Melhoria dos Índices de Confiabilidade Através da Coordenação da Proteção da Distribuição

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(1)1. Melhoria dos Índices de Confiabilidade Através da Coordenação da Proteção da Distribuição Victor Hugo de Castro Melo Sérgio Ribeiro Silva Rafael Ribeiro de Carvalho Vaz. Resumo—Este trabalho apresenta uma metodologia para o estudo da coordenação entre os dispositivos de proteção da Rede de Distribuição de Energia. O estudo foi estimulado em virtude dos altos valores pagos em compensações por aqueles alimentadores da CELG Distribuição (CELG D) que sofreram mais interrupções no fornecimento de energia ao longo do ano de 2011. Foi utilizado um software, ainda em desenvolvimento, oriundo de um projeto de P&D CELG-ANEEL para auxiliar no estudo. Os resultados mostram a nova configuração dos equipamentos de proteção ao longo de um alimentador, diminuindo o número de pontos que podem sofrer interrupção. Palavras-Chaves — Alimentador, Chave fusível, Compensação, confiabilidade, coordenação, FIC, interrupção, religador.. I. INTRODUÇÃO. S. ISTEMAS de Distribuição de Energia Elétrica (SDEEs) são responsáveis pela administração do fornecimento de energia aos centros urbanos e às áreas rurais, atendendo desde consumidores residenciais a grandes indústrias. Eles são constituídos por Subestações (SEs), alimentadores ou Linhas de Distribuição (LDs), transformadores, equipamentos de proteção, equipamentos de manobra, dentre outros. As empresas de distribuição de energia elétrica (concessionárias) devem fornecer energia elétrica aos consumidores com um alto nível de confiabilidade. Pode-se dizer que o nível satisfatório de confiabilidade é alcançado quando o SDEE esteja funcionado de forma correta e com o menor número possível de interrupções. Além disso, na ocorrência dessas interrupções, o menor número possível de unidades consumidoras (UCs) deve ser atingido. Para a concessionária isso se traduz tanto como economia de capital quanto como excelência na prestação dos serviços. Paralelamente ao crescimento populacional em áreas urbanas e com a elevação do número de acessos ao fornecimento de energia nas regiões rurais, ocorreu também o aumento da extensão dos alimentadores do SDEE e, consequentemente, o aumento dos problemas de confiabilidade. Em algumas situações a quantidade de equipamentos de proteção nas LDs cresceu sem o devido planejamento e coordenação, o que conduz a interrupções no V. H. C. Melo e S. R. Silva são engenheiros eletricistas da CELG D e mestrandos do curso de Engenharia Elétrica da EEEC/UFG. Seus endereços de e-mail são: victor.hcm@celg.com.br e sergio.rs@celg.com.br. Tel.: +5562-3243-1336. Fax: +55-62-3243-1338. R. R. C. Vaz é estagiário da CELG D e estudante de graduação do curso de Engenharia Elétrica da EEEC/UFG; email: engrafaelrcv@gmail.com.. fornecimento mais abrangentes do que as requeridas para isolar o ponto de defeito, afetando um grande número de unidades consumidoras desnecessariamente. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é o órgão responsável por acompanhar, regular e fiscalizar as atividades das concessionárias de energia elétrica. Ela quantifica a qualidade do serviço prestado pelas empresas por meio de Indicadores de Continuidade do Serviço de Distribuição de Energia Elétrica, também chamados de índices de confiabilidade. As concessionárias que não cumprirem as metas estabelecidas estarão sujeitas a sanções, tais como o pagamento de compensações (multas). A cada ano, as metas se tornam mais exigentes, obrigando a empresa a realizar investimentos cada vez maiores na proteção da rede de distribuição [1]. Este trabalho apresentará uma alternativa para aumentar a confiabilidade do SDEE, a fim de reduzir os ônus gerados com multas, através do estudo de coordenação entre equipamentos de proteção em longos alimentadores. Foram realizados dois estudos de caso em alimentadores da CELG D, de onde foram extraídas as informações para a elaboração deste trabalho. Um mostrando o quão benéfica é a coordenação da proteção e outro utilizando a metodologia apresentada. II. FUNDAMENTOS Este seção tratará do conjunto de procedimentos regulamentares que regem a qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica no Brasil e dos principais equipamentos utilizados na proteção das LDs. A. Qualidade do Serviço e Cálculo das Compensações Por meio do PRODIST, especificamente o Módulo 8, a ANEEL estabelece os procedimentos relativos à qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras. Os índices de confiabilidade são agrupados em indicadores individuais e indicadores de conjunto (coletivos). Eles devem ser calculados para períodos de apuração mensais, trimestrais e anuais [2]. Segundo o PRODIST, as interrupções são definidas como descontinuidades do neutro ou da tensão em qualquer uma das fases que atende a unidade consumidora. Com isso, os seguintes índices de continuidade são definidos: • : Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora, expressa em horas e centésimos de hora; • : Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora, expressa em número de interrupções e centésimos do número de interrupções; • : Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora, expressa em horas e centésimos de hora;.

