CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
Layse Ribeiro Mascarenhas
UMA METODOLOGIA PARA O DIMENSIONAMENTO DA
PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE DE
SUBESTAÇÕES SUPERIORES A 300 kVA
Juazeiro
2016
UMA METODOLOGIA PARA O DIMENSIONAMENTO DA
PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE DE
SUBESTAÇÕES SUPERIORES A 300 kVA
Trabalho apresentado à Universidade Federal do Vale do São Francisco – UNIVASF, Campus Juazeiro, como requisito para obtenção do título de graduação em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Eubis Pereira Machado
Juazeiro
2016
Mascarenhas, Layse Ribeiro.
C837a Metodologia para o dimensionamento da proteção contra sobrecorrente em subestações superiores a 300 kVA / Layse Ribeiro Mascarenhas. –
Juazeiro-BA, 2016. XIII; 98f. : il.;29 cm.
Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Elétrica) - Universidade Federal do Vale do São Francisco, Campus Juazeiro,
Juazeiro-BA, 2016. Orientador: Prof. Dr. Eubis Pereira Machado.
Referências
1. Coordenação. 2. Proteção. 3. Seletividade. I. Título. II. Machado, Eubis Pereira. III. Universidade Federal do Vale do São
Francisco.
CDD 621.3191
Dedico este trabalho aos meus pais e à minha irmã Layane.
Agradeço a Deus por manter viva em mim a vontade de lutar, possibilitando o alcance dos meus objetivos.
Aos meus pais pelo suporte e incentivo aos meus estudos.
À minha irmã Layane por torcer verdadeiramente pelo meu sucesso e ser meu maior exemplo de determinação.
Ao meu orientador Dr. Eubis Pereira Machado pela disposição e paciência e aos demais professores pelos ensinamentos necessários à minha formação acadêmica.
Aos meus amigos Arquimedes e Lipe pelo companheirismo.
À todos os meus colegas de faculdade, em especial Pablo Carvalho e Andrews Cavalcante pela enorme ajuda na coleta dos dados indispensáveis à realização desse trabalho.
Aos Engenheiros da Coelba, Leonardo Notz por ter contribuído com a ideia do tema, Cleber Pablo por todo apoio e Eduardo Almeida pelas informações disponibilizadas.
O presente trabalho destina-se a investigar a filosofia da proteção de média tensão a ser empregada em uma subestação industrial de 750 kVA conectada a um alimentador de 34,5 kV da Coelba Para concepção do trabalho, serão verificadas as etapas envolvidas em um projeto dessa natureza, tal como levantamento das normas vigentes, dos dados necessários ao estudo, bem como da descrição dos trâmites compreendidos entre o recebimento e aprovação do projeto junto à concessionária. Além disso, para o dimensionamento dos dispositivos de proteção, utilizam-se métodos analíticos para determinar as correntes de curto-circuito. Por fim, realiza-se a coordenação entre a proteção do consumidor e a proteção da concessionária de energia de forma garantir a seletividade do sistema.
The following work is meant to investigate the philosophy of the protection of the medium tension to be put in an industrial substation of 750kVA connected to a 34,5kV feeder from Coelba. In order to do this work, the steps evolved in a project of this nature were verified, as the finding of the current regulation, the important data for the study, as well as the description of the formalities between the receipt and the approval of the project in the concessionaries. Besides that, for the design of protection devices, analytic methods are used to determinate the dead short flow. Finally, the coordination between the consumer’s protection and the energy’s concessionary is made, in order to maintain the selectivity of the system.
Figura 1 - Componentes de sequência ... 15
Figura 2 - Circuitos equivalentes por fase da sequência positiva, negativa e zero ... 20
Figura 3 - Circuitos equivalentes por fase da sequência positiva e negativa ... 21
Figura 4 - Circuito equivalente no curto-circuito trifásico ... 23
Figura 5 - Circuito equivalente no curto-circuito bifásico ... 24
Figura 6 - Circuito equivalente no curto-circuito bifásico ... 25
Figura 7 - Equivalente no curto-circuito monofásico ... 26
Figura 8 - Circuito equivalente no curto-circuito monofásico-terra mínimo ... 27
Figura 9 - Corrente de curto-circuito ... 28
Figura 10 - Chave seccionadora de média tensão ... 30
Figura 11 - Disjuntor à óleo ... 32
Figura 12 - Disjuntor a vácuo ... 32
Figure 13 - Disjuntor a SF6 ... 32
Figura 14 - Curva de atuação de relés digitais (ANSI) ... 43
Figura 15 - Curva de atuação de relés digitais (ANSI) ... 44
Figura 16 - TC tipo barra ... 35
Figura 17 - Sistema elétrica de duas barras ... 40
Figura 18 - Estudo de viabilidade técnica ... 92
Figura 19 - Trâmites envolvidos na apresentação de estudo de proteção à concessionária ... 48
Figura 20 - Informações fornecidas pela concessionária ... 51
Figura 21 - Diagrama de sequência positiva do sistema em estudo ... 62
Figura 22 - Diagrama de sequência negativa do sistema em estudo ... 63
Figura 23 - Diagrama de sequência zero do sistema em estudo ... 63
Figura 24 - Coordenograma de fase ... 88
Tabela 1 - Reatância de motores no momento de falta ... 21
Tabela 2 - Relação nominais para TC's ... 36
Tabela 3 - Tempo de duração para cálculo da corrente ANSI ... 38
Tabela 4 - Coeficiente da função de curvas inversas - Norma IEC ... 41
Tabela 5 - Níveis de curto-circuito no ponto de entrega ... 60
Tabela 6 - Informações técnicas do sistema ... 60
Tabela 7- Condutores no secundário ... 60
Tabela 8 - Dados do transformador ... 61
Tabela 9 - Características da carga ... 61
Tabela 10 - Impedância equivalente nos diversos pontos de falta ... 70
Tabela 11 - Correntes de curto-circuito em todas as barras ... 80
Tabela 12 - Correntes de curto-circuito em todas as barras referidas ao primário .... 80
Tabela 13 - Análise de corrente com e sem a contribuição do motor. ... 81
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANSI American National Standards Institute
COELBA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
FSC Fator de Sobrecorrente
FDS Fator de Desequilíbrio
FS Fator de Serviço
FSG Fator de Segurança
IEC Comissão Eletrotécnica Internacional
MI Curva Muito Inversa
NI Curva Normalmente Inversa
PU Sistema em Por Unidade
RTC Relação de Transformação
SI Sistema Internacional de Unidades
1 INTRODUÇÃO ... 8
1.1 Objetivos do Trabalho ... 8
1.2 Justificativa ... 9
1.3 Organização do Trabalho ... 9
2 ANÁLISE DE FALTAS... 11
2.1 Sistema em valor por unidade (pu) ... 11
2.1.1 Bases ... 12
2.1.2 Sistema Trifásico ... 13
2.2 Curto-circuito em redes trifásicas ... 14
2.2.1 Teorema de Fortescue ... 14
2.2.2 Modelagem dos elementos de sistemas elétricos em componentes simétricas ... 15
2.2.3 Método analítico para cálculo das correntes de curto-circuito ... 22
2.2.4 Correntes assimétricas ... 27
2.3 Considerações finais ... 28
3 DISPOSITIVOS ENVOLVIDOS NA PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE ... 30
3.1 Chaves seccionadoras ... 30 3.2 Disjuntores ... 31 3.3 Reles de Sobrecorrente ... 33 3.4 Transformadores de corrente ... 34 3.4.1 Características Elétricas ... 35 3.5 Transformador de potência ... 37 3.6 Motores de indução ... 38
5 ESTUDO DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE ... 45
5.1 Dos trâmites envolvidos na apresentação do estudo de proteção à concessionária de energia elétrica ... 45
5.1.1 Dados fornecidos à concessionária ... 45
5.1.2 Dados fornecidos pela concessionária ... 45
5.1.3 Análise de projeto elétrico ... 46
5.1.4 Execução do projeto elétrico ... 47
5.1.5 Fiscalização das instalações e energização da unidade consumidora .. 47
5.1.6 Critérios normativos para execução do projeto de proteção ... 48
5.2 Metodologia para o dimensionamento da proteção contra sobrecorrente em subestações superiores à 300 kVA ... 50
5.2.1 Roteiro para elaboração de estudo de coordenação e seletividade ... 51
5.2.2 Dimensionamento dos dispositivos de proteção ... 53
6 ESTUDO DE CASO ... 59
6.1 Dados coletados ... 59
6.2 Diagramas de sequências do sistema ... 61
6.3 Cálculo das impedâncias ... 63
6.3.1 Impedâncias de sequência no ponto de entrega ... 63
6.3.2 Impedâncias de sequência dos transformadores (Zt ) ... 64
6.3.3 Impedâncias de sequência dos condutores secundários ... 64
6.4 Ajustes ... 87
6.5 Coordenogramas ... 87
7 Conclusões e propostas para trabalhos futuros ... 89
Referências ... 90
Anexo A - Impedâncias de condutores ... 91
Anexo B: Estudo de viabilidade técnica ... 92
Anexo C: Chaves seccionadoras ... 93
Anexo D: Disjuntores comercializados ... 94
Anexo E: Alimentador COELBA que supre a subestação em estudo ... 95
Anexo F: Diagrama unifilar do sistema elétrico ... 96
Anexo G: Detalhe da cabine do transformador de 750 kVA ... 97
1 INTRODUÇÃO
Em uma rede de distribuição surgem com frequência distúrbios de toda natureza e, para sua proteção, são instalados dispositivos específicos para cada tipo de anormalidade.
