ND.78 - Elektro

Transcrição

ND.78 - Elektro

Proteção de
Distribuição
Redes
Revisão 02 – 07/2014
NORMA ND.78
Aéreas
de
ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A.
Diretoria de Operações
Gerência Executiva de Engenharia, Planejamento e Operação
Rua Ary Antenor de Souza, 321 – Jd. Nova América
Campinas – SP
Tel.: (19) 2122 - 1000
Site: www.elektro.com.br
ND.78
Proteção de Redes Aéreas de Distribuição
Campinas – SP, 2014
52 páginas
Aprovações
Alvaro Luiz Murakami
Gerente Executivo de Engenharia, Planejamento
e Operação
Ronaldo Fernandes Marques
Gerente de Planejamento Técnico do Sistema
Elétrico
ND.78
Página 4
Revisão 02 – 07/2014
ND.78
Elaboração
Antonio Vitor Salesse
Paulo Couto Gonçalves
ND.78
Página 5
Revisão 02 – 07/2014
ND.78
À ELEKTRO é reservado o direito de modificar total ou parcialmente o conteúdo desta norma, a qualquer
tempo e sem prévio aviso considerando a constante evolução da técnica, dos materiais e equipamentos
bem como das legislações vigentes.
Página 6
Revisão 02 – 07/2014
ND.78
INDICE
1
OBJETIVO .................................................................................................................................... 11
2
CAMPO DE APLICAÇÃO ............................................................................................................. 11
3
DEFINIÇÕES ................................................................................................................................ 11
4
REFERÊNCIAS NORMATIVAS .................................................................................................... 12
4.1 Norma técnica da ELEKTRO .................................................................................................... 12
5
CONDIÇÕES GERAIS .................................................................................................................. 13
6
CONDIÇÕES E ORIENTAÇÕES ESPECÍFICAS.......................................................................... 13
6.1 CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO ................................... 13
6.1.1
Tensões primárias ................................................................................................................. 13
6.1.2
Tipos de aterramento ............................................................................................................ 13
6.1.3
Alimentadores ....................................................................................................................... 14
6.1.4
Transformadores de potência .............................................................................................. 14
6.1.5
Transformadores de distribuição ......................................................................................... 14
6.2 Filosofia de proteção ................................................................................................................ 14
6.2.1
Finalidade da proteção.......................................................................................................... 15
6.2.2
Proteções utilizadas .............................................................................................................. 15
6.2.2.1
Chaves-fusíveis / elos-fusíveis .......................................................................................... 15
6.2.2.2
Proteção de alimentadores ................................................................................................ 17
6.2.2.3
Religadores automáticos ................................................................................................... 18
6.2.2.4
Seccionalizadores trifásicos ............................................................................................. 19
6.3 Critérios de proteção ................................................................................................................ 19
6.3.1
Proteção de transformadores de distribuição ..................................................................... 19
6.3.2
Proteção de bancos de capacitores ..................................................................................... 21
6.3.3
Proteções de instalações primárias de clientes particulares............................................. 22
6.3.4
Proteção de redes primárias................................................................................................. 22
6.3.4.1
Seleção e dimensionamento / ajustes .............................................................................. 22
6.3.4.1.1 Chaves-fusíveis e elos-fusíveis ....................................................................................... 22
6.3.4.1.2 Disjuntores / relés de subestações ................................................................................. 24
6.3.4.1.2.1 Critério geral para definição dos ajustes da proteção ................................................. 25
6.3.4.1.2.2 Relé de religamento ........................................................................................................ 29
6.3.4.1.2.3 Religadores tipo subestação.......................................................................................... 29
6.3.4.1.2.4 Religadores tipo poste.................................................................................................... 31
6.3.4.1.2.5 Seccionalizadores ........................................................................................................... 35
6.3.4.2
Coordenação / seletividade ............................................................................................... 37
6.3.4.2.1 Seletividade entre chaves-fusíveis ................................................................................. 37
6.3.4.2.2 Seletividade fusível (lado fonte) / religador .................................................................... 37
6.3.4.2.3 Coordenação religador / fusível ...................................................................................... 39
6.3.4.2.4 Coordenação religador / religador .................................................................................. 40
Página 7
Revisão 03 – xx/2014
ND.78
6.3.4.2.5 Seletividade relé / fusível ................................................................................................. 42
6.3.4.2.6 Seletividade relé / religador ............................................................................................. 45
6.3.4.2.7 Coordenação religador / seccionalizador ....................................................................... 48
6.3.4.2.8 Coordenação religador / seccionalizador / elo-fusível .................................................. 49
6.3.4.3
Chaves bay-pass para religadores e seccionalizadores ................................................. 51
6.3.4.4
Proteção com chave-fusível repetidora de 3 operações ................................................. 51
6.3.4.4.1 Coordenação religador / chave-fusível repetidora ......................................................... 51
6.3.4.4.2 Seletividade relé x chave-fusível repetidora................................................................... 51
6.3.4.4.3 Seletividade chave-fusível x chave-fusível repetidora .................................................. 52
6.3.4.4.4 Seletividade chave-fusível repetidora x chave-fusível .................................................. 52
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ND.78
CONTROLE DAS ALTERAÇÕES
Revisão
Data
Descrição
01
08-08-2008
Criação da Norma
02
18-07-2014
Adequação ao novo padrão visual ELEKTRO e revisão de
referências no texto e Tabela 8.
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ND.78
Página 10
ND.78
1
OBJETIVO
Esta norma estabelece a filosofia, os critérios e as diretrizes para elaboração de estudos de
proteção contra sobrecorrentes, assim como orientações a serem seguidas na elaboração de
projetos de melhoria e extensão de redes.
Esta norma tem como objetivo:
•
Uniformização da filosofia e critérios técnicos de proteção originadas por curto circuito.
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.
2
CAMPO DE APLICAÇÃO
•
•
•
É direcionada para utilização pelas áreas de Engenharia, Planejamento, Operação, Clientes e
Regionais.
3
DEFINIÇÕES
Para efeito desta Norma, aplicam-se os seguintes termos e definições.
3.1
bloqueio
condição em que um equipamento de proteção automático permanecerá, uma vez que tendo
efetuado a operação de abertura de seus contatos não os fecha automaticamente, devido a
uma lógica de funcionamento própria do mesmo
3.2
coordenação
O conceito utilizado para definir coordenação entre dois ou mais dispositivos de proteção em
série nesta Norma pressupõe que a proteção foi projetada e ajustada de forma a permitir o
restabelecimento automático para faltas de origem passageira (transitória) e manter
seletividade para faltas permanentes, dentro de uma sequência de operação preestabelecida.
3.3
dispositivo protetor
dispositivo de proteção, localizado imediatamente antes do ponto do curto-circuito,
considerando a subestação como origem.
3.4
dispositivo de retaguarda ou protegido
dispositivo de proteção, localizado anteriormente ao dispositivo protetor, cuja zona de
proteção abrange a do dispositivo protetor, considerando a subestação como origem.
3.5
falta
termo que se aplica a todo fenômeno que impede o funcionamento normal de um sistema ou
equipamento elétrico.
Página 11
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3.6
falta shunt
curto-circuito ou ligação intencional e/ou acidental entre dois ou mais pontos de um circuito,
com potenciais diferentes (ex.: curto fase-terra)
3.7
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)
3.8
falta simultânea
ocorrência de uma falta shunt e uma série no mesmo sistema e no mesmo intervalo de tempo
(ex.: curto-circuito permanente fase-terra com abertura da correspondente chave-fusível)
3.9
seletividade
capacidade do dispositivo protetor atuar antes do dispositivo de retaguarda, independente da
natureza da falta ser de origem passageira ou permanente
3.10
sequência de operação
sucessão de desligamentos e religamentos automáticos de um equipamento, na tentativa de
eliminar faltas de origem passageira, através do religamento com sucesso até o seu bloqueio
ou a interrupção do dispositivo protetor (mais próximo da falta), se a mesma for permanente.
3.11
sobrecorrente
intensidade de corrente superior à máxima permitida para um sistema, ou equipamento
elétrico, ou um componente
3.12
zona de proteção
é o trecho da rede onde o equipamento de proteção consegue ser sensibilizado por uma
sobrecorrente gerada por curto-circuito.
4
REFERÊNCIAS NORMATIVAS
4.1 Norma técnica da ELEKTRO
ND.01, Materiais e equipamentos para redes aéreas de distribuição de energia elétrica –
Padronização.
Página 12
ND.78
5
CONDIÇÕES GERAIS
É importante para o entendimento da aplicação desta Norma, as seguintes considerações:
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 de interrupções,
garantindo aspectos de segurança e otimizando custos.
6
CONDIÇÕES E ORIENTAÇÕES ESPECÍFICAS
6.1 CARACTERISTÍCAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO
6.1.1
Tensões primárias
As tensões de operação fase-fase / fase-neutro do sistema de distribuição primária da
ELEKTRO são: 13,8 / 7,96 kV e 34,5 / 19,9 kV.
6.1.2
Tipos de aterramento
Conforme o tipo de aterramento adotado no sistema elétrico, mostrar-se-á a seguir as
características de cada uma e as suas consequências nos tipos de faltas e na escolha da
proteção 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.
Página 13
ND.78
(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 do
secundário (13,8 kV e 34,5 kV) solidamente aterrado na malha de terra da S/E, o que
permite no caso de falta para a terra, o retorno de corrente até a subestação.
6.1.3
Alimentadores
Os alimentadores são do tipo radial e classificado quanto ao arranjo em:
a) Urbano
• Classe 15 kV – trifásico a três fios com neutro secundário não interligado com malha de
terra da subestação.
• Classe 34,5 kV – trifásico a três fios com neutro secundário não interligado com malha de
terra da subestação.
b) Rural
• Classe 15 kV – trifásico a três fios com neutro interligado ao neutro secundário de redes
urbanas (novas extensões de rede urbana de cidades com subestações); trifásico a três fios;
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).
