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NOÇÕES DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO TREINAMENTO E DESENVOLVIMENTO DE EQUIPES Emerson Gross TREINAMENTO E DESENVOLVIMENTO DE EQUIPES Emerson Gross NOÇÕES DE COORDENAÇÃO E PROTEÇÃO 1ª Edição PORTO ALEGRE 2019 PREFÁCIO O objetivo desta apostila é apresentar de forma simples e objetiva como um estudo de coordenação e proteção pode contribuir para a melhoria dos indicadores de qualidade do sistema elétrico. Apresenta-se inicialmente alguns conceitos fundamentais e suas implicações. Na sequência elenca-se n tipos de equipamentos de proteção utilizados, ou em teste, bem como os critérios para dimensioná-los. Por último apresenta-se um resumo de como é elaborado um estudo de coordenação e proteção, uma vez definido qual será o alimentador a ser estudado. Sumário 1. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO .......................................................................................... 5 1.1. Proteção coordenada ............................................................................................. 5 1.2. Proteção seletiva .................................................................................................... 6 1.3. Proteção mista ....................................................................................................... 6 2. FINALIDADES DA PROTEÇÃO ..................................................................................... 7 3. REQUISITOS DA PROTEÇÃO ...................................................................................... 7 4. BENEFÍCIOS DA PROTEÇÃO ....................................................................................... 7 5. CONCEITOS BÁSICOS ................................................................................................. 8 6. TIPOS DE PROTEÇÃO ................................................................................................. 9 6.1. Elo fusível ............................................................................................................... 9 6.1.1 Critério para Dimensionamento de Elos Fusíveis ............................................. 12 6.1.2 Critério para Seletividade Elo Fusível x Elo Fusível .......................................... 12 6.1.3 Critério de Carga Fria (cold load) ...................................................................... 13 6.1.4 Capacidades das chaves fusíveis ..................................................................... 14 6.1.5 Dimensionamento para Transformadores de Distribuição ................................. 14 6.2. Chave tripsaver .................................................................................................... 15 6.3. Seccionalizador Eletrônico Autolink ...................................................................... 17 6.4. CHAVE SECCIONALIZADORA ............................................................................ 18 6.5. Religadores .......................................................................................................... 19 6.1.1 AJUSTE PARA CONFIGURAÇÃO NORMAL ................................................... 23 7. CRITÉRIOS DE COORDENAÇÃO/SELETIVIDADE .................................................... 28 7.1. Elo fusível x Elo fusível ......................................................................................... 29 7.2. Coordenação de elo fusível 34,5kv do trafo da SE x Religador 13,8kv ................. 29 7.3. Coordenação de religador x Religador ................................................................. 30 7.4. Coordenação de relé eletromecânico do geral x Religador ................................... 32 8. CONTINGÊNCIAS E DESLIGAMENTOS PROGRAMADOS ....................................... 32 9. ELABORAÇÃO DE ESTUDO DE PROTEÇÃO ............................................................ 33 5 1. FILOSOFIA DE PROTEÇÃO Os equipamentos de proteção de um alimentador de distribuição devem estar dimensionados segundo uma filosofia que atenda satisfatoriamente a qualidade e a continuidade de fornecimento. A filosofia adequada é definida conforme a característica predominante do alimentador, em função dos consumidores ou recursos operacionais que a empresa dispõe. Assim, podemos definir três filosofias básicas de proteção para o sistema: 1.1. Proteção coordenada Esta filosofia tende a oferecer maior continuidade no fornecimento de energia elétrica, tendo em vista que a maioria das faltas no sistema tem origem transitória. Principais características: Interrupções de curta duração (FMs), afetando um número maior de clientes; Diminuição no número de interrupções duradouras no trecho protegido; Baixo custo operacional do sistema; Pode ser aplicada em alimentadores que possuam religadores devidamente coordenados com os demais equipamentos de proteção existentes no alimentador. Exemplo: Pode-se adotar a filosofia de proteção coordenada para RAs utilizando uma operação rápida e duas lentas, sendo que a operação rápida tem a função de salvaguardar elos fusíveis à jusante em defeitos transitórios. 