As falhas elétricas que originam maior impacto são ocasionadas por curtos-circuitos, pois esses geram correntes elevadas em todos os elementos energizados, podendo causar danos irreparáveis ao sistema e às unidades consumidoras. Portanto, o conhecimento dos valores das correntes de falta e seus efeitos no sistema elétrico de potência, são essenciais para o projeto de proteção.
Com a finalidade de garantir a segurança das instalações, das pessoas e melhorar a qualidade de fornecimento de energia elétrica, as concessionárias de energia estabelecem critérios específicos para proteção dos diversos tipos de consumidores. Essa proteção é realizada por um conjunto de equipamentos que envolve transformadores de instrumentos, relés e disjuntores.
Os dispositivos de proteção devem permitir a desconexão de parte ou de todo o ramo sob condições de falha e para isso, estes dispositivos devem estar coordenados entre si.
1.1 Objetivos do Trabalho
O trabalho objetiva definir um roteiro contendo todos os trâmites envolvidos na elaboração de um projeto de coordenação e seletividade exigido pelas concessionárias de energia elétrica, para atendimento de consumidores com potência superior à 300 kVA.
Além disso, será apresentada uma metodologia para dimensionamento da proteção geral da unidade consumidora, permitindo a coordenação com a proteção da concessionária de modo a garantir a seletividade da proteção da instalação.
Baseado nesse trabalho, espera-se que qualquer profissional da área seja capaz de realizar um estudo de proteção dessa natureza.
1.2 Justificativa
Em uma subestação com capacidade instalada maior que 300 kVA, a proteção geral na média tensão deve ser realizada exclusivamente por meio de um disjuntor acionado através de relés secundários com as funções 50 e 51, fase e neutro [NBR 14039 5.3.1.2, 2005].
Os dispositivos de proteção devem poder interromper qualquer sobrecorrente menor ou igual à corrente de curto-circuito presumida no ponto em que o dispositivo está instalado. O sistema geral de proteção da unidade consumidora deve permitir coordenação com os sistemas de proteção, da concessionária, ser dimensionado e ajustado de modo a permitir adequada seletividade entre os dispositivos de proteção da instalação [NBR 14039 - ITEM 5.3.4.1, 2005].
Desta forma, é necessário apresentar à concessionária de energia elétrica um estudo de proteção em projetos elétricos desta natureza, garantido que a proteção geral do consumidor atue anteriormente à proteção da concessionária. Ou seja, deve haver coordenação entre o sistema de proteção para possibilitar o menor número possível de consumidores afetados por uma falta.
Para tornar acessível, de forma mais detalhada, os trâmites envolvidos na apresentação de um estudo de proteção à concessionária de energia elétrica e garantir a coordenação entre o sistema de proteção do consumidor com o sistema de proteção da concessionária, possibilitando o menor número de consumidores sem energia, realizou-se esse estudo.
1.3 Organização do Trabalho
No Capítulo 2 são apresentados, através de um levantamento bibliográfico, os tipos de curto-circuito e os cálculos necessários para determinação destes, visto que a análise das faltas é primordial para os ajustes dos dispositivos de proteção.
No Capítulo 3 descrevem-se os dispositivos envolvidos na proteção contra sobrecorrente de sistemas elétricos de consumidores com capacidade instalada maior que 300 kVA.
No capítulo 4, abordam-se os conceitos de coordenação e seletividade de um sistema elétrico.
No Capítulo 5, são descritos os trâmites envolvidos na elaboração e apresentação de estudos de proteção à concessionária de energia elétrica, onde é abordada uma metodologia para dimensionamento dos dispositivos de proteção.
No Capítulo 6, por fim, realiza-se um estudo de caso utilizando a metodologia adotada no capítulo 5 e as informações detalhadas no decorrer do trabalho.
O Capítulo 7 traz conclusões acerca do trabalho desenvolvido e fornece sugestões para trabalhos futuros.
2 ANÁLISE DE FALTAS
Este capítulo abordará os tipos de curto-circuito e os cálculos necessários na determinação das correntes de falta, que são indispensáveis ao dimensionamento dos dispositivos de proteção de um sistema elétrico. Para um melhor entendimento, serão abordados também, o sistema em por unidade, a representação de sistemas desequilibrados e a análise dos modelos de sequência.
2.1 Sistema em valor por unidade (pu)
Os sistemas elétricos de potência são interconectados com diferentes níveis de tesão, o que torna complexos os cálculos para conversão em um único nível de tensão. Para simplificar a modelagem e resolução do problema, utiliza-se o sistema por unidade onde as várias grandezas são descritas como frações decimais de grandezas base. Desta forma, os diferentes níveis de tensão são eliminados e a rede elétrica se reduz a simples impedâncias [KINDERMANN, 1997; ROBBA,1996].
Dentre as diversas vantagens da utilização do sistema em por unidade estão [KINDERMANN, 1997]:
O sistema pu permite que se tenha uma ideia clara das grandezas do sistema, como impedância, tensão, corrente, potência;
Os valores de impedância, tensão, corrente do transformador são os mesmos não importando se estão referidos ao lado de alta ou baixa.
Não é necessário referir todas as impedâncias a um mesmo nível de tensão, já que uma determinada impedância tem sempre o mesmo valor, não importando o nível de tensão em que se encontra.
Os fabricantes de equipamentos fornecem nas placas dos mesmos os valores das impedâncias em valores percentuais.
O sistema em valor percentual consiste na definição de valores de base para as grandezas de tensão, corrente, potência, seguida da substituição dos valores expressos no SI pelas suas relações com os valores de base pré-definidos, ou seja,
o valor por unidade é a relação entre o valor real da grandeza e o valor de sua base escolhida [KINDERMANN, 1997]. Assim:
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 (𝑝𝑢) = 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑛𝑑𝑒𝑧𝑎
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑛𝑑𝑒𝑧𝑎 (1)
2.1.1 Bases
Um ponto do sistema elétrico é determinado por quatro grandezas: tensão, corrente, potência aparente e impedância. Conhecendo-se apenas duas dessas grandezas, as demais podem ser determinadas. Só poderão definir-se duas bases independentes, a partir das quais calculam-se todas as outras [ROBBA,1996].
Observações:
1) A potência de base é única e uma só para todos os barramentos do sistema em análise.
2) Linhas de transmissão não afetam as bases das grandezas elétricas, apenas os transformadores.
