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Proteção de Redes Aéreasde Distribuição

Versão 01 – Agosto/2008

NORMA ND.78

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ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A.Diretoria de Operações

Gerência Executiva de Engenharia

Rua Ary Antenor de Souza, 321 – Jd. Nova AméricaCampinas – SPTel.: (19) 2122-1000Fax: (19) 2122-1351E-mail: [email protected]: www.elektro.com.br

ND.78

Proteção de Redes Aéreas de Distribuição

56 páginas

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Aprovações

Engº André Augusto Telles Moreira

Gerente Executivo de Engenharia

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Proteção de Redes Aéreas deDistribuição ND.7

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Elaboração

Akira HigaBruno Zanão FerrariniEdeilton Marcos XavierJulio Cesar BellanPaulo Couto GonçalvesValmir Ziolkowski

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À ELEKTRO é reservado o direito de modificar total ou parcialmente o conteúdo desta norma, aqualquer tempo e sem prévio aviso considerando a constante evolução da técnica, dos materiais eequipamentos bem como das legislações em vigor.

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INDICE

1. CONTROLE DAS ALTERAÇÕES .............................................................................................. 10 2. INTRODUÇÃO ............................................................................................................................ 11 3. OBJETIVO .................................................................................................................................. 11 4. APLICAÇÃO ............................................................................................................................... 11

5.

CONSIDERAÇÕES GERAIS ...................................................................................................... 11 6. TERMINOLOGIA ........................................................................................................................ 11

7. CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO ................................... 13 7.1. TENSÕES PRIMÁRIAS .............................................................................................................. 13 7.2. TIPOS DE ATERRAMENTO ....................................................................................................... 13 7.3. ALIMENTADORES ..................................................................................................................... 14 7.4. TRANSFORMADORES DE FORÇA DA FONTE ........................................................................ 14 7.5. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO .............................................................................. 14 8. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO ...................................................................................................... 15 8.1. FINALIDADE DA PROTEÇÃO.................................................................................................... 15 8.2. PROTEÇÕES UTILIZADAS ........................................................................................................ 16 8.2.1. CHAVES FUSÍVEIS / ELOS FUSÍVEIS .............................................................................. 16

8.2.2.

PROTEÇÃO DE ALIMENTADORES.................................................................................. 18

8.2.3. RELIGADORES AUTOMÁTICOS ...................................................................................... 19 8.2.4. SECCIONALIZADORES TRIFÁSICOS .............................................................................. 20 9. CRITÉRIOS DE PROTEÇÃO ...................................................................................................... 21 9.1. PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ................................................... 21 9.2. PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES ......................................................................... 23 9.3. PROTEÇÕES DE INSTALAÇÕES PRIMÁRIAS DE CLIENTES PARTICULARES .................... 24 9.4. PROTEÇÃO DE REDES PRIMÁRIAS ........................................................................................ 24 9.4.1. SELEÇÃO E DIMENSIONAMENTO / AJUSTES ............................................................... 24 9.4.1.1. CHAVES FUSÍVEIS / ELOS FUSÍVEIS .............................................................................. 24 9.4.1.2. DISJUNTORES / RELÉS DE SUBESTAÇÕES .................................................................. 28 9.4.1.2.1. CRITÉRIO GERAL PARA DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DA PROTEÇÃO ......................... 28 9.4.1.2.2.

RELÉ DE RELIGAMENTO ................................................................................................. 32

9.4.1.3. RELIGADORES TIPO SUBESTAÇÃO .............................................................................. 32 9.4.1.4. RELIGADORES TIPO POSTE ........................................................................................... 34 9.4.1.5. SECCIONALIZADORES .................................................................................................... 38 9.4.2. COORDENAÇÃO / SELETIVIDADE .................................................................................. 40 9.4.2.1. SELETIVIDADE ENTRE CHAVES FUSÍVEIS .................................................................... 40 9.4.2.2. SELETIVIDADE FUSÍVEL (LADO FONTE) / RELIGADOR ............................................... 41 9.4.2.3. COORDENAÇÃO RELIGADOR / FUSÍVEL ....................................................................... 43 9.4.2.4. COORDENAÇÃO RELIGADOR / RELIGADOR ................................................................ 45 9.4.2.5. SELETIVIDADE RELÉ / FUSÍVEL ..................................................................................... 47 9.4.2.6. SELETIVIDADE RELÉ / RELIGADOR ............................................................................... 49

9.4.2.7.

COORDENAÇÃO RELIGADOR / SECCIONALIZADOR ................................................... 52

9.4.2.8. COORDENAÇÃO RELIGADOR / SECCIONALIZADOR / ELO FUSÍVEL ......................... 53 9.4.3. CHAVES BAY-PASS PARA RELIGADORES E SECCIONALIZADORES ........................ 54 9.4.4. PROTEÇÃO COM CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA DE 3 OPERAÇÕES ........................ 55 9.4.4.1. COORDENAÇÃO RELIGADOR / CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA ................................. 55 9.4.4.2. SELETIVIDADE RELÉ X CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA .............................................. 55 9.4.4.3. SELETIVIDADE CHAVE FUSÍVEL X CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA ............................ 56 9.4.4.4. SELETIVIDADE CHAVE FUSÍVEL REPETIDORA X CHAVE FUSÍVEL ............................ 56

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1. CONTROLE DAS ALTERAÇÕES

Revisão Data Descrição

00 08/08/2008 Criação da Norma

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2. INTRODUÇÃO

Esta norma tem a finalidade de estabelecer a filosofia, os critérios e as diretrizes para

elaboração de Estudos de Proteção contra Sobrecorrentes, assim como orientações aserem seguidas na elaboração de projetos de melhoria e extensão de redes.

3. OBJETIVO

Esta norma tem como objetivo:

• Uniformização da Filosofia e Critérios Técnicos de Proteção originadas por curtocircuito;

• Simplificar os trabalhos, fornecendo um material prático para consulta;

• Garantir técnica e economicamente a qualidade e a segurança do sistema elétrico,das pessoas e animais;• Orientar, sob o ponto de vista de proteção, projetos de melhoria e extensão de redes.

4. APLICAÇÃO

É direcionada para utilização pelas áreas de Engenharia, Planejamento, Operação,Clientes e Regionais.

5. CONSIDERAÇÕES GERAIS

É importante para o entendimento da aplicação desta Norma de Engenharia, as seguintesconsiderações:

a) Do total das faltas ocorridas no Sistema de Distribuição da ELEKTRO,aproximadamente 85% são do tipo fase-terra.

b) Do total das faltas, aproximadamente 85% são de origem passageira.

c) O neutro do lado secundário (BT) do transformador de força da fonte (subestação) é

solidamente aterrado na malha de terra da S/E.

d) Os alimentadores são radiais sendo a maioria trifásica a três fios.

e) O sistema de proteção deve ser concebido no sentido de reduzir o número deinterrupções, garantindo aspectos de segurança e otimizando custos.

6. TERMINOLOGIA

Para clareza de entendimento do conteúdo desta norma são definidos alguns termos

comumente usados na área de proteção, conforme segue:

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. Bloqueio

É a condição em que um equipamento de proteção automático permanecerá, uma vezque tendo efetuado a operação de abertura de seus contatos não os fechaautomaticamente, devido a uma lógica de funcionamento própria do mesmo.

. Coordenação

O conceito utilizado para definir coordenação entre dois ou mais dispositivos de proteçãoem série nesta Norma pressupõe que a proteção foi projetada e ajustada de forma apermitir o restabelecimento automático para faltas de origem passageira (transitória) emanter seletividade para faltas permanentes, dentro de uma seqüência de operação préestabelecida.

. Dispositivo Protetor

Dispositivo de proteção, localizado imediatamente antes do ponto do curto-circuito,considerando a subestação como origem.

. Dispositivo de Retaguarda ou Protegido

Dispositivo de proteção, localizado anteriormente ao dispositivo protetor, cuja zona deproteção abrange a do dispositivo protetor, considerando a subestação como origem.

. Falta

Termo que se aplica a todo fenômeno que impede o funcionamento normal de umSistema ou Equipamento Elétrico.

. Falta Shunt

Curto-circuito ou ligação intencional e/ou acidental entre dois ou mais pontos de umcircuito, com potenciais diferentes (ex.: curto Fase-Terra).

. Falta Série

Falta de Fase ou abertura intencional e/ou acidental de uma ou mais fases de um Sistema

ou Equipamento Elétrico (ex.: chave fusível monopolar aberta).. Falta Simultânea

Refere-se à ocorrência de uma falta shunt e uma série no mesmo sistema e no mesmointervalo de tempo (ex.: curto-circuito permanente tipo Fase-Terra com abertura dacorrespondente chave fusível).

. Seletividade

Capacidade do dispositivo protetor atuar antes do dispositivo de retaguarda, independente

da natureza da falta ser de origem passageira ou permanente.

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. Seqüência de Operação

Sucessão de desligamentos e religamentos automáticos de um equipamento, na tentativade eliminar faltas de origem passageira, através do religamento com sucesso até o seubloqueio ou a interrupção do dispositivo protetor (mais próximo da falta), se a mesma for

permanente.

. Sobrecorrente

Intensidade de corrente superior à máxima permitida para um sistema, ou equipamentoelétrico, ou um componente.

. Zona de Proteção

É o trecho da rede onde o equipamento de Proteção consegue ser sensibilizado por umasobrecorrente gerada por curto-circuito.

7. CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO

7.1. TENSÕES PRIMÁRIAS

As tensões de operação fase-fase / fase-neutro do Sistema de Distribuição Primária daELEKTRO são: 13,8 / 7,96 kV e 34,5 / 19,9 kV.

7.2. TIPOS DE ATERRAMENTO

Conforme o tipo de aterramento adotado no sistema elétrico, mostrar-se-á a seguir ascaracterísticas de cada uma e as suas conseqüências nos tipos de faltas e na escolha daproteção apropriada a ser empregada.