(2) 2. • : Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora, expressa em horas e centésimos de hora, e; • : Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora, expressa em número de interrupções. Este trabalho trata dos índices individuais DIC, DMIC e FIC. Os demais indicadores não foram alvo de estudo por não implicarem em compensações financeiras diretamente aos consumidores nas situações de violação de metas. A ANEEL define o DIC, o DMIC e o FIC como [2]: = ∑௡௜ୀଵ ( ). (1). = . (2). =

(3) . (3). onde: i = índice de interrupções da unidade consumidora no período de apuração, variando de 1 a n; n = número de interrupções da unidade consumidora considerada, no período de apuração; t(i) = tempo de duração da interrupção i da unidade consumidora considerada ou ponto de conexão, no período de apuração, e; t(i) max = valor correspondente ao tempo da máxima duração de interrupção contínua (i), no período de apuração, verificada na unidade consumidora considerada, expresso em horas e centésimos de horas. Para o pagamento de compensações aos consumidores são utilizadas as seguintes fórmulas, expressas em R$: • Para o : = . ஽ூ஼௩. ஽ூ஼௣. − 1 ∙ ∙. ∙ . ா௎ௌ஽௠éௗ௜௢ ଻ଷ଴. (4). • Para o : = . ஽ெூ஼௩. ஽ெூ஼௣. − 1 ∙ ∙. ா௎ௌ஽௠éௗ௜௢ ଻ଷ଴. ∙ . (5). • Para o : = . ிூ஼௩. ிூ஼௣. − 1 ∙ ∙. ா௎ௌ஽௠éௗ௜௢ ଻ଷ଴. ∙ . (6). onde: = duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão verificada; = limite de continuidade estabelecido para o indicador de duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão; = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão verificada; = limite de continuidade estabelecido para o indicador de duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão; = frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão verificada; = limite de continuidade estabelecido para o indicador de frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão; EUSDmédio = média aritmética dos encargos de uso do sistema de distribuição correspondentes aos meses do período de apuração do indicador; 730 = número médio de horas no mês, e;. kei = coeficiente de majoração adimensional cujo valor deve ser fixado em: i. 15 (quinze), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Baixa Tensão; ii. 20 (vinte), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Média Tensão; iii. 27 (vinte e sete), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Alta Tensão. B. Equipamentos de Proteção da Distribuição Os equipamentos de proteção de um SDEE estão instalados ao longo dos alimentadores e nas SEs. Os dois principais são: religadores e chaves fusíveis. As chaves facas não são dispositivos de proteção e sim de manobra, não sendo, por esse motivo, consideradas na análise. O religador é um equipamento de proteção automático que interrompe o fornecimento de energia de um trecho do alimentador atingido por uma falha. Se esta for passageira ela é eliminada pelo religador, causando somente uma interrupção temporária. Após certa quantidade de tentativas de reenergização, o religador bloqueia-se (locks-out) e deve ser reativado manualmente ou remotamente. Esta situação surge nas ocorrências de falhas permanentes [1]. Através de uma série de curvas intrínsecas à sua arquitetura, o religador pode ser programado e ajustado. Elas são de dois tipos: curvas de terra (detectam perturbações do tipo fase-terra) e curvas de fase (detectam perturbações trifásicas). Essas curvas ainda podem ser classificadas como sendo de: atuação instantânea (característica rápida - detecta defeitos transitórios) e atuação temporizada (caraterística lenta - opera quando as demais proteções do SDEE, por algum motivo, não funcionaram). A configuração mais comum de um religador é a utilização de duas curvas temporizadas e de duas instantâneas [3]. As chaves fusíveis são dispositivos eletromecânicos de proteção utilizados em larga escala nos SDEEs. São equipamentos bem mais simples e mais baratos quando comparadas aos religadores. A atuação de uma chave fusível ocorre quando há uma perturbação no ponto da rede onde ela está localizada que provoque um valor de corrente elétrica bem superior à nominal. Com isso, o fornecimento de energia dos consumidores ligados a jusante dela é interrompido. Entre as principais causas de atuação destas chaves se destacam as descargas atmosféricas e os curtos-circuitos na rede, provenientes de galhos de árvores que tocam nos cabos. O elo fusível é o componente principal de uma chave fusível, sendo o dispositivo responsável por interromper o circuito elétrico caso uma sobre corrente o percorra. Se estiver funcionado corretamente, ele deverá se romper de forma rápida para que essa perturbação não persista por muito tempo e ocasione desde a queima de equipamentos até o rompimento dos cabos das LDs. Cada elo possui uma curva de corrente versus tempo particular na qual são mostradas, para um determinado valor de corrente, o seu tempo de abertura. Eles são ainda classificados em três tipos principais: os elos tipo K de atuação rápida; os tipo T de atuação lenta, e; os tipo H que são elos de alto surto, sendo ideais para proteção de transformadores [3]. Para haver coordenação entre os diversos.