6 1.2. Proteção seletiva Com esta filosofia, o sistema tende a desligar o menor trecho com defeito, independentemente de sua origem: transitória ou permanente. Principais características: Interrupções de longa duração, afetando um menor número de clientes; Aumento no número de interrupções duradouras no trecho protegido; Maior custo operacional. Pode ser aplicada em alimentadores protegidos com religadores, operando apenas pela curva lenta, devidamente seletiva com os demais equipamentos de proteção existentes no alimentador. Exemplo: Pode-se adotar a filosofia de proteção seletiva para religadores utilizando somente operações lentas. Neste caso os elos fusíveis abrirão antes da primeira operação do RA, não gerando uma FM no trecho protegido pelo religador à montante dos elos. 1.3. Proteção mista Consiste na aplicação das duas filosofias apresentadas, levando em consideração as características dos Clientes e dos recursos operacionais disponíveis para cada caso em estudo. 7 2. FINALIDADES DA PROTEÇÃO 1ª Isolar a menor parte possível do sistema no caso de alguma falta, ou isolar o curto-circuito tão próximo quanto possível de sua origem. 2ª Efetuar o isolamento do curto-circuito no menor tempo possível afim de reduzir os danos aos condutores e equipamentos. 3. REQUISITOS DA PROTEÇÃO Seletividade - A proteção deve somente isolar a parte do sistema atingida pelo defeito, mantendo a continuidade do serviço das demais partes; Rapidez - As sobre-correntes geradas pelos curtos-circuitos ou sobre-cargas devem ser extintas no menor tempo possível, reduzindo a probabilidade de propagação dos defeitos; Sensibilidade - A proteção deve ser suficientemente sensível a defeitos que possam ocorrer durante a operação do sistema. Por Sensibilidade entende-se como o menor valor da grandeza (corrente de curto-circuito) capaz de ativar o dispositivo de proteção; Segurança - O sistema de proteção não deve realizar uma falsa operação sob condições normais de operação, ou falhar no caso de faltas no sistema; Economia - O sistema de proteção deve ter sua implantação viável economicamente, evitando-se um número excessivo de dispositivos de proteção em série. 4. BENEFÍCIOS DA PROTEÇÃO Menores danos aos materiais (condutores) e equipamentos (transformadores); Menores custos de manutenção (combustível, transporte, mão-de-obra etc); Redução do número de desligamentos; Maior segurança; Melhoria da imagem da empresa junto aos consumidores; Redução no tempo das interrupções; Aumento do faturamento; Facilidade na busca e pesquisa de defeito; Menor queima de elos fusíveisem cascata. �� �� &21&(,726�%È6,&26 =RQD�GH�SURWHomR� &RUUHVSRQGH� DR� WUHFKR� SURWHJLGR� SHOR� HTXLSDPHQWR� GH� SURWHomR�� LQFOXLQGR� VHPSUH� TXH� SRVVtYHO�RV�WUHFKRV�D�VHUHP�DGLFLRQDGRV�TXDQGR�HP�FRQGLo}HV�GH�PDQREUDV�FRQVLGHUDGDV� XVXDLV�� 3URWHomR�SULQFLSDO� &RUUHVSRQGH�DR�SULPHLUR�HTXLSDPHQWR�GH�SURWHomR��j�PRQWDQWH�GR�GHIHLWR�� 3URWHomR�GH�UHWDJXDUGD� &RUUHVSRQGH� DR� HTXLSDPHQWR� GH� SURWHomR�� j� PRQWDQWH� GR� HTXLSDPHQWR� GH� SURWHomR� SULQFLSDO��UHVSRQViYHO�SDUD�GHVOLJDU�R�WUHFKR�FRP�GHIHLWR��HP�FDVR�GH�RPLVVmR�RX�IDOKD�GR� HTXLSDPHQWR�GH�SURWHomR�SULQFLSDO��JDUDQWLQGR�D�VREUHSRVLomR�GDV�SURWHo}HV�� 5HVLVWrQFLD�GH�IDOWD��5I�� &RUUHVSRQGH�DR�YDORU�DGRWDGR�QRV�HVWXGRV�GH�SURWHomR�SDUD�FiOFXOR�GDV�FRUUHQWHV�GH�FXUWR� FLUFXLWR�IDVH�WHUUD�PtQLPD�� $� 5HVLVWrQFLD� GH� IDOWD� UHFRPHQGDGD� QRV� HVWXGRV� p� GH� ��5I� � ��� 2KPV�� $� FULWpULR� GR� HODERUDGRU�GH�HVWXGRV�GH�SURWHomR�H�GH�FRQKHFLPHQWR�GRV�YDORUHV�GH� UHVLVWrQFLD�GH� IDOWD� SDUD� FXUWRV�FLUFXLWRV� TXH� HQYROYDP� D� WHUUD�� SRGHUmR� VHU� XWLOL]DGRV� YDORUHV� PDLRUHV� GH� UHVLVWrQFLD�GH�IDOWD�QRV�FiOFXORV�GH�FRUUHQWHV�GH�FXUWR�FLUFXLWR�� 6HQVLELOLGDGH� e� D� FDSDFLGDGH� TXH� XP� HTXLSDPHQWR� GH� SURWHomR� WHP� HP� VHQVLELOL]DU� DV� IXQo}HV� GH� SURWHomR�� WHQGR�HP�YLVWD�XPD�VLWXDomR�RSHUDFLRQDO� LQGHVHMDGD��FXUWR�FLUFXLWR��VREUH�FDUJD�� VREUH�WHQVmR�HWF��QD�]RQD�GH�SURWHomR�DWULEXtGD�D�HVWH�HTXLSDPHQWR�� 0RQWDQWH���-XVDQWH� 7HUPRV� TXH� LGHQWLILFDP� D� ORFDOL]DomR� GH� XP� HTXLSDPHQWR� HP� UHODomR� D� XP� RXWUR� HTXLSDPHQWR�RX�HP�UHODomR�D�XPD�EDUUD�RX�DLQGD�HP�UHODomR�D�XP�ORFDO�GH�GHIHLWR�� 0RQWDQWH� �UHIHUH�VH�DR�HTXLSDPHQWR�TXH�HVWi�DQWHV�GR�SRQWR�FRQVLGHUDGR�� -XVDQWH� �UHIHUH�VH�DR�HTXLSDPHQWR�TXH�HVWi�GHSRLV�GR�SRQWR�FRQVLGHUDGR�� �� �� 7,326�'(�3527(d2 2V� HTXLSDPHQWRV� GH� SURWHomR� GHYHP� WHU� FDSDFLGDGH�� GH� LQWHUURPSHU� D� Pi[LPD� FRUUHQWH�GH�FXUWR�FLUFXLWR��SUHYLVWD�QR�SRQWR�GH�LQVWDODomR�� 7RGR�WUHFKR�GH�DOLPHQWDGRU�GHYH�VHU�SURYLGR�GH�QR�PtQLPR�XPD�SURWHomR�SULQFLSDO� UHVSRQViYHO� SDUD� GHVOLJDU� R� WUHFKR� GHIHLWXRVR�� 6HPSUH� TXH� SRVVtYHO�� R� HODERUDGRU� GRV� HVWXGRV�GH�SURWHomR�GHYH�SURYHU�WDPEpP�GH�XPD�SURWHomR�GH�UHWDJXDUGD�� ����� (OR�IXVtYHO� 3DUD�GLPHQVLRQDPHQWR�GRV�HORV�IXVtYHLV��GHYH�VH�REHGHFHU�QD�PHGLGD�GR�SRVVtYHO�� RV�FULWpULRV�UHODFLRQDGRV�D�VHJXLU�� 7LSRV�GH�HORV�IXVtYHLV� (OR�)XVtYHO�7LSR��+��±�%RWmR� 6mR�XWLOL]DGRV�QD�SURWHomR�GH�WUDQVIRUPDGRUHV�GH�SHTXHQD�SRWrQFLD� 10 Curto-circuito ocorrido em rede protegida com elos fusíveis tipo “H”, fazem atuar (romper) o fio de aquecimento série (fio de reforço), conforma a fotografia a seguir. Em caso de sobrecarga no transformador, o aumento da corrente que circulará pelo elo fusível, provocará o aquecimento do elemento fusível e consequentemente o seu rompimento. Veja a próxima fotografia. Os elos fusíveis tipo H, utilizados na Empresa são: ELO FUSÍVEL CORRENTE NOMINAL CORRENTE ADMISSÍVEL CORRENTE FUSÃO 1 1 1,5 2 2 2 3,0 4 3 3 4,5 6 5 5 7,5 10 11 Elo Fusível Tipo "H" – Olhal Para instalação em Molas Desligadoras. As características de fusão tempo x corrente dos elos fusíveis tipo olhal são as mesmas dos elos fusíveis Tipo “H". São indicados para proteção de transformadores de pequena potência, sendo fabricados para pequenas correntes nominais, conforme tabela abaixo . 