(a) Neutro isolado

• Correntes de curto fase-terra baixíssimas, devidas somente à capacitância;• Sobretensões elevadas nas fases sãs;• Dificuldade para aplicar a proteção;

• Equipamentos devem ser isolados para tensão fase-fase.

(b) Neutro aterrado com resistência

• Correntes de curto-circuito fase-terra reduzidas;• Sobretensões menores que no sistema isolado;• Dissipação térmica elevada na resistência.

(c) Neutro aterrado com reatância

• Correntes de curto-circuito fase-terra reduzidas;• Sobretensões menores que no sistema isolado;• Facilidade de instalação.

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(d) Neutro solidamente aterrado

• Correntes de curto-circuito fase-terra elevadas;• Sobretensões desprezíveis;• Aplicação de proteção facilitada.

No caso da ELEKTRO, o transformador de força da fonte (subestação) tem o neutro dosecundário (13,8 kV e 34,5 kV) solidamente aterrado na malha de terra da S/E, o quepermite no caso de falta para a terra, o retorno de corrente até a subestação.

7.3. ALIMENTADORES

Os alimentadores são do tipo radial e classificado quanto ao arranjo em:

Urbano

Classe 15 kV – trifásico a três fios com neutro secundário não interligado com malha deterra da subestação.Classe 34,5 kV – trifásico a três fios com neutro secundário não interligado com malha deterra da subestação.

RuralClasse 15 kV – trifásico a três fios com neutro interligado ao neutro secundário de redesurbanas (novas extensões de rede urbana de cidades com subestações); trifásico a trêsfios; bifásico a dois fios; monofásico a um fio (MRT – Monofásico com Retorno por Terra).Classe 34,5 kV – trifásico a três fios com e sem cabo guarda, e monofásico a um fio(MRT).

7.4. TRANSFORMADORES DE FORÇA DA FONTE

Os transformadores de força da fonte têm a ligação Triângulo ou Estrela Aterrada do ladoprimário, e Estrela Aterrada do lado secundário (13,8 kV e 34,5 kV).

Tipicamente encontramos nas subestações de distribuição da ELEKTRO,transformadores com as seguintes ligações:

- TRIÂNGULO – ESTRELA ATERRADA em subestações de 88 kV, 69 kV e 34,5 kV.

- ESTRELA ATERRADA – ESTRELA ATERRADA com TERCIÁRIO EM TRIÂNGULOem subestações de 138 kV e 34,5 kV.

- ESTRELA ATERRADA – ESTRELA ATERRADA em subestações de 138 kV.

7.5. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

TRIFÁSICO – É o transformador mais utilizado no sistema de distribuição da ELEKTRO

sendo que na tensão de 13,8 kV, utiliza-se o tipo de ligação Triângulo – Estrela Aterrada ena tensão de 34,5 kV do tipo Estrela Aterrada – Estrela Aterrada com núcleo de cincocolunas shell type .

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MONOFÁSICO – É o transformador com um enrolamento no lado primário para ser ligadoentre fase e a terra. É utilizado no atendimento a cargas rurais em Sistemas MRT e nosistema elétrico de Ilhabela.

BIFÁSICO – É o transformador com um enrolamento no lado primário para ser ligado

entre fases. Utilizado apenas na tensão de 13,8 kV.

8. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO

Neste item serão apresentadas as informações e instruções básicas de filosofia deproteção contra sobrecorrentes para a elaboração de Estudos de Proteção e projetos demelhoria e extensão de Redes de Distribuição.

8.1. FINALIDADE DA PROTEÇÃO

Todo e qualquer elemento de proteção deve merecer garantia de eficiência nodesempenho de suas funções efetuando o isolamento do curto-circuito, em tempo hábilpara evitar danos no sistema de distribuição e garantir a segurança de pessoas e animais.Deve, também, isolar o menor trecho possível do sistema no caso de defeitos, visandomanter a máxima continuidade de fornecimento do Sistema Elétrico, de forma a otimizaros custos.

O Sistema de Proteção para conseguir atender a estas finalidades deve apresentar osseguintes requisitos básicos quanto ao seu desempenho:

Sensibilidade : a proteção deve ser suficientemente sensível a defeitos que ocorram nosistema.

Velocidade : após o instante da ocorrência do defeito a proteção deve detectar e desligaro trecho no menor tempo possível, obedecendo a um intervalo de tempo preestabelecido.

Seletividade : o sistema de proteção deve ter a capacidade de selecionar as condiçõesem que devem operar (instantâneo ou temporizado) ou não operar. Ele deve ser seletivopara faltas permanentes.

Coordenação : os equipamentos de proteção dispostos em série devem estarcoordenados, ou seja, atuando segundo uma seqüência de operação preestabelecida,visando nas etapas iniciais, eliminar faltas de origem passageira (transitória) comrestabelecimento automático e apresentando seletividade para faltas permanentes.

Confiabilidade : o sistema de proteção não deve falhar por dimensionamento inadequado,no caso de defeitos na rede, ou atuar indevidamente sob condições normais de operaçãoe energização.

Níveis de Proteção : o número de equipamentos de proteção em série deve ser nomáximo cinco, contados a partir do equipamento de proteção da saída do alimentador nasubestação (inclusive).

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Em virtude das limitações de cada equipamento existente, os mesmos deverão serescolhidos de forma que melhor se adaptem às características elétricas do local deinstalação para que obedeçam ao máximo possível os ajustes definidos no Estudo deProteção.

8.2. PROTEÇÕES UTILIZADAS

Os equipamentos e dispositivos de proteção utilizados no Sistema Primário deDistribuição são os seguintes:

- Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis- Disjuntores- Religadores- Seccionalizadores

Esses dispositivos têm a função de detectar sobrecorrentes originadas por faltas nocircuito e eliminá-las ou interrompê-las se as mesmas forem de característicaspermanentes.

8.2.1. Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis

As características predominantes das Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis utilizados nosistema de distribuição da ELEKTRO são:

- compostas por uma Base, Porta Fusível (cartucho) e Elo Fusível;

- atuam desligando o circuito de forma monofásica independente ou seja, para uma faltafase-terra a interrupção será monofásica;- na ocorrência de faltas as chaves fusíveis interrompem automaticamente o circuito,não diferenciando entre as de origem permanente ou passageira (transitória);- o elo fusível é feito de elemento metálico que funde quando submetido a excesso decorrente elétrica obedecendo a uma curva tempo x corrente, conforme o tipo e acapacidade;- o porta fusível (cartucho) determina a máxima corrente de interrupção da chavefusível. A interrupção é conseguida pela ação dos gases desionizantes gerados em seuinterior, resultantes da decomposição parcial da fibra isolante por ação de altastemperaturas existentes quando da formação do arco elétrico interno;- o elo fusível deve ser reposto, retirando-se o porta fusível com a vara de manobra erecolocando-o da mesma forma para restabelecer o sistema ou seja, a chave fusível nãopossui religamento automático;a chave fusível opera normalmente com uma faixa de coordenação e seletividade comreligadores e também seletiva para uma faixa de corrente com outras chaves fusíveis e odisjuntor da subestação. Porém, as chaves fusíveis não proporcionam coordenação eseletividade plenas com outros equipamentos de proteção, incluindo a própria chavefusível.- em pontos com elevado número de interrupções devido a causas transitórias, podemser utilizadas chaves fusíveis religadoras.

Normalmente são utilizados na ELEKTRO, para a proteção de transformadores dedistribuição, elos tipo H e K e, para a proteção de bancos de capacitores e de ramais

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primários, elos tipo K. Para se ter uma seletividade satisfatória na proteção de ramais,deverão ser utilizadas as Chaves Fusíveis com elos 10K, 15K e 25K, preferencialmente.As chaves fusíveis utilizadas na ELEKTRO são as de base A de corrente nominal 100 A ecapacidade máxima de interrupção simétrica de 1400 A e assimétrica de 2000 A semdispositivo (gancho) para abertura em carga, e as de base C de corrente nominal 200 A

com dispositivo (gancho) para fixação de ferramenta de abertura em carga (load-buster) edemais características conforme tabela abaixo:

CHAVES FUSÍVEIS

Base Item

Tensão Máxima doEquipamento – Valor

Eficaz (kV)Corrente

Nominal (A)

Capacidade deInterrupção (A)

NBI –Valor deCrista(kV)

Simétrica Assimétrica

A

1 15,0 100 1400 2000 95

2 24,2 (1) 100 1400 2000 125

C

1 15,0 200 7100 10000 95

2 15,0 200 10000 16000 95

3 24,2 (1) 200 4500 6300 125

4 24,2 (1) 200 8000 12000 125

5 36,2 (2) 200 3500 5000 150

6 36,2 (3) 200 2500 3500 170

Notas:(1) - Chave utilizada no sistema de distribuição 15 kV em locais de agressividadeambiental.(2) - Chave utilizada em sistemas de distribuição 34,5 kV.(3) - Chave utilizada na tomada de sistema de distribuição 34,5 kV derivada de sistemasde subtransmissão 34,5 kV.

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Os porta fusíveis utilizados nas chaves fusíveis (mostradas na tabela anterior) são osseguintes:

PORTA FUSÍVEIS

Base Item

Tensão Máxima doEquipamento – Valor

Eficaz (kV)Corrente

Nominal (A)

Capacidade deInterrupção (A)

NBI –Valor deCrista(kV)

Simétrica Assimétrica

A

1 15,0 50 900 1250 95

2 15,0 100 1400 2000 95

3 24,2 50 900 1250 125

4 24,2 100 1400 2000 125

C

1 15,0 100 7100 10000 95

2 15,0 100 10000 16000 95

3 15,0 200 7100 10300 95

4 24,2 100 4500 6300 125

5 24,2 100 8000 12000 125

6 36,2 100 3500 5000 150

7 36,2 100 2500 3500 170

8.2.2. PROTEÇÃO DE ALIMENTADORES

Os disjuntores são equipamentos utilizados nas saídas dos alimentadores dassubestações, comandados por relés de sobrecorrente de fase (50/51), de neutroconvencional (50/51N), de neutro de alta impedância (51NHI ou 51SEF) e relés dereligamento (79),A figura a seguir, apresenta um exemplo de esquema adotado:

51

NHI

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Atualmente os relés de sobrecorrente existentes na ELEKTRO são eletromecânicos,estáticos e digitais (numéricos). Possuem unidades temporizadas e instantâneas.