(4) 3. elos disponibilizados pela indústria eletroeletrônica é necessário que as suas curvas possam ser sobrepostas umas as outras. Mediante este fato, foram criadas duas classes de elos: os preferenciais e os não preferenciais. Os ditos preferenciais para os tipos K e T são os de: 1, 2, 5, 6, 10, 15, 25, 40, 65, 100, 140 e 200A. Já os não preferenciais para os tipos K e T são os de: 8 , 12 , 20 , 30 , 50 e 80A . Os elos tipo H são: 1, 2, 3 e 5A. III. METODOLOGIA Para o dimensionamento das proteções de um alimentador é necessário o conhecimento de duas informações: o nível da corrente de curto-circuito fase-terra mínimo e da corrente de carga em cada ponto onde se deseja instalar uma chave (elo) fusível. Foi utilizado um software, ainda em aprimoramento, para auxiliar no dimensionamento do alimentador selecionado. Este programa é proveniente do projeto de P&D CELG D-ANEELUFG [4]. Ele se utiliza do banco de dados georeferenciado da CELG D (Sistema de Gestão Técnica) e calcula os níveis de curto-circuito, de fluxo de potência, além de realizar a coordenação da proteção em qualquer localidade da rede de distribuição da empresa. A. Filosofia de proteção e equacionamento O software se baseia na mesma filosofia de proteção e coordenação da CELG D. Em função disso, um elo não pode atuar com uma corrente menor ou igual a 1,5 vezes a corrente de carga no ponto de instalação e deve atuar no máximo antes de uma corrente igual a ¼ da corrente de curto-circuito faseterra mínimo. Para fazer a coordenação ao longo do alimentador, utiliza-se a tabela de coordenação entre os elos do tipo K, entre os do tipo K e do tipo H. O elo protetor exclusivo de um transformador é definido mediante sua potência nominal aparente e sua tensão de operação. A coordenação deve obedecer à premissa de que o elo fusível protegido (mais próximo da fonte) deverá coordenar com o elo fusível protetor (mais próximo da carga) conforme Fig. 1. Esse fato deve ocorrer pelo menos para o valor da corrente de curto-circuito fase-terra mínimo no ponto de instalação deste último e seu tempo de fusão deve ser menor que 75% do tempo de fusão do elo protegido. Fig. 1. Localização do elo fusível protegido e dos elos fusíveis protetores [3].. Para o cálculo da corrente de carga do circuito é utilizado a expressão:. . ∑ ∙ ∙√. (7). onde: : corrente de carga do circuito; : potência do transformador; : tensão de operação do circuito, e; : fator de carga do alimentador. A corrente de carga máxima é o valor da corrente de carga do circuito vezes o fator de crescimento, geralmente igual a 1,5. ∙ 1,5. (8). onde: : corrente de carga máxima, e; : corrente de carga do circuito. A corrente de carga máxima dos ramais é:

