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UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ

CENTRO DE TECNOLOGIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

ESTUDO PARA IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA DE

RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA PARA A REDE DE

DISTRIBUIÇÃO DO CAMPUS DO PICI

CARLOS JEFERSON DA SILVA MOURA

Fortaleza

Dezembro de 2010

ii

CARLOS JEFERSON DA SILVA MOURA

ESTUDO PARA IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA DE

RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA PARA A REDE DE

DISTRIBUIÇÃO DO CAMPUS DO PICI

Monografia apresentada para a obtenção dos

créditos da disciplina Trabalho de Conclusão

de Curso do Centro de Tecnologia da

Universidade Federal do Ceará, como parte

das exigências para a graduação no curso de

Engenharia Elétrica.

Área de concentração:

Sistema Elétrico de Potência.

Orientador: Prof. Raimundo Furtado Sampaio.

Fortaleza

Dezembro de 2010

iv

“Não se preocupe com as coisas mesquinhas da vida comum.”

Carlos Jeferson.

v

A mim pelo esforço e vontade de vencer,

A minha avó, pelo amor e dedicação imensos,

A meus pais pela vida,

Aos amigos pelos bons e maus momentos.

vi

AGRADECIMENTOS

Agradeço a meus pais pelo esforço e incentivo e suporte, e em especial a minha avó, pelo amor incondicional.

Agradeço à Fernanda, pela cobrança no momento certo, a compreensão nas horas de angústia e o afeto nos momentos de alegria.

Agradeço a meus amigos pelo apoio, dicas e brincadeiras e por todos os bons momentos que vivermos na Universidade e fora dela.

Agradeço aos professores do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Ceará pelo conhecimento repassado, em especial ao meu orientador, Raimundo Furtado Sampaio, que muito me ajudou e colaborou para o desenvolvimento desta monografia.

Agradeço ao Engenheiro Fabrício Leite, que me ajudou no levantamento de dados da rede do Campus.

Agradeço a todos que um dia acreditaram e mim e me ajudaram a entrar na Universidade e a sair formado dela.

vii

MOURA, C. J. S., “Estudo para Implantação de um Sistema de Recomposição Automática para a Rede de Distribuição do Campus do Pici”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 73p. A qualidade de energia demandada pelos consumidores cresce constantemente, principalmente no tocante à continuidade do fornecimento. Com isso em vista, as concessionárias de energia têm investido em tecnologias e processos para tornar o Sistema Elétrico de Distribuição mais confiável. Nesse ínterim os Sistemas de Recomposição Automática desempenham um importante papel no tocante à melhora da qualidade de energia no momento em que proporcionam alternativas para o suprimento das cargas elétricas e em caso de falta restringem as porções do sistema desligadas. Neste trabalho são apresentados os conceitos de qualidade de energia, os valores normatizados para diversas grandezas elétricas e algumas configurações de redes de distribuição, juntamente com uma explanação sobre proteção e automação de sistemas de distribuição. Com o intuito de melhorar a continuidade do fornecimento da rede de distribuição do Campus do Pici, que pertence à UFC, duas propostas para implantação de um Sistema de Recomposição Automática na referida instalação são apresentadas. As propostas foram avaliadas através de estudos dos fluxos de carga, correntes de curto circuito, tensões e carregamentos das linhas sob as diversas condições de chaveamento usando simulações do software Easy Power. Por fim foram apresentados os resultados das duas propostas.