6.1.4
Transformadores de potência
Os transformadores de força da fonte têm a ligação triângulo ou estrela aterrada do lado
primário, 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 triângulo, em subestações de
138 kV e 34,5 kV.
• Estrela aterrada – estrela aterrada, em subestações de 138 kV.
6.1.5
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 e na
tensão de 34,5 kV do tipo estrela aterrada – estrela aterrada com núcleo de cinco colunas
shell type.
• Monofásico – É o transformador com um enrolamento no lado primário para ser ligado
entre fase e a terra. É utilizado no atendimento a cargas rurais em sistemas MRT e no
sistema 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.
6.2 Filosofia de proteção
Neste subseção serão apresentadas as informações e instruções básicas de filosofia de
proteção contra sobrecorrentes para a elaboração de estudos de proteção e projetos de
melhoria e extensão de redes de distribuição.
Página 14
ND.78
6.2.1
Finalidade da proteção
Todo e qualquer elemento de proteção deve ser eficiente no desempenho de suas funções
efetuando o isolamento do curto-circuito, em tempo hábil para 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, visando manter a máxima continuidade de
fornecimento do sistema elétrico, de forma a otimizar os custos.
O sistema de proteção para conseguir atender a estas finalidades deve apresentar os
seguintes requisitos básicos quanto ao seu desempenho:
― sensibilidade: a proteção deve ser suficientemente sensível a defeitos que ocorram no
sistema;
― velocidade: após o instante da ocorrência do defeito a proteção deve detectar e desligar
o trecho no menor tempo possível, obedecendo a um intervalo de tempo preestabelecido;
― seletividade: o sistema de proteção deve ter a capacidade de selecionar as condições
em que devem operar (instantâneo ou temporizado) ou não operar. Ele deve ser seletivo para
faltas permanentes;
― coordenação: os equipamentos de proteção dispostos em série devem estar
coordenados, ou seja, atuando segundo uma sequência de operação preestabelecida,
visando nas etapas iniciais, eliminar faltas de origem passageira (transitória) com
restabelecimento 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 operação e
energização;
― níveis de proteção: o número de equipamentos de proteção em série deve ser no
máximo cinco, contados a partir do equipamento de proteção da saída do alimentador na
subestação (inclusive).
Em virtude das limitações de cada equipamento existente, os mesmos devem ser escolhidos
de forma que melhor se adaptem às características elétricas do local de instalação para que
obedeçam ao máximo possível os ajustes definidos no estudo de proteção.
6.2.2
Proteções utilizadas
Os equipamentos e dispositivos de proteção utilizados no sistema primário de distribuição são
os seguintes:
• chaves-fusíveis / elos fusíveis;
•
disjuntores;
•
religadores;
•
seccionalizadores,
Esses dispositivos têm a função de detectar sobrecorrentes originadas por faltas no circuito e
eliminá-las ou interrompê-las se as mesmas forem de características permanentes.
6.2.2.1
Chaves-fusíveis / elos-fusíveis
As características predominantes das chaves-fusíveis / elos-fusíveis utilizados no sistema de
distribuição da ELEKTRO são:
― compostas por uma base, porta-fusível e elo-fusível;
― atuam desligando o circuito de forma monofásica independente, ou seja, para uma falta
fase-terra a interrupção será monofásica;
― as chaves-fusíveis interrompem automaticamente o circuito na ocorrência de faltas, não
diferenciando entre as de origem permanente ou passageira (transitória);
― o elo-fusível é feito de elemento metálico que funde quando submetido a excesso de
corrente elétrica obedecendo a uma curva tempo x corrente, conforme o tipo e a capacidade;
Página 15
ND.78
― o porta-fusível determina a máxima corrente de interrupção da chave-fusível. A
interrupção é conseguida pela ação dos gases desionizantes gerados em seu interior,
resultantes da decomposição parcial da fibra isolante por ação de altas temperaturas
existentes quando da formação do arco elétrico interno;
― o elo-fusível deve ser reposto, retirando-se o porta-fusível com a vara de manobra e
recolocando-o da mesma forma para restabelecer o sistema, ou seja, a chave-fusível não
possui religamento automático;
― a chave-fusível opera normalmente com uma faixa de coordenação e seletividade com
religadores e também seletiva para uma faixa de corrente com outras chaves-fusíveis e o
disjuntor da subestação. Porém, as chaves-fusíveis não proporcionam coordenação e
seletividade plenas com outros equipamentos de proteção, incluindo a própria chave-fusível.
― em pontos com elevado número de interrupções devido a causas transitórias, podem ser
utilizadas chaves-fusíveis religadoras.
Normalmente são utilizados na ELEKTRO, para a proteção de transformadores de
distribuição, elos tipo H e K e, para a proteção de bancos de capacitores e de ramais
primários, elos tipo K. Para se ter uma seletividade satisfatória na proteção de ramais, devem
ser utilizadas as chaves-fusíveis com elos 10K, 15K e 25K, preferencialmente.
As chaves-fusíveis padronizadas na ELEKTRO são de base tipo C de corrente nominal
300 A com dispositivo (gancho) para fixação de ferramenta de abertura em carga. As
características das chaves-fusíveis base C constam Tabela 1 e do porta-fusível na Tabela
2. Demais requisitos e informações, consultar a ND.01.
Tabela 1 — Chave-fusível base tipo C
Item
1
2
3
4
Tensão máxima de
operação
kV
Corrente
nominal
A
15,0
Capacidade de interrupção
A
NBI –
Valor de
crista
kV
Simétrica
Assimétrica
200
7 100
10 000
95
24,2
a
200
4 500
6 300
125
36,2
b
200
3 500
5 000
150
36,2
c
200
3 500
5 000
170
a
Utilizada no sistema de distribuição 15 kV em locais de agressividade ambiental.
Utilizada em sistemas de distribuição 34,5 kV.
c
Utilizada na tomada de sistema de distribuição 34,5 kV derivada de sistemas de
subtransmissão 34,5 kV.
b
Tabela 2 — Porta-fusível para chave- fusível base tipo C
Tensão máxima de
operação
kV
Corrente
nominal
A
1
15,0
2
Item
A
NBI –
Valor de
crista
kV
Simétrica
Assimétrica
100
1 400
2 000
95
15,0
100
7 100
10 000
95
3
15,0
200
7 100
10 000
95
4
24,2
100
4 500
6 300
125
5
36,2
100
3 500
5 000
150
6
36,2
200
3 500
5 000
170
Página 16
ND.78
Na ELEKTRO ainda existem chave-fusível base tipo A cujas características estão
informadas na Tabela 3 e as características do porta-fusível constam da Tabela 4.
Tabela 3 — Chave-fusível base tipo A
Tensão máxima de
operação
kV
Corrente
nominal
A
1
15,0
2
24,2
Item
A
NBI –
Valor de
crista
kV
Simétrica
Assimétrica
100
1 400
2 000
95
100
1 400
2 000
125
Tabela 4 — Porta-fusível para chave-fusível base tipo A
Tensão máxima de
operação
kV
Corrente
nominal
A
1
15,0
2
Item
6.2.2.2
A
NBI –
Valor de
crista
kV
Simétrica
Assimétrica
50
900
1 250
95
15,0
100
1 400
2 000
95
3
24,2
50
900
1 250
125
4
24,2
100
1 400
2 000
125
Proteção de alimentadores
Os disjuntores são equipamentos utilizados nas saídas dos alimentadores das subestações,
comandados por relés de sobrecorrente de fase (50/51), de neutro convencional (50/51N), de
neutro de alta impedância (51NHI ou 51SEF) e relés de religamento (79),
A Figura 1, apresenta um exemplo de esquema adotado:
51
NHI
Figura 1 — Esquema de ligação
Atualmente os relés de sobrecorrente existentes na ELEKTRO são eletromecânicos, estáticos
e digitais (numéricos) e possuem unidades temporizadas e instantâneas.
As unidades temporizadas dos relés de sobrecorrente são de características de tempo normal
inverso e muito inverso, as quais se adequam 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 proteção contra
elevadas correntes de curto-circuito, as quais podem provocar danos ao sistema e
equipamentos de custo mais elevado, a exemplo do transformador de força, sem afetar a
seletividade entre os dispositivos de proteção.
Página 17
ND.78
O relé de sobrecorrente de alta impedância (RAI) tem como finalidade detectar baixas
correntes, as quais são provocadas por quedas de condutores ao solo com alta impedância
de contato em que 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 faixa de
corrente de curto-circuito, porém o RAI não é seletivo com os elos-fusíveis para baixas
correntes.
6.2.2.3
Religadores automáticos
A utilização de religadores visa basicamente melhorar a continuidade de fornecimento de
energia elétrica, reduzindo o montante de energia não distribuída devido a faltas de origem
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 nos quais a ocorrência da faltas
passageiras justifica técnica e economicamente o investimento.
Outros benefícios com a aplicação de religadores são:
― maior flexibilidade nos ajustes permitindo coordenação e seletividade com outros
dispositivos 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 nas redes
de distribuição. Os religadores tipo poste são aplicados nas redes de distribuição de forma
otimizada.
A vantagem da aplicação de religadores automáticos é consequência de suas características,
como:
― curvas independentes para proteção de fase e terra;
― curvas de atuação para cada proteção (rápida e lenta);
― religamentos automáticos segundo uma sequência de operações predeterminadas nas
curvas rápidas e lentas, possibilitando coordenação com elos-fusíveis, evitando sua queima
em consequência de faltas de origem passageira (transitórias).
Na ocorrência de uma falta permanente, o religador bloqueará após executada toda a
sequência de operação, devendo ser religado manualmente (local ou remoto). Na Tabela 5
são apresentados os religadores existentes na ELEKTRO.