Numa rede complexa, os procedimentos para a definição das bases serão os seguintes [KINDERMANN, 1997; ROBBA,1996]:
a) Definir como bases independentes, a tensão (𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒) e potência aparente
(𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒);
b) Identificar as diferentes zonas de tensão;
c) Numa rede com vários níveis de tensão, cujas zonas são definidas pelos transformadores existentes, haverá uma base de tensão para cada zona, devendo as relações entre as bases de zonas adjacentes sejam iguais às relações de transformação dos transformadores que as ligam;
d) Calcular as bases de impedância e de corrente para cada zona, a partir das bases de potência e de tensão.
Os equipamentos do sistema têm seus dados fornecidos em bases nominais determinadas pelo fabricante, que normalmente diferem das bases do sistema em
análise. Para representar o sistema em pu é preciso primeiro trabalhar com uma única base. Assim, é necessário converter os valores das bases iniciais dos equipamentos para a base do sistema [ROBBA,1996]. Logo:
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑛𝑜𝑣𝑎 𝑏𝑎𝑠𝑒 (𝑝𝑢) = 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑎𝑛𝑡𝑖𝑔𝑎 (𝑝𝑢)𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑎𝑛𝑡𝑖𝑔𝑎 (𝑆𝐼) 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑛𝑜𝑣𝑎 𝑏𝑎𝑠𝑒(𝑆𝐼)
(2)
2.1.2 Sistema Trifásico
Adota-se valores de base para a tensão (𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒) e potência aparente (𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒) e,
assim obtém-se o valores da corrente de base (𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒) e impedância de base (𝑍𝑏𝑎𝑠𝑒).
𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒= 𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 √3𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 (3) 𝑍𝑏𝑎𝑠𝑒= 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒2 𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 (4)
O transformador possui uma relação de tensão entre os terminais primários e secundários. Portanto a tensão base adotada no circuito onde está conectado o enrolamento primário do transformador difere da tensão base do circuito secundário. Desta forma, as grandezas elétricas de base, considerando o transformador ideal, são definidas pelas seguintes equações [KINDERMANN, 1997]:
𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜 = 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜𝑉 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜 𝑉 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜 (5) 𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜= 𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜 (6) 𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜= 𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜 (7) 𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜= 𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜 (8) 𝑍𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜= 𝑍𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜(𝑉 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑á𝑟𝑖𝑜 𝑉 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑖𝑚á𝑟𝑖𝑜 ) 2 (9)
2.2 Curto-circuito em redes trifásicas
Um curto-circuito é causado pela conexão de dois ou mais pontos que estão em diferentes potenciais elétricos, resultando em altas correntes capazes de elevar a temperatura e efeitos mecânicos, portanto é de fundamental importância calcular a corrente de curto-circuito para a correta especificação das proteções. [KINDERMANN, 1997].
As causas dos curtos-circuitos são: falha no isolamento do equipamento, rompimento de condutores, contato entre duas fases, danos nos equipamentos devido à umidade e corrosão, consequência de descargas atmosféricas, entre outros.
O curto-circuito pode ser equilibrado ou desequilibrado. No primeiro, após a ocorrência de uma falta, todas as fases possuem impedâncias, módulos das tensões e das correntes de falta iguais, porém defasadas de 120º entre si, caracterizando uma falta trifásica. Sendo assim, é possível fazer uma representação monofásica do sistema, constituído apenas por componentes de sequência positiva. O segundo caracteriza-se por cargas desequilibradas, ou seja, as impedâncias, tensões e correntes de curto-circuito diferem para as três fases. Neste caso, para o cálculo das correntes de curto-circuito utiliza-se Teorema de Fortescue, apresentado a seguir. Os tipos de curto-circuito (monofásico, bifásico e bifásico-terra) são considerados desequilibrados [STEVENSON, 1986, ZANETTA, 2006].
2.2.1 Teorema de Fortescue
“Um sistema desequilibrado de n fasores relacionados, pode ser convertido em n sistemas equilibrados de fasores, chamados componentes simétricas dos fasores originais. Os n fasores de cada conjunto de componentes, são iguais em amplitude e os ângulos entre fasores adjacentes de cada conjunto, são iguais” [KINDERMANN, 1997].
Este teorema decompõe um sistema trifásico desequilibrado em três sistemas trifásicos de três fasores balanceados conhecidos como: componentes de sequência positiva, negativa e zero. A Figura 1 ilustra esse sistema.
Figura 1 - Componentes de sequência
Fonte: SANTOS (2009)
Segundo ZANETTA (2006) e ROBBA (1996):
O sistema de sequência positiva possui três fasores (Va1, Vb1, Vc1) balanceados de mesmo módulo e com defasagem de 120º. Esse sistema de fasores possui sequência de fase igual ao do sistema ABC, portanto, tem o mesmo sentido de rotação.
O sistema de sequência negativa, possui também três fasores balanceados (Va2, Vb2 e Vc2) de mesmo módulo e defasados de 120º. Possuem o sentido de rotação igual ao ACB (sentido inverso).
O terceiro sistema é chamado de sequência zero e possui três fasores (Va0, Vb0, Vc0) de mesmo módulo, porém não são defasados entre si. Possuem a mesma sequência de fase que o sistema original (sentido direto).
2.2.2 Modelagem dos elementos de sistemas elétricos em componentes simétricas
A análise de uma falta assimétrica consiste em determinar as componentes simétricas das correntes desequilibradas que estão circulando pelo circuito [ROBBA,1996]. Para calcular o efeito de uma falta pelo método dos componentes simétricos, é essencial determinar as impedâncias de sequência para permitir a construção das redes de sequência do sistema completo [STEVENSON, 1986].
2.2.2.1 Redes de sequência de geradores síncronos trifásicos
Para os geradores, as tensões geradas são somente de sequência positiva, já que o gerador é projetado para fornecer tensões trifásicas equilibradas. A reatância na rede de sequência positiva é a reatância subtransitória (𝑥𝑑′′), transitória (𝑥𝑑′), ou
síncrona (𝑥𝑑), dependendo do período (regime, transitório e subtransitório) em que se quer determinar o curto-circuito [KINDERMANN, 1997].
Como as impedâncias de sequências positiva e negativa são iguais num sistema estático simétrico, a conversão de uma rede de sequência negativa é conseguida mudando apenas as impedâncias que representam as máquinas rotativas e omitindo suas forças eletromotrizes [KINDERMANN, 1997; STEVENSON, 1986].
A reatância de sequência negativa é aproximadamente igual à reatância subtransitória (𝑥𝑑′′) e a reatância de sequência zero será portanto aproximadamente igual à reatância de dispersão da armadura (𝑥𝑙′′) [KINDERMANN, 1997]. Logo:
𝑥𝑔1= 𝑥𝑑′′ 𝑜𝑢 𝑥𝑔1 = 𝑥𝑑′ 𝑜𝑢 𝑥𝑔1 = 𝑥𝑑 (10)
𝑥𝑔2 = 𝑥𝑑′′ (11)
𝑥𝑔0 = 𝑥𝑙 (12)
Figura 2 - Digramas de Sequência para geradores trifásicos
Fonte: adaptado de ALMEIDA (2014)
2.2.2.2 Redes de sequência de transformadores de dois enrolamentos
Como o transformador é um elemento do sistema puramente passivo e estático, qualquer sequência de fase será encarada como sequência positiva, ou seja [KINDERMANN, 1997]:
Sendo, 𝑍𝑡1, 𝑍𝑡2, 𝑍𝑡0 , respectivamente, a impedância positiva, negativa e zero do
transformador.
Os circuitos equivalentes de sequência zero de transformadores trifásicos variam com as possíveis combinações dos enrolamentos do primário e secundário, em conexões Y e ∆, conforme ilustrado na Figura 3.
Figura 3 - Digramas de Sequência para transformadores de dois enrolamentos
Figura 3 - Digramas de Sequência para transformadores de dois enrolamentos (cont.)