Palavras-Chave: Qualidade de energia, Proteção, Sistema Elétrico de Distribuição, Sistema de Recomposição Automática, Self-Healing.

viii

MOURA, C. J. S., "Study for Implementation of an Automatic Replenishment System for Distribution Network Campus Pici, Universidade Federal do Ceará - UFC, 2010, 73p. The power quality demanded by customers is constantly growing, especially with regard to continuity of supply. With this in view, the electric utility industries have invested in technologies and processes to make the electric distribution system more reliable. Meanwhile Automatic Restoration Systems play an important role regarding the improvement of power quality at the time that provides alternatives to supply the electrical loads and in case of fault, restrict the portions of the system turned off. This paper presents the concepts of power quality, standardized values for various electric quantities and some configurations of distribution networks, along with an explanation of protection and automation of distribution systems. In order to improve continuity of supply distribution network of the Campus do Pici, who belongs to the UFC, two proposals for the implementation of an Automatic System Restoration in that facility are presented. The proposals were evaluated by studying the load flows, short circuit currents, voltages and loads of lines under different conditions using the simulation software Easy Power. Finally we presented the results of the two proposals.

Keywords: Power Quality, Protection, Electrical Power Distribution System, Automatic System Restoration, Self-Healing.

ix

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS xii

LISTA DE TABELAS xv

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS xvii

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO 1

1.1 Justificativa 2

1.2 Objetivos 3

1.3 Estrutura do Trabalho 3

CAPÍTULO 2

SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO 4

2.1 Características Gerais 4

2.2 Níveis de Tensão 4

2.3 Configurações do Sistema de Distribuição 7

2.3.1 Sistema Radial 7

2.3.2 Configuração Radial com Recurso 8

2.3.3 Configuração em Anel Fechado 10

2.4 Qualidade de Energia 10

2.4.1 Tensão em Regime Permanente 11

2.4.2 Fator de Potência (FP) 12

2.4.3 Harmônicas 12

2.4.4 Desequilíbrio de Tensão 13

2.4.5 Flutuação de Tensão 14

2.4.6 Variações de Tensão de Curta Duração 14

2.4.7 Variação de Freqüência 15

2.5 Indicadores de Continuidade 15

2.6 Resumo do Capítulo 16

CAPÍTULO 3

PROTEÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO 17

3.1 Sistema de Proteção 17

3.2 Zonas de Proteção 18

3.3 Requisitos do Sistema de Proteção 20

x

3.3.1 Seletividade 20

3.3.2 Rapidez ou Velocidade 22

3.3.3 Sensibilidade 23

3.3.4 Confiabilidade 23

3.3.5 Custo 24

3.4 Equipamentos de Proteção 24

3.4.1 Relés 24

3.4.2 Chaves-Fusíveis 25

3.4.3 Disjuntores 27

3.4.4 Religadores 28

3.4.5 Chaves Seccionalizadoras 29

3.5 Cálculo das Correntes de Falta 29

3.6 Automação da Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição 32

3.6.1 Motivação 32

3.6.2 Evolução 32

3.6.3 Arquitetura de um Sistema Digital de Automação (SDA) 33


CAPÍTULO 4

RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DO SISTEMA 34

4.1 Introdução 34

4.2 Self-Healing 35

4.2.1 Implementação 36

4.2.2 Comunicação 37

4.2.3 Operação 37

4.3 Requisitos para Implantação do Sistema de Recomposição Automática 40

4.3.1 Fluxo de Carga 40

4.3.4 Faseamento 44


CAPÍTULO 5

ESTUDO DE CASO: RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DA

REDE ELÉTRICA DO CAMPUS DO PICI 45

5.1 Introdução 45

xi

5.2 Levantamento de Dados da Rede 48

5.3 Condições da Simulação Utilizando o Easy Power 50

5.4 Cálculos dos Parâmetros da Entrada da Rede do Campus do Pici 51

5.5 Simulação 53

5.5.1 Caso Base 54

5.5.2 Primeira Proposta para um Sistema de Recomposição Automática 55

5.5.3 Análise da Primeira Proposta 61

5.5.4 Segunda Proposta para um Sistema de Recomposição Automática 62

5.5.5 Análise da Segunda Proposta 69


CAPÍTULO 6

CONCLUSÃO 73

REFERÊNCIAS 75

xii

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Unifilar simplificado de um alimentador radial. 8