As unidades temporizadas dos relés de sobrecorrente são de características de temponormal inverso e muito inverso, as quais se adéquam no sentido de se ter uma melhor

seletividade com os outros equipamentos, tanto a montante quanto a jusante.

As unidades instantâneas dos relés de sobrecorrente são utilizadas para dotar o sistemade proteção contra elevadas correntes de curto-circuito, as quais podem provocar danosao sistema e equipamentos de custo mais elevado, a exemplo do transformador de força,sem afetar a seletividade entre os dispositivos de proteção.

O relé de sobrecorrente de alta impedância (RAI) tem como finalidade detectar baixascorrentes, as quais são provocadas por quedas de condutores ao solo com altaimpedância de contato onde os relés de terra convencionais não são sensibilizados.Portanto, a função do RAI é aumentar a segurança de pessoas e animais.

Consegue-se obter seletividade com a proteção de terra dos religadores em toda a faixade corrente de curto-circuito, porém o RAI não é seletivo com os elos fusíveis para baixascorrentes.

8.2.3. RELIGADORES AUTOMÁTICOS

A utilização de religadores visa basicamente melhorar a continuidade de fornecimento deenergia elétrica, reduzindo o montante de energia não distribuída devido a faltas deorigem passageira (transitória) no sistema que provoquem interrupções permanentes e,

também, reduzindo as despesas operacionais para normalização do sistema elétrico.

A aplicação de religadores deve ser priorizada em pontos onde a ocorrência da faltaspassageiras justifica técnica e economicamente o investimento.

Outros benefícios com a aplicação de religadores são:

- maior flexibilidade nos ajustes permitindo coordenação e seletividade com outrosdispositivos de proteção;- melhor proteção ao sistema de distribuição pela rapidez e precisão;- facilidade para operação.

Na ELEKTRO são utilizados religadores trifásicos tanto nas subestações, quanto nasredes de distribuição. Os religadores tipo poste são aplicados nas redes de distribuição deforma otimizada.

A vantagem da aplicação de religadores automáticos é conseqüência de suascaracterísticas, tais como:

- curvas independentes para proteção de fase e terra;- curvas de atuação para cada proteção (rápida e lenta);-

religamentos automáticos segundo uma seqüência de operações predeterminadas nascurvas rápidas e lentas, possibilitando coordenação com elos fusíveis, evitando a queimadestes em conseqüência de faltas de origem passageira (transitórias).

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Na ocorrência de uma falta permanente, o religador bloqueará após executada toda aseqüência de operação, devendo ser religado manualmente (local ou remoto).

Os religadores existentes na ELEKTRO são:

TIPO SUBESTAÇ O

TIPO CLASSE DETENSÃO (kV)

CORRENTE NOMINAL(A)

CAPACIDADE DEINTERRUPÇÃO (A)

CONDIÇÃO PARAFUNCIONAMENTO

ES 560 15 560 8000 FONTE AUXILIAR

ESV 3810 34,5 800 10000 FONTE AUXILIAR

TIPO POSTE

NU-LEC 15 600 12000

COOPER –

NOVA

15 600 12000

SEV 280 15 280 6000 CORRENTE DE CARGA

TRIFÁSICA > 11 A

KF 15 280 6000 p/

BOB. SÉRIE > 70 A

OYT 250 15 250 4000 p/

BOB. SÉRIE > 15 A

OYT 400 15 400 6570 p/

BOB. SÉRIE > 15 A

RV 34,5 400 6000 p/

BOB. SÉRIE > 100 A

CORRENTE DE CARGA

TRIFÁSICA > 5 AESV 3810 34,5 800 10000 FONTE AUXILIAR P/ O

COMANDO

KFE 15 400 6000

RE 15 400 4000 BATERIA

RXE 15 400 6000 BATERIA

R 15 400 4000 p/

BOB. SÉRIE > 70 A

Quanto à utilização de religadores nas redes de distribuição, limita-se ao uso de no

máximo dois equipamentos em série, devido à dificuldade de coordenação easpectos econômicos.

8.2.4. Seccionalizadores Trifásicos

Os seccionalizadores são equipamentos de interrupção automática que operam emconjunto com religadores dentro de sua zona de proteção.A interrupção automática se faz através da contagem ajustada de um número

preestabelecido de operações automáticas do religador devido a uma falta entre fases oufase-terra à frente do seccionalizador (jusante).

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O seccionalizador não interrompe correntes de curto-circuito, tendo capacidade apenaspara interromper correntes de carga. Este equipamento não possui curvas característicastempo x corrente, interrompem simultaneamente as três fases e, após a interrupção, elessão rearmados manualmente.

Os seccionalizadores classe 15 kV existentes na ELEKTRO são (todos de correntenominal 200 A):

OYS / REYROLLEGN3F2 e GN3E / McGraw Edison

Para se ter uma boa coordenação com o religador, limita-se a utilização de apenas umseccionalizador em série com o mesmo.

9. CRITÉRIOS DE PROTEÇÃO

Neste item são apresentados os critérios de proteção contra sobrecorrentes parautilização nos sistemas de distribuição da ELEKTRO.

9.1. PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

A proteção de transformadores de distribuição é feita por chaves fusíveis instaladas nolado de alta tensão. A tensão máxima, a corrente nominal, a capacidade de interrupção, oNBI das chaves fusíveis, tanto as de 15 kV quanto as de 34,5 kV, deverão estar de acordocom as tabelas do item 7.2.1 deste documento.

Quando a chave fusível for instalada na estrutura do próprio transformador não hánecessidade da capacidade de interrupção da chave estar compatível com a máximacorrente de curto-circuito no ponto, devido à baixa probabilidade de ocorrência de faltaentre a chave e a bucha de alta tensão do transformador. Em situações onde a chavefusível é instalada na tomada de ramal, visando a proteção do transformador dedistribuição, a mesma deve ter capacidade de interrupção maior que a máxima correntede curto-circuito no ponto de sua instalação.

Os elos fusíveis utilizados na proteção dos transformadores de distribuição são do tipo Hou K, dependendo da potência do transformador, sendo dimensionados para atender asseguintes situações:

- Permitir a livre circulação de corrente de carga e sobrecarga que o transformador écapaz de suportar.- Permitir a circulação da corrente transitória de magnetização.- Atuar para faltas internas aos transformadores e faltas na rede secundária paracorrentes de curto-circuito superiores aos níveis que afetam sua vida útil.

As tabelas apresentadas na seqüência mostram os elos fusíveis aplicados na proteção detransformadores de distribuição dentro das possibilidades para atendimento dos critériosacima mencionados.

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Vale salientar que as chaves fusíveis de proteção de transformador de distribuição 34,5kV quando não forem instaladas na própria estrutura do mesmo deverão possuirdispositivo de aterramento automático. A chave fusível com dispositivo de aterramentoautomático tem a função de evitar sobretensões na fase aberta devido à possibilidade deacontecer o fenômeno da ferroressonância quando o transformador estiver subcarregado

(carga da ordem de até 10% da potência nominal do transformador).

ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DEDISTRIBUIÇÃO – URBANO E RURAL COM REDE SECUNDÁRIA

Potência Nominal

(kVA)

Trifásicos Monofásicos

13,8 Kv 34,5 kV 7,96 kV 19,9 kV

10,00 – – 2H 1H

15,00 1H – 2H 1H

25,00 2H – 3H 2H

30,00 2H 1H 5H 3H

37,50 (1) 3H 1H – –

45,00 3H 1H – –

50,00 3H 2H – –

75,00 5H 2H – –

100,00 (1) 6K 3H – –

112,50 6K 3H – –

150,00 8K 5H – –

200,00 (1) 10K 6K – –

225,00 10K 6K – –

300,00 15K - - -

Observações: (1) Transformadores não padronizados na ELEKTRO.

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ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DEDISTRIBUIÇÃO – RURAL SEM REDE SECUNDÁRIA

PotênciaNominal (kVA)

Trifásicos Bifásicos Monofásicos13,8 kV 34,5 kV 13,8 kV 7,96 kV 19,9 kV

5,00 – – 2H 2H 2H7,50 – 2H 2H 2H

10,00 2H – 2H 2H 2H

15,00 2H – 2H 2H 2H

25,00 2H – 3H 3H 2H

30,00 2H 2H – 5H 3H

37,50 (1) 3H 2H – – –

45,00 3H 2H – – –

50,00 3H 2H – – –

75,00 5H 2H – – –

100,00 (1) 6K 3H – – –

112,50 6K 3H – – –

150,00 8K 5H – – –

200,00 (1) 10K 6K – – –

225,00 10K 6K – – –

300,00 15k - - - -Observações: (1) Transformadores não padronizados na ELEKTRO.

9.2. PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES

A ELEKTRO utiliza bancos de capacitores tanto em subestações quanto em redes dedistribuição. Os bancos de capacitores instalados nas redes de distribuição de 13,8 kVsão normalmente ligados em estrela isolada, em virtude de os transformadores dedistribuição ser de ligação não aterrada do lado de alta tensão (transformadores trifásicosem triângulo/estrela ou bifásicos). No caso de existência de cargas monofásicas fase-terra(MRT) é necessário efetuar análise caso a caso para se definir o tipo de ligação a serutilizado.