Fonte: adaptado de ALMEIDA (2014)
2.2.2.3 Redes de sequência de motores síncronos
Uma máquina síncrona pode operar como gerador ou motor síncrono. A caracterização é dada pelo sentido da corrente elétrica. Quando a energia elétrica sai da máquina para a rede, ela está operando como gerador síncrono. Caso contrário, a máquina é um motor síncrono [KINDERMANN, 1997].
Devido a alta rapidez na proteção, considera-se somente a corrente inicial proveniente do motor síncrono. Portanto, a modelagem do circuito equivalente por fase é a mesma do gerador síncrono, considerando apenas a inversão da corrente elétrica [KINDERMANN, 1997].
A Figura 4 ilustra os circuitos equivalentes de sequências de um motor síncrono no momento de uma falta.
Figura 4 - Circuitos equivalentes por fase da sequência positiva, negativa e zero
Fonte: Adaptado de Kindermann (1997)
2.2.2.4 Redes de sequência de motores assíncronos
Nos motores de indução, um curto-circuito próximo aos seus terminais extingue a tensão nas bobinas do estator e, portanto, a excitação do rotor, o que provoca sua parada. No entanto, a inércia do rotor faz com que este continue em operação por alguns instantes funcionando como gerador, durante o período subtransitório, contribuindo com a corrente de falta no ponto de defeito [KINDERMANN, 1997; MAMEDE FILHO, 2010]. Logo, a reatância do motor é dada por: 𝑍𝑚= 𝑋𝑚∗ 𝑆𝑛𝑚 𝑉𝑛𝑚2 ∗ 𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒2 (14)
Sendo, 𝑆𝑛𝑚 e 𝑉𝑛𝑚 , respectivamente, a potência e tensão nominais do motor e 𝑋𝑚 é
a reatância do motor no momento de curto-circuito nas bases da potência e tensão nominais e é determinada pela Tabela 1.
Tabela 1 - Reatância de motores no momento de falta
Tensão de alimentação do motor (V)
Potência do motor Reatância 𝑿𝒎 (%)
Acima de 600 Elevada 25
220, 380 e 440 Baixa 25
Abaixo de 600 Elevada 28
Fonte: Adaptado de MAMEDE FILHO (2010)
A Figura 5 ilustra os circuitos equivalentes de sequências de um motor assíncrono no momento de uma falta.
Figura 5 - Circuitos equivalentes por fase da sequência positiva e negativa
Fonte: Adaptado de Kindermann (1997)
2.2.2.5 Impedância de condutores
As impedâncias de sequências positiva, negativa e zero para condutores são facilmente determinadas no Anexo A, de acordo a bitola do condutor envolvido. Os valores são dados em 𝑚Ω/m e para determinar a impedância em um trecho do circuito, basta multiplicar seu valor de tabela (𝑧(Ω/𝑚)) pelo respectivo comprimento do
circuito (𝐿) e dividir pela quantidade de condutores por fase (𝑁), como segue [MAMEDE FILHO, 2010]:
𝑍Ω=
𝑧(Ω/𝑚)∗ 𝐿 𝑁
(15)
2.2.3 Método analítico para cálculo das correntes de curto-circuito
Para o cálculo das correntes de curto-circuito, são feitas as seguintes considerações [KINDERMANN, 1997; MAMEDE FILHO, 2010]:
A tensão pré-falta de todos os geradores é igual a 1,00 pu;
Motores de indução são considerados como fonte de tensão e reatância; Utiliza-se o método de Thèvenin para calcular a impedância equivalente
vista do ponto de falta;
Utilizam-se as impedâncias em pu e multiplica estas pela corrente de base para encontrar os valores no SI;
A corrente de base é calculada a partir das referências de base no ponto de curto-circuito.
2.2.3.1 Falta trifásica
Trata-se do circuito ocorrido entre as três fases. No caso do curto-circuito trifásico, onde as correntes são balanceadas, apenas considera-se o modelo de sequência positiva. Como o curto-circuito trifásico é equilibrado, as correntes de sequência zero e negativa são iguais a zero. A impedância representa a soma das impedâncias de sequência positiva da fonte e dos condutores, por fase, até o ponto de falta.
Para um curto-circuito trifásico franco, ou seja, sem impedância de curto, a corrente de falta pode ser determinada em qualquer ponto, reduzindo-se o sistema a um equivalente Thèvenin, com tensão, 𝑉𝑡ℎ e impedância, 𝑍𝑡ℎ. Assim, a corrente de curto-circuito trifásico franco é [ZANETTA, 2006; KINDERMANN, 1997]:
𝐼𝑐𝑐3∅ =
𝑉𝑡ℎ
𝑍𝑡ℎ
(16)
𝐼𝑐𝑐3∅ =
1
𝑍1 (𝑝𝑢)
(17)
Sendo 𝑍1 a impedância equivalente de sequência positiva vista do ponto de falta em pu.
Caso o curto seja através de uma impedância de falta 𝑍𝑓, basta adicioná-la à
impedância equivalente 𝑍𝑡ℎ. Assim, a corrente de falta trifásica-terra é dada pela
seguinte relação:
𝐼𝑐𝑐3∅𝑡 =
1
𝑍1 + 𝑍𝑓 (𝑝𝑢)
(18)
Para determinar as correntes em 𝐀, basta multiplicar as equações (17) e (18) pela corrente de base, 𝑰𝒃𝒂𝒔𝒆. Desta forma,
𝐼𝑐𝑐3∅ = 1 𝑍1𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 (A) (19) 𝐼𝑐𝑐3∅𝑡 = 1 𝑍1+ 𝑍𝑓 𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 (A) (20)
A Figura 6 mostra o circuito equivalente do curto-circuito trifásico em componente se sequência positiva.
Figura 6 - Circuito equivalente no curto-circuito trifásico
2.2.3.2 Falta bifásica
Trata-se do curto-circuito ocorrido entre duas fases. Desta forma, a corrente de falta bifásica é dada por [ZANETTA, 2006]:
𝐼𝑐𝑐2∅ = ± 𝑗√3 ∗ 𝐸𝑍 𝑎 1+ 𝑍2
(21)
Em que 𝑍1 𝑒 𝑍2 são as impedâncias de sequência positiva e sequência negativa, respectivamente, e 𝐸𝑎 a tensão da fase A igual a 1,00 𝑝𝑢. Assim:
𝐼𝑐𝑐2∅ = ± 𝑗√3 𝑍1+ 𝑍2 (𝑝𝑢) (22) 𝐼𝑐𝑐2∅ = √3 |𝑍1+ 𝑍2|𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 (A) (23)
A Figura 7 mostra o circuito equivalente do curto-circuito bifásico em componentes se sequência positiva e negativa, onde os modelos são conectados em paralelo.