(5) ∙

(6) . (9). onde:

(7) : corrente de carga máxima dos ramais, e;

(8) : soma das potências dos transformadores do ramal. onde é dado por: . ∑ ೎೘. . (10). : constante de proporcionalidade dado em ⁄, e; : somatório das potências dos transformadores do alimentador. Conforme apresentado em (7), a corrente de carga do circuito é calculada tendo como base a potência aparente total do alimentador em kVA e a tensão de operação do mesmo em kV. O software se utiliza da base de dados exportada já mencionada e calcula, em função da leitura do consumo em kWh por unidade consumidora, o e o . Para calcular o valor do curto-circuito fase-terra mínimo o software necessita dos valores de impedância de sequência positiva e de sequência zero na barra supridora, localizada na subestação pela qual o circuito a ser analisado é alimentado. Esses valores são obtidos através dos dados de impedância das subestações e estão incorporados ao software. Também se utilizam como parâmetros o fator de potência e o fator de carga do alimentador, além da impedância de contato faseterra igual a 40 + j0 ohms. Tendo-se obtido os valores de corrente de carga e os valores calculados de curto-circuito fase-terra mínimos, o programa dimensiona o valor dos elos fusíveis existentes previamente na rede e faz a coordenação destes entre si e com os elos fusíveis exclusivos dos transformadores. Após esta etapa, faz-se necessário coordenar estas chaves com um religador. Na coordenação entre o religador e as chaves fusíveis, estas localizadas a jusante do primeiro, deve-se atender previamente aos seguintes critérios [3]: • O valor da corrente mínima de curto-circuito entre fases em qualquer ponto a jusante da chave fusível deve ser inferior à corrente de acionamento do religador; • Para todos os valores de curto-circuito possíveis no.

(9) 4. trecho do circuito protegido, o tempo mínimo de fusão do elo fusível, para os valores de corrente a jusante do seu ponto de instalação, deve ser superior ao tempo de abertura do religador na curva de caraterística rápida, e; • O tempo de abertura do religador na curva de característica retardada, para a condição de ajuste de duas operações rápidas e duas retardadas, deve ser superior ao tempo de abertura da chave (elo) fusível. Desta forma, cabe a chave fusível a função de interromper a corrente de defeito em qualquer ponto a jusante de sua instalação. Para a análise final, traçam-se as curvas do elo fusível nas respetivas curvas de fase e de terra do religador (Fig. 2). Uma vez verificado que os critérios anteriormente descritos foram atendidos, pode-se afirmar que o ajuste escolhido é coerente.. fusível a jusante mais próxima. Depois de concluídas estas etapas tem-se a definição de uma proposta de coordenação de proteção para o alimentador estudado. A modificação dos elos fusíveis, a retirada ou implantação de chaves são executadas posteriormente por equipes de manutenção. C. Melhoria dos Índices de Confiabilidade Não é possível quantificar previamente a melhoria nos indicadores de confiabilidade logo após o estudo da coordenação de proteção dos alimentadores da distribuição. Entretanto, a descrição abaixo evidenciará como se obtém esse melhoramento. Os locais onde estão instaladas as chaves fusíveis nas LDs são considerados pontos de interrupção. Isto porque na ocorrência de algum evento permanente, somente uma chave fusível irá operar, desde que os equipamentos de proteção estejam devidamente coordenados, após a intervenção sem sucesso do religador. Agora considerando que o alimentador da Fig. 3 esteja descoordenado, verifica-se que há quatro pontos de interrupção (chaves fusíveis). No pior caso, quando da ocorrência de um evento abaixo do ponto 1, será sempre a primeira chave (ponto 1) que irá atuar, deixando todos os consumidores desta LD sem energia. Ou seja, o FIC de todos os consumidores deste circuito será sempre igual à quantidade de ocorrências neste alimentador, onerando a empresa da pior forma possível, segundo (4), (5) e (6). Após o estudo da coordenação das proteções deste alimentador e substituindo as chaves em campo de acordo com os resultados obtidos, haverá considerável melhoria dos indicadores. Isto é, ocorrendo uma falta abaixo do ponto 2 somente a chave deste ponto irá operar, de modo que apenas os consumidores a jusante de 2 ficarão sem energia. De uma forma geral se pode dizer que a atuação correta dessas chaves fusíveis irão reduzir as compensações pagas por UCs.. Fig. 2. Curvas características de um religador NULEC/Controlador ADVC (Schneider) e de um elo fusível de 65K, mostrando os critérios necessários para coordenação [3].. B. Uso do software de coordenação A utilização do software se dá com base nas seguintes etapas: 1. Importação do alimentador a ser simulado a partir da base georeferenciada da CELG D; 2. Definição de parâmetros de simulação e dados adicionais de configuração da rede; 3. Simulação dividida em duas etapas: primeiramente executando o dimensionamento dos elos fusíveis exclusivos dos transformadores e, em seguida, dimensionando todos os elos fusíveis do alimentador; 4. Análise pós-simulação, na qual o engenheiro de proteção avalia e valida os resultados obtidos na etapa anterior. Ajustes são realizados, caso necessário, como a retirada, o deslocamento ou a inserção de chaves fusíveis e/ou religadores; 5. Coordenação, na qual o software efetua coordenação das chaves fusíveis do alimentador entre si e o engenheiro realiza a coordenação do religador com a chave. Fig. 3. Alimentador exemplificando a melhoria dos índices de confiabilidade das UCs.. IV. ESTUDO DE CASOS A proposta do software de coordenação é realizar estudos em alimentadores com rapidez e eficiência, permitindo a execução de uma análise completa de coordenação em prazos.