Tabela 5 — Características dos religadores existentes na ELEKTRO
Poste
S/E
Tipo
Descrição
Classe de tensão
kV
Corrente nominal
A
Capacidade de
interrupção
A
Condição para
funcionamento
ES 560
15
560
8 000
Fonte auxiliar
ESV 3810
34,5
800
10 000
Fonte auxiliar
NU-LEC
15
600
12 000
—
COOPER –NOVA
15
600
12 000
—
SEV 280
15
280
6 000
Corrente de carga
trifásica > 11 A
KF
15
280
OYT 250
15
250
OYT 400
15
400
Página 18
6 000 para bobina
série > 70 A
4 000 para bobina
série > 15 A
6 570 para bobina
série > 15 A
—
—
—
ND.78
Tabela 5 (continuação)
Poste
Tipo
Capacidade de
interrupção
A
6 000 para bobina
série > 100 A
Descrição
Classe de tensão
kV
Corrente nominal
A
Condição para
funcionamento
RV
34,5
400
ESV 3810
34,5
800
10 000
KFE
15
400
6 000
—
RE
15
400
4 000
Bateria
RXE
15
400
6 000
Bateria
R
15
400
4 000 para bobina
série > 70 A
—
Corrente de carga
trifásica > 5 A
Fonte auxiliar para
o comando
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 e aspectos econômicos.
6.2.2.4
Seccionalizadores trifásicos
Os seccionalizadores são equipamentos de interrupção automática que operam em conjunto
com religadores dentro 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 características tempo x
corrente, interrompem simultaneamente as três fases e, após a interrupção, eles são
rearmados manualmente.
Os seccionalizadores classe 15 kV existentes na ELEKTRO são (todos de corrente nominal
200 A):
― OYS / REYROLLE;
― GN3F2 e GN3E / McGraw Edison.
Para se ter uma boa coordenação com o religador, limita-se a utilização de apenas um
seccionalizador em série com o mesmo.
6.3 Critérios de proteção
Nesta subseção são apresentados os critérios de proteção contra sobrecorrentes para
utilização nos sistemas de distribuição da ELEKTRO.
6.3.1
Proteção de transformadores de distribuição
A proteção de transformadores de distribuição é feita por chaves-fusíveis instaladas no lado
de alta tensão. A tensão máxima, a corrente nominal, a capacidade de interrupção, o NBI das
chaves-fusíveis, tanto as de 15 kV quanto as de 34,5 kV, devem estar de acordo com a
Tabela 1.
Quando a chave-fusível for instalada na estrutura do próprio transformador não há
necessidade da capacidade de interrupção da chave estar compatível com a máxima corrente
de curto-circuito no ponto, devido à baixa probabilidade de ocorrência de falta entre a chave e
a bucha de alta tensão do transformador. Em situações nas quais a chave-fusível é instalada
na tomada de ramal, visando a proteção do transformador de distribuição, a mesma deve ter
Página 19
ND.78
capacidade de interrupção maior que a máxima corrente de curto-circuito no ponto de sua
instalação.
Os elos-fusíveis utilizados na proteção dos transformadores de distribuição são do tipo H ou
K, dependendo da potência do transformador, sendo dimensionados para atender as
seguintes situações:
- Permitir a livre circulação de corrente de carga e sobrecarga que o transformador é capaz
de suportar.
- Permitir a circulação da corrente transitória de magnetização.
- Atuar para faltas internas aos transformadores e faltas na rede secundária para correntes
de curto-circuito superiores aos níveis que afetam sua vida útil.
A Tabela 6 e a Tabela 7 mostram os elos-fusíveis aplicados na proteção de transformadores
de distribuição dentro das possibilidades para atendimento dos critérios acima mencionados.
Vale salientar que as chaves-fusíveis de proteção de transformador de distribuição 34,5 kV
quando não forem instaladas na própria estrutura do mesmo devem possuir dispositivo de
aterramento automático. A chave-fusível com dispositivo de aterramento automático tem a
função de evitar sobretensões na fase aberta devido à possibilidade de acontecer o fenômeno
da ferroressonância quando o transformador estiver subcarregado (carga da ordem de até
10% da potência nominal do transformador).
Tabela 6 — Elos-fusíveis para proteção de transformadores de distribuição – urbano e rural
com rede secundária
Potência
Nominal
kVA
13,8 kV
34,5 kV
10,00
–
–
2H
1H
15,00
1H
–
2H
1H
25,00
2H
–
3H
2H
30,00
2H
1H
5H
3H
3H
1H
–
–
45,00
3H
1H
–
–
50,00
3H
2H
–
–
5H
2H
–
–
6K
3H
–
–
112,50
6K
3H
–
–
150,00
8K
5H
–
–
200,00 a
10K
6K
–
–
225,00
10K
6K
–
–
300,00
15K
–-
–
–
37,50
a
75,00
100,00
a
a
Trifásicos
Monofásicos
7,96 kV
19,9 kV
Transformadores não padronizados na ELEKTRO
Página 20
ND.78
Tabela 7 — Elos-fusíveis para proteção de transformadores de distribuição – rural sem rede
secundária
Potência
Nominal
kVA
Monofásicos
34,5 kV
13,8 kV
7,96 kV
19,9 kV
5,00
–
–
2H
2H
2H
7,50
–
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
3H
2H
–
–
–
45,00
3H
2H
–
–
–
50,00
3H
2H
–
–
–
5H
2H
–
–
–
6K
3H
–
–
–
112,50
6K
3H
–
–
–
150,00
8K
5H
–
–
–
10K
6K
–
–
–
225,00
10K
6K
–
–
–
300,00
15k
-
-
-
-
a
75,00
100,00
200,00
6.3.2
Bifásicos
13,8 kV
37,50
a
Trifásicos
a
a
Transformadores não padronizados na ELEKTRO
Proteção de bancos de capacitores
A ELEKTRO utiliza bancos de capacitores tanto em subestações quanto em redes de
distribuição. Os bancos de capacitores instalados nas redes de distribuição de 13,8 kV são
normalmente ligados em estrela isolada, em virtude de os transformadores de distribuição ser
de ligação não aterrada do lado de alta tensão (transformadores trifásicos em 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 ser utilizado.
Por problemas de custo a proteção de bancos de capacitores instalados nas redes primárias
de distribuição deve ser realizada por chaves-fusíveis base tipo C instaladas na mesma
estrutura. A tensão máxima, a corrente nominal, a capacidade de interrupção e o NBI (Nível
Básico de Impulso) das chaves-fusíveis devem estar de acordo com a Tabela 1 (chavefusível) e Tabela 2 (porta-fusível). A corrente nominal do porta-fusível deve ser maior ou igual
a 100 A. A capacidade de interrupção deve ser maior que a máxima corrente de curto-circuito
no ponto de instalação na condição mais crítica, ou seja, tanto pelo alimentador normal
quanto na condição de manobra com alimentação por outro alimentador. Os elos-fusíveis para
proteção do banco de capacitores devem ser do tipo K 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.
O banco de capacitores deve ser instalado a uma distância superior a 400 m de qualquer
outro banco de capacitores, tanto da ELEKTRO quanto de consumidores industriais de
qualquer lado do ponto de instalação (montante ou jusante), para evitar queimas indevidas do
elo-fusível por correntes de inrush. Vale salientar que não podem ser 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 haver problemas de segurança.
Página 21
ND.78
A Tabela 8 apresenta os elos-fusíveis que devem ser aplicados na proteção de bancos de
capacitores dentro das possibilidades de atendimento dos critérios acima mencionados.
Tabela 8 — Elos-fusíveis para proteção de bancos de capacitores
Tensão
7,6 / 13,2 kV e 7,96 / 13,8 kV
Potência do
banco
kVAr
NOTA
6.3.3
Potência das unidades
kVAr
25
50
100
200
75
6K
–
–
–
150
6K
6K
–
–
225
10K
–
–
–
300
–
15K
15K
–
450
–
25K
–
–
600
–
25K
25K
25K
900
–
–
40K
–
1 200
–
–
65K
65K
Ligação do banco de capacitores em estrela isolada.
Proteções de instalações primárias de clientes particulares
Os critérios para este tipo de instalação devem estar conforme ND.20.
6.3.4
Proteção de redes primárias
As proteções contra sobrecorrentes de redes primárias de distribuição são efetuadas por meio
de disjuntores, religadores, seccionalizadores e chaves-fusíveis.
6.3.4.1
Seleção e dimensionamento / ajustes
6.3.4.1.1 Chaves-fusíveis e elos-fusíveis
(a) Chaves-fusíveis de sistemas de distribuição de classe 15 kV
As chaves-fusíveis de base C devem ser utilizadas quando:
- As correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica no ponto forem iguais ou superiores
a 1 400 A e 2 000 A, respectivamente.
- A demanda for superior a 45 kVA.
- A extensão da rede à jusante do ponto for igual ou superior a 6 km.
Sendo que a capacidade de interrupção é limitada pelo porta-fusível, deve ser verificado os
valores máximos dos mesmos na Tabela 2.
A corrente nominal da base fusível e do porta-fusível da chave deve ser maior 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 ponto de instalação.
Página 22
ND.78
(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 ramais
devem ter dispositivo de aterramento automático. Nas tomadas de ramais que derivam de
sistema de subtransmissão 34,5 kV deve ser utilizada chave-fusível com NBI de 170 kV (ver
Tabela 1. Nos ramais internos ao sistema de distribuição 34,5 kV pode ser utilizada chave
com NBI de 150 kV (ver Tabela 1).
A corrente nominal da base fusível e do porta fusível da chave deve ser maior 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 ponto
de 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 por
apresentarem melhor desempenho prático principalmente quanto à possibilidade de se ajustar
o elemento instantâneo dos relés de sobrecorrente de neutro das subestações a valores mais
baixos.
Para obtenção de uma proteção mais adequada e considerando ser os elos mais utilizados na
ELEKTRO, além de facilitar estoque de reposição, devem ser utilizados (preferencialmente)
apenas os elos-fusíveis 10K, 15K e 25K, com exceção da proteção do ramal de ligação de
clientes com capacidade instalada acima de 500 kVA, bancas de capacitores e by-pass de
religadores quando necessário.