Figura 7 - Circuito equivalente no curto-circuito bifásico
2.2.3.3 Falta bifásica-terra
Trata-se do curto-circuito ocorrido entre duas fases e a terra. Neste caso, além das considerações feitas para faltas bifásicas, inclui-se a impedância de sequência zero, conforme Figura 8. A corrente de falta bifásica-terra é dada pela seguinte expressão [ZANETTA, 2006; STEVENSON, 1986]:
𝐼𝑐𝑐2∅𝑡 =
3𝐸𝑎∗𝑍1
𝑍1𝑍2+ 𝑍1𝑍0+ 𝑍2𝑍0
(24)
Onde, 𝑍1, 𝑍2 𝑒 𝑍0 são as impedâncias de sequência positiva, negativa e zero,
respectivamente. Sendo 𝐸𝑎 = 1,00 𝑝𝑢, tem-se que:
𝐼𝑐𝑐2∅𝑡 = 3𝑍1 𝑍1𝑍2+ 𝑍1𝑍0+ 𝑍2𝑍0 (𝑝𝑢) (25) 𝐼𝑐𝑐2∅𝑡 = 3𝑍1 𝑍1𝑍2+ 𝑍1𝑍0+ 𝑍2𝑍0𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 (A) (26)
Figura 8 - Circuito equivalente no curto-circuito bifásico
Fonte: SANTOS (2009)
2.2.3.4 Falta monofásica-terra
Trata-se do curto-circuito ocorrido entre uma fase e a terra. Neste caso os modelos são conectados em série, conforme Figura 9. A corrente de falta
monofásica-terra é dada pela seguinte relação [ZANETTA, 2006; KINDERMANN, 1997]: 𝐼𝑐𝑐1∅ = 3𝐸𝑎 𝑍1+ 𝑍2 + 𝑍0 (27) Sendo, 𝐸𝑎 = 1,00 𝑝𝑢: 𝐼 𝑐𝑐1∅ = 3 𝑍1 + 𝑍2+ 𝑍0 (𝑝𝑢) (28) 𝐼𝑐𝑐1∅ = 3 𝑍1+ 𝑍2+ 𝑍0𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 (A) (29)
Figura 9 - Equivalente no curto-circuito monofásico
Fonte: adaptado de Kindermann (1997)
2.2.3.5 Falta monofásica-terra mínima
Trata-se do curto-circuito ocorrido entre uma fase e a terra considerando uma impedância de defeito, 𝑍𝑑, inserida no modelo de todas as três sequências. Da
mesma forma do curto monofásico-terra, os três modelos são ligados em série conforme Figura 10. Como o sitema é ligado em série, a impedância de defeito torna-se 3𝑍𝑑. Assim, a corrente de falta monofásica-terra mínima é dada pela
seguinte equação [KINDERMANN, 1997]:
𝐼𝑐𝑐1∅ 𝑚í𝑛=
3𝐸𝑎
2𝑍1+ 𝑍0+ 3𝑍𝑑
Sendo 𝐸𝑎 = 1,00 𝑝𝑢, tem-se que:
𝐼𝑐𝑐1∅ 𝑚í𝑛= 1
2𝑍1+ 𝑍0+ 3𝑍𝑑 (𝑝𝑢) (31)
𝐼𝑐𝑐1∅ 𝑚í𝑛= 1
2𝑍1+ 𝑍0+ 3𝑍𝑑 𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 (A) (32) No brasil, pela variação da resistividade do solo, as concessionárias adotam valores próprios no local do defeito.
Figura 10 - Circuito equivalente no curto-circuito monofásico-terra mínimo
Fonte: adaptado de Kindermann (1997)
2.2.4 Correntes assimétricas
As correntes de curto-circuito são constituídas por uma componente periódica (a componente CA) e uma componente aperiódica (a componente CC). Esta decai exponencialmente com o tempo em função da relação 𝑋/𝑅 no ponto de defeito [MAMEDE FILHO, 2010], conforme pode ser visto na Figura 11.
As correntes assimétricas variam de assimetria com o tempo, devido ao regime transitório, onde apresenta valores elevados de corrente, devendo considerá-la no dimensionamento dos dispositivos de proteção [MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011; MAMEDE FILHO, 2010].
A corrente eficaz assimétrica de curto-circuito pode ser determinada pelo produto entre a corrente de curto simétrico e o fator de assimetria (FA), como segue [MAMEDE FILHO, 2010]:
𝐼𝑐𝑐 𝑎𝑠𝑠 = 𝐼𝑐𝑐∗ 𝐹𝐴 (33)
FA = √1 + 2 ∗ e−wtτ
(34)
𝜏 =𝑋
𝑅 (35)
Sendo, 𝑋 e 𝑅, respectivamente, a reatância e resistência vista do ponto de defeito. Figura 11 - Corrente de curto-circuito
Fonte: SANTOS (2009)
2.3 Considerações finais
Neste capítulo foi visto que as correntes desequilibradas podem ser decompostas em seus componentes simétricos. No cálculo de faltas é necessário conhecer a rede de sequência positiva e também, as redes de sequência negativa e zero, quando envolvem faltas assimétricas.
Foi realizado um estudo sobre curto-circuito, sendo que, através das equações (16), (19), (22), (25), (28) e (31) e das impedâncias de sequência equivalente no ponto de falta, é possível calcular as correntes de curto-circuito em vários pontos do sistema, sendo essas inerentes ao estudo de proteção de um sistema elétrico de potência.
3 DISPOSITIVOS ENVOLVIDOS NA PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE
Nesse capítulo apresenta-se um descritivo básico dos dispositivos envolvidos no sistema de proteção contra sobrecorrente de um sistema elétrico que envolve subestações de média tensão com potência superior à 300 kVA.
3.1 Chaves seccionadoras
Uma chave seccionadora tem a capacidade de interromper a energia para um circuito elétrico e são empregadas como dispositivos de segurança que desenergizam circuitos para que as pessoas possam trabalhar com eles de forma segura [ELETROBRÁS, 1982].
A chave seccionadora pode gerenciar uma rede de distribuição, mudar cargas em toda a rede, interromper a energia enquanto a manutenção ocorre e para desligar uma área da rede se uma ameaça à segurança surge [ELETROBRÁS, 1982].
A Figura 12 faz referência a uma chave seccionadora.
Figura 12 - Chave seccionadora de média tensão
3.2 Disjuntores
O disjuntor é um equipamento elétrico destinando a interromper e restabelecer um circuito elétrico situado a sua jusante, devendo permitir a passagem de corrente nominal quando estão fechados, e, ao mesmo tempo deve ser capaz de interromper as correntes de curto-circuito nas situações de falta [CEMIG, 1994; MAMEDE FILHO, 2013].
A operação de abertura ou fechamento de um disjuntor ocorre através de uma ação manual, via botões de liga e desliga no frontal do equipamento, ou via sinal elétrico enviado às bobinas de abertura e de fechamento. Ao receber um comando de abertura, há o surgimento do arco elétrico entre os contatos, que é interrompido através de um dielétrico utilizado para desionizar o meio logo após a passagem da corrente [CEMIG, 1994]. A forma de extinguir o arco elétrico determina os tipos de disjuntores comercializados, como segue [MAMEDE FILHO, 2013]:
Disjuntores à óleo: utilizados em subestações abrigadas, geralmente de média tensão e extinguem o arco devido a um óleo isolante presente em seus contatos, ilustrado na Figura 13.
Disjuntores a vácuo: utilizados em todos os tipos de subestações e extingue o arco gerando vácuo entre seus contatos. A Figura 14 mostra um exemplo de disjuntor à vácuo.
Disjuntores a SF6: utiliza o gás isolante SF6 para a extinção do arco-voltaico nos terminas do equipamento. Geralmente são mais utilizados em subestações de média e alta tensão. A figura 15 mostra um disjuntor à SF6.
Figura 13 - Disjuntor à óleo
Fonte: Catálogo BA ELÉTRICA
Figura 14 - Disjuntor a vácuo
Fonte: Catálogo ABB
Figure 15 - Disjuntor a SF6
3.3 Reles de Sobrecorrente
O relé de sobrecorrente é um dispositivo de proteção com as funções de monitorar determinadas grandezas elétricas e comandar a abertura de disjuntores, quando ocorrem determinadas condições anormais [MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011].
Os relés podem ser eletromecânicos, estáticos ou numéricos, sendo este último utilizado neste trabalho. Os relés numéricos são os mais modernos e avançados tecnologicamente e dispõem de várias funções de proteção, medição e controle em uma única unidade [MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011].
Quanto à instalação os relés podem ser [MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011]:
Relés primários: possuem a bobina magnetizante ligada diretamente à rede, sendo assim, a corrente de curto-circuito passa diretamente pela bobina. Relés secundários: a bobina magnetizante deste relé é energizada pelo
secundário de um transformador de corrente. Esse relé recebe a informação de corrente de um transformador de corrente, processa esta informação e envia um sinal de disparo, através de um contato seco, para uma bobina de abertura do disjuntor e possuem um conjunto de parâmetros para serem ajustados [CAMINHA, 1977].