(10) 5. menores do que aqueles requeridos pelas metodologias tradicionais. Estas são baseadas em cálculos manuais e confecções de tabelas, além de comparações exaustivas de curvas de atuação dos dispositivos. A seguir são apresentados dois casos estudados na CELG D. No primeiro foi utilizada metodologia convencional e são apresentados os resultados obtidos com a nova configuração de proteção dos alimentadores. No segundo é apresentada uma proposta de coordenação dentro da nova filosofia de utilização do software. A. Coordenação das proteções no município de São Miguel do Passa Quatro São Miguel do Passa Quatro é atendida por uma subestação de 34,5/13,8 kV com dois alimentadores. A rede de média tensão tem extensão total de 460 km, sendo que apenas sete deles são urbanos. A grande extensão de rede rural torna muito complexa a coordenação e havia, antes da efetivação das modificações propostas pelo estudo, um número excessivo de operações em chaves fusíveis, especialmente aquelas que atendiam a um grande número de consumidores. Em 2010 foi executado o estudo de revisão de toda a coordenação de proteção, sendo efetivamente implantado conjuntamente com a manutenção preventiva em toda a rede ao final do mesmo ano. Na Tabela I é mostrada a proporção de ocorrências emergências na região em função da abrangência para o ano de 2010, antes da realização do estudo. TABELA I QUANTIDADE E PROPORÇÃO DE OCORRÊNCIAS POR ABRANGÊNCIA EM SÃO MIGUEL DO PASSA QUATRO NO ANO DE 2010 Abrangência Chaves Fusíveis Transformadores Unidades Consumidoras Total. Ocorrências 363 415 245 1.023. Percentual 35% 41% 24%. TABELA II UNIDADES CONSUMIDORAS ATINGIDAS PELAS 10 CHAVES QUE MAIS OPERARAM NO MUNICÍPIO EM 2010 Chave (Código) Operações SQ12202895 16 SQ12231379 12 SQ12231382 11 SV12049996 8 SQ12338141 6 BV12023147 6 SQ12022820 6 SQ12111655 5 BV12033452 5 BV12022838 5 UCs afetadas em todas as interrupções acima. UCs afetadas 171 18 50 3 139 9 126 10 1 1 5.230. Verifica-se pela Tabela II que as chaves que mais operaram no ano de 2010 estavam na região rural, pois atingiu um número de UCs relativamente alto dada a baixa concentração de carga na região (um transformador para cada consumidor). O panorama indicava que a falta de coordenação causava sempre a operação das chaves nos maiores ramais, tornando. difícil a localização do defeito e afetando um número maior de clientes. A partir da efetivação das modificações ao final de 2010, observou-se a melhoria na quantidade de chaves afetadas e UCs atingidas conforme Tabelas III e IV. TABELA III QUANTIDADE E PROPORÇÃO DE OCORRÊNCIAS POR ABRANGÊNCIA EM SÃO MIGUEL DO PASSA QUATRO NO ANO DE 2011 Abrangência Ocorrências Percentual Chaves Fusíveis 83 17% Transformadores 170 34% Unidades Consumidoras 248 50% 501 Total TABELA IV UNIDADES CONSUMIDORAS ATINGIDAS PELAS 10 CHAVES QUE MAIS OPERARAM NO MUNICÍPIO EM 2011 Chave Operações UCs afetadas BV12023147 5 9 BV12070273 4 10 SQ12077227 4 14 SQ12104215 3 3 SQ12202895 3 171 VN12234087 3 39 BV12211127 2 10 SQ12022826 2 7 SQ12088068 2 3 SQ12202352 2 1 UCs afetadas em todas as interrupções 822 acima. A redução na quantidade de operações em chaves fusíveis e no total de consumidores afetados é significativa. Isto mostra que a coordenação permitiu que ramais menores operassem antes dos ramais maiores, confinando a interrupção em regiões menos amplas e segmentando o FIC dos vários consumidores dos alimentadores. Esta redução refletiu diretamente na quantidade de compensações pagas em 2011, quando se comparado a 2010 (Tabela V). TABELA V COMPENSAÇÕES PAGAS POR VIOLAÇÃO DE INDICADORES DE CONTINUIDADE EM SÃO MIGUEL DO PASSA QUATRO EM 2010 E 2011 Ano 2010 2011. Compensações pagas em R$ 29.867,46 19.174,40. B. Coordenação da proteção para o alimentador 2 da SE Carajás (13,8kV) No período de janeiro de 2011 a outubro de 2011 o Alimentador 2 da SE Carajás foi responsável pela compensação de cerca de R$146.000,00 pela violação de indicadores de continuidade individuais. A falta de coordenação de proteção era notória, tendo em vista que uma única chave fusível (alimentando 3.756 UCs) operou 13 vezes neste período. Outras duas chaves, com 1.332 e 1.425 UCs, respectivamente, operaram 5 vezes cada uma. Por outro lado, o índice de operações de chaves fusíveis com número reduzido de UCs foi relativamente baixo. Este alimentador foi submetido ao estudo de coordenação,.