A corrente nominal do elo-fusível do ramal deve ser superior a 150% do valor da máxima
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 Idemanda máx. atual
NOTA
Para atender algumas situações consideradas esporádicas na ELEKTRO, pode ser utilizado
o elo 25K em pontos nos quais a corrente de carga atual seja de até 25 A (em virtude deste elo ser o
maior aplicado na proteção de ramais). Assim, a corrente admissível do elo de 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 5 anos.
A corrente nominal do elo-fusível deve ser superior à do maior elo de proteção dos
transformadores do qual é retaguarda.
A corrente nominal do elo-fusível deve ser no máximo 25% da menor corrente de curtocircuito fase-terra mínimo (calculado com resistência de falta 3R = 100 Ω) em sua zona 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
A Figura 2 mostra as curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K.
Página 23
ND.78
Tempo (s)
1.000,00
1
0
K
1
5
K
2
5
K
100,00
10,00
1,00
0,10
0,01
0
NOTA 1
NOTA 2
1
10
100
1.000
10.000
Corrente (A)
As curvas tempo x corrente cheias indicam o tempo mínimo de fusão do elo-fusível.
As curvas tracejadas indicam o tempo máximo de interrupção do elo-fusível.
Figura 2 — Curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K
6.3.4.1.2 Disjuntores / relés de subestações
Os disjuntores e relés (cubículos tipo B) são utilizados exclusivamente nas saídas dos
alimentadores de subestações e são convenientemente especificados e dimensionados para
o ponto de instalação. A proteção do cubículo tipo B é equipado com disjuntor, relés de
Página 24
ND.78
sobrecorrentes secundários sendo 2 de fase (50/51), 1 de neutro convencional (50/51 N) 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 3 proteção
de fase (50/51), 1 proteção de neutro convencional (50/51 N), 1 proteção de neutro de alta
sensibilidade (RAI) e função de religamento automático (79), todas incluídas em uma única
unidade.
Os relés de sobrecorrentes existentes nos cubículos de distribuição da ELEKTRO são do tipo
eletromecânicos, eletrônicos (estáticos) e numéricos (digitais), possuindo unidades
temporizadas e instantâneas.
6.3.4.1.2.1 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 deve ser tal que satisfaça as seguintes
exigências:
Ipick up de fase > Idemanda máx. futura
1,2 × Ipick up de fase < menor Iccmín (na zona principal e de retaguarda do relé)
A avaliação da corrente de carga equivalente à demanda máxima futura deve ser feita com
base no planejamento por região elétrica e no estudo de mercado, considerando o horizonte
de cinco anos e também a corrente de manobra.
Considerando que os relés são do tipo secundário, portanto acoplados ao secundário do
conjunto de TC’s com relação RTC e que o ajuste destes relés são em forma de TAP’s, temos
ainda que considerar:
RTC TAPIpick up relé fase >
TAPIpick up relé fase menor Icc
RTC 1,2
Iprimário
Isecundário
Idemanda máx. futura
RTC
(na zona principal e de retaguarda do relé)
Caso esta proteção seja retaguarda de um RL e não for possível cobrir toda a zona em que o
mesmo é retaguarda, deve ser utilizado by-pass com chave-fusível no RL.
NOTA
Desconsiderar os TAP’s de Ipick up relé fase maior que 6A, caso contrário o TC, ficaria
desprotegido em caso de sobrecarga já que a corrente térmica secundária do mesmo é comumente de
6A, pois na ELEKTRO utiliza-se TC’s com fator térmico igual 1,2.
Ajuste do time level (TL):
O ajuste do time level do relé, deve atender os seguintes critérios:
Página 25
ND.78
- Permitir seletividade com os equipamentos de proteção a montante e a jusante.
- A curva de temporização escolhida de operação do Relé para toda a faixa de valores de
curto-circuito deve ser tal que proporcione proteção térmica para os condutores,
transformadores de potência e outros equipamentos do circuito.
Ajuste do elemento instantâneo do relé de fase:
O ajuste de corrente do elemento instantâneo do relé de fase deve satisfazer as seguintes
exigências:
- Maior que a máxima corrente de curto circuito trifásico assimétrico no equipamento protetor
(religador, ou disjuntor de entrada primária de clientes particulares).
- Maior que a corrente transitória de magnetização dos transformadores do alimentador (Itm).
Iinstantâneo de fase Icc3assimétrico máx.
Iinstantâneo de fase Itm
Caso o relé seja numérico, deve ser levada em consideração a corrente simétrica.
Exemplo: Carga instalada no alimentador: 10 MVA com 300 transformadores de distribuição.
Ntransformadores > 5 ⇒ Ktm = 0,5
Itm 6 kVAinstalado
√3 kV
Ktm 6 10 000
√3 13,8
0,5 1 255 A
Logo Iinstantâneo de fase > 1 255 A
NOTA
Quando do ajuste do TAP do elemento instantâneo do relé de fase, atentar para o tipo de
relé, pois existe diferença de lógica entre os mesmos.
Exemplo :
Relé ICM2:
TAPIinstantâneo de fase Iinstantâneo de fase
TAPIpick up fase RTC
Relé CO-8
TAPIinstantâneo de fase Iinstantâneo de fase
RTC
Relé de sobrecorrente de neutro convencional
Ajuste de corrente do elemento temporizado:
Ipick up neutro Ipick up RAI
1,2 Ipick up neutro IccT mín. (na zona principal e de retaguarda do relé)
Página 26
ND.78
Considerando que os relés são do tipo secundário, portanto acoplado ao fechamento em
paralelo dos TC’s de relação RTC, e que o ajuste destes relés são em forma de TAP’s, temos
ainda a considerar:
TAPIpick up relé de neutro TAPIpick up RAI
TAPIpick up relé de neutro menor IccT mín.
RTC ×1,2
(na zona principal e de retaguarda)
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 deve ser ajustado para permitir seletividade 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 deve ser tal que
satisfaça as seguintes exigências:
- Maior que a corrente de curto circuito fase–terra assimétrico no primeiro equipamento
protetor (religador ou outro disjuntor).
- O cálculo deve ser baseado no menor valor de resistência de contato estimado ou
conhecido. A seguir são apresentados os casos mais típicos encontrados na ELEKTRO :
- Resistência de aterramento conhecida de uma indústria à frente do equipamento protetor (do
Cliente), considerar 3R = 3 x Rat.
- No caso de existência de neutro de rede secundária à frente de religador de cidade que não
possui S/E, considerar a resistência de contato 3R = 10 Ω.
- No caso de existência de neutro de rede secundária à frente de religador, de cidade com
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, tendo em
vista a baixa probabilidade deste evento acontecer. Caso este elo-fusível seja o 10K ou 15K
o ajuste deve ser igual ou superior a 450 A .Se o elo for o 25K o ajuste deve ser igual ou
superior 600 A.
Logo, resumindo, temos:
Iinstantâneo de neutro IccT assimétrico (no primeiro dispositivo protetor)
Iinstantâneo de neutro 450 A (para maior elo = 10K ou 15K)
Iinstantâneo de neutro 600 A (para maior elo = 25K)
NOTA
Da mesma forma como mencionado no relé de fase, quando do ajuste do TAP do elemento
instantâneo do relé de neutro, atentar para o tipo de relé , pois existe diferença de lógica entre os
mesmos.
Se o relé for numérico, deve ser considerada a corrente simétrica.
Exemplo :
Página 27
ND.78
Relé ICM 2
TAPIinstantâneo de neutro Iinstantâneo de neutro
TAPIpick up de neutro RTC
Relé CO-8
TAPIinstantâneo de neutro Iinstantâneo 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 circuito tipo
fase terra, provocados em geral por contato de cabo ao solo, visando uma melhor segurança
de pessoas e animais, o mesmo deve ser ajustado com mínimos valores.
Para tanto, desconsideramos a princípio, o erro residual máximo dos TC’s especificados pela
norma da ABNT (dados de placa) que permite em última hipótese apresentar até 20% de erro
em relação à carga passante. Na prática os erros dos TC’s utilizados pela ELEKTRO obtidos
em ensaios de laboratório estão em torno de + ou - 1,3 %, que daria um 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 ≤ IRAI ≤ 12 A
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 dos requisitos acima.
Considerando o fator de demanda igual a 0,33, a carga instalada total de MRT 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, deve ser feita uma análise
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 da resistência
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 tempo de atuação
do RAI deve ser ajustado em 3 s. Caso tenha 2 (dois) religadores em série no alimentador ou
quando de conexão com autoprodutores o RAI poderá ser ajustado em até 5 s, ou seja :
3 s ≤ TempoRAI ≤ 5 s
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 deve ser objeto de análise específica, considerando as
particularidades (instabilidade da proteção) do referido sistema.
Página 28
ND.78
6.3.4.1.2.2 Relé de religamento
Seleção:
O relé de religamento que normalmente é excitado pelos relés de sobrecorrente com o
complemento da lógica através dos contatos auxiliares do disjuntor comanda os disjuntores
de subestações, fazendo com que o mesmo opere numa sequência completa de desligarreligar automático evitando bloqueios indesejáveis devido a faltas de origem passageiras.
Caso o curto-circuito seja permanente desliga pela terceira vez ficando o disjuntor bloqueado
com os contatos abertos.
De uma maneira geral os relés de religamento devem possuir as seguintes características
principais:
- 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, deve ser habilitado o
bloqueio do religamento automático, quando a atuação da proteção for por uma corrente de
falta maior ou igual a 6 000 A.
Ajustes:
Os tempos de religamento (intervalo entre o desligamento e religamento automático) e de
neutralização normalmente ajustados na ELEKTRO são os seguintes:
Primeiro tempo de religamento
Segundo tempo de religamento
Tempo de neutralização e rearme (tempo de guarda)
0,5 s
15 s a 20 s
30 s a 60 s
6.3.4.1.2.3 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 são
convenientemente especificados.