Quanto à atuação, os relés possuem diferentes funções conforme ANSI, sendo associado um número a cada função, dentre as quais se encontra a de sobrecorrente (FUNÇÃO 50 e 51) que se baseiam no valor da corrente elétrica verificada. A relação entre o tempo de atuação e o valor da corrente verificada pode ser expresso por curvas características [IEEE Std. C37.2, 2008]. Quanto ao tempo de atuação, existem dois tipos de curvas características para as funções de sobrecorrente [MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011; IEC 60255, 2009]:
Características independentes do tempo (Função ANSI 50): Neste caso, o relé atua sempre que a corrente superar um valor mínimo pré-estabelecido (corrente de ajuste) num tempo que independe do valor da corrente que superar o mínimo. A bobina é alimentada em corrente alternada e é sensível
ao componente contínuo da corrente de curto-circuito de valor assimétrico, que deve ser considerado na determinação do ajuste.
Características dependentes do tempo (Função ANSI 51): Neste caso, o tempo de atuação do relé é inversamente proporcional ao valor da corrente. Ou seja, para correntes maiores do que a corrente mínima de atuação (corrente de ajuste), corresponde a um decréscimo do tempo de operação do relé.
Para reduzir os efeitos causados pelas correntes de curto-circuito e baseado nos critérios coordenação e seletividade, a curva dependente do tempo da fase deve fornecer tempos de atuação inferiores aos de dano dos equipamentos, porém, superiores aos tempos de atuação dos dispositivos de proteção instalados à jusante [BANDEIRANTE, 1987].
Nos modernos relés digitais, para a função temporizada de sobrecorrente normalmente utiliza-se as curvas de tempo inverso. Neste tipo de relé, não se escolhe o tempo de atuação, mas sim sua curva de atuação, com base nas características e das condições da coordenação dos relés presentes na proteção. [KINDERMANN, 2005].
3.4 Transformadores de corrente
O transformador de corrente (TC) tem a finalidade baixar os níveis de corrente do sistema de potência para valores nominais dos instrumentos de medição e proteção, padronizados em 5A ou 1A [KINDERMANN, 2005; MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011].
Os transformadores de corrente possuem um enrolamento primário conectado em série com o sistema principal e um enrolamento secundário conectado a um dispositivo de proteção. Eles transformam correntes elevadas, que circulam no primário, em baixas correntes, no secundário, a partir de uma relação de transformação [MAMEDE E MAMEDE FILHO, 2013]. É importante que o
transformador de corrente não falhe no instante de uma anomalia no sistema principal para que o sistema de proteção atue adequadamente.
Figura 16 - TC tipo barra
Fonte: Catálogo ELETRIC
3.4.1 Características Elétricas
Para atender às exigências operativas deve-se considerar os seguintes características elétricas do TC para sua especificação:
3.4.1.1 Correntes Primária e Secundária
A corrente nominal primária do TC é definida no projeto do TC pelo fabricante. Geralmente tais correntes são padronizados nos valores de [KINDERMANN,2005]:
5, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1500, 2000, 2500, 3000, 4000, 5000, 6000 e 8000.
3.4.1.2 Relação de Transformação
A relação de transformação nominal (RTC) é a razão da corrente primária (𝐼𝑃𝑇𝐶) nominal pela corrente secundária nominal (𝐼𝑆𝑇𝐶) [KINDERMANN,2005]:
𝑅𝑇𝐶 = 𝐼𝑃𝑇𝐶 𝐼𝑆𝑇𝐶
(36)
Tabela 2 - Relação nominais para TCs Corrente primária nominal (A) Relação nominal Corrente primária nominal (A) Relação nominal Corrente primária nominal (A) Relação nominal 5 1:1 100 20:1 1000 200:1 10 2:1 150 30:1 1200 240:1 15 3:1 200 40:1 1500 300:1 20 4:1 250 50:1 2000 400:1 25 5:1 300 60:1 2500 500:1 30 6:1 400 80:1 3000 600:1 40 8:1 500 100:1 4000 800:1 50 10:1 600 120:1 5000 1000:1 60 12:1 800 160:1 6000 1200:1 75 15:1 8000 1600:1 Fonte: Adaptado da NBR 6656 (1992) 3.4.1.3 Fator de Sobrecorrente
O fator de sobrecorrente de um TC para serviço de proteção é definido como o máximo múltiplo da corrente primária nominal do TC para obter a máxima corrente primária que o TC pode ser submetido e este garantir sua classe de exatidão em condição nominal de carga [KINDERMANN,2005].
Atualmente, a ABNT convencionou que todo TC de proteção, deve ter fator de sobrecorrente de 20, isto é, deve garantir que o TC não deve saturar para uma
corrente primária de até 20 vezes a corrente nominal primária para carga nominal [KINDERMANN,2005].
3.5 Transformador de potência
Por se tratar de subestações de média tensão, é primordial analisar a proteção de transformadores de potência.
Basicamente o sistema de proteção para transformador está focado para a proteção contra sobreaquecimento, curto-circuito e circuito aberto sendo este último mais raro e não muito danoso ao transformador.
Assim como os demais equipamentos, os transformadores têm algumas características que devem ser respeitadas ao fazer sua proteção, para que ela não atue de forma indevida, prejudicando o desempenho ideal do transformador.
As características elétricas dos transformadores de potência que devem ser respeitados durante a aplicação da proteção [IEEE Std. 242, 2001; MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011]:
Corrente nominal: é a corrente normal de operação do transformador. Qualquer curva de atuação de dispositivo de proteção que seja aplicada nele tem que ficar à direita dessa corrente, pois qualquer interferência nesta impede o funcionamento normal do equipamento.
Corrente de magnetização: é a corrente de energização de um transformador. Esta corrente transitória pode chegar a valores de 8 a 12 vezes a corrente nominal do transformador durante 1 segundo. Caso a proteção primária tenha atuação instantânea, a corrente de magnetização deve ser respeitada.
Corrente ANSI: é a corrente que limita a suportabilidade térmica e dinâmica do transformador, sendo determinada pela seguinte equação:
𝐼𝐴𝑁𝑆𝐼= 0,58 ∗100 𝑍%
Em que 𝑍% é a impedância percentual do transformador.
A Tabela 3 fornece a corrente ANSI em função da corrente nominal do transformador e seu tempo máximo de duração, simplificando a Equação (37).
Tabela 3 - Tempo de duração para cálculo da corrente ANSI
Z% (𝛀) Corrente ANSI (A) Tempo máximo de duração (s)
4 25𝐼𝑛 2
5 20𝐼𝑛 3
6 16,6𝐼𝑛 4
7 14,3𝐼𝑛 5
Fonte: Adaptado de CEMIG ND5.4
As proteções que precisam ser aplicadas num transformador dependem de sua capacidade nominal e da importância da carga que alimenta. De modo geral, a proteção é feita no lado primário utilizando fusíveis com chaves para seccionamento e disjuntores comandados por relés [MAMEDE FILHO & MAMEDE, 2011].
3.6 Motores de indução
Geralmente as cargas industriais são compostas por motores, fazendo-se necessário efetuar a proteção destes também. No entanto, o motor em estudo é alimentado em baixa tensão, ficando a cargo de um projeto de proteção secundária efetuar a proteção principal de tal equipamento, que não é o foco deste trabalho.
Para estabelecer os critérios da proteção primária, é necessário considerar algumas características dos motores envolvidos, visto que esses podem contribuir com a corrente de falta, por exemplo. Além disso, para se ter um sistema bem
protegido, faz-se necessário que a proteção geral de média tensão atue como proteção de retaguarda dos circuitos de baixa tensão.
Independente do modelo de proteção a ser utilizado, os ajustes de proteção de sobrecorrente são baseados nas mesmas grandezas, apresentadas em seguida [IEEE Std 242, 2001]:
Corrente nominal: é a corrente em que o motor opera normalmente, porém essa corrente pode ser multiplicada por um fator de correção que tem como objetivo permitir uma ligeira sobrecarga no motor. Esse fator de correção é denominado fator de serviço (FS).
Corrente de partida: é corrente resultante da energização do motor quando este é energizado diretamente da rede elétrica. O valor dessa corrente pode chegar a ser de 5 a 8 vezes o valor da corrente nominal.