Por problemas de custo a proteção de bancos de capacitores instalados nas redesprimárias de distribuição deve ser realizada por chaves fusíveis de base C instaladas namesma estrutura. A tensão máxima, a corrente nominal, a capacidade de interrupção e oNBI (Nível Básico de Impulso) das chaves fusíveis deverão estar de acordo com astabelas do item 7.2.1 desta norma. A corrente nominal do porta fusível (cartucho) deveráser maior ou igual a 100 A. A capacidade de interrupção deverá ser maior que a máximacorrente de curto-circuito no ponto de instalação na condição mais crítica, ou seja, tantopelo alimentador normal quanto na condição de manobra com alimentação por outroalimentador. Os elos fusíveis para proteção do banco de capacitores deverão ser do tipoK e dimensionados de forma que a corrente admissível do elo seja maior ou igual a 135%

do valor da corrente nominal do banco de capacitores.

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O banco de capacitores deverá ser instalado a uma distância superior a 400 metros dequalquer outro banco de capacitores, tanto da ELEKTRO quanto de consumidoresindustriais de qualquer lado do ponto de instalação (montante ou jusante), para evitarqueimas indevidas do elo fusível por correntes de inrush . Vale salientar que não deverãoser utilizados mais do que quatro capacitores em paralelo por fase em um mesmo banco,

pois como a proteção é feita por grupo e não individualmente por capacitor, poderá haverproblemas de segurança.

A tabela a seguir apresenta os elos fusíveis que devem ser aplicados na proteção debancos de capacitores dentro das possibilidades de atendimento dos critérios acimamencionados.

ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES

Potência do Banco (kVAr)

Tensão

7,6 / 13,2 kV e 7,96 / 13,8 kV

Potência das Unidades (kVAr)25 50 100 200

75 6K – – –

150 8K 8K – –

225 10K – – –

300 – 12K 12K –

450 – 20K – –

600 – 25K 25K 25K

900 – – 40K –

1200 – – 50K 50K

Observações: Ligação em estrela isolada.

9.3. PROTEÇÕES DE INSTALAÇÕES PRIMÁRIAS DE CLIENTES PARTICULARES

Os critérios para este tipo de instalação deverão estar conforme ND20.

9.4. PROTEÇÃO DE REDES PRIMÁRIAS

As proteções contra sobrecorrentes de Redes Primárias de Distribuição são efetuadasatravés de disjuntores, religadores, seccionalizadores e chaves fusíveis.

9.4.1. Seleção e Dimensionamento / Ajustes

9.4.1.1. Chaves Fusíveis / Elos Fusíveis

(a) Chaves Fusíveis de Sistemas de Distribuição de Classe 15 kV

As chaves fusíveis de base A devem ser utilizadas quando:

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- As correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica no ponto forem inferiores a 1400A e 2000 A, respectivamente.- A demanda for igual ou inferior a 45 kVA.- A extensão da rede à jusante do ponto for inferior a 6 km.As chaves fusíveis de base C devem ser utilizadas quando:

- As correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica no ponto forem iguais ousuperiores a 1400 A e 2000 A, respectivamente.- A demanda for superior a 45 kVA.- A extensão da rede à jusante do ponto for igual ou superior a 6 km.

Observações:- Sendo que a capacidade de interrupção é limitada pelo porta fusível, deverá serverificado os valores máximos dos mesmos na tabela do item 7.2.1.- A corrente nominal da base fusível e do porta fusível (cartucho) da chave deve sermaior ou igual a 150% da corrente nominal do elo fusível a ser instalado no ponto.- A corrente de interrupção simétrica e assimétrica da chave fusível deve ser superior à

máxima corrente de curto-circuito simétrica e assimétrica respectivamente no seu pontode instalação.

(b) Chaves Fusíveis de Sistemas de Distribuição de Classe 34,5 kV

As chaves fusíveis utilizadas no sistema de distribuição 34,5 kV para proteção de ramaisdevem ser as de base C e com dispositivo de aterramento automático. Nas tomadas deramais que derivam de sistema de subtransmissão 34,5 kV deve ser utilizada chave comNBI de 170 kV. Ver tabela do item 7.2.1. Nos ramais internos ao sistema de distribuição34,5 kV pode ser utilizada chave com NBI de 150 kV. Ver tabela do item 7.2.1.

Observações:- A corrente nominal da base fusível e do porta fusível (cartucho) da chave deve sermaior ou igual a 150% da corrente nominal do elo fusível a ser instalado no ponto.- A corrente de interrupção simétrica e assimétrica da chave fusível deve ser superior àmáxima corrente de curto-circuito simétrica e assimétrica respectivamente no seu pontode instalação.

(c) Elos Fusíveis

Na proteção de ramais devem ser utilizados somente os elos fusíveis do tipo K em virtude

de ter sido feito um acompanhamento da qualidade dentro das especificações e porapresentarem melhor desempenho prático principalmente quanto à possibilidade de seajustar o elemento instantâneo dos relés de sobrecorrente de neutro das subestações avalores mais baixos.Para obtenção de uma proteção mais adequada e considerando ser os elos maisutilizados na ELEKTRO, além de facilitar estoque de reposição, devem ser utilizados(preferencialmente) apenas os elos fusíveis 10K, 15K e 25K, com exceção da proteção doramal de ligação de clientes com capacidade instalada acima de 500 kVA, bancas decapacitores e by-pass de religadores quando necessário.A corrente nominal do elo fusível do ramal deverá ser superior a 150% do valor damáxima corrente de carga atual (medida ou convenientemente avaliada no seu ponto de

instalação ou superior à corrente de manobra quando for o caso). Então,INOMINAL DO ELO FUSÍVEL > 1,5 x IDEMANDA MÁXIMA ATUAL

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Observações:- Para atender algumas situações consideradas esporádicas na ELEKTRO, pode serutilizado o elo 25K em pontos onde a corrente de carga atual seja de até 25 A (em virtudedeste elo ser o maior aplicado na proteção de ramais). Sendo a corrente admissível do elode 1,5 x IN = 1,5 x 25 A = 37,5 A, o mesmo atende, nesta situação, em um horizonte até

que a carga cresça mais 50%, o que corresponde na ELEKTRO, em média, mais de 5anos.- A corrente nominal do elo fusível deve ser superior à do maior elo de proteção dostransformadores do qual é retaguarda.- A corrente nominal do elo fusível deve ser no máximo ¼ ou 25% da menor correntede curto-circuito fase-terra mínimo (calculado com resistência de falta 3R = 100 Ω) em suazona de proteção e ,se possível, até o fim do trecho para o qual é proteção de retaguarda.

INOMINAL DO ELO FUSÍVEL > (menor IccFASE-TERRA MÍN) / 4

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A figura a seguir mostra as curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K.

Observações:

1 – As curvas tempo x corrente cheias indicam o tempo mínimo de fusão do elo fusível.2 – As curvas tracejadas indicam o tempo máximo de interrupção do elo fusível.

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9.4.1.2. Disjuntores / Relés de Subestações

Os Disjuntores e Relés ( Cubículos tipo B ) são utilizados exclusivamente nas saídas dosAlimentadores de Subestações e são convenientemente especificados e dimensionadospara o ponto de instalação. A proteção do Cubículo tipo B é equipado com Disjuntor, relés

de sobrecorrentes secundários sendo 2 de fase (50/51), 1 de neutro convencional (50/51N) e 1 de neutro de alta sensibilidade (RAI) e um relé de religamento (79).

Quando são utilizados relés numéricos, a proteção do alimentador é composta de 3proteção de fase (50/51), 1 proteção de neutro convencional (50/51 N), 1 proteção deneutro de alta sensibilidade (RAI) e função de religamento automático (79), todasincluídas em uma única unidade.

Os relés de sobrecorrentes existentes nos cubículos de Distribuição da ELEKTRO são dotipo Eletromecânicos, Eletrônicos (Estáticos) e Numéricos (Digitais), possuindo unidadestemporizadas e instantâneas.

9.4.1.2.1. Critério Geral para Definição dos Ajustes da Proteção

Relé de Sobrecorrente de Fase

Ajuste de corrente do elemento temporizado:

O ajuste de corrente do elemento temporizado deverá ser tal que satisfaça as seguintesexigências:

I pick-up de fase > I demanda máxima futura

1,2 x I pick-up de fase < menor Icc∅∅ na zona principal e de retaguarda do relé

A avaliação da corrente de carga equivalente à demanda máxima futura deve ser feitacom base no Planejamento por Região Elétrica e no Estudo de Mercado, considerando ohorizonte de 5 anos e também a corrente de manobra.

Considerando que os relés são do tipo secundário, portanto acoplados ao secundário doconjunto de TC’s com relação RTC ( I primário / I secundário ), e que o ajuste destes relés

são em forma de TAP’s, temos ainda que considerar:

Tap do I pick-up do relé de fase > I demanda máxima futura / RTC

Tap do I pick-up do relé de fase < menor Icc∅∅ na zona principal e de retaguarda do relé / (RTC x 1,2)

Caso esta proteção seja retaguarda de um RL e não for possível cobrir toda a zona ondeo mesmo é retaguarda, deverá ser utilizado by-pass com chave fusível no RL .

Obs.: Desconsiderar os Tap’s de I pick-up do relé de fase maior que 6A, caso contrário o

TC, ficaria desprotegido em caso de sobrecarga já que a corrente térmica secundária domesmo é comumente de 6A, pois na Empresa utilizamos TC’s com fator térmico igual 1,2.

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Relé de sobrecorrente de neutro convencional

Ajuste de corrente do elemento temporizado:

I pick-up de neutro > I pick-up do RAI

1,2 x I pick-up de neutro < IccφT mínimo na zona principal e de retaguarda do relé

Considerando que os relés são do tipo secundário, portanto acoplado ao fechamento emparalelo dos TC’s de relação RTC, e que o ajuste destes relés são em forma de TAP’s,temos ainda a considerar:

- Tap do I pick-up do relé de neutro > Tap do I pick-up do RAI- Tap do I pick up do relé de neutro < menor IccφT mínimo na zona principal e deretaguarda / (RTC x 1,2)

Para cálculo de IccφT mín. considerar a resistência de contato 3R = 100 Ω.

