta taxa de salvamento dos fusíveis, redução
do indicador de duração equivalente das interrupções (DEC) e um elevado benefício
econômico.
2.5 Síntese do Capítulo
A proteção de sobrecorrente em sistemas de distribuição é um tópico de bastante
interesse e relevância devido a sua grande importância no aspecto econômico e social.
Nesses trabalhos apresentados neste capítulo, todos apresentam soluções para a melhoria
deste problema no sistema elétrico, utilizando metodologias bem diversas para a solução
do problema. Neste presente trabalho será apresentada uma solução para essa questão,
tendo em vista os males ocasionados por essas questões na rede de distribuição de energia
da rede estudada.
19
3 Fundamentação Teórica
3.1 Proteção de Sobrecorrente em Sistemas de Distribui-
ção
A proteção contra sobrecorrentes é uma parte importante do sistema de distribuição,
contribuindo para a segurança dos equipamentos e instalações, sua função principal,
segurança de pessoas e animais, melhoria da continuidade e qualidade do fornecimento de
energia elétrica e diminuindo os custos para a operação da rede. Deve-se observar que a
proteção de pessoas e animais se dá de forma indireta, desligando a rede no caso de quedas
de condutores e outras condições que produzem sobrecorrentes, minimizando o tempo em
que pessoas ou animais poderiam sofrer choques elétricos. Não é objetivo desta proteção
proteger pessoas ou animais contra contatos diretos com partes energizadas, o que é feito
protegendo-se as partes condutoras com materiais isolantes ou colocando-as fora do alcance.
Existem duas filosofias principais para escolha dos ajustes dos equipamentos de proteção,
dependendo de qual é o objetivo pretendido. Empresas diferentes optam por objetivos
diferentes e, uma vez escolhido o objetivo e a filosofia a ser usada, a mudança é difícil,
podendo implicar em alterações físicas dos equipamentos de proteção e seus comandos,
embora o uso de relés digitais possa facilitar a transição. As duas filosofias são conhecidas
como “Salva fusível” e como “Queima fusível”.
“Salva fusível” é uma filosofia que permite que durante os defeitos transitórios,
um equipamento de proteção com capacidade de religamento desligue o sistema elétrico,
independente da localização do defeito, antes da fusão do elo fusível mais próximo do
defeito. Depois de algum tempo, o equipamento de proteção que operou religa, retornando
a energia à parte desligada. Se o defeito for transitório, o sistema permanecerá ligado. Se
o defeito persistir, o elo fusível queimará, isolando a parte com defeito.
“Queima fusível” é a filosofia contrária, que faz com que o elo fusível mais perto do
defeito queime, mesmo para os defeitos transitórios.Ambas as filosofias têm vantagens e
desvantagens, opostas. A vantagem da filosofia “Salva fusível” é a menor quantidade de
elos fusíveis queimados, implicando em menor necessidade de intervenções humanas no
sistema elétrico e melhores indicadores de continuidade e suas desvantagens são: uma maior
quantidade de “piscas” (desligamentos de curta duração), que poderão trazer problemas
para alguns consumidores; e possibilidade de atuação do relé por correntes de inrush,
quando grandes cargas forem energizadas por manobra ou quando houver o fechamento do
disjuntor geral do transformador de força. Para a filosofia “Queima fusível” as vantagens
são: uma quantidade menor de “piscas” nos equipamentos com capacidade de religamento,
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 20
somente consumidores à jusante do elo queimado sofrerão a falta de energia, com a
desvantagem de queimar elos fusíveis por defeitos transitórios. A filosofia “Salva fusível”
funciona melhor com consumidores residenciais e pequenas cargas comerciais. É usada
normalmente nos religadores de distribuição, mas pode ser usada nos disjuntores ou
religadores das saídas dos alimentadores. [CPFL 2003].
3.1.1 Coordenação entre Dispositivos de Proteção
Quando dois ou mais dispositivos de proteção estão instalados em série, de forma
que exista uma sequência de operação definida entre eles, esses dispositivos são considerados
coordenados. O dispositivo configurado para operar primeiro para isolar o falta é definido
como o dispositivo protetor. Geralmente é o aparelho mais perto da falha. O aparelho que
fornece proteção de reserva, mas opera apenas quando o dispositivo de proteção falha ao
operar para eliminar a falta é definido como o dispositivo protegido ou de retarguada. A
Proteção adequadamente coordenada ajuda o sistema elétrico da seguinte forma:
1. A eliminar interrupções de serviço devido a falhas temporárias;
2. A minimizar a extensão da falta para reduzir o número de clientes afetados;
3. A localizar a falta,minimizando assim a duração das interrupções de serviço.
3.1.2 Terminologia
Além dos termos comumente utilizados na área de proteção, são definidos a seguir
alguns termos utilizados nesta norma, visando maior clareza.
1. Falta: Termo que se aplica a todo fenômeno acidental que impede o funcionamento
de um sistema ou equipamento elétrico.
2. Curto-circuito: Ligação intencional ou acidental entre dois ou mais pontos de um
circuito, através de impedância desprezível.
3. Corrente de curto-circuito: Sobrecorrente que resulta de um curto-circuito.
4. Sobrecorrente: Intensidade de corrente superior à máxima permitida para um
sistema, equipamento ou para um componente elétrico.
5. Coordenação: Ato ou efeito de dispor dois ou mais equipamentos de proteção
em série segundo certa ordem, de forma a atuarem em uma sequência de operação
pré-estabelecida.
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 21
6. Sequência de operação: Sucessão de desligamentos e religamentos de um equi-
pamento na tentativa de eliminar faltas de natureza transitória, sem prejuízo da
continuidade de serviço. Se a faltapersistir a interrupção do fornecimento deverá ser
feita pelo equipamento mais próximo do ponto com problemas.
7. Seletividade: Capacidade do equipamento de proteção mais próximo da falta
de antecipar, sempre, a atuação do equipamento de retaguarda, independente da
natureza da falta ser transitória ou permanente.
8. Zona de proteção: É o trecho da rede protegido por um dispositivo de proteção,
sendo calculada a partir do curto-circuito fase-terra.
9. Capacidade nominal: É o valor da corrente que um equipamento ou circuito pode
conduzir sem que o aumento de temperatura provoque danos ao equipamento ou a
outros materiais vizinhos.
10. Capacidade de interrupção ou abertura: É a maior corrente que um equipa-
mento pode interromper sem sofrer danos.
11. Característica de operação: Curva tempo x corrente em que um religador, relé
ou outro dispositivo de proteção operará.
12. Tempo de religamento: É o tempo entre uma abertura e um fechamento automá-
ticos de um equipamento de proteção. Também conhecido como “Tempo Morto”.
13. Tempo de rearme: De um relé: é o tempo que um relé demora para voltar à
posição de repouso após a sua atuação, para uma dada curva.
De um religador: é o tempo que o religador demora após uma sequência de operações
(completa ou incompleta) para retornar à contagem zero.