Tempo de rotor bloqueado: é o período máximo de tempo que o motor pode ter seu rotor travado sem que os limites de temperatura ultrapassem valores que possam trazer danos materiais ao mesmo.
O transitório de corrente de partida do motor deve ser observado para evitar atuações indevidas da proteção. A corrente de partida do motor de indução é fundamental para definir os ajustes da proteção instantânea contra sobrecorrente. Portanto, o valor do ajuste da proteção instantânea deve ser superior à corrente de partida do motor [IEEE Std 242, 2001].
3.7 Considerações finais
Este capítulo visou introduzir as características que definem as condições normais e proibitivas de operação dos equipamentos protetores e protegidos envolvidos nos sistemas de proteção em estudo.
4 COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DE RELÉS DE SOBRECORRENTE
Um sistema de coordenação consiste em um dispositivo protetor, que é instalado próximo à carga, realizando a proteção primária, e um dispositivo protegido, que realiza a proteção de retaguarda, ou seja, que deve atuar apenas na falha do protetor. Assim, os dispositivos de proteção estão coordenados quando na ocorrência de um defeito, houver primeiramente a atuação daquele que estiver mais próximo do ponto de defeito [ELETROBRÁS, 1982].
De acordo com a Figura 17, na ocorrência de um defeito no ponto A, o dispositivo mais próximo (𝐷𝐴) deverá atuar e isolar o trecho defeituoso. Nestas
condições, o restante do alimentador continuará energizado e alimentando os demais trechos de rede que não apresentam defeito [ELETROBRÁS, 1982].
Figura 17 - Sistema elétrica de duas barras
Fonte: JUNIOR (2008)
Nesta figura são mostrados dois relés de sobrecorrente, onde, o relé 𝑅𝐴 é responsável por proteger o trecho compreendido entre as barras A e B, e o relé 𝑅𝐵 protege o circuito conectado à barra B. No caso de falha no ponto indicado, o relé
responsável pela extinção do defeito deve ser o relé 𝑅𝐵, o mais próximo do ponto da falha, cabendo ao relé 𝑅𝐴 atuar apenas se o disjuntor 𝐷𝐵 não abrir de maneira correta. Neste caso, o tempo de atuação do relé 𝑅𝐵 deve ser menor que o tempo de
A coordenação depende de uma cadeia de tempos diferentes para a mesma corrente de curto-circuito. Isso garante uma sequência de seletividade na abertura dos disjuntores, sempre objetivando eliminar o defeito, deixando sem energia o menor número de consumidores [KINDERMANN, 2005]. Portanto, para se coordenar dois relés, é preciso determinar os tempos de atuação dos mesmos.
O ajuste do tempo de operação de um relé digital é feito para as unidades temporizadas [MAMEDE E MAMEDE FILHO, 2011] e baseado numa função que reproduz as curvas de tempo inverso normalizadas (tempo x múltiplos do relé), ilustradas nas figuras 18 e 19. Esta função, com base na norma IEC 60255-3, é dada pela seguinte expressão [KINDERMANN, 2005]:
𝑡𝑎𝑡𝑢𝑎çã𝑜 𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑙é= 𝑇𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎( 𝐾
𝑀𝛼− 𝛽+ 𝐿) (38)
Em que, 𝑇𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎 é o índice da curva, 𝑀 é o múltiplo do relé e 𝐾, 𝛼, 𝛽 𝑒 𝐿 são coeficientes fornecidos pela Tabela 4.
Tabela 4 - Coeficiente da função de curvas inversas - Norma IEC
Tipo de Curva 𝐾 𝛼 𝛽 𝐿 Normalmente Inversa (NI) 0,14 0,02 0 1 Moderadamente inversa 0,05 0,04 0 1 Muito inversa (MI) 13.5 1 0 1 Extremamente inversa 80 2 0 1
No entanto, para determinar o tempo de atuação da Equação 38 é necessário determinar o múltiplo do relé (𝑀) que é dado por [MAMEDE E MAMEDE FILHO, 2011]:
Unidade temporizada de fase
𝑀𝑓𝑎𝑠𝑒= 𝐼𝑐𝑐3∅ 𝑅𝑇𝐶 ∗ 𝐼𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒51𝐹
(39)
Unidade temporizada de neutro
𝑀𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜= 𝐼𝑐𝑐1∅ 𝑚í𝑛
𝑅𝑇𝐶 ∗ 𝐼𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒51𝑁 (40)
Com o valor múltiplo do relé (𝑀), escolhe-se o tipo de curva característica do relé e o índice da curva (𝑇𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎). Em posse desses valores, é possível determinar o
tempo de operação do relé.
As curvas de tempo inverso mais utilizadas são os modelos da norma IEC 60255-3 (curvas IEC) e da norma IEE C.37 112 (curvas ANSI) quem podem ter diferentes inclinações, conforme figuras 18 e 19.
Figura 18 - Curva de atuação de relés digitais (ANSI)
Normalmente inversa (à esquerda) e Moderadamente inversa (à direita)
Fonte: Mamede e Mamede Filho (2011)
As curvas de tempo inverso possuem um tempo de atuação menor à medida que os valores de corrente de curto-circuito aumentam, ou seja, quanto maior a corrente de falta, mais rapidamente o relé numérico atua para proteger o sistema.
Figura 19 - Curva de atuação de relés digitais (ANSI) Muito inversa (à esquerda) e Extremamente inversa (à direita)
Fonte: Mamede e Mamede Filho (2011)
Para haver coordenação entre todos os relés envolvidos na proteção, a curva do relé à jusante da falta deve estar a esquerda da curva do relé à montante. Isso equivale a dizer que o relé mais próximo da falta deve atuar primeiro e só em caso de falha, o relé à montante deve atuar. Todos os relés que protegem uma mesma zona de proteção, devem ser capazes de atuar em caso de falha dos relés mais à jusante de um curto-circuito, numa ordem cronológica crescente, sendo o menor tempo, do relé mais próximo da falta.
5 ESTUDO DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE
O estudo de proteção deve oferecer proteção ao sistema mesmo em condições anormais de operação, promovendo a continuidade no fornecimento, baseada nas regras básicas de coordenação.
Neste capítulo descreve-se os processos envolvidos na elaboração de um estudo de proteção e apresentação do mesmo à concessionária de energia elétrica. Esse estudo é aplicado às unidades consumidoras atendidas com tensão de fornecimento em média tensão (cujo valor eficaz entre fases é superior a 1 kV e inferior a 69 kV) e potência instalada acima de 300 kVA, excetuando-se as unidades consumidoras que utilizem geração própria .
5.1 Dos trâmites envolvidos na apresentação do estudo de proteção à concessionária de energia elétrica
5.1.1 Dados fornecidos à concessionária
Inicialmente, o cliente deve formalizar à concessionária o pedido de viabilidade para o suprimento elétrico de sua subestação, que deve ser acompanhado de um anteprojeto com as informações básicas sobre o sistema elétrico do consumidor.
5.1.2 Dados fornecidos pela concessionária
A partir dos dados fornecidos pelo interessado, será realizado o estudo de viabilidade, que consiste em verificar os níveis de tensão no ponto de entrega, o carregamento dos cabos e realizar a simulação do fluxo de carga a partir da inserção da nova carga do cliente, observando se o sistema continua atendendo aos níveis exigidos pela ANEEL. Em caso negativo, é proposta uma obra de reforço do sistema, que deve ser a de melhor custo-benefício. Obras de reforço podem incluir adição de regulador de tensão, recondutoramento da rede, construção de novo alimentador ou de nova subestação, reconfiguração do sistema existente, dentre outras.
O setor de estudo de proteção tem 30 (trinta) dias para analisar e emitir um parecer técnico ao cliente, por meio de carta, informando as condições e disponibilidade de fornecimento de energia, assim como:
a) Os níveis de curto circuito no ponto de entrega;
b) As curvas de proteção do religador;
c) A tensão de fornecimento;
d) As impedâncias de sequência reduzida no ponto de entrega da subestação e suas bases de referência.