Figura 2.2 – Unifilar simplificado de um alimentador radial com recurso. 9

Figura 2.3 – Unifilar simplificado de uma configuração em anel fechado. 10

Figura 3.1 – Foto ilustrando os equipamentos e a estrutura de uma subestação

tipo distribuição. 17

Figura 3.2 – Arco elétrico durante um falta em uma linha de transmissão. 18

Figura 3.3 – Esquema de proteção dividido em zonas. 19

Figura 3.4 – Exemplo de proteção principal e de retaguarda. 19

Figura 3.5 – Exemplos de falta em um sistema em anel fechado. 20

Figura 3.6 – Exemplo de seletividade cronométrica. 21

Figura 3.7 – Curvas de carga verus tempo para as faltas fase-terra, fase-fase,

fase-fase-terra e trifásica. 22

Figura 3.8 – Conexão de um relé ao SEP. 25

Figura 3.9 – Chave-fusível. 26

Figura 3.10 – Característica de tempo inversa de um fusível. 26

Figura 3.11 – Circuito de acionamento de um disjuntor. 27

Figura 3.12 – Exemplo de aplicação de um religador utilizado na saída de alimentador

de uma subestação. 28

Figura 3.13 – Sequência de operação de um religador. 28

Figura 3.14 –Chave Seccionalizadora instalada à jusante de um religador. 29

Figura 3.15 – Sistema radial simplificado. 30

Figura 3.16 – Diagrama de blocos do SDA de uma subestação. 33

Figura 4.1 – Exemplo de recomposição de um hipotético sistema de distribuição. 34

Figura 4.2 – Módulo controlador UIM da S&C instalado em controlador CAPM5

da NULEC. 36

Figura 4.3 – Religador da S&C com tecnologia Intelliteam de recomposição

automática. 36

Figura 4.4 – Topologia do sistema de recomposição automática interligado ao

SCADA da concessionária. 37

Figura 4.5 – Rede exemplo com sistema de recomposição automática e

conceito Self-Healing. 38

Figura 4.6 – Seguência de chaveamentos do Sistema de Recomposição Automática. 39

xiii

Figura 5.1 – Gráfico com a demanda de potência ativa do Campus do Pici durante

o mês de setembro de 2010 retirado da ferramenta online disponíbilizada

pela COELCE aos clientes do grupo A. 45

Figura 5.2 – Demanda do dia 20 de outrubro de 2010 do Campus do Pici retirado

da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A. 46

Figura 5.3 – Fator de potência registrado no mês de setembro de 2010 no Campus

do Pici obtido através da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE

aos clientes do grupo A. 46

Figura 5.4 – Fator de potência do Campus do Pici no dia 20 de outrubro de 2010

obtido através da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos

clientes do grupo A. 47

Figura 5.5 – Imagem de satélite do Campus do Pici. 48

Figura 5.6 – Diagrama unifilar simplificado do Campus do Pici com a posição do

disjutor da instalação e as chaves seccionadoras manuais. 49

Figura 5.7 – Diagrama da unifilar do Pici no Easy Power. 53

Figura 5.8 – Pontos estudados da rede para o caso base. 54

Figura 5.9 – Configuração da primeira proposta para um Sistema de

Recomposição Automática. 56

Figura 5.10 – Diagrama unifilar quando R1 alimenta a rede e C1 está fechada

interligando os dois lados do Campus. 57

Figura 5.11 - Diagrama unifilar para quando R2 alimenta a rede e C1está fechada


Figura 5.12 - Diagrama unifilar para quando R1 alimenta a rede e C2 está fechada


Figura 5.13 - Diagrama unifilar para quando R2 alimenta a rede e C2 está fechada


Figura 5.14 – Diagrama da rede do Campus do Pici para a segunda proposta de um

Sistema de Recomposição Automática. 62

Figura 5.15 – Diagrama do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está