De um seccionalizador: é o tempo em que o seccionalizador perderá todas as contagens
e voltará à contagem zero.
14. Corrente de partida ou pick-up: Menor corrente com a qual o equipamento
começa a sua operação. Apesar de começar a operação, não existe garantia que o
equipamento operará com essa corrente.
15. Tap: Ajuste da corrente de partida.
16. Dial de tempo: Ajuste do tempo de atuação dos dispositivos de proteção. Também
conhecido como curva.
3.1.3 Tipos de Falta
Quanto à sua duração, as faltas podem ser classificadas em faltas transitórias e
faltas permanentes.
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 22
3.1.3.1 Faltas Transitórias ou Temporárias
Faltas transitórias são aquelas em que a operação de um equipamento de proteção
elimina o defeito e o circuito volta a operar normalmente depois de religado. As causas mais
comuns de defeitos transitórios são: Contatos momentâneos entre condutores, abertura de
arco elétrico, materiais sem isolação adequada, descargas atmosféricas, dentre outros.
A literatura nos informa que cerca de 90% das faltas que ocorrem nas redes de
distribuição são faltas transitórias. [CPFL 2003].
3.1.3.2 Faltas Permanentes
Faltas permanentes são aquelas em que é necessária a intervenção do homem para
que se corrija o defeito causador da interrupção antes de se religar o equipamento operado.
Eventualmente, uma falta do tipo transitória pode se transformar em uma falta do tipo
permanente caso não haja uma operação adequada dos equipamentos de proteção. [CPFL
2003].
3.2 Curto-Circuito em Sistemas de Distribuição de Energia
Elétrica
O sistema de distribuição de energia elétrica forma uma verdadeira árvore para
entregar a energia a cada consumidor.
O sistema mais simples, mais barato e menos eficiente é, sem dúvida o sistema radial.
Neste sistema a energia elétrica flui num só sentido, isto é, da fonte para o consumidor.
O sistema mais sofistificado é o anel, cuja característica é suprir o consumidor com
mais de uma alternativa, de modo a manter a continuidade de serviços. [KINDERMANN
1997].
3.2.1 Sistema de Distribuição Radial Simples
O sistema radial apresenta características especificas, sendo possível deduzir ex-
pressões próprias, válidas somente para este sistema. Neste caso o cálculo da corrente de
curto-circuito é simples, bastando para tanto, obter-se o circuito equivalente de Thévenin,
com a impedância acumulada desde a geração até o ponto de defeito.
É o sistema cujo alimentador é constituído por três fios. A corrente de curto circuito
monofásica à terra tem que retornar pela terra. Esta corrente de curto-circuito é pequena,
principalmente no final do alimentador, devido à resistência de contato. Isto é um problema
que preocupa os técnicos de distribuição, pois é baixa a sensibilidade a proteção à corrente
de curto-circuito. Este problema também ocorre quando o cabo alimentador cai em solo
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 23
que contém areia silicosa. Formando uma camada isolante vitrificada no cabo. Com o
religamento, o sistema é restabelecido, e a proteção não atua, devido à camada isolante da
vitrificação. O sistema é restabelecido com o cabo no chão, criando uma situação de risco
em termos de segurança. [KINDERMANN 1997].
3.2.2 Curto Circuito Trifásico no Sistema Radial
O objetivo é apenas obter o módulo da corrente de curto-circuito. A partir do
ponto de curto-circuito, efetua-se o equivalente de Thévenin de todo o sistema elétrico. As
impedância de todo o sistema será a impedância acumulada, conhecida como impedância
de Thévenin. Como as correntes de curto-circuito trifásicas são balanceadas, somente o
modelo de sequência positiva é considerado, conforme a figura 3.
Figura 3 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Trifásico
Fonte: Adaptado de Kindermann 1997
Em que Z1 é a impedância de sequência positiva acumulada desde a geração até o
ponto de falta, Ia1 é a corrente de curto-circuito trifásica e Ef a tensão de pré-falta.
Ia1 =
Ef
Z1
Utilizando o teorema de Fortescue:
IaIb
Ic
 =
1 1 11 a2 a
1 a a2

Ia0Ia1
Ia2

Tem-se
Ia = Ia0 + Ia1 + Ia2
Em que Ia0,Ia1,e Ia2 são as corrrentes de sequência zero, positiva e negativa,
respectivamente.
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 24
Como
Ia0 = 0
Ia2 = 0
Tem-se
Ia = Ia1 =
Ef
Z1
Em módulo
Ia =
Ef
Z1
[pu]
Portanto, a corrente em módulo de qualquer fase é:
Icc3φ =
Ef
Z1
Ibase
[KINDERMANN 1997].
3.2.3 Curto-Circuito Bifásico no Sistema Radial
O sistema de distribuição geralmente está longe do gerador. Pode-se, então, con-
siderar que a impedância de sequência positiva Z1 é igual à impedância de sequência
negativa Z2. Assim, para o curto circuito 2φ, os modelos de sequência positiva e negativa
são conectados em paralelo conforme a figura 4.
Figura 4 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Bifásico
Fonte: Adaptado de Kindermann 1997
Z1 = Z2
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 25
Ia1 =
Ef
Z1 + Z2
=
Ef
2Z1
Ia2 = −Ia1
Utilizando o teorema de Fortescue:
IaIb
Ic
 =
1 1 11 a2 a
1 a a2

Ia0Ia1
Ia2

Ia = 0
Ib = Ia1(a
2 − a)
Como
a2 − a =
√
3 −90o
Ib = Ia1
√
3 −90o
Ib =
√
3
2Z1
−90o
Obtendo-se apenas o módulo, tem-se:
Ib =
√
3
2
Ef
Z1
Não há necessidade de especificar a fase em curto-circuito.
Observe que:
Icc2φ =
√
3
2
Icc3φ
[KINDERMANN 1997].
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 26
3.2.4 Curto-Circuito Monofásico à Terra no Sistema Radial
Neste caso, os modelos de sequência positiva, negativa e zero são conectados em
série conforme a figura 5. Z0 é a impedância de sequência zero, acumulada até o ponto de
defeito.
Figura 5 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Monofásico à Terra
Fonte: Adaptado de Kindermann 1997
Z1 = Z2
Ia1 = Ia0 = Ia2 =
Ef
Z1 + Z2 + Z3
=
Ef
2Z1 + Z0
Pelo teorema de Fortescue, tem-se:
Ia = Ia0 + Ia1 + Ia2
Ia = 3Ia1
portanto:
Ia =
3Ef
2Z1 + Z0
Sem especificar a fase, o módulo da corrente de curto-circuito fase-terra é:
Iccφ =
3Ef
|2Z1 + Z0|
Ibase
[KINDERMANN 1997].