•
S/E´s de distribuição de tensões superiores a 34,5 kV
Para utilização nas S/E´s supridas por tensões superiores a 34,5 kV, deve ser verificado o que
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 à
demanda máxima futura.
- A capacidade de interrupção nominal do religador deve ser superior à máxima corrente de
curto-circuito assimétrico. Caso esta situação não possa ser atendida, em última hipótese
deve ser maior que a máxima corrente simétrica multiplicado por um fator de 1,3 na 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 aos
estabelecidos para religadores tipo poste (ver Tabela 5) que são instalados nas redes de
Página 29
ND.78
distribuição, tendo em vista que nestas S/E´s as correntes de curto-circuito são baixas, ou
seja:
(a) Disparo de fase
Elemento temporizado
Imín .disparo de fase Idemanda máx.futura
Imín.
disparo de fase
menor Icc2F (na zona supervisionada)
Elemento instantâneo
Iinstantâneo de fase Itm
(b) Disparo de terra
Elemento temporizado do sensor convencional (tempo dependente)
Imín .disparo de terra > Imín. disparo RAI
Imín. disparo de terra < IccFT mín. (na zona supervisionada)
Elemento instantâneo
Iinstantâneo de terra = menor ajuste disponível
Iinstantâneo de terra ≥ 20 A
Elemento temporizado do sensor de alta impedância (tempo definido)
6 A < RAI < 12 A
(c) Ajuste de tempo
3 s < tRAI < 5 s
Os elementos temporizados dos sensores de fase e de terra convencional devem ser
ajustados de forma a permitir seletividade para faltas permanentes.
(d) Número de operações para bloqueio
1 < número de operações para bloqueio < 4
(e) Sequência de operações
Nos religadores tipo S/E, seleciona-se o número de operações rápidas (instantâneas) de
modo que o número de operações lentas (temporizadas) é a diferença entre o número de
operações para bloqueio e o número de operações rápidas (instantâneas).
Exemplo:
Sequência de operações desejada: 1 rápida e 3 lentas
Ajustes para obtenção da sequência de operações acima
Número de operações para bloqueio = 4
Número de operações rápidas (instantâneas) = 1
(f) Tempo de religamento
Nos religadores tipo S/E, é recomendável ajustar os tempos de religamento em:
- Tempo do primeiro religamento = 1 s
Página 30
ND.78
- Tempo do segundo religamento > 6 s
- Tempo do terceiro religamento > 6 s
O tempo mínimo, a partir do segundo religamento, de 6 s é necessário para permitir o
carregamento motorizado da mola de fechamento.
(g) Tempo de rearme
Ajuste recomendado: 40 s < trearme < 60 s
Para maiores detalhes, consultar 6.3.4.1.2.4.
No caso de existência de dois religadores em série no alimentador, o religador tipo S/E deve
ser ajustado da mesma forma que os estabelecidos para religadores tipo S/E de subestações
de distribuição de tensões superiores a 34,5 kV.
6.3.4.1.2.4 Religadores tipo poste
Seleção:
Constatada a viabilidade de instalação do religador em um ponto da rede de distribuição, para
a seleção do mesmo devem ser considerados 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 demanda máxima
futura no ponto, se o religador for eletrônico e, superior ao dobro da corrente de carga
equivalente à demanda máxima futura no ponto se o religador for hidráulico, ou seja:
RL eletrônico:
Inominal RL Idemanda máx. futura
RL hidráulico: Inominal RL 2 Idemanda máx. futura
- A capacidade de interrupção nominal do religador deve ser maior que a máxima corrente
de curto-circuito assimétrica calculada no ponto.
NOTA Para religadores que utilizam bobina série atentar para a diminuição da capacidade de
interrupção para valores baixos de corrente nominal de bobina série.
Em situações de utilização de dois religadores em série sendo um hidráulico e outro
eletrônico, quando a corrente de carga é elevada no equipamento do lado fonte, é desejável
que se instale o religador eletrônico na retaguarda devido ao religador hidráulico funcionar
com bobina série acarretando um ajuste de corrente de disparo elevado dificultando a
sensibilização para as correntes de curto-circuito na zona sob sua supervisão.
Ajustes:
Ajuste da corrente mínima do disparo de fase
Religadores eletrônicos (SEV, KFE, RXE, ESV etc.)
Os ajustes destes equipamentos devem satisfazer as seguintes condições:
- a corrente mínima de disparo de fase deve ser maior que a corrente de carga equivalente à
demanda máxima futura levando em consideração também a corrente em condições de
manobra;
- a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior a corrente de pick up da proteção de
retaguarda descontando a diferença da corrente de carga na proteção de retaguarda da
corrente de carga no religador;
- a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior a menor corrente de curto-circuito
fase-fase na zona supervisionada. Resumindo temos:
Página 31
ND.78
Imín. disparo de fase RL Idemanda máx.
futura
Imín. disparo de fase RL Ipick up fase PR IcPR IcRL sendo
PR
proteção de retaguarda
IcPR corrente de carga na proteção de retaguarda
IcRL corrente de carga no religador
1,2 Imín. disparo de fase RL menor Icc2F (na zona supervisionada)
Religadores hidráulicos (KF, OYT, R, RV etc.)
Para estes religadores, o disparo de fase é feito por meio da operação de bobina série
conectada diretamente no circuito de força do religador. A corrente mínima de disparo de fase
com a bobina série é igual a duas vezes sua corrente nominal, ou seja:
Idisparo de fase RL 2 In bobina série RL
Para estes equipamentos o ajuste da proteção de fase deve atender as condições a seguir:
- a corrente nominal da bobina série deve ser maior que a corrente de carga equivalente à
demanda máxima futura levando em consideração também a corrente em condições de
manobra;
- a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior à corrente de pick up da proteção de
retaguarda descontando a diferença da corrente de carga na proteção de retaguarda da
corrente de carga no religador;
- a corrente mínima de disparo de fase deve ser inferior à menor corrente de curto-circuito
fase-fase na zona supervisionada.
Em resumo temos:
In bobina série RL Idemanda máx.
futura
Imín. disparo de fase RL Ipick up fase PR IcPR IcRL sendo
PR
IcPR corrente de carga na proteção de retaguarda
IcRL corrente de carga no religador
1,2 Imín. disparo de fase RL < menor Icc2F (na zona supervisionada)
Ajuste da corrente mínima do disparo de terra
Para o ajuste do disparo de terra dos religadores são levados em consideração o seguinte:
- A corrente mínima de disparo de terra deve ser menor que 90% do ajuste do relé de
sobrecorrente de terra de alta impedância (RAI) da subestação devido à proteção do RL
possuir erros admissíveis de 10% sobre o valor ajustado além dos erros de relação dos TC's
Página 32
ND.78
do próprio RAI do cubículo B. Também deve ser inferior à menor corrente de curto-circuito
fase-terra mínimo no final da zona supervisionada, ou seja:
6 < Imín. disparo de terra do RL < 0,9 Imín. atuação do RAI (A)
NOTA
No caso da zona supervisionada não possuir cargas MRT, a corrente mínima de disparo
de terra pode ser ajustada em até 5 A.
A proteção de terra normalmente é do tipo eletrônico sendo a corrente ajustada através da
escolha de resistores (KF, KFE e RV) ou através do controle de corrente de entrada no
circuito pela escolha de TAP de transformador auxiliar em conjunto com resistor denominado
de módulo calibrador (relé RESCO utilizado nos religadores SEV e ESV), ou ainda atuando
diretamente na bobina de disparo (OYT).
Ajuste do número de operações para bloqueio
O número de operações para bloqueio é o número de operações que o religador efetua dentro
de uma sequência de operação até a sua abertura definitiva (bloqueio aberto), se a falta for
permanente ou se ela persistir dentro do intervalo da sequência mencionada.
Este número é ajustável de 2 a 4 operações para bloqueio, sendo normalmente ajustado em
4.
Curvas de atuação tempo x corrente
Nos religadores tanto a proteção de fase quanto a proteção de terra permitem, de forma
independente, a escolha de duas curvas características tempo x corrente sendo uma rápida e
uma lenta. Alguns religadores têm várias curvas rápidas e lentas podendo ser escolhidas uma
de cada. A escolha da curva rápida e da lenta, bem como o ajuste da sequência de operações
rápidas e lentas até o bloqueio aberto do religador, depende somente da coordenação que se
deseja fazer com outros dispositivos de proteção.
As operações na curva rápida tem a finalidade de eliminar faltas de origem passageiras, e as
operações na curva lenta garante a seletividade proporcionando coordenação com elosfusíveis e seletividade com os equipamentos de proteção instalados em série à jusante do
mesmo, para as faltas de origem permanente.
A Figura 3 mostra as curvas típicas de atuação tempo x corrente de religadores.
Página 33
ND.78
Tempo (s)
10,00
4
1,00
1
0,10
B
A
0,01
0
1
10
100
1.000
10.000
Corrente (A)
Legenda
A = Curva rápida de fase do religador KFE
B = Curva lenta de fase do religador KFE
1 = Curva rápida de terra do religador KFE
4 = Curva lenta de terra do religador KFE
Figura 3 — Curvas típicas de atuação tempo x corrente de religadores.
Tempo de religamento
O tempo de religamento é o tempo compreendido entre uma operação de abertura e a
subsequente operação de fechamento automático do religador. Este tempo quando é
disponível para ajuste, é definido de acordo com a filosofia de proteção adotada, em função
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 por meio de plugues (SEV e ESV que utilizam relé RESCO) e, neste caso,
se não houver problemas com o avanço acumulado do disco de indução dos relés
eletromecânicos das subestações, é recomendável ajustá-los em:
Tempo do primeiro religamento = 1,25 s
Tempo do segundo religamento = 2,5 s
Tempo do terceiro religamento = 2,5 s
Estes ajustes permitem uma melhor coordenação com os elos-fusíveis.