(11) 6. via software, visando à redução no número de operações dos grandes ramais (Fig. 4). A simulação apresentou uma revisão completa em todos os elos fusíveis do alimentador bem como a retirada de 22 chaves e a realocação de mais outras 2 de um total de 154.. este estudo, espera-se reduzir as compensações pagas devido, principalmente, ao FIC, pois dessa forma uma chave fusível deverá interromper somente a corrente de defeito em qualquer ponto a jusante de sua localização.. Fig. 6. Alimentador 2 da SE Carajás após o estudo de coordenação da proteção: posição do novo religador. Fig. 4. Alimentador 2 da SE Carajás – Antes do estudo de coordenação da proteção. As chaves fusíveis existentes estão destacadas em azul.. A Fig. 5 evidencia a redução do número de chaves fusíveis. Constatou-se também que a chave fusível que alimenta 3.756 UCs deve ser substituída por um religador, pois um elo de alta capacidade (100K) foi previsto para aquele local, o que não é viável tanto pelo elevado tempo de atuação quanto pela falta de coordenação com o religador da SE. Além disso, como o ponto onde está instalada a chave é o local de transição de uma região urbanizada para outra de forma preponderante rural, a instalação do religador será benéfica também no sentido de eliminar faltas transitórias típicas da região rural (Fig. 6). Para esse estudo foi utilizado um religador NULEC/Controlador ADVC (Schneider), que após análises, coordenou com o maior elo do circuito (65K) e, consequentemente, com os demais [5].. V. CONCLUSÃO Este trabalho apresentou um procedimento adotado na CELG D para o estudo da coordenação entre os dispositivos de proteção da sua Rede de Distribuição de Energia Elétrica. Para auxiliar neste estudo foi utilizado um software, oriundo de um projeto de P&D CELG-ANEEL, que reduziu significativamente o tempo requerido nas análises. Com os resultados apresentados no Estudo de Caso A se espera que a aplicação desta metodologia de coordenação realizada no alimentador 2 da SE Carajás culmine tanto na melhoria da qualidade do serviço prestado quanto na redução dos valores pagos em compensações. Na melhor situação, isso permitirá que os indicadores de continuidade individual fiquem dentro dos limites estabelecidos. Conclui-se que a coordenação da proteção da distribuição reduz consideravelmente o número de interrupções de um alimentador, além de melhorar principalmente o indicador FIC, uma vez que somente determinada proteção deve atuar, isolando o defeito. Uma ampla revisão de todos os alimentadores da CELG D está em curso com o objetivo de tornar as proteções existentes mais eficazes e melhorar a qualidade do serviço prestado. VI. AGRADECIMENTOS. Fig. 5. Detalhe ampliado do quadrado em destaque da Fig. 4 mostrando uma área do alimentador 2 da SE Carajás, antes e após o estudo de coordenação da proteção. As chaves fusíveis dimensionadas são mostradas em vermelho.. O que se pode constatar pelos resultados apresentados é que foram eliminados 22 pontos de interrupções no alimentador, principalmente as chaves fusíveis redundantes em série. Após a implementação em campo das modificações propostas por. Os autores gostariam de agradecer o apoio dos colaboradores da CELG D: Adelita Afonso Bôa Sorte, Carlos Alberto De Sousa Ximenes, Celso Ferreira Maia, José Arnaldo Borges e Luís Henrique Teles, e; também dos Professores Doutores da EEEC/UFG: Antônio César Baleeiro Alves e Colemar Arruda. VII. REFERÊNCIAS [1]. [2]. E. ZAMBON, “Otimização de índices de confiabilidade em redes de distribuição de energia elétrica”. Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Espírito Santo, dezembro de 2006. Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL; “Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional,.