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 27
3.2.5 Curto-Circuito Monofásico à Terra Mínimo no Sistema Radial
Devido à presença de uma impedância no local do defeito, a corrente de curto-
circuito é pequena, produzindo pouca sensibilidade na operação da proteção. Uma grande
preocupação dos técnicos é calcular esta corrente de curto-circuito, conhecida como corrente
de curto-circuito fase-terra mínimo.
Os modelos de cada sequência são conectadas em série com a impedância de defeito
anexada ao circuito de sequência zero conforme a figura 6.
Figura 6 – Circuito Equivalente no Curto-Circuito Monofásico à Terra Mínimo
Fonte: Adaptado de Kindermann 1997
O valor da corrente de curto-circuito monofásico à terra mínimo em módulo é a
seguinte:Iccφmin =
3Ef
2Z1 + Z0 +
3Zd
Zbase
Ibase
A obtenção do valor de Zd é um problema difícil.
Uma das primeiras recomendações foi feita nos Estados Unidos, atribuindo, no
local do defeito uma resistência de
40
3
Ω. Este valor foi adotado no Brasil por vários
anos. Posteriormente, com o estudo das características regionais de cada empresa, valores
próprios representativos foram usados.
No Brasil, por existirem solos com características de resistividades bastantes distin-
tas, as concessionárias de energia elétrica foram obrigadas a propor e usar valores próprios
de impedãncia no local de defeito. Por exemplo, a CELESC usa o valor de
100
3
Ω para
calcular o curto-circuito monofásico a terra mínimo. Mesmo assim, deve-se, ainda, regiona-
lizar este parâmetro para a obtenção de valores mais representativos. [KINDERMANN
1997].
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 28
3.3 Equipamentos de Proteção em Sistemas de Distribui-
ção
Durante um curto-circuito surge uma corrente de elevada intensidade que pode
trazer efeitos mecânicos e térmicos aos equipamentos ligados ao circuito sob falha. Para
minimizar os efeitos produzidos pelas correntes de falhas, é comum o uso dos seguintes
equipamentos:
1. Chaves Fusíveis
2. Religadores Automáticos
3. Seccionadores Automáticos
4. Relés com Disjuntores
3.3.1 Chaves Fusíveis
Por ocasião da circulação de sobrecorrente em uma chave fusível, devida ao efeito
térmico, o elemento fusível se funde, interrompendo o circuito. A alta temperatura do arco
provoca a queima e a decomposição parcial do revestimento interno do cartucho, gerando
gases que interrompem o arco no instante de corrente nula. A pressão dentro do cartucho
aumenta em função dos incrementos de temperatura e a geração dos gases cria condições
dentro do tubo que ajudam a desionizar o caminho do arco. A pressão exercida também
ajuda a manter a condição de circuito aberto, uma vez que as partículas ionizadas forçam
a abertura das extremidades do cartucho, sendo expelidas em seguida. [ELETROBRÁS
1982].
3.3.1.1 Tipos de Elos Fusíveis
Os elos fusíveis são classificados em rápidos e lentos, designados os tipos por K e
T, respectivamente. Estes elos suportam correntes até 150% do valor da corrente nominal
sem fundir. Existem também os elos tipo H que suportam correntes de surto em períodos
de curta duração, evitando interrupções desnecessárias. Os elos H, alto surto, foram
desenvolvidos para aplicações especiais, tais como a proteção de pequenos transformadores
(abaixo de 6A). São especialmente desenhados para prover proteção contra sobrecarga
(e sobrecorrente) e evitar operações desnecessárias durante transientes de curta duração,
tais como partida de motores, corrente de inrush e surtos atmosféricos. Os elos fusíveis
tipo K fornecem uma boa proteção para transformadores e bancos de capacitores. Para
transformadores trifásicos com potências até 75 kVA e monofásicos com potências de até
25 kVA são utilizados elos tipo H. Elos K e T de mesma corrente nominal tem pontos de
300 segundos idênticos (início da curva), mas têm diferentes curvas tempo x corrente, os
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 29
elos T são mais lentos para altas correntes, portanto os elos fusíveis tipo T permitem uma
coordenação numa faixa mais ampla de corrente. [CEMIG 2017].
Para ampliar a faixa de coordenação entre os elos fusíveis e reduzir ao mpinimo os
tipos de elos-fusíveis utilizados, deve-se optar sempre que possível por:
Somente elos preferenciais ( 6,10,15,25,40,65,100,140 e 200K);
Somente elos não preferenciais ( 8,12,20,30,50 e 80K).
[ELETROBRÁS 1982].
Figura 7 – Chave Fusível
Fonte: casadosfusiveis.com.br
3.3.2 Religador Automático
O religador é um equipamento de proteção a sobrecorrentes utilizado em circuitos
aéreos de distribuição, que opera quando detecta correntes de curto-circuito, desligando e
religando automaticamente os circuitos um número predeterminado de vezes. Quando um
religador sente uma condição de sobrecorrente, a circulação dessa corrente é interrompida
pela abertura de seus contatos. Os contatos são mantidos abertos durante determinado
tempo, chamado tempo de religamento, após o qual se fecham automaticamente para
reenergização da linha. Se no momento do fechamento dos contatos, a corrente persistir,
a sequência abertura/fechamento é repetida até três vezes consecutivas e,após a quarta
abertura, os contatos ficam abertos e travados. O novo fechamento só poderá ser manual.
[ELETROBRÁS 1982].
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 30
Figura 8 – Religador
Fonte: Siemens
As operações de um religador podem ser combinadas nas seguintes sequências:
a) se for ajustado para quatro operações:
- uma rápida e três retardadas;
- duas rápidas e duas retardadas;
- três rápidas e uma retardada;
- todas rápidas;
- todas retardadas;
b) para qualquer número de operações menor que quatro, em combinações similares
de operações rápidas e retardadas.
A partir dessa característica de temporização dupla, pode-se coordenar equipamento
com os fúsiveis dos ramais de um alimentador ou outros equipamentos localizados a
jusante. [ELETROBRÁS 1982].
3.3.2.1 Quanto ao Número de Fases
Monofásicos. São utilizados para proteção de linhas monofásicas ou ramais de
alimentadores trifásicos ( um para cada fase), onde as cargas são predominantemente
monofásicas, pois, na eventualidade de ocorrer uma falha permanente para terra, será
bloqueada somenta a fase com falha, enquanto é mantido o serviço aos consumidores
ligados às outras duas fases. Normalmente, a saída de um ramal sob essas condições não
deverá introduzir suficiente desequilibrio no alimentador para abrir um equipamento de
proteção de retarguada.
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 31
Trifásicos. São utilizados onde é necessário o bloqueio das três fases simultanea-
mente, para qualquer tipo de falha permanente, a fim de evitar que as cargas trifásicas
sem alimentadas com apenas duas fases. [ELETROBRÁS 1982].