12 Elo Fusível Tipo "K" – Botão 6.1.1 Critério para Dimensionamento de Elos Fusíveis Os elos fusíveis deverão suportar em regime permanente, 20% maior que a carga máxima do trecho, e sua corrente nominal não deverá ser superior a um quarto da corrente de curto-circuito fase-terra mínima (3.Rf = 40 Ohms) no trecho a ser protegido. Recomenda-se utilizar sempre o menor elo fusível possível. Não é permitido utilizar elo fusível como proteção de retaguarda de religador(es) e regulador(es) de tensão, instalado(s) ao longo da rede de distribuição. 6.1.2 Critério para Seletividade Elo Fusível x Elo Fusível A seletividade entre os elos fusíveis é satisfatória, quando o tempo de interrupção do elo fusível protetor não exceder a 75% do tempo mínimo do elo protegido. 13 Para ampliar a faixa de seletividade entre os elos fusíveis e reduzir ao mínimo os tipos dos elos fusíveis, recomendamos utilizar somente os elos fusíveis preferenciais: (6, 10, 15, 25, 40 , 65 e 100K). A Tabela abaixo apresenta os elos fusíveis tipo K ELO FUSÍVEL CORRENTE NOMINAL CORRENTE ADMISSÍVEL CORRENTE FUSÃO * 6 6 9 12 8 8 12 16 * 10 10 15 20 12 12 18 24 * 15 15 22,5 30 20 20 30 40 * 25 25 37,5 50 30 30 45 60 * 40 40 60 80 50 50 75 100 * 65 65 97,5 130 80 80 120 160 * 100 100 150 200 6.1.3 Critério de Carga Fria (cold load) O elo fusível deverá suportar a corrente de energização dos transformadores (inrush): 12 vezes a corrente nominal dos transformadores durante 0,1s e 25 vezes a corrente nominal durante 0,01s. 14 Dimensionamento para Bancos de Capacitores Para bancos de capacitores, adotar o elo recomendado abaixo: Banco (kVAr) Redes Subestação 300 15 15EF 600 25K 25EF 900 40K 30EF 1200 65K 50EF 6.1.4 Capacidades das chaves fusíveis Chaves Fusíveis de 50A podem utilizar elos fusíveis de corrente nominal máxima de 40A. Chaves Fusíveis de 100A podem utilizar elos fusíveis de corrente nominal máxima de 65A. Chaves Fusíveis de 200 e 300 A podem utilizar elos fusíveis de corrente nominal máxima de 125A. Obs: Chave fusível = base + porta fusível. Deverão ser utilizadas somente bases para chave fusível do tipo C nas tensões de 13,8kV e 34,5kV, conforme NTC 810031, agosto/99. 6.1.5 Dimensionamento para Transformadores de Distribuição RDU 13,8 kV e 34,5 kV– Elos Fusíveis para transformadores Transformadores Trifásicos 15 kV Transformadores Trifásicos 34,5 kV kVA kV Elo Fusível kVA kV Elo Fusível 15 13,2 1H 15 33 0,5H 30 13,2 2H 30 33 1H 45 13,2 3H 45 33 1H 75 13,2 5H 75 33 2H 112,5 13,2 6k 112,5 33 3H Transformadores Monofásicos 15 kV Transformadores Monofásicos 34,5 kV kVA kV Elo Fusível kVA kV Elo Fusível 5 13,2 0,5H 5 33 0,5H 10 13,2 1H 10 33 1H 15 13,2 2H 15 33 1H 25 13,2 3H 25 33 2H 37,5 13,2 5H 37,5 33 3H 15 6.2. Chave tripsaver Conceito - É um interruptor a vácuo auto-alimentado, controlado eletronicamente, que deve ser instalado em bases fusíveis próprias. Filosofia - Prevenir interrupções momentâneas para a totalidade do alimentador, isto é, a Trip Saver é projetada e ajustada para permitir o restabelecimento automático para faltas momentâneas e, seletivo para faltas sustentadas. 16 Princípio de funcionamento - Este equipamento possibilita a implantação de uma operação na curva rápida e outra na lenta, com tempo de religamento de 5s, com curvas e pickup fixos, sendo possível habilitá-lo para operar somente como fusível (através de alavanca existente em sua base). Uma das utilizações do TRIP SAVER é em ramais monofásicos, comparativamente a um religador, uma vez que o equipamento proporciona a sequência de operação "abre- fecha-abre-bloqueio". Os modelos empregados na empresa são do tipo 30k e 50k (para aplicação nas redes de 13,8 kV). Características O nível de curto-circuito no ponto de instalação da chave não deve ser superior a 1250 A para o modelo de 30 K, 2000 A para o modelo de 50 K e 4000 A para o modelo de 100 K; O meio de extinção do arco elétrico é o vácuo; O peso do equipamento é de 10 kg; Pode ser aberta através do Load Buster ou similar; Possui dois modos de operação, sendo o primeiro, automático, que é o padrão e o segundo é o Não Religamento – NR , para serusado quando há equipes trabalhando na rede; A TripSaver não deve ser fechada com o modo Não Religa – NR ativado tendo em vista a possibilidade de abrir por conta da corrente de inrush; 17 Há na parte inferior da chave um contador de operações com 5 (cinco) dígitos que permite, dependendo do modelo utilizado pela concessionária, determinar a periodicidade da inspeção e manutenção; Ainda na parte inferior há uma sinalização verde para indicar que a chave está aberta ou vermelha para indicar que a chave está fechada. 