Ajuste do Time Level:

O Time Level do relé de neutro convencional deverá ser ajustado para permitirseletividade com os equipamentos de proteção a montante e a jusante.

Ajuste do Elemento Instantâneo:

O ajuste de corrente do Elemento Instantâneo do relé de neutro convencional deverá sertal que satisfaça as seguintes exigências :

- Maior que a corrente de curto circuito fase–terra assimétrico no primeiro equipamentoprotetor (religador ou outro disjuntor).

- O cálculo deve ser baseado no menor valor de resistência de contato estimado ou conhecido. Aseguir são apresentados os casos mais típicos encontrados na ELEKTRO :

- Resistência de aterramento conhecida de uma indústria à frente do equipamentoprotetor (do Cliente), considerar 3R = 3 x Rat.

- No caso de existência de neutro de rede secundária à frente de Religador de cidade que nãopossui S/E, considerar a resistência de contato 3R = 10 Ω.

- No caso de existência de neutro de rede secundária à frente de Religador, de cidadecom S/E, considerar a resistência de contato 3R = 0.

- Maior que a corrente de curto-circuito que permite a antecipação da fusão do maior Elo à jusante, mesmo com a possibilidade de uma operação simultânea com o disjuntor, tendoem vista a baixa probabilidade deste evento acontecer. Caso este Elo Fusível seja o10K ou 15K o ajuste deve ser igual ou superior a 450 A .Se o Elo for o 25K o ajustedeve ser igual ou superior 600 A.

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Logo, resumindo, temos:

I instantâneo de neutro > IccφT assimétrico no primeiro equipamento protetorI instantâneo de neutro ≥ 450 A ( para maior Elo = 10K ou 15K )

I instantâneo de neutro ≥ 600 A ( para maior Elo = 25 K )

Obs.: Da mesma forma como mencionado no relé de fase, quando do ajuste do Tap doelemento instantâneo do relé de neutro, atentar para o tipo de relé , pois existe diferençade lógica entre os mesmos.

Se o relé for numérico, deve ser considerada a corrente simétrica.

Exemplo :

Relé ICM 2 - Tap do I instantâneo de neutro = I instantâneo de neutro .

(Tap I pick-up de neutro x RTC)

Relé CO - 8 - Tap do I instantâneo de neutro = I instantâneo de neutro / RTC

Ajustes do Relé de Neutro de Alta Sensibilidade - RAI

Ajuste de corrente :

Tendo em vista que o RAI, tem como finalidade detectar baixas corrente de curto circuitotipo fase terra, provocados em geral por contato de cabo ao solo, visando uma melhorsegurança de pessoas e animais, o mesmo deverá ser ajustado com mínimos valores.Para tanto, desconsideramos a princípio, o erro residual máximo dos TC’s especificadospela norma da ABNT (dados de placa) que permite em última hipótese apresentar até20% de erro em relação à carga passante. Na prática os erros dos TC’s utilizados pelaELEKTRO obtidos em ensaios de laboratório estão em torno de + ou - 1,3 %, que dariaum erro residual em torno de 2,6%.

Com as considerações acima, os relés RAI devem ser ajustados na faixa de 6 A a 12 A,ou seja:

6 A ≤ I RAI ≤ 12 AObs.: No caso de Alimentadores com cargas MRT (Monofilar com Retorno pela Terra -redes rurais), deve ser obedecido o máximo de 6 A por fase para atendimento dosrequisitos acima. Considerando o fator de demanda igual a 0,33, a carga instalada total deMRT de um alimentador trifásico de 13,8 kV referido à S/E é limitado em 435 kVA.Para os alimentadores com carga maior que a especificada acima, deverá ser feita umaanálise específica, considerando a corrente de neutro para o ajuste do RAI.

Ajuste de tempo :

Em vista do aumento da vitrificação do solo com o tempo, acarretando aumento daresistência de contato ao solo, diminuindo assim a corrente de curto circuito à terra,aumentando a probabilidade de não atuação do RAI após os religamentos automáticos o

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tempo de atuação do RAI deve ser ajustado em 3 segundos. Caso tenha 2 (dois)religadores em série no Alimentador ou quando de conexão com autoprodutores o RAIpoderá ser ajustado em até 5 segundos, ou seja :

3 seg. ≤ Tempo do RAI ≤ 5 segundos

OBS: Critérios para definições dos ajustes do relé de Neutro de Alta Sensibilidade(RAI) em alimentadores de 34,5 kV

O relé RAI em sistemas 34,5 kV deverá ser objeto de análise específica, considerando asparticularidades (instabilidade da proteção) do referido sistema.

9.4.1.2.2. Relé de Religamento

Seleção:

O relé de religamento que normalmente é excitado pelos relés de sobrecorrente com ocomplemento da lógica através dos contatos auxiliares do disjuntor comanda osdisjuntores de subestações, fazendo com que o mesmo opere numa seqüência completade desligar-religar automático evitando bloqueios indesejáveis devido a faltas de origempassageiras. Caso o curto-circuito seja permanente desliga pela terceira vez ficando odisjuntor bloqueado com os contatos abertos.

De uma maneira geral os relés de religamento devem possuir as seguintes característicasprincipais:- dois religamentos automáticos

- tempo de neutralização e rearme (tempo de guarda)- bloqueio automático de religamento quando do fechamento manual- nos relés que permitem bloqueio de religamento por altas correntes, deverá serhabilitado o bloqueio do religamento automático, quando a atuação da proteção for poruma corrente de falta maior ou igual a 6000 A.

Ajustes:

Os tempos de religamento (intervalo entre o desligamento e religamento automático) e deneutralização normalmente ajustados na ELEKTRO são os seguintes:

Primeiro tempo de religamento 0,5 segundosSegundo tempo de religamento 15 a 20 segundosTempo de neutralização e rearme (tempo de guarda) 30 a 60 segundos

9.4.1.3. Religadores tipo subestação

Seleção:

• S/E´s de Distribuição de 34,5 kV

Para utilização nas S/E´s 34,5 - 13,8 kV da distribuição, os religadores tipo S/E já sãoconvenientemente especificados.• S/E´s de Distribuição de tensões superiores a 34,5 kV

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Para utilização nas S/E´s supridas por tensões superiores a 34,5 kV, deve ser verificado oque segue:- A tensão nominal do religador deve ser compatível com a do ponto (13,8 a 34,5 kV).- A corrente nominal do religador deve ser superior à corrente de carga equivalente àdemanda máxima futura.

- A capacidade de interrupção nominal do religador deve ser superior à máxima correntede curto-circuito assimétrico. Caso esta situação não possa ser atendida, em últimahipótese deve ser maior que a máxima corrente simétrica multiplicado por um fator de 1,3na referida subestação.

Ajustes:

S/E´s de Distribuição de 34,5 kV

Para S/E´s de 34,5 kV os ajustes podem ser efetuados de forma semelhante aosestabelecidos para religadores tipo poste (ver item 8.4.1.4) que são instalados nas redes

de distribuição, tendo em vista que nestas S/E´s as correntes de curto-circuito são baixas,ou seja:(a) Disparo de FaseElemento temporizadoI mín. de disparo de fase > I demanda máxima futuraI mín. de disparo de fase < menor Icc2F na zona supervisionada

Elemento instantâneo I instantâneo de fase > Itm (corrente transitória de magnetização dos transformadores)

(b) Disparo de TerraElemento temporizado do sensor convencional (tempo dependente)I mín. de disparo de terra > I mín. de disparo do RAII mín. de disparo de terra < menor IccFT mínima na zona supervisionada

Elemento instantâneo I instantâneo de terra = menor ajuste disponívelI instantâneo de terra > 20 A

Elemento temporizado do sensor de alta impedância (tempo definido)6 A < RAI < 12 A

(c) Ajuste de tempo3 segundos < tempo do RAI < 5 segundos

Os elementos temporizados dos sensores de fase e de terra convencional deverão serajustados de forma a permitir seletividade para faltas permanentes.

(d) Número de operações para bloqueio1 < número de operações para bloqueio < 4

(e) Seqüência de operações

Nos religadores tipo S/E, seleciona-se o número de operações rápidas (instantâneas) demodo que o número de operações lentas (temporizadas) é a diferença entre o número deoperações para bloqueio e o número de operações rápidas (instantâneas).

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Exemplo:Seqüência de operações desejada: 1 rápida e 3 lentasAjustes para obtenção da seqüência de operações acima

Número de operações para bloqueio = 4Número de operações rápidas (instantâneas) = 1

(f) Tempo de religamentoNos religadores tipo S/E, é recomendável ajustar os tempos de religamento em:- Tempo do primeiro religamento = 1 segundo- Tempo do segundo religamento > 6 segundos- Tempo do terceiro religamento > 6 segundosO tempo mínimo, a partir do segundo religamento, de 6 segundos é necessário parapermitir o carregamento motorizado da mola de fechamento.

(g) Tempo de rearmeAjuste recomendado: 40 segundos < tempo de rearme < 60 segundos

Para maiores detalhes, consultar o item 8.4.1.4.

No caso de existência de dois religadores em série no alimentador, o religador tipo S/Edeverá ser ajustado da mesma forma que os estabelecidos para religadores tipo S/E desubestações de distribuição de tensões superiores a 34,5 kV.