Tempo de rearme
O tempo de rearme é o tempo requerido para que o religador retorne à sua sequência inicial
após uma operação com sucesso, ou seja, o tempo para zerar o contador do número de
operações para bloqueio (apto para executar a sequência de operação completa novamente).
Este tempo, quando ajustável, deve levar em consideração a capacidade do religador
Página 34
ND.78
executar todo o ciclo de operação após a sequência
seq ência de operação máxima 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 min por operação realizada para a OYT e 1,5 min
m
para o KF, KFE e RV, ou seja, estes religadores podem acumular um tempo de rearme de
5,25 min e 4,5
5 min respectivamente, antes da última operação para bloqueio, se os mesmos
estiverem ajustados em 4 operações para bloqueio.
Em outros religadores este tempo é ajustável por meio de plugues e independe do estágio da
sequência
ência de operação em que o mesmo esteja
esteja (SEV e ESV que utilizam relé RESCO).
Recomenda-se
se ajustar o tempo de rearme em 40 s nestes religadores, ou seja:
Tempo de rearme = 40 s
A Figura 4 ilustra uma sequ
uência
ência de operação (2 rápidas + 2 lentas) completa do religador
com bloqueio na posição aberta.
Legenda:
Icc = Corrente de curto-circuito
circuito
Ic = Corrente de carga
R = Operação na curva rápida
L = Operação na curva lenta
tr = Tempo de religamento
Figura 4 — Sequência de operação completa do religador com bloqueio na posição aberta
6.3.4.1.2.5 Seccionalizadores
Seleção:
Após definido o ponto de instalação do seccionalizador,
seccionalizador devem ser verificados os seguintes
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 de
tensão 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 deve ser maior ou igual à corrente mínima de disparo de fase do
religador de retaguarda.
- O tempo equivalente na corrente de curto-circuito
curto circuito simétrica máxima no ponto de
instalação não deve exceder a capacidade de curta duração do SL, em função do maior
tempo de abertura do equipamento de proteção de retaguarda. Em seccionalizadores
hidráulicos atentar para as limitações de capacidade com a bobina série utilizada.
- A capacidade momentânea
momentân
do seccionalizador deve ser superior à corrente de curtocurto
circuito assimétrica máxima no ponto de instalação.
- É recomendável que a corrente mínima de carga seja superior a 3,5 A no ponto em que
for instalado o seccionalizador GN3E.
Página 35
ND.78
Ajustes:
Ajustes das correntes de atuação de fase
Na proteção de fase dos seccionalizadores a corrente mínima de atuação é ajustada para ser
sensibilizada o mais próximo de 80% da corrente mínima de disparo de fase do religador, ou
seja:
Imín. atuação de fase SL 0,8 Imín. disparo de fase 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 de religador
hidráulico (OYT, KF ou R), a corrente nominal da bobina série do SL deve ser a mesma da
bobina série do RL, que equivale a 80% do disparo de fase do RL, pois o SL é sensibilizado
com 1,6 x In bobina série e o RL com 2 x In bobina série, ou seja:
In bobina série SL In bobina série 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 SL Imín. disparo de fase RL
2
No caso de instalação de seccionalizador eletrônico (GN3E da McGraw Edison) à frente de
religador hidráulico (KF, OYT, etc.) a escolha do resistor para a corrente de atuação de fase é
da seguinte forma:
Imín. atuação de fase SL 1,6 In bobina série RL
A Tabela 9 resume os ajustes dos SL´s com os RL´s hidráulicos e eletrônicos:
Tabela 9 — Ajustes dos seccionalizadores com os religadores hidráulicos e eletrônicos
RL
SL
Eletrônico
Hidráulico
Eletrônico
Hidráulico
Imín. atuação de fase SL ≤ 0,8 Imín. disparo de fase RL
Imín. atuação de fase SL ≤ 1,6 × In bobina série RL
In bobina série SL ≤
Imín. disparo de fase RL
2
In bobina série SL ≤ In bobina série RL
A corrente mínima de atuação de fase do SL deve ser inferior à menor corrente de curtocircuito fase-fase no final da zona supervisionada tanto do SL quanto do RL, ou seja:
Imín. atuação de fase 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 mais próximo
de 80% da corrente mínima de disparo de terra do religador, ou seja:
Página 36
ND.78
6 < Imín. atuação de terra SL 0,8 Imín. disparo de terra RL (A)
NOTA
No caso de não existência de MRT na zona supervisionada pelo SL a corrente mínima 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 bloqueio (abertura) do seccionalizador deve ser no
máximo igual ao do número de operações para bloqueio do religador menos um, ou seja:
Ncontagem bloqueio SL Noperações bloqueio RL 1
6.3.4.2
Coordenação / seletividade
6.3.4.2.1 Seletividade entre chaves-fusíveis
Apesar de desejável, a seletividade entre chaves-fusíveis acontece somente para uma faixa
de corrente.
Para se conseguir seletividade entre fusíveis é desejável que o máximo tempo de interrupção
do fusível protetor não exceda a 75% do mínimo tempo de fusão do elo protegido, ou seja:
tmáx. interrupção fusível protetor 0,75 tmín. fusão elo protegido
Para verificação da seletividade entre chaves-fusíveis com elos H e K, consultar a Tabela 10.
Tabela 10 — Seletividade de elos-fusíveis
Corrente
A
Elo Protetor
Nom.
a
ELO
1H
2H
3H
5H
a
6K
8K
a
10K
12K
a
15K
20K
a
25K
30K
a
40K
50K
a
65K
preferenciais
IN
1
2
3
5
6
8
10
12
15
20
25
30
40
50
65
Adm.
IAD
1
2
3
5
9
12
15
18
23
30
38
45
60
75
98
Corrente Máxima de Defeito
Elo de Retaguarda
A
Mín. de
Defeito
4 x IN
4
8
12
20
24
32
40
48
60
80
100
120
160
200
260
8K
125
10K
280
45
45
45
190
-
12K
380
220
220
220
350
210
-
15 K
510
450
450
450
510
440
300
-
20 K 25 K
650 840
650
650
650 840
660 840
650 840
540 840
320 710
430
-
30 K
1 060
1 060
1 060
1 060
1 060
1 050
870
500
-
40 K
1 340
1 340
1 340
1 100
660
-
50 K
1 700
1 700
1 700
1 350
850
-
65 K
2 200
2 200
2 200
1 700
1 100
-
As curvas tempo x corrente dos elos 10K, 15K e 25K estão mostradas na Figura 2.
6.3.4.2.2 Seletividade fusível (lado fonte) / religador
Esta situação ocorre normalmente nas SE´s 34,5 kV – 13,8 kV, cuja proteção do lado da alta
tensão do transformador de força abaixador é efetuada com a utilização de chaves-fusíveis.
Para se ter seletividade nessa condição, o mínimo tempo de fusão do elo-fusível deve ser
maior que o tempo médio de interrupção na curva lenta do religador multiplicado por um fator
Página 37
ND.78
K1. Este fator é definido em função da sequência de operação e dos tempos de religamento
do religador, que vão pré aquecendo o elo-fusível. Os valores de K1 estão definidos na
Tabela 11.
Tabela 11 — Valores de K1
Sequência de operação
Operações: 1 rápida + 3
temporizadas
Tempo de
religamento
s
Operações: 2 rápidas +
2 temporizadas
0,5
2,6
3,1
3,5
1,0
2,1
2,5
2,7
1,5
1,85
2,1
2,2
2,0
1,7
1,8
1,9
Operações:
4 temporizadas
Fator K1
Cuidados devem ser tomados quando se refletir as correntes de falta de um dos lados do
referido transformador face ao tipo de conexão. Logo, recomenda-se efetuar uma 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 trifásico em uma das fases
da AT.
Não é permitido o uso de fusível como proteção de retaguarda de religadores em um mesmo
nível de tensão.
A Figura 5 ilustra as curvas do elo-fusível de forma seletiva com a curva lenta do religador.
Tempo (s)
100,00
80K
10,00
B
1,00
A
0,10
0,01
0
1
10
100
1.000
10.000
Corrente (A)
Figura 5 — Curva do elo-fusível e curva lenta do religador
Página 38
ND.78
6.3.4.2.3 Coordenação religador / fusível
As curvas de atuação e a sequência de operação recomendável para a coordenação entre o
religador e os elos-fusíveis são 2 operações rápidas e 2 operações lentas. No entanto,
como os religadores hidráulicos possuem tempo de rearme muito alto (como mencionado
anteriormente) em épocas chuvosas com temporais com grande quantidade de descargas
atmosféricas, em curtos intervalos de tempo, fazem com que o religador bloqueie muitas
vezes indevidamente e, neste caso, é recomendável ajustar a sequência de operação em 1
operação rápida e 3 operações lentas.
Lembramos também que a combinação da sequência de operação é independente para os
ajustes de fase e terra nos religadores KF, KFE e RV, e é única no SEV, ESV, ES560 e OYT.
A coordenação da proteção de fase e terra do religador com os elos-fusíveis é assegurada
quando:
- Para o valor de corrente máxima de falta (3F e FT) na zona de proteção mútua (RL e elofusível), o tempo mínimo de fusão do elo é superior ao tempo de atuação na curva de
operação rápida (fase e terra) do religador, multiplicado por um fator K2, sendo este é função
do número de operações rápidas e do tempo de religamento entre as operações rápidas, ou
seja:
tmín. fusão elo‐fusível tatuação curva rápida RL K2
- Para o valor da corrente mínima de falta (2F ou FT) na zona de proteção mútua (RL e elofusível), o tempo máximo de interrupção do fusível não seja superior ao tempo de atuação na
curva lenta do religador, ou seja:
tmáx. interrupção fusível tatuação curva lenta RL
A faixa de coordenação entre a chave-fusível e o religador é determinado pelas duas
inequações anteriormente apresentadas, que estabelecem o ponto de máximo e mínimo.