3.3.2.2 Quanto ao Tipo de Controle
Controle Hidráulico. Nos religadores hidráulicos as sobrecorrrentes são detec-
tadas por bobinas ligadas em série com o circuito no qual o religador está inserido. A
bobina série aciona o mecanismo de abertura do religador quando é sensibilizada por
níveis de corrente que atingem 200% de sua corrente nominal (In) e 140% da corrente
nominal para as bobinas com o complemento X. A operação de religamento pode ser
feita por molas de fechamento que são carregadas durante a operação de abertura ou
por bobina de fechamento que é energizada por tensão fase-fase no lado da fonte do
religador depois da operação de abertura. Na abertura definitiva do religador, as molas
de fechamento são desativadas. No caso de bobina de fechamento, seus contatos não são
conectados entre as fases do circuito, impedindo sua energização e consequentemente o
religamento. [ELETROBRÁS 1982].
Controle Eletrônico. Nos religadores eletrônicos as sobrecorrentes são detectadas
por transformadores de corrente (TC) instalados em cada fase do sistema de distribuição.
Os TC’s alimentam um sensor eletrônico, que tem a função de controlar os mecanismos de
abertura e fechamento do religador. Os religadores eletrônicos são mais flexíveis e precisos
do que os religadores hidráulicos. As curvas tempo x corrente, os níveis da corrente de
atuação e a sequência de operação, são ajustados no circuito do sensor eletrônico sem a
necessidade de desenergizar o religador, pois o sensor está montado numa cabine (caixa de
comando) separada do tanque do religador. [ELETROBRÁS 1982].
Controle Microprocessado. Nos religadores microprocessados são compostos
basicamente por um módulo de chaveamento com interruptores a vácuo e por um contro-
lador microprocessado, responsável pelas funções de proteção, medição, geração de logs e
comunicação. Este controle também facilita a automação dos equipamentos e possibilita a
implantação de redes inteligentes. [CEMIG 2017].
3.3.3 Seccionalizador
Os seccionalizadores são equipamentos de interrupção automática que operam em
conjunto com religadoresdentro de sua zona de proteção. A interrupção automática se
faz pela contagem ajustada de um número preestabelecido de operações automáticas do
religador devido a uma falta entre fases ou fase-terra à frente do seccionalizador (jusante).
O seccionalizador não interrompe correntes de curto-circuito, tendo capacidade
apenas para interromper correntes de carga. Este equipamento não possui curvas caracte-
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 32
rísticas tempo x corrente, interrompem simultaneamente as três fases e, após a interrupção,
eles são rearmados manualmente. [ELEKTRO 2014].
Figura 9 – Seccionalizador de Controle Eletrônico
Fonte: UniBh
3.3.3.1 Seccionalizador Hidráulico
Os seccionalizadores hidráulicos foram projetados originalmente para serem uti-
lizados com religadores hidráulicos. Quando a bobina série é sensibilizada com nível de
corrente superior a 160% de sua corrente nominal (IN) o mecanismo hidráulico se prepara
para contar. A contagem será efetuada quando a corrente cair para 40% ou menos da
corrente de atuação. Isso ocorre normalmente quando o fluxo de corrente é interrompido
pelo dispositivo de retaguarda. O seccionalizador é capaz de reter uma contagem por um
determinado tempo, chamado tempo de memória, após o qual ele volta à condição da
contagem anterior, que é em função da viscosidade e temperatura do óleo no mecanismo
hidráulico. [CEMIG 2017].
3.3.3.2 Seccionalizador Eletrônico
Como ocorrem com os seccionalizadores com controle hidráulico, as unidades
controladas eletronicamente preparam-se para contar quando ocorre uma sobrecorrente
e completam a contagem quando o circuito for desenergizado. A corrente que passa
pelo seccionalizador é sentida através de TC’s que alimentam um sensor eletrônico. Um
seccionalizador eletrônico opera, quando seu resistor é percorrido por um fluxo de corrente
que exceda sua corrente nominal. São utilizados também os seccionalizadores monofásicos
eletrônicos tipo cartucho (Auto Link). O seccionalizador tipo cartucho possui a função
restritor de inrush, não disponível nos seccionalizadores monofásicos hidráulicos. [CEMIG
2017].
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 33
3.3.4 Relé/Disjuntor
O disjuntor é um equipamento de manobra utilizado para a energização e interrupção
de circuitos. Em condições de faltas, o disjuntor é comandado por relés de sobrecorrentes
para abrir o circuito, funcionando como dispositivo de proteção.
3.3.4.1 Relé de Sobrecorrente
O relé de sobrecorrente é um dispositivo sensor que atua para comandar a abertura
do disjuntor, protegendo contra sobrecorrentes os equipamentos instalados na subestação
e nos alimentadores, contra possíveis danos que poderiam ser ocasionados por defeitos
(falhas) na rede de distribuição.
3.3.4.2 Relé Temporizado
O tap do relé de fase é definido a partir da corrente nominal do circuito multiplicada
por um fator K, que leva em conta as condições de manobra e sobrecarga admissíveis.
3.3.4.3 Relé Instantâneo
O tape para o relé de fase instantâneo é definido a partir da máxima corrente de
curto-circuito bifásica simétrica no ponto até o qual se deseja que a proteção instantânea
atue. Para o relé de terra adota-se o mesmo critério, considerando a máxima corrente de
curto-circuito fase-terra assimétrica.
3.3.4.4 Relé de Religamento
O relé de religamento comanda automaticamente o religamento do disjuntor após
este ter sido operado pelo relé de sobrecorrente. Pode ser instantâneo ou temporizado,
com o número de religamentos variando de 0 a 3. Quando o relé de sobrecorrente aciona a
abertura do disjuntor, o relé de religamento é energizado, iniciando-se então o religamento do
disjuntor. Se o defeito não for extinto antes da última operação de religamento programada,
o relé ficará bloqueado e o disjuntor permanecerá aberto. [ELEKTRO 2014].
Capítulo 3. Fundamentação Teórica 34
3.4 Rede de Média Tensão do Campus da UFRB
A rede aérea de distribuição da UFRB possui mais de 8km de extensão e o sistema
de proteção possui um relé da fabricante PEXTRON, modelo URPE7104. e chaves fusíveis
como as proteções do sistema. Nesse trabalho será realizada a coordenação entre os
dispositivos de proteção atuais e o religador, que a UFRB pretende realizar a aquisição e
instalar no ponto 1. ( Ver diagrama unifilar em anexo).
Figura 10 – Relé de Proteção Prexton URPE7104
Fonte: pextron.com
A universidade possui 53 pontos de chaves fusíveis e 44 subestações. A potência
dos transformadores é apresentada na tabela 1.
Tabela 1 – Transformadores no Campus da UFRB
Transformadores no Campus da UFRB (13,8kV)
Potência (kVA) Quantidade
15 7
45 9
75 4
112.5 12
150 4
225 4
300 1
500 3
Fonte: Próprio Autor
3.5 Síntese do Capítulo
Nesse capítulo foi apresentada o embasamento necessário para a realização do
presente trabalho, como as equações para o cálculo de curto-circuito em um sistema de
distribuição radial, bem como os principais dispositivos de proteção em uma rede de média
tensão.