9.4.1.4. Religadores tipo poste

Seleção:Constatada a viabilidade de instalação do religador em um ponto da rede de distribuição,

para a seleção do mesmo deve ser considerado os seguintes requisitos:- A tensão nominal deve ser compatível com a da rede (13,8 ou 34,5 kV).- A corrente nominal deve ser superior à corrente de carga equivalente à demandamáxima futura no ponto, se o religador for eletrônico e, superior ao dobro da corrente decarga equivalente à demanda máxima futura no ponto se o religador for hidráulico, ouseja:

RL eletrônico: I nominal do RL > I demanda máxima futuraRL hidráulico: I nominal do RL < 2 x (I demanda máxima futura)

- A capacidade de interrupção nominal do religador deve ser maior que a máximacorrente de curto-circuito assimétrica calculada no ponto.Obs.: Para religadores que utilizam bobina série atentar para a diminuição da capacidadede interrupção para valores baixos de corrente nominal de bobina série. Ver tabela decapacidade de interrupção de religadores hidráulicos no Anexo VII.Em situações de utilização de dois religadores em série sendo um hidráulico e outroeletrônico, quando a corrente de carga é elevada no equipamento do lado fonte, édesejável que se instale o religador eletrônico na retaguarda devido ao religador hidráulicofuncionar com bobina série acarretando um ajuste de corrente de disparo elevadodificultando a sensibilização para as correntes de curto-circuito na zona sob suasupervisão.

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A figura a seguir mostra as curvas típicas de atuação tempo x corrente de religadores.

Legenda:A = Curva rápida de fase do religador KFEB = Curva lenta de fase do religador KFE1 = Curva rápida de terra do religador KFE4 = Curva lenta de terra do religador KFE

Tempo de ReligamentoO tempo de religamento é o tempo compreendido entre uma operação de abertura e a

subsequente operação de fechamento automático do religador. Este tempo quando édisponível para ajuste, é definido de acordo com a filosofia de proteção adotada, emfunção da coordenação com os demais equipamentos de proteção.Em alguns religadores este tempo é fixo em torno de 2 segundos (KF, KFE, RV e OYT),em outros ajustáveis através de plugues (SEV e ESV que utilizam relé RESCO) e, nestecaso, se não houver problemas com o avanço acumulado do disco de indução dos reléseletromecânicos das subestações, é recomendável ajustá-los em:

Tempo do primeiro religamento = 1,25 segundosTempo do segundo religamento = 2,5 segundosTempo do terceiro religamento = 2,5 segundos

Estes ajustes permitem uma melhor coordenação com os elos fusíveis.

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Tempo de RearmeO tempo de rearme é o tempo requerido para que o religador retorne à sua seqüênciainicial após uma operação com sucesso, ou seja, o tempo para zerar o contador donúmero de operações para bloqueio (apto para executar a seqüência de operaçãocompleta novamente). Este tempo, quando ajustável, deve levar em consideração a

capacidade do religador executar todo o ciclo de operação após a seqüência de operaçãomáxima executada antes do bloqueio definitivo.Em alguns religadores este tempo é fixo e acumulativo por operação realizada (KF, KFE,RV e OYT). Este tempo está em torno de 1,75 minutos por operação realizada para aOYT e 1,5 minutos para o KF, KFE e RV, ou seja, estes religadores podem acumular umtempo de rearme de 5,25 e 4,5 minutos respectivamente, antes da última operação parabloqueio, se os mesmos estiverem ajustados em 4 operações para bloqueio.Em outros religadores este tempo é ajustável através de plugues e independe do estágioda seqüência de operação em que o mesmo esteja (SEV e ESV que utilizam reléRESCO). Recomenda-se ajustar o tempo de rearme em 40 segundos nestes religadores,ou seja:

Tempo de rearme = 40 segundos

A figura a seguir ilustra uma seqüência de operação (2 rápidas + 2 lentas) completa doreligador com bloqueio na posição aberta.

Legenda:Icc = Corrente de curto-circuitoIc = Corrente de cargaR = Operação na curva rápidaL = Operação na curva lentatr = Tempo de religamento

9.4.1.5. Seccionalizadores

Seleção:Após definido o ponto de instalação do seccionalizador deverão ser verificados osseguintes requisitos:- A tensão nominal deve ser compatível com a tensão da rede (13,8 kV).- O nível básico de isolamento para impulso (NBI) deve ser compatível com a classe detensão do sistema (para classe 15 kV → 95 kV e 110 kV).- A corrente nominal deve ser maior que a corrente de carga equivalente à demanda

máxima futura no ponto.- A corrente nominal deverá ser maior ou igual à corrente mínima de disparo de fase doreligador de retaguarda.

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- O tempo equivalente na corrente de curto-circuito simétrica máxima no ponto deinstalação não deve exceder a capacidade de curta duração do SL, em função do maiortempo de abertura do equipamento de proteção de retaguarda. Em seccionalizadoreshidráulicos atentar para as limitações de capacidade com a bobina série utilizada. Videcaracterísticas do seccionalizador OYS no Anexo VII.

- A capacidade momentânea do seccionalizador deverá ser superior à corrente decurto-circuito assimétrica máxima no ponto de instalação.- É recomendável que a corrente mínima de carga seja superior a 3,5 A onde forinstalado o seccionalizador GN3E.

Ajustes:

Ajustes das correntes de atuação de fase

Na proteção de fase dos seccionalizadores a corrente mínima de atuação é ajustada paraser sensibilizada o mais próximo de 80% da corrente mínima de disparo de fase do

religador, ou seja:

I mínima de atuação de fase do SL < 0,8 x I mínima de disparo de fase do RL

Esta expressão é válida quando tanto o seccionalizador quanto o religador são eletrônicos(por exemplo, o SL GN3E com RL KFE).

No caso de instalação de seccionalizador hidráulico (OYS da Reyrolle) à frente dereligador hidráulico (OYT, KF ou R), a corrente nominal da bobina série do SL deverá sera mesma da bobina série do RL, que equivale a 80% do disparo de fase do RL, pois o SLé sensibilizado com 1,6 x In bobina série e o RL com 2 x In bobina série, ou seja:

In bobina série do SL < In bobina série do RL

Para o mesmo seccionalizador hidráulico (OYS) à frente de religador eletrônico (SEV,KFE, etc.) a escolha da corrente nominal da bobina série do SL é da seguinte forma:

In bobina série do SL < (I mínima de disparo de fase do RL)/2

No caso de instalação de seccionalizador eletrônico (GN3E da McGraw Edison) à frentede religador hidráulico (KF, OYT, etc.) a escolha do resistor para a corrente de atuação de

fase é da seguinte forma:I mínima de atuação de fase do SL < 1,6 x In bobina série do RL

A tabela a seguir resume os ajustes dos SL´s com os RL´s hidráulicos e eletrônicos:RL

SL Eletrônico Hidráulico

EletrônicoI mín. de atuação de fase do SL

<0,8 x I mín. de disparo de fase do RL

I mín. de atuação de fase do SL<

1,6 x In bobina série do RL

HidráulicoIn bobina série do SL

<I mín. de disparo de fase do RL/2

In bobina série do SL<

In bobina série do RL

A corrente mínima de atuação de fase do SL deve ser inferior à menor corrente de curto-circuito fase-fase no final da zona supervisionada tanto do SL quanto do RL, ou seja:

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I mín. de atuação de fase do SL < menor Icc2F na zona supervisionada pelo SL e RL

Ajustes da corrente de atuação de terra

A proteção de terra dos seccionalizadores é ajustada para ser sensibilizada o maispróximo de 80% da corrente mínima de disparo de terra do religador, ou seja:

6 A < I mínima de atuação de terra do SL < 0,8 x I mínima de disparo de terra do RL

Obs.: No caso de não existência de MRT na zona supervisionada pelo SL a correntemínima de atuação de terra do SL pode ser ajustada em até 4 A.

Ajuste do número de contagens para abertura

O ajuste do número de contagens para abertura do seccionalizador deverá ser no máximo

igual ao do número de operações para bloqueio do religador menos um, ou seja:

No. de contagens p/ abertura do SL < (No. de operações p/ bloqueio do RL) - 1

9.4.2. Coordenação / Seletividade

9.4.2.1. Seletividade entre Chaves Fusíveis

Apesar de desejável, a seletividade entre chaves fusíveis acontece somente para umafaixa de corrente.Para se conseguir seletividade entre fusíveis é desejável que o máximo tempo deinterrupção do fusível protetor não exceda a 75% do mínimo tempo de fusão do eloprotegido, ou seja:

t máx. interrup. fusível protetor < 0,75 x t mín. fusão elo protegido

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Para verificação da seletividade entre chaves fusíveis com elos H e K, ver tabela a seguir.

TABELA DE SELETIVIDADE DE ELOS FUSÍVEIS

Elo Protetor

Corrente Corrente Máxima de Defeito

Elo de RetaguardaNom. Adm. Mín. de Defeito

ELO IN IAD 4 x IN 8 K 10K 12K 15 K 20 K 25 K 30 K 40 K 50 K 65 K

1H 1 1 4 125 280 380 510 650 840 1060 1340 1700 22002H 2 2 8 45 220 450 6503H 3 3 12 45 220 450 6505H 5 5 20 45 220 450 650 840 1060 1340 1700 2200

6K (*) 6 9 24 190 350 510 660 840 10608K 8 12 32 210 440 650 840 106010K (*) 10 15 40 300 540 840 1060

12K 12 18 48 320 710 105015K (*) 15 23 60 430 870 1340

20K 20 30 80 500 1100 170025K (*) 25 38 100 660 1350 220030K 30 45 120 850 170040K (*) 40 60 160 1100

50K 50 75 20065K (*) 65 98 260

(*) PreferenciaisObs.: As curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K estão mostradas no item8.4.1.1.