sob falta. 64

Figura 5.16 - Diagrama do cenário onde o trecho 2 da rede do Campus do Pici está

sob falta. 65


sob falta. 66

xiv


sob falta. 67


sob falta. 68


sob falta. 69

xv

LISTA DE TABELAS

Tabela 1. Tensões nominais de distribuição padronizadas no Brasil 6

Tabela 2. Níveis de tensão regulamentados pelo Módulo 3 do PRODIST 6

Tabela 3. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal superior a 1 kV

e inferior a 69 kV 11

Tabela 4. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal inferior 1 kV

(380/220) 11

Tabela 5. Valores de referência da distorção harmônica total (em porcentagem

da tensão fundamental) 13

Tabela 6. Classificação das variações de tensão de curta duração 14

Tabela 7. Níveis de demanda e fator de potência utilizados nas simulações 51

Tabela 8. Impedâncias dos cabos que interligam o Campus do Pici a Subestação

Pici da Coelce 51

Tabela 9. Dados obtidos da simulação do caso base com a configuração 1 Tabela 7 54

Tabela 10. Dados obtidos da simulação do caso base com a configuração 2 da Tabela 7 55

Tabela 11. Resultados para o caso onde ambos os religadores estão fechados 57

Tabela 12. Resultados para o caso onde R1 protege a rede e C1 está fechada 58




Tabela 16. Resultado da simulação da segunda proposta para o Sistema de

Recomposição Automática 63

Tabela 17. Resultados do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está

sob falta 64


sob falta 65


sob falta 66


sob falta 67


sob falta 68

xvi


sob falta 69

Tabela 23. Dados agrupados das simulações da segunda proposta 70

xvii

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

2F Bifásico

3F Trifásico

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

AT Alta Tensão

BT Baixa Tensão

CCS Centro de Controle do Sistema

COELCE Companhia Energética do Ceará

COS Centro de Operações do Sistema

DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

EAT Extra Alta Tensão

FEC Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

FP Fator de Potência

FT Fase-Terra

IED Intelligent Electronic Device

MT Média Tensão

MUSD Montante de Uso do Sistema de Distribuição

NA Normalmente Aberto

NF Normalmente Fechado

OAP Ordem de Ajuste da Proteção

ONS Operador Nacional do Sistema

PRODIST Procedimentos de Distribuição

SCADA Supervisory Control and Data Aquisition

SDA Sistema Digital de Automação

SE Subestação

SEP Sistema Elétrico de Potência

TA Tensão de Atendimento

xviii

TC Transformador de Corrente

TL Tensão de Leitura

TP Transformador de Potencial

TR Tensão de Referência

UFC Universidade Federal do Ceará

UTR Unidade Terminal Remota

1

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

O sistema elétrico assim como outros é passível de defeitos1, faltas2 e falhas3. Dada a

importância da eletricidade para a sociedade moderna, a tolerância por parte dos

consumidores para falhas tem diminuído drasticamente, obrigando os profissionais que lidam

com proteção a desenvolver soluções para contornar e se possível eliminar possíveis

problemas que possam afetar o fornecimento de energia. Sobretudo nos sistemas de

distribuição, o uso de tecnologias e desenvolvimento de sistemas de recomposição automática

têm sido propostas para melhorar a disponibilidade, confiabilidade, segurança e qualidade de

fornecimento [1], visando atingir elevados níveis em indicadores como a Duração Equivalente

de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e Freqüência Equivalente de Interrupção por

Unidade Consumidora (FEC).

Pela capilaridade e presença em perímetro urbano, o seguimento de distribuição através

de rede aérea com cabos nus está sujeito a diversos tipos de faltas, já que suas linhas estão

constantemente expostas a acidentes automobilísticos, queda de árvores, vandalismo e

intempéries. Estas podem ser de natureza permanente ou transitória. As faltas de natureza

permanente muitas vezes exigem reparos no sistema elétrico para que o fornecimento seja

restaurado como, por exemplo, a queda de um poste ou rompimento de um cabo. No segundo

caso, ocorre desligamento temporário do sistema no momento do evento que causou a falta,

seguido da restauração do serviço. Historicamente as faltas temporárias representam entre

80% e 90% das faltas no sistema elétrico de distribuição [2].