6.3. Seccionalizador Eletrônico Autolink Conceito - É um equipamento monofásico, controlado eletronicamente, que pode ser instalado em bases fusíveis. É imune a correntes de inrush e que consegue distinguir faltas transitórias e permanentes. Filosofia - Prevenir interrupções momentâneas para a totalidade do alimentador, isto é, a Auto-Link é projetada e ajustada para permitir o restabelecimento quando há defeitos no trecho a jusanda dela, melhorando desta forma, os índices de confiabilidade. Princípio de funcionamento - O princípio de funcionamento baseia-se no fato de que, sendo um equipamento que não possui mecanismo de abertura sob carga, ao passar uma corrente de curto-circuito por ela e, se na sequência houver a abertura do RA a montante, ela abre, isolando o trecho com provável defeito. A Autolink possui o “módulo de seteo” que permite definir o número de vezes que a chave permitirá que passe o curto-cirucuito antes de abrir. Seguindo o padrão adotado na empresa, o normal é que ela abra no intervalo entre a segunda e a terceira abertura do RA, isto é, quando o RA religar pela segunda vez, a Autolink terá que estar aberta, proporcionando que os demais Clientes sejam energizados sem o trecho com provável defeito. Características O número de aberturas da chave (“Abertura Após a Interrupções de Fornecimento”) tem que ser uma a menos do que o número de operações do religador; A chave Autolink foi criada para reduzir o número de elos fusíveis queimados; Proporciona a redução dos custos operacionais. 18 6.4. CHAVE SECCIONALIZADORA Conceito - É uma chave automática que efetua contagens de aberturas de equipamentos de proteção (religador ou disjuntor) e abre o circuito após um número pré- determinado de atuações, isolando assim, apenas o trecho em falta, e evitando que regiões sem defeito sejam interrompidas pela abertura permanente (desarme) do religador ou disjuntor. Filosofia - Evitar a abertura prolongada da proteção (RA ou disjuntor) quando há defeitos no alimentador no trecho a jusante da seccionalizadora, melhorando desta forma, os índices de confiabilidade. Princípio de funcionamento - O seccionalizador sente a interrupção por sobrecorrente e abre 1, 2 ou 3 vezes, quando ocorre a interrupção. Esta operação é executada em dois passos: Quando o seccionalizador sente a corrente acima de seu nível de atuação, ela prepara-se para contar. A contagem ocorre quando a corrente através do seccionalizador é interrompida ou cai abaixo de um certo valor. Se um número predeterminado de tempo é registrado em um intervalo definido, o seccionalizador abre quando o dispositivo a montante interrompeu a corrente de curto-circuito. 19 Características O número de aberturas da chave (“Abertura Após a Interrupções de Fornecimento”) tem que ser uma a menos do que o número de operações do religador; O ajuste de fase deve ser feito considerando a menor corrente de falta do alimentador (curto-circuito fase-fase) menos 20%; O ajuste de neutro pode ser considerado o mesmo do RA à montante; O número de ajustes ou grupos de ajustes deve ser igual ao número de situações diferentes em que a chave pode operar. 6.5. Religadores Conceito - É um dispositivo interruptor automático, que abre e fecha os seus contatos repetidas vezes, nos defeitos transitórios e bloqueia para defeitos permanentes. A operação do religador não se limita apenas a sentir e interromper defeitos na linha e efetuar as religações. O religador é dotado também de um mecanismo de temporização. Assim que o religador sente um defeito na linha, o mesmo dispara rapidamente, dentro de 0,03 a 0,04 segundos. Essa interrupção rápida reduz ao mínimo as possibilidades de danos ao sistema, evitando ao mesmo tempo a queima de fusíveis entre o local do defeito e o religador. A religação dar-se-á, para o modelo da empresa, dentro de 1 a 2 segundos, representando uma interrupção mínima do serviço (abertura rápida). 20 Após 1 (uma) ou 2 (duas) interrupções rápidas, o religador automaticamente passa para o disparo temporizado, proporcionando maior tempo para eliminar defeitos permanentes e, sua combinação com as interrupções rápidas, permite coordenação com outros dispositivos de proteção existentes, tais como: fusíveis. Considerando que 80 a 95% das faltas são transitórias a importância dos religadores aumenta sensivelmente, caso queiramos obter um ótimo custo x benefício. Classificação - Para entendermos melhor o funcionamento e aplicarmos adequadamente os religadores, torna-se necessário que os classifiquemos como monofásicos ou trifásicos. Com o controle podendo ser hidráulico, eletrônico ou microprocessado. E com o meio de interrupção do arco elétrico a vácuo, a óleo ou a gás SF6. Controle Hidráulico Caracteriza-se pela simplicidade na operação. Possui acoplado ao tanque todos os comandos, isto é, abertura e fechamento, bem como os bloqueios contra religamento e disparo por terra, sendo os mais comuns na Empresa o RX e o KF, ambos da McGraw Edison. A grande desvantagem é que para ser manutenido ou ajustado é necessário que haja uma equipe com caminhão para retirá-lo e encaminhar à Oficina uma vez que não há mais esse tipo de equipamento em subestação. Esse processo é demorado e implica em custos elevados; Outra limitação é que estes equipamentos não permitem a inversão do fluxo elétrico devendo assim ser retirados de operação (by-pass). A maior desvantagem desse RA é a sua sensibilidade para curtos-circuitos entre fases, haja vista que é sensível apenas quando esse valor excede a 200 % (duzentos por cento) de seu ajuste. Essa desvantagem foi eliminada com a substituição do controle hidráulico pelo processo de Atualização Tecnológica de Religadores Hidráulicos – ALTERE, que consiste em acoplar a esses RAs um controle microprocessado. 