9.4.2.2. Seletividade Fusível (lado fonte) / Religador

Esta situação ocorre normalmente nas SE´s 34,5 – 13,8 kV, onde a proteção do lado daalta tensão do transformador de força abaixador é efetuada com a utilização de chavesfusíveis. Para se ter seletividade nessa condição, o mínimo tempo de fusão do elo fusíveldeve ser maior que o tempo médio de interrupção na curva lenta do religador multiplicadopor um fator K1. Este fator é definido em função da seqüência de operação e dos temposde religamento do religador, que vão pré aquecendo o elo fusível.Os valores de K1 estão definidos na tabela a seguir:

SEQÜÊNCIA DE OPERAÇÃOTempo de

religamento(em segundos)

Fator K1

Operações: 2 rápidas +2 temporizadas

Operações: 1 rápida + 3temporizadas

Operações:4 temporizadas

0,5 2,6 3,1 3,51,0 2,1 2,5 2,71,5 1,85 2,1 2,22,0 1,7 1,8 1,9

Obs.: 1. Cuidados deverão ser tomados quando se refletir as correntes de falta de um doslados do referido transformador face ao tipo de conexão. Logo, recomenda-se efetuaruma análise em termos de componente simétrica nestes casos. Ex.: Curto-circuito fase-fase na BT de transformador triângulo-estrela reflete a intensidade de um curto trifásicoem uma das fases da AT.2. Não é permitido o uso de fusível como proteção de retaguarda de religadores em ummesmo nível de tensão.

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A figura a seguir ilustra as curvas do elo fusível de forma seletiva com a curva lentado religador.

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9.4.2.3. Coordenação Religador / Fusível

As curvas de atuação e a seqüência de operação recomendável para a coordenaçãoentre o religador e os elos fusíveis são 2 operações rápidas e 2 operações lentas. Noentanto, como os religadores hidráulicos possuem tempo de rearme muito alto (comomencionado anteriormente) em épocas chuvosas com temporais com grande quantidade

de descargas atmosféricas, em curtos intervalos de tempo, fazem com que o religadorbloqueie muitas vezes indevidamente e, neste caso, é recomendável ajustar a seqüênciade operação em 1 operação rápida e 3 operações lentas.Lembramos também que a combinação da seqüência de operação é independente paraos ajustes de fase e terra nos religadores KF, KFE e RV, e é única no SEV, ESV, ES560e OYT.A coordenação da proteção de fase e terra do religador com os elos fusíveis éassegurada quando:- Para o valor de corrente máxima de falta (3F e FT) na zona de proteção mútua (RL eelo fusível), o tempo mínimo de fusão do elo é superior ao tempo de atuação na curva deoperação rápida (fase e terra) do religador, multiplicado por um fator K2, onde este éfunção do número de operações rápidas e do tempo de religamento entre as operaçõesrápidas, ou seja:

t mín. de fusão do elo fusível > (t atuação na curva rápida do RL) x K2

- Para o valor da corrente mínima de falta (2F ou FT) na zona de proteção mútua (RL eelo fusível), o tempo máximo de interrupção do fusível não seja superior ao tempo deatuação na curva lenta do religador, ou seja:

t máx. de interrupção do fusível < t atuação na curva lenta do RL

A faixa de coordenação entre a chave fusível e o religador é determinado pelas duasinequações anteriormente apresentadas, que estabelecem o ponto de máximo e mínimo.

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A figura a seguir mostra a faixa de coordenação religador / fusível.

A tabela a seguir mostra o valor do multiplicador K2 em função do número de operaçõesrápidas e do tempo de religamento.

Tempo dereligamento

(em segundos)

Multiplicador K2 (elo do lado da carga)

1 rápida 2 rápidas

0,5 1,3 1,5

1,0 1,3 1,51,5 1,3 1,52,0 1,3 1,5

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9.4.2.4. Coordenação Religador / Religador

A aplicação de no máximo 2 religadores em série está de acordo com a orientação dafilosofia básica de proteção. O método de coordenação de religador com outro religadorem série se baseia na suposição de que na base de 60 ciclos, suas curvas tempo xcorrente separadas mais de 12 ciclos (200 milisegundos) não operarão simultaneamente,

e menos de 12 ciclos poderão operar simultaneamente.A coordenação entre religadores instalados em série, tem como base o seguinte: paraqualquer falta transitória ou permanente na zona de proteção mútua, o religadormais próximo dessa deve antecipar sua operação, sem deixar que o religador deretaguarda opere em sua curva lenta.Portanto, para obter coordenação e seletividade, a diferença entre os tempos deoperação das curvas lentas dos religadores deverá ser maior que 0,2 segundos para afaixa de corrente da zona de proteção mútua.Existem várias formas para se conseguir coordenação entre religadores envolvendo osvários tipos de ajustes. Recomenda-se para se ter uma boa coordenação ascombinações a seguir:

• Correntes de disparo iguais com curvas lentas diferentes.• Correntes de disparo diferentes com curvas lentas diferentes.• Correntes de disparo diferentes com curvas lentas iguais e seqüência de operaçõesdiferentes.• Correntes de disparo diferentes com curvas lentas diferentes e seqüência deoperações diferentes.

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A figura a seguir ilustra uma coordenação religador / religador com correntes de disparode fase e terra diferentes com curvas lentas diferentes.

Na curva rápida os dois religadores atuarão simultaneamente na maioria das vezes.Desta forma, as seqüências de operações mais adequadas para os religadores são2R + 2L para o RL protetor e 1R + 3L para o RL retaguarda.

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9.4.2.5. Seletividade Relé / Fusível

A seletividade estará garantida quando se mantém no mínimo 0,2 segundos de diferençaentre o máximo tempo de interrupção do fusível à frente (jusante) do disjuntor e o tempode atuação do relé de sobrecorrente e o máximo tempo de interrupção do fusível sejainferior a 75% do tempo de atuação do relé na curva temporizada, o que for mais crítico,

em toda a faixa de corrente de curto-circuito envolvida na zona de proteção da chavefusível, ou seja:

t atuação temporizado do relé > t máx. de interrupção do fusível + 0,2 segundos

t máx. de interrupção do elo < 0,75 x t atuação temporizado do relé

Atentar para que não sejam efetuados ajustes nos relés exageradamente elevados, poisos mesmos deverão, também, garantir a seletividade com os relés de retaguardalocalizados no cubículo geral (tipo A) da subestação. Para a proteção contra falta à terra

com o relé de sobrecorrente de neutro de alta impedância (RAI), a consideração para aseletividade na menor corrente é na interseção da curva do RAI com a curva do relé deneutro convencional. Para correntes de curto-circuito fase-terra abaixo desse valor até acorrente de pick-up ajustada no RAI, a seletividade é comprometida na maioria dessafaixa.

A figura a seguir ilustra a condição de seletividade relé / elo utilizando-se de relé deneutro convencional e relé RAI.

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Legenda:RN = Curva tempo x corrente do relé de neutroRAI = Curva do relé de neutro de alta impedância

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9.4.2.6. Seletividade Relé / Religador

As condições para se ter seletividade entre relé e religador são as seguintes:- A corrente de disparo de fase do RL deve ser menor que a corrente de pick-up de faseda proteção de retaguarda descontando a diferença da corrente de carga na proteção deretaguarda da corrente de carga no religador, ou seja:

I disparo de fase do RL < I pick-up de fase da PR – (Icpr – Icrl)

onde,PR = proteção de retaguardaIcpr = corrente de carga atual na proteção de retaguardaIcrl = corrente de carga nominal do religador

- A corrente de disparo de terra do religador seja inferior a 90% do ajuste do relé desobrecorrente de alta impedância (RAI).

I mínima de disparo de terra do RL < 0,90 x I pick-up do relé RAI

- O intervalo entre os tempos máximos de atuação das curvas lentas de fase e terra doreligador, especificados pelo fabricante e os tempos de atuação dos relés desobrecorrente de fase e neutro, respectivamente, sejam superiores a 0,2 segundos, e otempo de atuação na curva lenta do religador não ultrapasse em 80% do tempo deatuação do relé em toda a faixa de curto-circuito na zona de supervisão do religador, oque for mais crítico. Esta consideração é válida para relés de sobrecorrente estáticos edigitais (numéricos), pois o seu tempo de rearme é praticamente instantâneo.

t atuação do relé de fase e neutro > t curva lenta de fase e terra do RL + 0,2 segundos

e

t curva lenta de fase e terra do RL < 0,8 x t atuação do relé de fase e neutro

Para a seletividade entre relés de sobrecorrente eletromecânicos (indução) comreligadores, deve ainda ser verificado o avanço acumulado do disco de indução do relédurante os tempos de operação e religamento automático do religador.

A condição adicional para se ter seletividade entre relé de sobrecorrente eletromecânicoe religador é que o percurso acumulado (avanços / restabelecimentos parciais) do discode indução do relé na seqüência de operação completa do religador seja inferior a 80%

em qualquer valor da faixa de corrente de curto-circuito da zona supervisionada peloreligador.

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A figura a seguir ilustra uma seletividade relé / religador.

Legenda:C e F = Curvas rápida e lenta de fase do RL1F e 1D = Curvas rápida e lenta de terra do RLRF = Curva temporizada do relé de faseRN = Curva temporizada do relé de neutroRAI = Curva do relé de neutro de alta impedância

Verificação do Avanço do disco de indução do Relé Eletromecânico

Para se fazer a verificação do avanço do disco de indução deve ser comparado ostempos de atuação do relé de fase com os tempos de atuação da proteção de fase doreligador na curva lenta em seu ponto mais crítico em termos percentuais, ou seja, onde arelação tempo de atuação da proteção de fase do religador na curva lenta / tempo deatuação do relé de fase é máxima em toda a faixa de curto-circuito trifásico ou fase-fasena zona de proteção do religador. Processa-se da mesma forma para as proteções deterra.