Para diminuir o impacto de faltas transitórias, usualmente são utilizados religadores,

equipamentos que ao detectar uma corrente de curto interrompem o circuito

momentaneamente e religam-no novamente. Se a causa original da falta for extinta, o

fornecimento é restabelecido. Estes dispositivos são programados para um determinado

número de aberturas, após este ser atingido seus terminais permanecem abertos o que

caracteriza uma falta permanente. Ocorre ainda a associação destes com seccionalizadores,

1 Defeito – Qualquer anormalidade detectada em uma instalação/equipamento que não o impossibilite de permanecer em funcionamento ou disponível para operação, mas que afete o grau de confiabilidade e ou desempenho da instalação/equipamento. 2 Falta – É uma ocorrência acidental e subida ou defeito que pode resultar em falha do próprio equipamento ou outros elementos associados. 3 Falha – Término da aptidão de um elemento do sistema elétrico de desempenhar sua função.

2

chaves que abrem de acordo com uma contagem do número de religamentos e com chaves

fusíveis ao longo dos alimentadores do sistema de distribuição primária em média tensão [3].

Como reforço à segurança do sistema e para uma melhoria do serviço a topologia radial

vem sendo substituída pela radial com recurso e as concessionárias têm utilizado o encontro

de alimentadores e linhas de transmissão em anel. Devido à popularização de tecnologias de

comunicação, automação e a evolução dos relés de proteção, a tendência é que sistemas antes

supridos apenas por um alimentador com proteção stand alone, sem sistemas de supervisão e

monitoramento em tempo real, passem a ser interligados por uma rede inteligente capaz de

alterar o caminho percorrido pelo fluxo de potência pelo comando de abertura e fechamento

de religadores e seccionalizadores de forma automática, seja pela utilização de um controlador

embarcado [1] ou por Sistema de Reposição Automático integrado ao Sistema Supervisory

Control and Data Aquisition (SCADA) no Centro de Controle do Sistema - CCS.

Para atuar corretamente é necessário que os dispositivos e equipamentos de proteção,

comando e controle utilizados disponibilizem as medições de grandezas e registro de eventos

que servirão de subsídio para a tomada de decisão, visando à recomposição do sistema

baseado na análise dos dados. Tais experimentos vêm sendo realizados em sistemas reais,

como citado em [1] e [4], proporcionando em casos de sobrecarga ou mesmo de faltas de

longa duração a reconfiguração do sistema, garantindo a continuidade de serviço.

1.1 Justificativa

Como exemplo de sistema de distribuição é possível destacar a rede elétrica do Campus

do Pici da Universidade Federal do Ceará (UFC), suprido em média tensão através de um

alimentador 13,8 kV da Subestação Pici pertencente ao sistema elétrico da Companhia

Energética do Ceará (COELCE). A rede de distribuição do Campus do Pici, mantida sob

responsabilidade da UFC, é aérea e vem sendo expandida sistematicamente. A única proteção

do alimentador principal da rede é um relé primário, tecnologia ultrapassada, associado um

disjuntor geral instalado no ponto de entrega da Coelce. Complementando o sistema existem

algumas chaves seccionadoras manuais ao longo do alimentador e chaves fusíveis, protegendo

o primário dos alimentadores. A falta de um sistema de proteção confiável com modernos

dispositivos de proteção como relés numéricos, religadores e seccionalizadores, aliado a

grande quantidade de árvores próximas aos cabos fazem com que faltas transitórias e

permanentes causem a interrupção do fornecimento de energia por longos períodos, causando

transtornos como a queima de equipamentos, perda de experimentos em laboratórios e a

3

impossibilidade dos professores de ministrar aulas. Dentro deste contexto, este trabalho

apresenta propostas para modernização do sistema elétrico da UFC, visando à melhoria da

confiabilidade, disponibilidade e continuidade de serviço das instalações elétricas do Campus

do Pici além de possibilitar a criação de um grande laboratório de automação e de sistemas de

proteção para ser utilizado pelos alunos do curso de Engenharia Elétrica.