35
4 Metodologia
Antes de realizar a coordenação entre os dispositivos de proteção é necessário
realizar o dimensionamento dos equipamentos, Nessa etapa do trabalho, é apresentado os
critérios que serão adotados de dimensionamento e coordenação.
4.1 Dimensionamento de Chaves Fusíveis
Para o dimensionamento das chaves e elos fusíveis serão adotados os seguintes
critérios:
1. A corrente nominal da chave deverá ser igual ou maior do que a corrente de carga
máxima, no ponto de instalação da mesma, multiplicada por um fator k ; ou superior
ao valor da corrente admissível do fusível empregado, também multiplicada por K.
2. A corrente de interrupção da chave deverá ser igual ou superior ao maior valor
assimétrico da corrente de curto-circuito no ponto de instalação da mesma.
3. Os elos-fusíveis admitem correntes 50% acima da nominal (corrente admissível).
Esses critérios podem ser encontrados em [ALMEIDA.M.; 2000].
Para facilidade de aplicação, os catálogos de fabricantes fornecem tabelas com os
elos-fusíveis apropriados para proteção de transformadores de distribuição.
Tabela 2 – Valores de Fusíveis para Transformadores de 13,8kV
Potência do
Transformador Transformador Trifásico (13.8kV)
(kVA) Corrente (A) Fusível
15 0,63 1H
30 1,26 2H
45 1,88 3H
75 3,14 5H
112,5 4,71 6K
150 6,28 8K
225 9,41 10K
300 12,55 15K
Capítulo 4. Metodologia 36
4.2 Dimensionamento do Religador Automático
Para o dimensionamento do religador, os seguintes critérios serão adotados:
1. O religador deverá ter uma tensão nominal maior ou igual a tensão do local do
sistema onde ele se encontra instalado.
2. A máxima corrente de curto-circuito simétrica no local de instalação deverá ser
conhecida. A capacidade de interrupção do religador deverá ser maior ou igual a
essa máxima corrente de curto-circuito.
3. A corrente nominal do religador deverá ser maior ou igual a corrente de carga
passante por ele, convenientemente medida ou avaliada na situação de maior carga
do circuito, incluindo manobras usuais, devendo assim, sempre que possível, prever
futuros aumentos de carga.
4. O religador deve ser sensível a corrente mínima de curto-circuito no final do trecho
protegido por ele.
Esses critérios podem ser encontrados em [CPFL 2003].
4.3 Ajuste do Religador
4.3.1 Ajuste do Disparo de Fase
A corrente mínima de disparo de fase do religador deve ser menor que a corrente fase-
fase simétrica dentro da zona de proteção deste, incluindo sempre que possível os trechos
a serem adicionados em caso de manobras; e deve ser maior ou igual à máxima corrente
de carga incluindo manobras usuais no ponto de instalação do religador multiplicado por
um fator K, prevendo futuros aumentos de carga.
FC × Icargamax ≤ Ipickup <
Icc2φ
FS
FC é o fator de crescimento da carga;
Ipickup é a corrente de pickup de fase do religador;
FS é um fator de segurança (1,5 a 2).
Icargamax é a corrente de carga máxima atual passante no ponto de instalação;
Icc2φ é o curto-circuito bifásico simétrico no final do trecho protegido pelo religador;
Capítulo 4. Metodologia 37
4.3.2 Ajustede Disparo de Neutro
A corrente mínima de disparo de neutro do religador deve ser menor que a corrente
falta fase-terra mínima, dentro da zona de proteção deste, e deve ser maior que a corrente
de desbalanço do neutro.
Idesbalanco < Ipickup <
Iccφmin
FS
Idesbalanço é a máxima corrente de desequilíbrio;
Ipickup é a corrente de disparo de neutro do religador;
Iccφmin é o curto-circuito fase terra mínima no final do trecho protegido pelo
religador;
4.3.3 Curvas Características de Tempo Corrente
Esta característica deve ser escolhida de modo a atender os seguintes requisitos
que podem ser encontrados em [CARDOSO.G.; 2012]:
1. A curva de operação do religador, para a faixa de valores de curto-circuito deve
estar sempre abaixo da curva de recozimento de condutores e capabilidade dos
equipamentos do circuito;
2. A curva escolhida deve permitir a coordenação com os equipamentos de proteção a
montante e jusante;
3. Na maioria das vezes existe uma única curva rápida de fase, nessa situação, que há
nenhuma escolha a ser feita. Entretanto, existem alguns religadores que possuem
várias curvas rápidas. Neste caso, sempre que possível, escolhe-se a mais rápida entre
elas, porque isso irá permitir uma região de coordenação maior com os elos-fusíveis.
4.3.4 Sequência de Operação
A sequência de operação deve ser definida de modo a permitir a coordenação
seletiva dos equipamentos de proteção ao longo do circuito. Será aqui adotada duas curvas
rápidas e duas curvas temporizadas.
4.3.5 Tempo de Religamento:
Deve ser ajustado de modo a permitir a coordenação com os equipamentos de
proteção situados a montante e a jusante, cuja operação dependa desse tempo.
Capítulo 4. Metodologia 38
4.4 Critérios para a Coordenação Fusível-Fusível
Figura 11 – Fluxograma Coordenação Fusível-Fusível
Fonte: Próprio Autor
Os seguintes critérios serão adotados para a coordenação entre os elos fusíveis:
1. O elo protegido, deverá coordenar com o elo protetor, pelo menos, para o valor da
corrente de curto-circuito fase-terra mínimo no ponto de instalação do elo protetor.
2. Quando existir três ou mais elos fusíveis em cascata, poderá se tornar impraticável a
coordenação. Portanto, deverá ser sacrificada a perfeição da coordenação, mantendo-
se, porém, a seletividade.
3. Para maior facilidade de coordenação de elos-fusíveis, deverá ser evitado o uso de elos
tipo H como proteção de circuitos, ficando restrito a proteção de transformadores
de distribuição. Para proteção de circuitos deverão ser empegados apenas elos tipo
K ou T.
4. Para ampliar a faixa de coordenação e reduzir o número de elos utilizados, recomenda-
se optar, sempre que possível, pela utilização de elos-fusíveis preferenciais.
Capítulo 4. Metodologia 39
5. o tempo total de interrupção do fusível protetor não exceder 75% do mínimo tempo
de fusão do fusível protegido.
Esses critérios são descritos em [ALMEIDA.M.; 2000].
Figura 12 – Elo Protetor e Elo Protegido
Fonte: GONEN,2014
Figura 13 – Coordenação Fusível/Fusível
Fonte: CEMIG
Capítulo 4. Metodologia 40
4.5 Critérios Para a Coordenação Religador-Fusível
Figura 14 – Fluxograma Coordenação Religador-Fusível
Fonte: Próprio Autor
1. A cordenação entre um religador e um fusível é satisfatória quando o fusível não
fundir enquanto o religador realiza suas operações rápidas, mas fundir durante a
primeira operação temporizada do religador.