(12) 7. [3] [4]. [5]. PRODIST, Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica”, revisão 4 de 01/02/2012. J. M. Filho. Manual de Equipamentos Elétricos, 3º ed., Rio de Janeiro: LTC, 2005. ANEEL: HTTP://WWW.ANEEL.GOV.BR/AREAPERFIL.CFM?IDPERFIL=6. Acesso em: 15 Janeiro 2012. Religadores Automáticos Classes 15 e 36,2kV – Especificação, Norma Técnica CELG D – Janeiro 2010.. VIII. BIOGRAFIAS Victor Hugo de Castro Melo nasceu em Anápolis, Goiás, em 22 de junho de 1981. Recebeu o diploma de Engenheiro Eletricista pela Universidade de Brasília em 2004 e o título de Especialista em Instalações Elétricas Prediais pela Universidade Federal de Goiás em 2010. É aluno de mestrado da Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás. Foi engenheiro de telecomunicações da ITSA Telecomunicações no período de junho de 2004 a dezembro de 2005. Atualmente, Victor Hugo é Analista Técnico da CELG Distribuição e trabalha no Centro de Operação da Distribuição. Seus temas de interesse e pesquisa concentram-se em qualidade de energia elétrica, distribuição de energia, instalações elétricas prediais e cabeamento estruturado.. Sérgio Ribeiro Silva nasceu em Caetanópolis, Minas Gerais, em 30 de março de 1980. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade federal de Minas Gerais em 2003. É aluno de Mestrado em Engenharia Elétrica e de Computação pela Universidade Federal de Goiás. É Analista Técnico na CELG Distribuição desde 2004, tendo trabalhado no Centro de Operação da Distribuição por 7 anos. Hoje atua na área de projetos de redes de distribuição. Suas áreas de interesse são confiabilidade de sistemas de distribuição, modelagem e simulação de sistemas de distribuição e qualidade da energia elétrica.. Rafael Ribeiro de Carvalho Vaz nasceu em Ipameri, Goiás, em 31 de dezembro de 1990. É graduando do curso de engenharia elétrica da Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás. Atualmente, Rafael é de estagiário da CELG Distribuição S.A. Seus temas de interesse concentram-se em proteção da distribuição e fluxo de potência..

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