A Figura 6 mostra a faixa de coordenação religador / fusível.
Página 39
ND.78
Tempo (s)
100,00
25K
10,00
1,00
0,10
KS
HxK2
H
Imin
0,01
0
1
10
100
Imax
1.000
10.000
Corrente (A)
Figura 6 — Faixa de coordenação religador / fusível
A Tabela 12 mostra o valor do multiplicador K2 em função do número de operações rápidas e
do tempo de religamento.
Tabela 12 — Valores de K2
Tempo de religamento
s
0,5
1,0
1,5
2,0
Multiplicador K2 (elo do lado da carga)
1 rápida
2 rápidas
1,3
1,5
1,3
1,5
1,3
1,5
1,3
1,5
6.3.4.2.4 Coordenação religador / religador
A aplicação de no máximo 2 religadores em série está de acordo com a orientação da filosofia
básica de proteção. O método de coordenação de religador com outro religador em série se
Página 40
ND.78
baseia na suposição de que na base de 60 ciclos, suas curvas tempo x corrente separadas
mais de 12 ciclos (200 ms) não operarão simultaneamente, e menos de 12 ciclos poderão
operar simultaneamente.
A coordenação entre religadores instalados em série, tem como base o seguinte: para
qualquer falta transitória ou permanente na zona de proteção mútua, o religador mais
próximo dessa deve antecipar sua operação, sem deixar que o religador de retaguarda
opere em sua curva lenta.
Portanto, para obter coordenação e seletividade, a diferença entre os tempos de operação
das curvas lentas dos religadores deve ser maior que 0,2 s para a faixa de corrente da zona
de proteção mútua.
Existem várias formas para se conseguir coordenação entre religadores envolvendo os vários
tipos de ajustes. Recomenda-se para se ter uma boa coordenação as combinações 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 sequência de operações
diferentes.
• Correntes de disparo diferentes com curvas lentas diferentes e sequência de operações
diferentes.
A Figura 7 ilustra uma coordenação religador / religador com correntes de disparo de fase e
terra diferentes com curvas lentas diferentes.
Página 41
ND.78
Tempo (s)
100,00
10,00
5
1,00
4
C
0,10
1
B
A
0,01
0
1
10
100
1.000
10.000
Corrente (A)
Figura 7 — Coordenação religador / religador com correntes de disparo de fase e terra
diferentes com curvas lentas diferentes
Na curva rápida os dois religadores atuarão simultaneamente na maioria das vezes. Desta
forma, as sequências de operações mais adequadas para os religadores são 2R + 2L
para o RL protetor e 1R + 3L para o RL retaguarda.
6.3.4.2.5 Seletividade relé / fusível
A seletividade estará garantida quando se mantém no mínimo 0,2 segundos de diferença
entre o máximo tempo de interrupção do fusível à frente (jusante) do disjuntor e o tempo de
atuação do relé de sobrecorrente e o máximo tempo de interrupção do fusível seja inferior a
Página 42
ND.78
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 chave-fusível, ou seja:
tatuação temporizado relé tmáx. interrupção fusível 0,2 s
tmáx. interrupção elo‐fusível 0,75 tatuação temporizado relé
Atentar para que não sejam efetuados ajustes nos relés exageradamente elevados, pois os
mesmos devem, também, garantir a seletividade com os relés de retaguarda localizados no
cubículo geral (tipo A) da subestação. Para a proteção contra falta a terra com o relé de
sobrecorrente de neutro de alta impedância (RAI), a consideração para a seletividade na
menor corrente é na interseção da curva do RAI com a curva do relé de neutro convencional.
Para correntes de curto-circuito fase-terra abaixo desse valor até a corrente de pick up
ajustada no RAI, a seletividade é comprometida na maioria dessa faixa.
A Figura 8 ilustra a condição de seletividade relé / elo utilizando-se de relé de neutro
convencional e relé RAI.
Página 43
ND.78
Tempo (s)
1.000,00
1
0
K
1
5
K
2
5
K
100,00
10,00
RAI
1,00
RN
0,10
0,01
0
1
10
100
1.000
10.000
Corrente (A)
Legenda:
RN = Curva tempo x corrente do relé de neutro
RAI = Curva do relé de neutro de alta impedância
Figura 8 — Seletividade relé / elo utilizando-se de relé de neutro convencional e relé RAI
Página 44
ND.78
6.3.4.2.6 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 fase da
proteção de retaguarda descontando a diferença da corrente de carga na proteção de
retaguarda da corrente de carga no religador, ou seja:
Idisparo de fase RL Ipick up fase PR IcPR IcRL sendo
PR
IcPR corrente de carga atual na proteção de retaguarda
IcRL corrente de carga nominal do religador
- A corrente de disparo de terra do religador seja inferior a 90% do ajuste do relé de
sobrecorrente de alta impedância (RAI).
Imín. disparo de terra RL 0,9 Ipick up RAI
- O intervalo entre os tempos máximos de atuação das curvas lentas de fase e terra do
religador, especificados pelo fabricante e os tempos de atuação dos relés de sobrecorrente de
fase e neutro, respectivamente, sejam superiores a 0,2 s, e o tempo de atuação na curva lenta
do religador não ultrapasse em 80% do tempo de atuação do relé em toda a faixa de curtocircuito na zona de supervisão do religador, o que for mais crítico. Esta consideração é válida
para relés de sobrecorrente estáticos e digitais (numéricos), pois o seu tempo de rearme é
praticamente instantâneo.
tatuação relé fase e neutro tcurva lenta fase-terra RL + 0,2 s
tcurva lenta fase-terra RL 0,8 tatuação relé fase e neutro
Para a seletividade entre relés de sobrecorrente eletromecânicos (indução) com religadores,
deve ainda ser verificado o avanço acumulado do disco de indução do relé durante os tempos
de operação e religamento automático do religador.
A condição adicional para se ter seletividade entre relé de sobrecorrente eletromecânico e
religador é que o percurso acumulado (avanços / restabelecimentos parciais) do disco de
indução do relé na sequência de operação completa do religador seja inferior a 80% em
qualquer valor da faixa de corrente de curto-circuito da zona supervisionada pelo religador.
A Figura 9 ilustra uma seletividade entre relé e religador.
Página 45
ND.78
Tempo (s)
10,00
RAI
1.D
RF
1,00
RN
.1F
F
0,10
C
0,01
0
1
10
100
1.000
10.000
Corrente (A)
Legenda:
C e F = Curvas rápida e lenta de fase do RL
1F e 1D = Curvas rápida e lenta de terra do RL
RF = Curva temporizada do relé de fase
RN = Curva temporizada do relé de neutro
RAI = Curva do relé de neutro de alta impedância
Figura 9 — Seletividade relé / religador
Verificação do avanço do disco de indução do relé eletromecânico
Para se fazer a verificação do avanço do disco de indução deve ser comparado os tempos de
atuação do relé de fase com os tempos de atuação da proteção de fase do religador na curva
lenta em seu ponto mais crítico em termos percentuais, ou seja, a relação tempo de atuação
da proteção de fase do religador na curva lenta / tempo de atuação do relé de fase é máxima
em toda a faixa de curto-circuito trifásico ou fase-fase na zona de proteção do religador.
Processa-se da mesma forma para as proteções de terra.
Ponto de verificação é a relação máxima entre tempo de atuação na curva lenta do RL pelo
tempo de atuação do relé
Exemplo: Proteção de fase
Faixa de curto-circuito na zona mútua: 360 a 2 500 A
Corrente:
tatuação do relé (s)
360 A
2 500 A
3
0,5
Página 46
ND.78
tatuação do RL curva lenta (s)
2,1
0,25
tatuação RL curva lenta
tatuação relé
0,7
0,5
Logo, para a verificação dos avanços acumulados do relé eletromecânico deve ser
comparado os tempos na corrente de 360 A.
Segue abaixo um modelo para verificação do avanço do disco de indução do relé
eletromecânico:
Dados do Relé
Time Level ...........................................................
Tempo de Operação ...........................................
Tempo de Restabelecimento ..............................
%
s
s (p/ o TL ajustado)
RELIGADOR
Oper. Curva T. Oper.
s
RELÉ DE FASE
T. Relig.
s
Avanço
%
Rest.
%
Avanço Acum.
%
1a
2a
3a
4a
Legenda:
T. Oper. = Tempo de operação do religador (em segundos) na corrente mais crítica
T. Relig. = Tempo de religamento do RL (em segundos)
Avanço = Avanço do disco de indução (contato móvel) do relé durante o tempo de operação 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 sequência de operação
completa do religador.
Dados do relé de neutro:
Time Level = 20%
Tempo de Operação = 2 s
Tempo de Restabelecimento = 9 s (para Time Level de 20%)
Cálculo do avanço do relé para cada operação do RL:
Tempo de Operação do relé = 2 s ⇒ 100%
1a operação do RL = 0,09 s ⇒ 4,5%
2a operação do RL = 0,9 s ⇒ 45%
Cálculo do restabelecimento do relé:
Tempo de Restabelecimento total = 9 s ⇒ 100%
1o religamento do RL = 1,25 s ⇒ 13,9%
Página 47
ND.78
Oper.
1a
2a
3a
4a
RELIGADOR
Curva
T. Oper.
s
1F
0,09
1D
0,9
1D
0,9
1D
0,9
T. Relig.
s
1,25
2,5
2,5
–
RELÉ DE NEUTRO (TL = 20%)
Avanço
Rest.
Avanço Acum.
%
%
%
4,5
13,9
0
45
27,8
17,2
45
27,8
34,4
45
–
79,4
Conclusão: O percurso acumulado do disco de indução do relé de terra durante todo o ciclo
de operação do religador de 79,4% < 80%, guarda margem de segurança suficiente para não
provocar a atuação indevida (simultânea) do relé.