Esse estudo é válido por 6 (seis) meses. Após esse prazo, deve-se solicitar um novo estudo, caso não tenha apresentado o projeto elétrico em tempo à distribuidora. O modelo de estudo de viabilidade realizado pela Coelba é ilustrado no Anexo B.
5.1.3 Análise de projeto elétrico
Após recebimento do atestado de viabilidade técnica emitido pela Coelba, o interessado deve encaminhar o projeto elétrico de toda a instalação de sua subestação, de acordo os critérios normativos constantes na norma COELBA SM04.08-01.0031, anexando a carta de viabilidade e o estudo de coordenação do sistema para análise.
É aberta uma nota de análise de projeto mediante apresentação de 3 (vias) do projeto elétrico, e esse tem prazo de 30 (dias) para ser analisado. Caso esteja conforme norma, o mesmo é liberado para execução. Ao contrário, devem-se realizar as devidas correções até que o projeto atenda aos critérios normativos da empresa.
1
Não é objetivo deste trabalho elaborar o projeto elétrico de toda instalação, assim como dimensionar a proteção secundária. Para isso, consultar as Normas: COELBA SM04.08-01.003, NBR 14039 e NBR 5410.
5.1.4 Execução do projeto elétrico
Recomenda-se que a aquisição dos materiais, equipamentos e a execução das instalações da entrada de serviço, medição e proteção geral da unidade consumidora, somente sejam iniciadas após a liberação do projeto pela Coelba. As instalações devem ser executadas, por profissional habilitado, rigorosamente, de acordo com o projeto liberado [SM04.08-01.003, 2014].
5.1.5 Fiscalização das instalações e energização da unidade consumidora
Para efetivação do pedido de ligação, o interessado deve apresentar a cópia da carta de liberação do projeto, juntamente com o relatório de ensaio, nota fiscal e garantia dos transformadores e ART (ANOTAÇÃO DE RESPONSABILIDADE TÉCNICA) de construção da subestação à concessionária.
Será gerada uma nota de obra para fiscalização do projeto em campo. Estando as instalações conforme o projeto aprovado, os contratos de fornecimento são elaborados, assinados e, posteriormente, haverá interligação do cliente à rede da distribuidora. Antes de efetivar a ligação da entrada de serviço da unidade consumidora a seu sistema de distribuição, a distribuidora deve verificar, através de inspeção, se a instalação foi executada em conformidade com o projeto liberado e se foram atendidas todas as condições indicadas na norma COELBA SM04.08-01.003 e no item 7 da NBR 14039. Em caso positivo, a subestação do cliente é energizada.
Figura 20 - Trâmites envolvidos na apresentação de estudo de proteção à concessionária
Fonte: Próprio autor
5.1.6 Critérios normativos para execução do projeto de proteção
Para execução das instalações elétricas é necessário atender alguns requisitos impostos pela concessionária de energia de forma a garantir a segurança.
As subestações com potência de transformação superior a 300 kVA e tensão secundária de 380/220 V ou 220/127 V são ditas subestações plenas. Assim, as subestações em estudo enquadram-se nesta classificação.
"As subestações plenas devem ser projetadas conforme as normas NBR 14039 - Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV e NBR 5410 - Instalações Elétricas em Baixa Tensão, da ABNT, em suas ultimas revisões, quanto aos seus aspectos técnicos e de segurança" [SM04.08-01.003, 2014].
Abaixo são listados os critérios exigidos no que se refere proteção de subestações plenas [NBR 14039, 2005; SM04.08-01.003, 2014]:
Os transformadores para instrumentos conectados aos relés secundários devem ser instalados sempre a montante do disjuntor ou chave a ser atuado(a), garantindo assim a proteção contra falhas do próprio dispositivo.
Para qualquer tipo de relé, deve ser instalado um dispositivo exclusivo que garanta a energia necessária ao acionamento da bobina de abertura do disjuntor, que permita teste individual, recomendando-se o uso de fonte capacitiva.
As subestações plenas podem utilizar cubículos em alvenaria, cubículos blindados com isolamento a ar ou cubículos blindados com isolamento em SF6.
Os transformadores de corrente (TC) devem ser instalados em cavalete metálico (rack), o qual deve ser firmemente fixado com parafusos.
O ramal de ligação aéreo deve ser interligado ao sistema elétrico de distribuição através de chave seccionadora de propriedade da Coelba, provida ou não de elos fusíveis.
Os dispositivos de proteção são instalados pelo consumidor e destinam-se a proteger as instalações em condições anormais.
As proteções da Unidade Consumidora devem evitar a propagação de problemas oriundos dela para o sistema da Coelba.
A proteção geral da instalação deve ser através de disjuntor de média tensão, acionado por relés secundários e capacidade de interrupção compatível com os níveis de curto circuito possíveis de ocorrer no ponto de instalação.
A proteção geral da subestação deve situar-se após a medição.
No interior das subestações plenas cada unidade transformadora deve possuir chave de seccionamento específica provida ou não de elos fusíveis.
A proteção de sobrecorrente deve ser comandada por relés secundários com no mínimo a função instantânea de fase ANSI 50 e com a função temporizada de fase ANSI 51.
A proteção contra curto circuito deve ser executada por meio de disjuntor de desligamento automático cuja classe de isolamento, corrente nominal, capacidade de interrupção e calibração em função das características elétricas da instalação da unidade consumidora e do sistema de distribuição local.
Deve ser instalada chave seccionadora tripolar com alavanca de manobra antes do disjuntor geral destinada a identificação visual do desligamento em caso de manutenção nos equipamentos de medição, conforme previsto em normas de segurança.
5.2 Metodologia para o dimensionamento da proteção contra
sobrecorrente em subestações superiores à 300 kVA
Antes de iniciar um estudo de proteção do sistema elétrico de um consumidor, é importante saber quais informações devem estar contidas no mesmo. Ao apresentar o estudo de proteção de subestações superiores à 300 kVA para a concessionária de energia, o mesmo deve conter [NBR 14039, 2005]:
a) O dimensionamento do disjuntor de média tensão para proteção geral e o esquema elétrico de operação do mesmo.
b) O dimensionamento de chave seccionadora específica, provida ou não de elos fusíveis, para cada unidade transformadora.
c) O dimensionamento dos transformadores de corrente.
d) O coordenograma, em gráfico, com escala logarítmica contendo:
i. Os resultados obtidos da curva adotada de fase e neutro com as funções 50F, 51F, 50N e 51N.
ii. A curva com os valores informados das proteções a montante pela concessionária.
Sabendo disso, o próximo passo é obter as informações necessárias para ajustar e dimensionar os dispositivos de proteção envolvidos.
5.2.1 Roteiro para elaboração de estudo de coordenação e seletividade
Abaixo são descritos os procedimentos necessários para se realizar um estudo de proteção de subestações com potência instalada acima de 300 kVA.
PASSO 1: Conhecer as características elétricas no ponto de entrega
Conhecer os níveis de curto circuito e as impedâncias de sequência reduzida no ponto de entrega, a tensão de fornecimento e as curvas de proteção do religador da concessionária (tipo de curva, TAP's de fase e neutro, dial de tempo e corrente de ajuste) à montante da subestação do consumidor.
Esses dados são fornecidos ao cliente, pela distribuidora, após análise de viabilidade. O documento com essas informações, fornecidas pela Coelba, é ilustrado na Figura 21.
Figura 21 - Informações fornecidas pela concessionária
NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO NO PONTO DE ENTREGA
Icc3fassim:
Icc3f:
Icc2f:
Iccfmax:
Iccfmin:
IMPEDÂNCIAS REDUZIDAS NO PONTO DE ENTREGA
Z1:
Z0:
ALIMENTADOR XX
RELÉ FASE NEUTRO
RTC PICK-UP(A) TIPO DE CURVA TENSÃO DE BASE: POTÊNCIA DE BASE: Fonte: COELBA (2016)