2. Durante a coordenação é preciso evitar que o fusível sofra danos durante as operações
instantâneas do religador. Para isso, é necessário que se leve em conta fatores tais
como: pré-carregamento, temperatura ambiente, tolerância nas curvas, aquecimento
e resfriamento dos fusíveis durante a(s) operação rápida(s) do religador.
3. 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.
Capítulo 4. Metodologia 41
4. A coordenação entre o religador e o elo fusível deve ser verificada para o valor de
curto-circuito fase-terra mínimo no final do trecho protegido pelos dois dispositivos.
Figura 15 – Coordenação Entre Religador e Fusível
Fonte: CEMIG
Capítulo 4. Metodologia 42
4.6 Critérios Para a Coordenação entre o Relé e o Religa-
dor
Figura 16 – Fluxograma Coordenação Relé-Religador
Fonte: Próprio Autor
1. As correntes de pick-up de fase e terra do religador devem ser menores que as
correntes de pick-up de fase e terra do relé, respectivamente.
2. As curvas de atuação temporizada do relé, para fase e neutro, devem estar no mínimo
0,2s acima das curvas de atuação de fase e neutro do religador, respectivamente,
para todos os valores de correntes de curto-circuito na zona de proteção do religador.
3. A corrente de ajuste da unidade instantãnea do relé de fase deve ser maior que o
valor assimétrico da máxima corrente de curto-circuito circuito trifásico no ponto de
instalação do religador.
4. A corrente de ajuste da unidade instantânea do relé de neutro deve ser maior que
o valor assimétrico da máxima corrente de curto circuito fase-terra, no ponto de
instalação do religador.
Capítulo 4. Metodologia 43
5. Os relés de fase ou neutro não devem operar enquanto o religador realiza sua sequência
de operaçao, até que a falta seja extinta ou até que o religador bloqueie.
Figura 17 – Zonas de Proteção Relé/Religador
Fonte: CEMIG
Figura 18 – Coordenação Relé/Religador
Fonte: CEMIG
4.7 Síntese do Capítulo
Nesse capítulo foi apresentada a metodologia que será utilizada para a realiza-
ção deste trabalho. Após a definição desses critérios de coordenação, será realizada a
coordenação entre esses dispositivos para a rede de média tensão da UFRB.
44
5 Avaliação e Resultados
Para a realização da coordenação dos sistema de proteção em uma rede de dis-
tribuição, é necessário primeiramente realizar o cálculo dos valores de curto-circuito em
pontos estratégicos da rede. Nesse trabalho, foram realizado os cálculos em 28 pontos
da rede com auxilio do programa SUPERCOORDV2. Para a realização desse cálculo é
necessário que a concessionária de energia forneça os valores de impedância acumulada
até o ponto de entrega, ou os valores de curto-circuito no ponto de entrega de energia. A
Coelba, ( Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia) fornece ambos. Esses valores
podem ser encontrados em anexo.
O programa SUPERCOORDV2 utiliza as equações vistas em 3.2 para a realização
do cálculo dos valores de curto-circuito. A tabela 3 em anexo apresenta esses valores.
Será primeiramente realizada a coordenação entre os elos fusíveis, dividindo o diagrama
unifilar em trechos. Para a realização da coordenação será utilizado o programa da S&C
electric Coordinaite. Primeiramente é feita a coordenação entre os dispositivos que estão
localizados mais ao fim da rede.
5.1 Coordenação Entre os Elos Fusíveis
Primeiramente então é feita a coordenação entre os pontos 9 e 10.
Figura 19 – Trecho entre os pontos 9 e 10
Fonte: Próprio Autor
A escolha dos elos fusíveis para transformadores é feita conforme a tabela 2.
Atualmente, existe um elo fusível de 10K como fusível protegido no alimentador. Segundo
[ELETROBRÁS 1982], é necessário realizar apenas a coordenação do fusível protegido
com o maior entre os protetores. Portanto, é necessário verificar a coordenação entre o elo
fusível de 10K e o elo fusível de 5H.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 45
Figura 20 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 10K e 5H entre os Pontos 9 e 10
Fonte: Próprio Autor
Como visto em [ALMEIDA.M.; 2000], o elo protegido deve coordenar com o elo
protetor para pelo menos o valor do curto-circuito fase-terra mínimo. No ponto 10 esse
valor é 179A. Sendo assim, a coordenação nesse trecho é satisfatória.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 46
Agora será realizada a coordenação entre os pontos 6 e 9.
Figura 21 – Trecho entre os pontos 6 e 9
Fonte: Próprio Autor
Atualmente, existe um fusível anterior ao ponto 6 de capacidade 10K. Esse fusível é
o elo protegidonesse trecho, e ele tem que coordenar com o elo de maior capacidade entre
os protetores. Entre os elos protetores, o maior é o de 15K, portanto o elo de 10K deve ser
substituido por um de ordem superior. Utilizando os elos preferenciais, será escolhido um
elo fusível de 25K.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 47
Figura 22 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 15K e 25K entre os Pontos 6 e 9
Fonte: Próprio Autor
A interseção entre as curvas de tempo máximo do elo fusível protetor e de tempo
mínimo do elo fusível protegido acontecem em um valor superior a 300A. O elo protegido
deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de curto-circuito fase-terra
mínimo. No ponto 7 esse valor é 182A, sendo assim a coordenação entre eles é satisfatória.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 48
Agora será feita a coordenação entre os pontos 4 e 5.
Figura 23 – Trecho entre os pontos 4 e 5
Fonte: Próprio Autor
Primeiramente, é necessário considerar a substituição do elo fusível localizado no
alimentador de 10K por um de 25K, feito no trecho anterior. Atualmente um elo de 10K é
localizado no ponto 4. É necessário então substituir ele por um elo de capacidade maior
( utilizando elos fusíveis preferênciais, será utilizado um elo fusível de 40K) e realizar a
coordenação com o elo de 25K, o elo de maior capacidade entre os protegidos.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 49
Figura 24 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 25K e 40K entre os Pontos 4 e 5
Fonte: Próprio Autor
A interseção entre as curvas de tempo máximo do elo fusível protetor e de tempo
mínimo do elo fusível protegido acontecem em um valor superior a 400 ampéres. O elo
protegido deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de curto-circuito
fase-terra mínimo.No ponto 5 esse valor é 182A, sendo assim a coordenação entre eles é
satisfatória.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 50
Agora será realizada a coordenação entre os pontos 23 e 28.