Em situações em que o percurso acumulado ultrapassa 80%, existem as seguintes
alternativas para diminuí-lo:
- Aumentar o tempo de religamento do RL, quando o mesmo permite.
- Aumentar o Time Level do relé.
- Alterar a sequência de operação do RL aumentando o número de operações rápidas.
6.3.4.2.7 Coordenação religador / seccionalizador
Para se obter coordenação entre religador e seccionalizador em série, devem ser atendidos
os seguintes requisitos:
- A corrente mínima de atuação do SL deve ser ajustada o mais próximo de 80% do ajuste da
corrente mínima de disparo do RL tanto para a proteção de fase quanto para a proteção de
terra.
Imín. atuação fase-terra SL 0,8 Imín. disparo fase-terra RL
- O RL deve ser capaz de sentir as correntes mínimas de defeito na zona supervisionada pelo
SL.
Imín. disparo e atuação fase RL e SL menor Icc2F (na zona supervisionada pelo RL e SL)
Imín. disparo e atuação terra RL e SL menor IccF-T mín. (na zona supervisionada pelo RL 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.
Ncontagem bloqueio SL Noperações bloqueio RL ‐ 1
A coordenação entre o religador e o seccionalizador também depende do tempo de retenção
de memória do seccionalizador, que é o tempo necessário para o seccionalizador "esquecer"
uma contagem. Logo, a coordenação entre o religador e o seccionalizador é assegurada
quando, em uma condição de falta permanente, o somatório dos tempos de operação e
religamento do religador (TTA) a partir da primeira contagem, não exceda ao tempo de
memória do seccionalizador.
A Figura 10 ilustra a coordenação Religador / Seccionalizador com a sequência de operação
do Religador ajustada para 1 rápida e 3 lentas e o seccionalizador ajustado em três contagens
para bloqueio.
Página 48
ND.78
Figura 10 — Coordenação religador / seccionalizador
Para a situação de coordenação religador / seccionalizador apresentada na Figura 10, o
tempo de retenção de contagem (memória) do seccionalizador deve ser o que segue:
sendo
TTA tempo total acumulado
Para o SL eletrônico GN3E → T memória ~ 60 s, e para o SL OYS → T memória ~ 40 s. Os
tempos de operação L1 e L2 do RL devem
deve ser os equivalentes às menores correntes de
curto-circuito
circuito na zona supervisionada que são os de maiores tempos de operação.
Os seccionalizadores também podem ser utilizados
utilizados em conjunto com disjuntores de SE´s
providos de relés de religamento, desde que se leve em consideração o tempo de retenção de
contagem (memória) do SL na verificação de coordenação. Caso contrário, poderá haver
bloqueio simultâneo.
relig
/ seccionalizador / elo-fusível
6.3.4.2.8 Coordenação religador
Para se obter a coordenação são necessários os requisitos da coordenação religador /
seccionalizador e religador / fusível. Considerando-se
Considerando se que é utilizado apenas um
seccionalizador em série com o religador, as opções de
de coordenação são:
a) Sequência
ência de operação do religador ajustado em 1 rápida e 3 lentas, e número de
contagens para bloqueio do seccionalizador ajustado em 3, quando os SL´s não possuem
restritor de contagem por tensão ou por corrente, como é o caso do seccionalizador OYS.
b) Sequência
ência de operação do religador ajustado em 2 rápidas e 2 lentas, e número de
contagens para bloqueio do seccionalizador ajustado em 3, quando os SL´s possuem restritor
de contagem por tensão ou por corrente, como é o caso do seccionalizador
seccionalizador GN3E que possui
restritor de contagem por corrente.
Este ajuste só pode ser efetuado quando a corrente mínima de carga for comprovadamente
superior a 3,5 A que é o valor mínimo necessário para que o restritor funcione
adequadamente.
O RL deve ter
er o tempo de rearme ajustável, como é o caso do RL 280 SEV 1506.
Página 49
ND.78
Caso as condições (1) e (2) não sejam atendidas o RL deve ser ajustado na sequência
seq
de
operação 1 rápida + 3 lentas.
As Figura 11 e Figura 12 ilustram as duas opções de coordenação.
RL → Sequência
ência de operação: 2R + 2L
SL com restritor (corrente ou tensão) → No de contagens p/ bloqueio: 2
Figura 11 — Coordenação religador / seccionalizador / elo-fusível
fusível — Opção 1
RL → Sequência
ência de operação: 1R + 3L
o
SL → N de contagens p/ bloqueio: 3
Figura 12 — Coordenação religador / seccionalizador / elo-fusível
fusível — Opção 2
Recomenda-se
se não instalar o SL GN3E em pontos em que a corrente de carga for inferior a
3,5 A, pois como durante o curto-circuito
curto
tem-se
se de carregar o capacitor do sistema de
alimentação do circuito eletrônico do SL, o mesmo pode não conseguir em algumas situações,
efetuar a contagem na curva rápida do RL, devido ao curto intervalo de tempo envolvido,
podendo haver bloqueio simultâneo do RL e SL.
Para situações
ituações de corrente de carga muito baixa o mais adequado seria que o SL possuísse o
restritor de contagem por tensão, pois o SL só contaria na condição de curto-circuito
curto
quando a
tensão caísse a zero, ou seja, conta apenas quando da operação do RL. Em virtude
vir
do custo
elevado, não se optou pelo uso do dispositivo restritor de contagem por tensão em nossos
seccionalizadores.
Página 50
ND.78
6.3.4.3
Chaves bay-pass para religadores e seccionalizadores
Bay-Pass com seccionador unipolar – Deve 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 × Ipick up fase PR menor Icc2F (na zona de proteção principal do RL)
Bay-Pass com chave-fusível – Deve ser aplicada quando as correntes de falta (Icc2F)
envolvidas na zona de proteção principal do religador "bay-passado" não sensibilizem a
proteção de retaguarda, ou seja, quando:
1,2 × Ipick up fase PR menor Icc2F (na zona de proteção principal do RL)
A seleção, dimensionamento e seletividade da chave-fusível e respectivo elo-fusível, devem
seguir as orientações contidas em 6.3.4.1 e 6.3.4.2.
NOTA
Na impossibilidade de utilização de bay-pass com chave-fusível no religador por problema
de corrente de carga e existindo seccionalizador(es) à frente do religador, neste caso a chave-fusível
poderá ser instalada no(s) respectivo(s) bay-pass do(s) seccionalizador(es).
6.3.4.4
Proteção com chave-fusível repetidora de 3 operações
Para utilização de chaves-fusíveis repetidoras de 3 operações nas redes de distribuição,
devem ser considerados para a sua coordenação e seletividade com outros equipamentos de
proteção, os itens a seguir.
6.3.4.4.1 Coordenação religador / chave-fusível repetidora
Para um curto-circuito qualquer na zona de proteção da chave-fusível repetidora cuja corrente
de curto sensibilize o elo-fusível da respectiva chave, bem como a proteção de fase do
religador de retaguarda, a coordenação ficará garantida quando o tempo máximo de
interrupção de uma unidade da chave-fusível repetidora for inferior ou igual ao tempo da curva
lenta de fase do religador menos 0,2 s e ainda menor ou igual a 75%, respectivamente, ou
seja:
tmáx. interrupção chave-fusível repetidora ≤ tdisparo fase curva lenta RL ‐ 0,2 s
tmáx. interrupção chave-fusível repetidora ≤ 0,75 tdisparo fase curva lenta RL
NOTA
Escolher o menor elo-fusível possível para permitir o máximo de seletividade com a curva
lenta da proteção de terra do religador.
6.3.4.4.2 Seletividade relé x chave-fusível repetidora
Relé de sobrecorrente eletrônico de neutro x chave-fusível repetidora
Seletividade conforme 6.3.4.2.5, ou seja:
tmáx. interrupção chave-fusível 0,75 trelé neutro
tmáx. interrupção chave-fusível 0,75 trelé neutro ‐ 0,2 s
Relé de sobrecorrente eletrônico de neutro x chave-fusível repetidora
Considerar o avanço acumulado do disco de indução e efetuar a mesma avaliação como é
feita na seletividade relé eletromecânico x religador, conforme 6.3.4.2.6, considerando o
tempo de religamento igual a 0,4 s, ou seja:
Página 51
ND.78
CHAVE REPETIDORA COM ELO K RELÉ DE FASE E NEUTRO
TL
Oper. T. máx. Interrupção T. Relig.
Avanço
Rest.
Avanço Acum.
s
s
%
%
%
a
1
0,4
a
2
0,4
a
3
0,4
Na 3a operação da chave repetidora o avanço acumulado do relé deve ser menor ou igual a
75% e menor ou igual a 0,2 s.
Considerando que pode haver modelos diferentes entre relés de fase e neutro,
consequentemente com tempos de rearme diferentes, deve ser verificado o avanço
acumulado para os dois relés.
6.3.4.4.3 Seletividade chave-fusível x chave-fusível repetidora
Para a proteção chave-fusível x chave-fusível repetidora ser seletiva com a chave-fusível a
montante da chave repetidora, deve ser atendida a seguinte inequação:
3 tmáx. interrupção uma unidade chave-fusível repetidora 0,75 tmín. fusão elo protegido (retaguarda) (na faixa
de corrente de CC fase-terra mínimo correspondente na zona de proteção principal da chavefusível repetidora)
6.3.4.4.4 Seletividade chave-fusível repetidora x chave-fusível
Para a proteção chave-fusível repetidora x chave-fusível ser seletiva com a chave-fusível
repetidora a montante da chave-fusível, deve ser atendida a inequação dada em 6.3.4.2.1, ou
seja:
3 tmáx. interrupção chave-fusível 0,75 tmín. fusão elo unidade chave-fusível repetidora
NOTA
As orientações acima foram baseadas em ensaios realizados em laboratório.
A chave-fusível repetidora não pode ser usada à frente (jusante) de seccionalizador em
virtude de suas limitações operativas, que dificultam a coordenação.
Página 52

ND.78 - Elektro

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