21 RA tipo RX RA tipo KF Controle original (hidráulico) Controle microprocessado Controle Eletrônico As informações para o controle eletrônico são obtidas a partir dos transformadores de corrente tipo bucha, montados internamente; O circuito eletrônico controla as funções de disparo e religação do mecanismo do religador, onde são usados circuitos impressos, constituídos de componentes estáticos; Os principais benefícios do controle eletrônico são: flexibilidade e versatilidade, sendo que um tipo de controle eletrônico pode ser utilizado em vários tipos de religadores; A desvantagem desse tipo de equipamento está na dificuldade de repor ou substituir os componentes eletrônicos, notadamente resistores e curvas, tendo em vista que 22 por tratar-se de RAs antigos e, que por ser importados tais acessórios nem sempre estão disponíveis para aquisição. RA eletrônico da McGraw Edison Controle eletrônico (tipo ME) Controle Microprocessado O grande diferencial deste modelo de controle é sua versatilidade, que permite grupos de ajustes diferentes, transmite e recepciona ajustes e dados a distância, usando-se uma de suas plataformas de comunicação, tais como internet, intranet, VHF etc, além do método tradicional (in locus); Permitemfluxo de energia de ambos os lados. E de acordo com o grupo de ajustes neles inseridos, podem se comportarem como uma simples chave de rede ou de linha de distribuição ou como um religador; Essa modalidade de controle é um aliado expressivo também para a manutenção do sistema, pois permite o armazenamento de centenas de ocorrências. Cada uma delas contendo pelo menos dados tais como o valor do curto-circuito, a fase em que se deu o sinistro, dia, hora, minuto, segundo, dentre outros. E dependendo da característica do alimentador e dos dados de alimentação, pode informar inclusive a que distância da subestação está o defeito. 23 RA microprocessado da Cooper Controle microprocessado (Cooper F5) 6.1.1 AJUSTE PARA CONFIGURAÇÃO NORMAL Na definição dos ajustes dos religadores para configuração normal, deve-se obedecer, na medida do possível, os critérios relacionados a seguir: Ajuste da corrente mínima de disparo de fase (pickup) Equipamento instalado em redes e linhas O ajuste normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a corrente de carga máxima medida ou convenientemente avaliada e menor que a corrente de curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo fator 1,2. Equipamento instalado em Subestação com apenas um alimentador e sem possibilidade de interligação com outros alimentadores de outras subestações O ajuste normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a corrente de carga máxima medida ou convenientemente avaliada e menor que a corrente de curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo fator 1,2. 24 Equipamento instalado em Subestação com mais de um alimentador e com possibilidade de interligação com outros alimentadores de outras subestações Para equipamentos que não possuem ajustes alternativos: O ajuste normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a soma da corrente de carga máxima do seu alimentador, com a corrente de carga máxima de outro alimentador que eventualmente poderá assumir quando em condição de manobra na subestação e menor que a corrente de curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo fator 1,2. Para equipamentos que possuem ajustes alternativos: O ajuste Normal da corrente mínima de disparo de fase deverá ser 20% maior que a soma da corrente de carga máxima do seu alimentador, com a corrente de carga máxima de outro alimentador que eventualmente poderá assumir quando em condição de manobra na subestação e menor que a corrente de curto-circuito fase-fase mínima da sua zona de proteção, dividido pelo fator 1,2. O ajuste Alternativo da corrente mínima de disparo de fase deve, na medida do possível, ser utilizado para melhorar a sensibilidade de fase e/ou neutro, liberar ou bloquear a curva rápida, habilitar/desabilitar o SEF, atender situações de contingência (transferência de carga de outro alimentador, by-pass de religadores de trecho), ficando a critério do projetista a sua utilização da forma que for necessária. 