Figura 25 – Trecho entre os pontos 23 e 28
Fonte: Próprio Autor
Nesse trecho, o elo de 25K localizado no ponto 23 é o elo protegido. Os demais elos
são os protetores. Na ramificação do alimentador principal no ponto 25, existe um elo de
15K que é o elo protegido pelo elo 2H. O ideal seria substituir esse elo do alimentador por
um de capacidade menor. Como visto em [ELETROBRÁS 1982], valores muito grandes
para elos fusíveis no fim do alimentador dificultam a coordenação no início do mesmo. A
ideia então é substituir o elo de 15K no ponto 25 por um de 6K, e substituir o elo de 25K
localizado no ponto 23 por um de 15K. Então é necessário analisar a coordenação para
esses dois casos nesse trecho.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 51
.
Figura 26 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 2H e 6K entre os Pontos 23 e 28
Fonte: Próprio Autor
O elo protegido deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de curto-
circuito fase-terra mínimo. No ponto 26 esse valor é 172A. Sendo assim, a coordenação
entre eles é satisfatória. É necessário agora analisar a coordenação entre o elo de 6K, e o
de 15K.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 52
.
Figura 27 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 6K e 15K entre os Pontos 23 e 28
Fonte: Próprio Autor
O elo protegido deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de
curto-circuito fase-terra mínimo. No ponto 25 esse valor é 176A, sendo assim a coordenação
entre eles é satisfatória.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 53
.
Agora será realizada a coordenação entre os pontos 21 e 22.
Figura 28 – Trecho entre os pontos 21 e 22
Fonte: Próprio Autor
Nesse trecho o elo de 10K é o protegido, e os outros são protetores. É necessário
realizar a coordenação entre o elo de 10K e o de maior capacidade, que nesse trecho em
questão é o de 6K.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 54
Figura 29 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 6K e 10K entre os Pontos 21 e 22
Fonte: Próprio Autor
A interseção entre as curvas de tempo máximo do elo fusível protetor e de tempo
mínimo do elo fusível protegido acontecem em um valor aproximado de 150 ampéres. O
elo protegido deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de curto-circuito
fase-terra mínimo. No ponto 22 esse valor é 182A, sendo assim a coordenação entre eles não
é atendida. O elo fusível protegido de 10K deve ser substituido por um elo de capacidade
maior, utilizando os elos preferenciais, o próximo seria o elo de 15K, que é a situação já
analisada entre os pontos 23 e 28.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 55
Agora será realizada a coordenação entre os pontos 19 e 20.
Figura 30 – Trecho entre os pontos 19 e 20
Fonte: Próprio Autor
O elo fusível localizado no ponto 19 de capacidade 6K é o elo protegido e o localizado
no ponto 20 de capacidade 0,5H é o elo protetor. É necessário analisar a coordenação entre
os dois.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 56
Figura 31 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 0,5H e 6K entre os Pontos 19 e 20
Fonte: Próprio Autor
O elo protegido deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de
curto-circuito fase-terra mínimo. No ponto 20 esse valor é 184A, sendo assim a coordenação
entre eles é satisfatória.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 57
.
Agora será realizada a coordenação entre os pontos 15 e 18.
Figura 32 – Trecho entre os pontos 15 e 18
Fonte: Próprio Autor
Nesse trecho o ideal seria realizar a trocar do fusível de 15K por um elo fusível
de menor capacidade, como um de 6K. E o elo fusível localizado no ponto 15 de 25K ser
substituído por um elo fusível de 15K. A coordenação entre esses dois já foi analisada
entre os pontos 23 e 28.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 58
.
Agora será realizada a coordenação entre os pontos 11 e 14.
Figura 33 – Trecho entre os pontos 11 e 14
Fonte: Próprio Autor
Nesse trecho o ideal seria realizar a trocar do fusível de 15K localizado no ponto 12
por um elo fusível de menor capacidade, como um de 10K. E o elo fusível localizado no
ponto 11 de 25K ser substituído por um elo fusível de 15K. É necessário então, analisar a
coordenação para as duas situações.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 59
Figura 34 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 3H e 10K entre os Pontos 12 e 13
Fonte: Próprio Autor
O elo protegido deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de
curto-circuito fase-terra mínimo. No ponto 13 esse valor é 185A, sendo assim a coordenação
entre eles é satisfatória.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 60
Figura 35 – Coordenação Entre os Elos Fusíveis de 10K e 15K entre os Pontos 11 e 14
Fonte: Próprio Autor
A interseção entre as curvas de tempo máximo do elo fusível protetor e de tempo
mínimo do elo fusível protegido acontecem em um valor aproximado de 200 ampéres. O
elo protegido deve coordenar com o elo protetor pelo menos para o valor de curto-circuito
fase-terra mínimo. No ponto 14 esse valor é 183A, sendo assim a coordenação entre eles é
atendida.
A realização da coordenação entre as chaves fusíveis foram realizadas. Porém, é
necessário realizar também a coordenação entre o religador e a chave fusível a jusante do
mesmo, e do relé a montante.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 61
5.2 Coordenação entre Religador e Chave Fusível
A coordenação entre o religador e a chave fusível deve ser feita de maneira que
durante as operações rápidas do religador, os elos fusíveis não sejam fundidos. Porém,
durante a operação retardada do religador os elos fusíveis devem ser fundidos.
5.2.1 Ajuste do Religador
Primeiramente é necessário realizar os ajustes de disparo de fase e neutro do
religador. Como visto na seção 4.2, alguns critérios serão adotados. A ideia é que o
religador seja instalado no ponto 1 ( ver diagrama unifilar em anexo). O nível de tensão
nominal do sistema é 13,8kV e o valor de curto circuito trifásico no ponto de instalação do
religador de acordo com a tabela 3 é de 2479A.
5.2.1.1 Ajuste de Disparo de Fase
A corrente de pickup do religador deve ser maior que a corrente nominal do circuito
onde o mesmoserá instalado, e menor que o valor de curto-circuito bifásico no final do
trecho ao qual ele protege.
FC × Icargamax ≤ Ipickup <
Icc2F
FS
A corrente nominal avaliada no ponto 1 é de 39A, e o valor mínimo de curto-circuito
bifásico no final do trecho segundo a tabela 3 é no ponto 27, de 1052A. Adotando um fator
de crescimento de carga de 1.3 e um fator de segurança de 1.5:
1.3× 39 ≤ Ipickup <
1052
1.5
50.7 ≤ Ipickup < 701.33
Portanto, a corrente de disparo de fase tem que ser maior ou igual que 50.7A e
menor que 701.33A.
5.2.1.2 Ajuste de Disparo de Neutro
A corrente mínima de disparo de neutro do religador deve ser menor que a corrente
falta fase-terra mínima, dentro da zona de proteção deste, e deve ser maior que a corrente
de desbalanço do neutro.
Idesbalanco < Ipickup <
IccF Tmin
FS
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 62
Será adotado um fator de desbalanço do neutro de 30%, e fator de segurança de 1.5.
De acordo com a tabela 3, o valor de curto circuito fase-terra mínimo no final do trecho
no ponto 27 é de 172A.