Ponto de verificação = relação máxima entre t atuação na curva lenta do RL / tatuação do relé

Exemplo: Proteção de FaseFaixa de curto-circuito na zona mútua: 360 a 2500 ACorrente: 360 A 2500 At atuação do relé (s) 3 0,5

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t atuação do RL na curva lenta (s) 2,1 0,25t RL / t relé 0,7 0,5

Logo, para a verificação dos avanços acumulados do relé eletromecânico deverá sercomparado os tempos na corrente de 360 A.Segue abaixo um modelo para verificação do avanço do disco de indução do reléeletromecânico:

Dados do ReléTime Level ........................................................... %Tempo de Operação ........................................... segundosTempo de Restabelecimento .............................. segundos (p/ o TL ajustado)

RELIGADOR RELÉ DE FASE

Oper. Curva T. Oper. (s) T. Relig. (s) Avanço (%) Rest. (%) AvançoAcum.(%)

1a

2a

3a 4a

Legenda:T. Oper. (s) = Tempo de operação do religador (em segundos) na corrente mais críticaT. Relig. (s) = Tempo de religamento do RL (em segundos)Avanço (%) = Avanço do disco de indução (contato móvel) do relé durante o tempo deoperação do religador (em porcentagem do percurso total)Rest. (%) = Recuo do contato móvel do relé durante o tempo de religamento do religador(em porcentagem do restabelecimento total do contato móvel)Avanço Acum. (%) = Percurso acumulado do contato móvel do relé (em porcentagem)

Segue exemplo para obtenção do percurso acumulado do relé na seqüência de operaçãocompleta do religador.

Dados do relé de neutro:Time Level = 20%Tempo de Operação = 2 seg.Tempo de Restabelecimento = 9 seg. (para Time Level de 20%)

Cálculo do avanço do relé para cada operação do RL:Tempo de Operação do relé = 2 seg. ⇒ 100%1a operação do RL = 0,09 seg.⇒ 4,5%2a operação do RL = 0,9 seg.⇒ 45%3a operação do RL = 0,9 seg.⇒ 45%4a operação do RL = 0,9 seg.⇒ 45%

Cálculo do restabelecimento do relé:Tempo de Restabelecimento total = 9 seg.⇒ 100%1o religamento do RL = 1,25 seg. ⇒ 13,9%2o religamento do RL = 2,5 seg. ⇒ 27,8%3o religamento do RL = 2,5 seg. ⇒ 27,8%

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RELIGADOR RELÉ DE NEUTRO (TL = 20%)Oper. Curva T. Oper. (s) T. Relig. (s) Avanço (%) Rest. (%) Avanço Acum. (%)

1a 1F 0,09 1,25 4,5 13,9 02a 1D 0,9 2,5 45 27,8 17,23a 1D 0,9 2,5 45 27,8 34,4

4a 1D 0,9 – 45 – 79,4

Conclusão: O percurso acumulado do disco de indução do relé de terra durante todo ociclo de operação do religador de 79,4% < 80%, guarda margem de segurança suficientepara não provocar a atuação indevida (simultânea) do relé.

Em situações em que o percurso acumulado ultrapassa 80%, existem as seguintesalternativas para diminuí-lo:

- Aumentar o tempo de religamento do RL, quando o mesmo permite.- Aumentar o Time Level do relé.- Alterar a seqüência de operação do RL aumentando o número de operações rápidas.

9.4.2.7. Coordenação Religador / Seccionalizador

Para se obter coordenação entre religador e seccionalizador em série, devem seratendidos os seguintes requisitos:- A corrente mínima de atuação do SL deve ser ajustada o mais próximo de 80% doajuste da corrente mínima de disparo do RL tanto para a proteção de fase quanto para aproteção de terra.

I mín. de atuação de fase e terra do SL < 0,8 x I mín. de disparo de fase e terra do RL- O RL deve ser capaz de sentir as correntes mínimas de defeito na zona supervisionadapelo SL.

I mín. de disparo e atuação de fase doRL e SL

< Menor Icc2F na zona supervisionada pelo RL eSL

I mín. de disparo e atuação de terra doRL e SL

< Menor IccFT mín. na zona supervisionada peloRL e SL

- O número de contagem para abertura (bloqueio) do SL deve ser ajustado para no

máximo o número de operações para bloqueio do RL menos um.No de contagem p/ bloqueio do SL < (No de operações p/ bloqueio do RL) – 1

A coordenação entre o religador e o seccionalizador também depende do tempo deretenção de memória do seccionalizador, que é o tempo necessário para oseccionalizador "esquecer" uma contagem. Logo, a coordenação entre o religador e oseccionalizador é assegurada quando, em uma condição de falta permanente, osomatório dos tempos de operação e religamento do religador (TTA) a partir da primeiracontagem, não exceda ao tempo de memória do seccionalizador.A figura a seguir ilustra a coordenação Religador / Seccionalizador com a seqüência de

operação do Religador ajustada para 1 rápida e 3 lentas e o seccionalizador ajustado emtrês contagens para bloqueio.

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Para a situação de coordenação religador / seccionalizador acima, o tempo de retençãode contagem (memória) do seccionalizador deverá ser o que segue:

Tempo Total Acumulado (TTA) = tr1 + L1 + tr2 + L2Tempo de memória do SL > TTA

Para o SL eletrônico GN3E → T memória ~ 60 segundos, e para o SL OYS → T memória~ 40 segundos. Os tempos de operação L1 e L2 do RL deverão ser os equivalentes àsmenores correntes de curto-circuito na zona supervisionada que são os de maiorestempos de operação.Os seccionalizadores também podem ser utilizados em conjunto com disjuntores de SE´sprovidos de relés de religamento, desde que se leve em consideração o tempo deretenção de contagem (memória) do SL na verificação de coordenação. Caso contrário,poderá haver bloqueio simultâneo.

9.4.2.8. Coordenação Religador / Seccionalizador / Elo Fusível

Para se obter a coordenação são necessários os requisitos da coordenação religador /seccionalizador e religador / fusível. Considerando-se que é utilizado apenas 1seccionalizador em série com o religador, as opções de coordenação são:a) Seqüência de operação do religador ajustado em 1 rápida e 3 lentas, e número decontagens para bloqueio do seccionalizador ajustado em 3, quando os SL´s não possuemrestritor de contagem por tensão ou por corrente, como é o caso do seccionalizador OYS.b) Seqüência de operação do religador ajustado em 2 rápidas e 2 lentas, e número decontagens para bloqueio do seccionalizador ajustado em 3, quando os SL´s possuemrestritor de contagem por tensão ou por corrente, como é o caso do seccionalizador

GN3E que possui restritor de contagem por corrente.

Obs.:1. Este ajuste só pode ser efetuado quando a corrente mínima de carga forcomprovadamente superior a 3,5 A que é o valor mínimo necessário para que o restritorfuncione adequadamente.2. O RL deve ter o tempo de rearme ajustável, como é o caso do RL 280 SEV 1506.3. Caso as condições (1) e (2) não sejam atendidas o RL deve ser ajustado naseqüência de operação 1 rápida + 3 lentas.As figuras a seguir ilustram as duas opções de coordenação.

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RL → Seqüência de operação: 2R + 2LSL com restritor (corrente ou tensão) → No de contagens p/ bloqueio: 2

RL → Seqüência de operação: 1R + 3LSL → No de contagens p/ bloqueio: 3

Recomenda-se não instalar o SL GN3E em pontos onde a corrente de carga for inferior a3,5 A, pois como durante o curto-circuito tem-se de carregar o capacitor do sistema dealimentação do circuito eletrônico do SL, o mesmo pode não conseguir em algumassituações, efetuar a contagem na curva rápida do RL, devido ao curto intervalo de tempoenvolvido, podendo haver bloqueio simultâneo do RL e SL.

Para situações de corrente de carga muito baixa o mais adequado seria que o SLpossuísse o restritor de contagem por tensão, pois o SL só contaria na condição de curto-circuito quando a tensão caísse a zero, ou seja, conta apenas quando da operação doRL. Em virtude do custo elevado, não se optou pelo uso do dispositivo restritor decontagem por tensão em nossos seccionalizadores.

9.4.3. Chaves Bay-Pass para Religadores e Seccionalizadores

Bay-Pass com Chave Faca – Deverá ser aplicada quando as correntes de falta (Icc2F)envolvidas na zona de proteção principal do religador "bay-passado" sensibilizem a

proteção de retaguarda, ou seja, quando:

1,2 x I pick-up de fase daproteção de retaguarda

< Menor Icc2F na zona de proteçãoprincipal do RL

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Bay-Pass com Chave Fusível – Deverá ser aplicada quando as correntes de falta(Icc2F) envolvidas na zona de proteção principal do religador "bay-passado" nãosensibilizem a proteção de retaguarda, ou seja, quando:

1,2 x I pick-up de fase da proteçãode retaguarda

> Menor Icc2F na zona de proteçãoprincipal do RL

A seleção, dimensionamento e seletividade da chave fusível e respectivo elo fusível,deverão seguir as orientações contidas nos itens 8.4.1 e 8.4.2 desta norma.

Obs.: Na impossibilidade de utilização de bay-pass com chave fusível no religador porproblema de corrente de carga e existindo seccionalizador(es) à frente do religador, nestecaso a chave fusível poderá ser instalada no(s) respectivo(s) bay-pass do(s)seccionalizador(es).

9.4.4. Proteção com Chave Fusível Repetidora de 3 Operações

Para utilização de chaves fusíveis repetidoras de 3 operações nas redes de distribuição,deverão ser considerados para a sua coordenação e seletividade com outrosequipamentos de proteção, os itens a seguir.

9.4.4.1. Coordenação Religador / Chave Fusível Repetidora

Para um curto-circuito qualquer na zona de proteção da chave fusível repetidora onde acorrente de curto sensibilize o elo fusível da respectiva chave, bem como a proteção defase do religador de retaguarda, a coordenação ficará garantida quando o tempo máximode interrupção de uma unidade da chave fusível repetidora for inferior ou igual ao tempoda curva lenta de fase do religador menos 0,2 segundos e ainda menor ou igual a 75%,respectivamente, ou seja:

T máx. de interrupção da chave fusívelrepetidora

< (T disparo de fase na curva lenta do RL) –0,2 segundos

e

T máx. de interrupção da chave fusívelrepetidora

< 0,75 x T d

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