25 Ajuste da corrente mínima de disparo de neutro O ajuste da corrente mínima de disparo de neutro deverá ser menor que a corrente de curtocircuito fase-terra mínima (3.Rf = 40 Ohms), dividido pelo fator 1,5 dentro da zona de proteção do equipamento e deverá ser maior que 10% da corrente de carga máxima medida ou convenientemente avaliada do alimentador, devido a erros admissíveis nos TC’s e desequilíbrios de carga do Sistema. Em circuitos puramente subterrâneos, com cabos isolados, a resistência de falta para cálculo da corrente de curto-circuito fase-terra poderá ser desprezada (3Rf = 0). Porém para oferecer segurança a terceiros, devido às variações de resistência de falta, que fogem a média usual, o ajuste da corrente mínima de disparo de neutro não deve ultrapassar aos seguintes valores: 27A para religadores 34,5kV; 25A para religadores 13,8kV; 70A para circuitos exclusivamente subterrâneos. Caso seja necessário usar valores maiores do que estes, devido a limitações de ajuste do equipamento, os mesmos poderão ser utilizados desde que obedeçam aos critérios de sensibilidade e segurança. Ajuste do SEF (Sensitive Earth Fault) A função de alta sensibilidade para faltas a terra (SEF) é caracterizado por uma curva de tempo definido e tem a finalidade de atuar nos curtos-circuitos fase-terra de baixo valor e reduzir o tempo de ocorrência da falta. O ajuste da corrente mínima de disparo recomendado para o SEF é de 10 A e curva de tempo definido entre 2,5 e 5 segundos, de tal forma que coordene com os elos fusíveis dos ramais para curtos entre o mínimo e o máximo calculado e para valores abaixo do mínimo calculado o SEF poderá não coordenar, mas deve garantir a segurança com a interrupção da falta antes do fusível. Obs.: Devido a problemas com acionamento indevido do SEF após uma operação manual do religador, o SEF deverá sempre ser ativado e ajustado, tanto no painel frontal como na ordem de 26 proteção, ainda que, com valores de corrente e tempo de atuação superior aos ajustados para neutro e fase em toda a faixa de corrente. Ajuste de carga fria (Cold Load) A função carga fria (cold load) tem a finalidade de bloquear as curvas rápidas e instantâneas evitando a abertura do religador para correntes transitórias de energização dos transformadores (inrush) do alimentador durante o fechamento manual. O ajuste de disparo (pickup) de carga fria recomendado é de 1,2 vezes o ajuste de disparo de fase e neutro. Em geral este ajuste deverá permanecer ativado durante um tempo máximo de 2 segundos e o ajuste do tempo de acionamento da função de carga fria após o bloqueio do religador de 20 segundos. O ajuste de carga fria deverá estar coordenado com o equipamento de retaguarda e geral da barra. Ajuste do HIGH CURRENT LOCKOUT (HCL) A função do bloqueio de religamento por alta corrente - High Current Lockout, de fase e neutro tem a finalidade de reduzir o esforço mecânico e elétrico nos enrolamentos dos transformadores devido às altas correntes de curto-circuito próximos à subestação e deverá ser habilitada se o maior corrente de curto-circuito na barra da Subestação for superior a 3000 A (valor este que pode provocar batimento de cabos nos alimentadores durante os religamentos automáticos). O ajuste da corrente mínima de disparo do HCL de fase deve ser de 80% do maior valor de corrente de curto-circuito calculado na barra da Subestação. Caso o HCL de neutro esteja disponível no relé, recomenda-se usar o mesmo ajuste do HCL de fase ou então bloquear. Tempos de religamento Os tempos de intervalo de religamento deverão ser definidos em função do tipo do alimentador ou ramal e da coordenação com as demais proteções instaladas a montante e a jusante, conforme segue: a) Para alimentadores e ramais que tem sua extensão em áreas urbanas e periferias com ou sem trechos rurais, deverão ser ajustados com 2 (dois) religamentos, sendo: Um religamento com tempo de 2s e Um religamento com tempo de 5s. 27 Obs.: Em subestações onde por limitação técnica do disjuntor há necessidade de aguardar um tempo maior que 5 segundos para o carregamento da mola de fechamento, o ajuste deverá ser de apenas 1 (um) religamento com tempo de 7s. b) Para alimentadores e ramais que tem sua extensão exclusivamente em áreas rurais, ou que atendem localidades rurais, onde o MIT de operação permite o religamento manual sem inspeção, deverão ser ajustados com 3 (três) religamentos, sendo: 1º religamento com tempo de 5s; 2º religamento com tempo de 10s; 3º religamento com tempo entre 20 e 60s. Obs.:No caso de implantação do terceiro religamento automático nos ajustes de proteção, recomenda-se que a tentativa manual de religamento só seja efetuada após a inspeção do trecho. O elaborador do ajuste deverá informar a área de operação em qual equipamento foi implantado o terceiro religamento. c) Para alimentadores e ramais (urbanos ou rurais) que tem sua extensão total ou parcial em rede compacta, deverão ser ajustados com 2 (dois) religamentos, sendo: Um religamento com tempo de 2s;e Um religamento com tempo de 5s. d) Para alimentadores que tem sua extensão total com rede subterrânea: sem religamento automático. Recomendações: Caso as funções de instantâneo trip, high current lockout e rápida de fase estiverem bloqueados onde a corrente de curto-circuito fase-fase na barra da subestação é igual ou superior a 3000 A, o número de religamentos não poderá ser maior que 1 (um) para evitar o sobre esforço nos transformadores de força, e demais equipamentos do sistema. Quando dois religadores estiverem em série, o religador a montante deve ter o tempo de religamento inicial menor que o tempo de religamento inicial do religador a jusante. Os 28 demais tempos de religamento podem ser iguais. Isto garante que o primeiro RA religue antes que o segundo, em caso de haver descoordenação. Ajustes do localizador de faltas Em função das características dos alimentadores do sistema de distribuição, com ramais e consumidores, o parâmetro em km fornecido pelos relés não determina corretamente o local da falta. Assim sendo, o ajuste do Localizador de Falta deverá considerar apenas a impedância do trecho de tronco do alimentador. Ajustes da função linha viva A função Linha Viva tem a finalidade de aumentar a segurança dos eletricistas durante serviços com a rede energizada. Assim sendo, os ajustes deverão ser conforme abaixo: Ajustar a corrente mínima de disparo (Pickup) de fase e neutro idêntico ao grupo normal; Ajustar uma operação pela Curva rápida / instantânea de fase e neutro; Bloquear o religamento automático. 