0.3× 39 < Ipickup <
172
1.5
11.7 < Ipickup < 114.67
Portanto, a corrente de disparo de neutro deve ser maior que 11.7A e menor que
114.67A.
Segundo [KINDERMANN 1993], é conveniente escolher valores os mais próximos
possíveis do limite inferior da desiguldade como o pickup. Portanto, será escolhido a
corrente de pickup de 51A para a fase, e de 12A para o neutro.
O controle de religador escolhido para realizar essa análise é o SEL-351R, que é
um controlador da SEL, que possui compatibilidade com vários religadores no mercado.
A partir das informações de corrente de pickup é possível então, realizar a análise da
coordenação entre o religador, e o fusível mais próximo à jusante.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 63
Figura 36 – Coordenação Entre Religador e o Fusível de 40K
Fonte: Próprio Autor
Através da analise do coordenograma é possível observar que as operações rápidas
de neutro e fase do religador irão atuar primeiro do que a chave fusível. No entanto, se a
falta não for extinta durante as operações rápidas, o elo fusível será fundido no intervalo
entre as operações rápida e temporizada do religador.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 64
5.3 Coordenação entre Relé e Religador
O relé na rede aérea da UFRB funciona como proteção de retarguada do religador.
Isto é, se durante uma falta o religador apresentar algum tipo de problema e não atuar, o
relé será o responsável em seccionar o circuito, evitando maiores problemas. Os ajustes
do relé localizado no ponto 0 do diagrama unifilar já foram realizados e se encontram
em anexo. É necessário então realizar a análise do coordenograma. Através dos cálculos
realizados na seção anterior de correntes de pickup de fase e terra do religador e com
os ajustes de pickup do relé em anexo é possível observar que as correntes de ajuste
do religador são menores que as correntes de ajuste do relé, atendendo um dos critérios
definidos na seção 4.6.
Figura 37 – Coordenação Entre o Relé e o Religador
Fonte: Próprio Autor
Através da análise do coordenograma, é possível observar que os relés de fase e
neutro não irão operar enquanto o religador realiza sua sequência de operação. Atendendo
mais um critério importante para a coordenação entre esses dispositivos.
Capítulo 5. Avaliação e Resultados 65
5.4 Síntese do Capítulo
Nesse capítulo, através de critérios determinados na metodologia, foi realizada a
análise da coordenação entre os dispositivos de proteção na rede de média tensão da UFRB.
Através desse estudo, é possível observar que o sistema se tornará mais eficiente durante
uma falta, diminuindo consideravelmente os problemas de continuidade de energia e de
custo operacional da rede.
66
6 Conclusão do Trabalho
O presente trabalho surgiu da necessidade da realização de uma nova coordenação
entre os dispositivos de proteção, tendo em vista que a Universidade Federal do Reconcâvo
da Bahia pretende realizar a aquisição de um Religador, futuramente.
Para a solução desse problema, foi adotado alguns critérios, baseados nos que as
concessionárias de distribuição de energia elétrica utilizam para a realização da coordenação
dos equipamentos de proteção em um alimentador de média tensão.
Para a coordenação entre os elos fusíveis, foi utilizado o critério em que o tempo
máximo de fusão do elo protetor não deve exceder em 75% do tempo mínimo de fusão do
elo protegido. Dessa forma, o sistema se torna cada vez mais seletivo, tendo em vista que
as chaves fusíveis são as proteções primárias do sistema de distribuição na UFRB. Além
disso, com a substituição de alguns elos fusíveis, o sistema irá apresentar uma coordenação
mais eficiente.
Na realização da coordenação do religador com o elo fusível, foi adotado o critério
em que durante as operações rápidas do religador, os elos fusíveis devem ser mantidos
intactos. No entanto, durante as operações temporizadas do religador, o elo fusível será
fundido. Nessa maneira, durante uma falta temporária, os elos fusíveis serão preservados e
o sistema voltará ao seu estado normal de funcionamento após o religamento.
Para a coordenação entre o relé e o religador, foi levado em consideração que o relé
na rede da UFRB funciona como proteção de retarguada para o religador. Ou seja, se
houver alguma falha na operação do religador, o relé irá atuar, extinguindo a falta. O relé
só atuará depois que o religador realizar todas suas operações, e ainda assim, a falta não
for extinta. Dessa forma, o sistema se tornará ainda mais eficiente e seletivo, evitando que
alguns trechos fiquem desenergizados sem necessidade.
A coordenação dos dispositivos de proteção traz benefícios para a comunidade
academia, como a melhora na continuidade de energia energia elétrica, devido principal-
mente a diminuição de faltas permanentes originadas por falhas transitórias.A coordenação
foi realizada de forma que o sistema se tornasse o mais seletivo possível, levando em
consideração que faltas no final do trecho causasse nenhum ou apenas problemas de queda
de energia naquele ponto em questão. Com a inserção do religador, o problema das faltas
transitórias é solucionado, sem que exista a necessidade de deslocar uma equipe para
localizar e então realizar os reparos necessários para o reestabelecimento da energia.
Sendo assim, o investimento em novas tecnologias, bem como uma adequada
coordenação entre os dispositivos de proteção, se mostram uma forma bastante eficiente
Capítulo 6. Conclusão do Trabalho 67
para reduzir custos operacionais de uma rede elétrica, que na sua grande maioria é
decorrente da presença de equipamentos obsoletos e de uma coordenação mal feita ou
inexistente.
6.1 Trabalhos Futuros
Para trabalhos futuros pode ser realizado um estudo sobre a viabilidade econômica
da instalação do religador nessa rede. Uma outra questão interessante nesse contexto, é
a geração distribuída. Pode ser feita uma análise da proteção com a inserção de fontes
alternativas de geração, e qual impacto provoca na coordenação entre os dispositivos de
proteção. Pode ser feita outra análise de coordenação, baseado no método probabilístico.
Realizar o cálculo da probabilidade de existir a coordenação entre dois dispositivos, ao
ocorrer uma falta no sistema de média tensão de energia elétrica.
68
Referências
ALMEIDA.M.;. Apostila de Proteção de Sistemas Elétricos. 1. ed. [S.l.]: UFRN, 2000.
Citado 3 vezes nas páginas 35, 39 e 45.
CAMPOS.R.;. Proteção de Sobrecorrente em Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica
Através de Abordagem Probabilística. 1. ed. [S.l.]: USP, 2006. Citado na página 15.
CARDOSO.G.;. Proteção de Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica. 1. ed. [S.l.]:
UFSM, 2012. Citado na página 37.
CAVALCANTE.S.;. Proteção em Sistemas Elétricos com Geração Distribuída Utilizando
a Transformada Wavelet. 1. ed. [S.l.]: UFRN, 2015. Citado na página 16.
CEMIG. Proteção de Sobrecorrentes do Sistema de Distribuição de Média Tensão da
Cemig. 1. ed. [S.l.]: CEMIG, Diretoria de distribuição e Comercialização,