7. CRITÉRIOS DE COORDENAÇÃO/SELETIVIDADE Em um estudo de coordenação e seletividade da proteção procura-se atender a segurança e a continuidade do serviço em sistemas que possuem características limitantes, tais como: Corrente de carga; Corrente de curto-circuito máximas e mínimas; Correntes de partida de motores; Correntes de energização de transformadores e banco de capacitores; Limites térmicos dos condutores; Índices estatísticos de probabilidade de defeitos; Características dos consumidores. 29 7.1. Elo fusível X Elo fusível Critério de seletividade A seletividade entre os elos fusíveis é satisfatória, quando o tempo de interrupção do elo fusível protetor não exceder a 75% do tempo mínimo do elo protegido. Para ampliar a faixa de seletividade entre os elos fusíveis e reduzir ao mínimo os tipos dos elos fusíveis, recomendamos utilizar somente os elos fusíveis preferenciais : (6, 10, 15, 25, 40, 65 e 100K). 7.2. Coordenação de elo fusível 34,5Kv do trafo da SE X Religador 13,8Kv A coordenação entre o elo fusível 34,5kV do transformador de potência e o religador 13,8kV de saída de subestação 34,5/13,8kV é obtida quando o tempo mínimo de fusão do elo fusível no lado 34,5kV for maior ou igual ao tempo da curva lenta do religador no lado 13,8kV multiplicada pelo fator 2 (dois), para um curto-circuito fase-fase no lado 13,8kV; Para verificação desta coordenação, devemos utilizar a pior condição, ou seja, caso ocorra um curto-circuito fase-fase no sistema 13,8kV, circulará numa das fases no sistema 34,5kV uma corrente de curto-circuito de amplitude trifásica. O fator 2 (dois) é em função do número de operações rápidas e lentas e do intervalo de tempo de religamento. 30 7.3. Coordenação de religador X Religador Para a coordenação entre dois religadores instalados em série deve-se atender os seguintes critérios: Coordenação de curvas rápidas A coordenação entre curvas rápidas raramente é alcançada devido ao intervalo de tempo reduzido entre as curvas, portanto, são possíveis operações simultâneas entre os religadores. A diferença entre os tempos de operação das curvas rápidas dos equipamentos deverá ser igual ou superior a 0,066 s (4 ciclos) podendo variar de acordo com as características de cada equipamento. Recomenda-se utilizar a função coordenação de sequencia (sequence coordination) no equipamento à montante caso as curvas rápidas sejam utilizadas. Geralmente bloqueia-se a curva rápida do religador à montante e quando possível ativa-se a função instantâneo trip. Em alimentadores que possuam clientes com demanda contratada de 300kW ou que a somatória da demanda contratada de vários clientes ultrapasse a 500kW, considera-se portanto como alimentador Industrial, e consequentemente a curva rápida deverá ser bloqueada. 31 Coordenação de curvas lentas A coordenação entre curvas lentas é obtida quando a diferença entre os tempos de operação das curvas lentas dos equipamentos seja superior a 0,2 segundos (12 ciclos). 32 7.4. Coordenação de relé eletromecânico do geral X Religador Subestações 69KV A coordenação entre o relé eletromecânico do disjuntor do circuito geral e um religador de saída 13,8kV ou 34,5kV de subestação 69kV é obtida quando a diferença entre o tempo de atuação da curva lenta do relé eletromecânico e o tempo calculado de avanço do disco do relé eletromecânico, devido às operações de religamento do religador, seja superior a 0,4 segundos. 8. CONTINGÊNCIAS E DESLIGAMENTOS PROGRAMADOS São manobras que na maioria das vezes envolvem transferências de carga nos sistema de 13,8kV e 34,5kV, conforme segue: By-pass de religadores de trecho; By-pass de religadores de saídas de subestações; Desligamentos de trechos de rede e linhas de subtransmissão; Desligamentos de barras de subestações; Desligamentos de transformadores de subestações. 33 Sensibilidade Os equipamentos de proteção, deverão ser sensíveis aos menores valores de curto-circuito fase-fase (dividido por 1,2) e fase-terra mínimo (dividido por 1,5), considerando os trechos manobrados. Caso os valores de curto-circuito calculados nos pontos de maior impedância, não sensibilizem os equipamentos de retaguarda, deverão então ser recomendados alterações nos valores de corrente mínima de disparo. Caso o valor de carga não permita a redução destes ajustes, deve-se então recomendar a instalação de chaves fusíveis para proteção da áreas da rede denominadas “cegas”. Caso não seja possível a instalação de uma proteção principal, os trechos deverão ser desligados. Em caso de manobras no sistema de 34,5kV, a sensibilidade dos religadores das barras de 13,8kV das subestações 34,5/13,8kV deverão ser verificadas. Coordenação Se o período de desligamento for menor que 2 (dois) dias, não será necessário verificar a coordenação entre os equipamentos envolvidos. 9. ELABORAÇÃO DE ESTUDO DE PROTEÇÃO É o estudo que considera para cada alimentador, os melhores ajustes para a proteção principal, isto é, o religador, a definição dos elos fusíveis que melhor se enquadram nessa configuração, quer essas proteções operem em condições normais, quer operem em contingência, utilizando-se para tanto de dados fornecidos por sistemas computacionais adotados pela empresa. Informações básicas Para a elaboração de um estudo de proteção são imprescindíveis as seguintes informações: Um diagrama elétrico contendo a localização dos religadores, das chaves, etc..; O valor do curto-circuitos trifásico, fase-fase, fase-terra máximo e fase-terramínimo no ponto de cada RA ou chave, bem como na extremidade de tais equipamentos. 34 Ferramentas de estudo Webgeo; Gisplan; Anafas; Programa da Coordenação da Proteção – PCP. WEBGEO É um sistema computacional que nos permite ter uma visão geral do alimentador, notadamente das chaves (fusíveis, carregamento, número de Clientes etc.), postos, estradas, bitola etc. GISPLAN Trata-se de um sistema computacional que além de permitir visualizarmos a configuração normal de um sistema elétrico, permite também simulações, interligando um ou mais alimentadores, com suas implicações sobre os níveis de tensão, carregamento, bem como fornece os valores de curtos-circuitos em cada chave e extremidade, proporcionando a quem estuda avaliar se as condições de operação são ideais e, no caso de contingência, se será possível garantirmos a qualidade mínima definida pela Empresa; Esse sistema é uma ferramenta de estudo de proteção para o 13,8 kV tendo em vista que ainda não permite calcular valores de curtos-circuitos no 34,5 kV. Modelo de diagrama fornecido por este sistema 35 Modelo de relatório que o Gisplan disponibiliza ANAFAS O ANAFAS é um programa para solução de faltas de diversos tipos e composições, em sistemas elétricos de grande porte. As suas principais características funcionais são: Facilidade e flexibilidade na definição dos casos, permitindo a modelagem de faltas compostas (simultâneas), aplicadas sobre barras e/ou pontos intermediários de linhas de transmissão; modelagem de diversos tipos de defeito, incluindo curtos-circuitos, com ou sem impedância; e de aberturas (interrupção) de circuito; Grande capacidade, permitindo a solução direta de curtos-circuitos em sistemas elétricos de grande porte, aliada a alta eficiência computacional, devido ao uso intensivo de técnicas de esparsidade (matrizes e vetores esparsos), resultando em execução rápida, independentemente do porte do sistema elétrico; Permite modelagem fiel do sistema elétrico, com possibilidade de representação do carregamento pré-falta (tensão pré-falta, cargas, equipamentos “shunt”, capacitância das linhas), defasamento de transformadores, “tap” dos transformadores fora da posição nominal etc; execução de estudos macro (conjunto de casos gerados automaticamente), especificados pelo usuário; Solução orientada a ponto-de-falta ou a ponto-de-monitoração, onde o usuário define as grandezas a serem observadas; Outros serviços auxiliares como: cálculo de equivalentes de curto-circuito, estudo de superação de disjuntores, diversos tipos de relatórios de dados, comparação de configurações e evolução de nível de curto-circuito. 36 Possibilidade de gerar arquivos de resultados; Possibilidade de processamento “batch” através de arquivo de comandos; Possibilidade de conversão de arquivos de dados de fluxo de potência; Uso interativo, com interface amigável e configurável pelo usuário, baseada em “menus”, com “help” contextual “on-line” e memorização das preferências; Baixos requisitos de “hardware” (16 MB RAM) e “software”. O desenvolvimento do ANAFAS é patrocinado pela ELETROBRAS e suas concessionárias, que contribuem decisivamente na gestão e execução desse projeto. Exemplo de um diagrama disponibilizado pelo Anafas Exemplo de um dos relatórios fornecidos 37 PROGRAMA DA COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO - PCP O Programa de Coordenação da Proteção - PCP, é um sistema computacional interligado ao cadastro da Empresa e que importa os cálculos de impedâncias e curto- circuitos elaborados no Gisplan. Permite também a incersão manual dos valores de curtos- circuitos, bem como o acréscimo de novos equipamentos, mesmo sendo de outras subestações, com o propósito de facilitar comparações. Esta ferramenta permite coordenar a proteção do transformador de potência, do reator trifásico de aterramento, e do (s) religador (s) 13.8 ou 34.5 kV entre si bem como com os elos fusíveis a jusante na RDA, desde que em uma configuração radial. Como mostra o anexo a seguir, o PCP permite que relacionemos inúmeros equipamentos (RAs e elos fusíveis), para verificarmos a coordenação entre eles. Para tanto basta escolhermos qual é a proteção principal (montante – MO) e qual será a proteção secundária (jusante – JU). Neste outra campo o PCP permite escolher qual o tipo de curto-circuito 38 Como resultado o PCP sinaliza se haverá ou não algum trecho descoordenado.