1.2 Objetivos

Esta monografia tem como objetivo apresentar propostas para a implantação de um

Sistema de Recomposição Automática na rede elétrica do Campus do Pici.

A metodologia para trabalho inclui:

• Levantamento dos dados em campo.

• Estabelecer pontos para instalação de religadores e seccionalizadores de forma a

aperfeiçoar o funcionamento do Sistema de Recomposição Automática (SRA).

• Analisar os impactos do chaveamento das cargas entre as diversas combinações

de caminhos possíveis pelo uso do SRA através do estudo do fluxo de potência.

• Estudar o comportamento da rede, em regime permanente e transitório, através de

simulações computacionais executadas utilizando a ferramenta de análise de

sistema de Potência Easy Power [5].

1.3 Estrutura do Trabalho

Para o desenvolvimento deste trabalho, foi realizada a pesquisa bibliográfica na

literatura especializada, especificação de equipamentos de proteção e controle para a rede

elétrica e simulações computacionais para obtenção dos dados e informações necessárias ao

desenvolvimento da monografia. Como resultado, adotou-se uma estrutura de trabalho em seis

capítulos, cujos conteúdos são descritos a seguir.

O capítulo 2 trata das características e das diversas configurações possíveis em sistemas

de distribuição. É ainda tratada a qualidade de energia onde são mostrados os valores mínimos

e máximos normatizados de várias grandezas como tensão, fator de potência, freqüência e

distorção harmônica.

O capítulo 3 trata da proteção de sistemas de distribuição. São apresentadas as

características de um sistema deste tipo, seus requisitos, conceitos e automação. Alguns

4

equipamentos como disjuntores, relés e religadores são descritos e uma breve explicação

sobre cálculo de correntes de curto circuito em sistemas radiais é mostrada.

O capítulo 4 trata de Sistemas de Recomposição Automática. É mostrada a

recomposição manual de sistemas de distribuição através de exemplos e o conceito de Self-

Healing é apresentado juntamente com os estudos necessários para sua implementação.

O capítulo 5 detalha o estado da rede de distribuição do Campus do Pici e mostra suas

características de demanda e fator de potência. São feitas simulações para duas propostas de

sistemas de recomposição automática.

Por fim há a conclusão do trabalho com uma análise das propostas de melhoramento da

rede de distribuição do Campus do Pici e os benefícios trazidos caso uma das propostas seja

posta em prática. São ainda mostrados trabalhos futuros que podem contribuir para expandir e

melhorar o Sistema de Recomposição Automática proposto nesta monografia.

5

CAPÍTULO 2

SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO

2.1 Características Gerais

O sistema de distribuição está compreendido entre o sistema de transmissão e a entrada

de energia do consumidor (empresas, residências, comércio). Este sistema é responsável pela

interligação do consumidor com restante do Sistema Elétrico de Potência (SEP).

No Brasil o SEP está subdividido em dois grandes subsistemas: a Rede Básica e o

Sistema de Distribuição. A Rede Básica compreende o Sistema Elétrico de Transmissão de

energia com níveis de tensão iguais ou superiores a 230 kV e as plantas ou usinas de geração,

enquanto o Sistema de Distribuição corresponde aos níveis de tensão inferiores a 230 kV. A

Rede Básica está sob a coordenação do Operador Nacional do Sistema (ONS) e

regulamentada pelos Procedimentos de Rede (www.ons.org.br). O sistema de distribuição é

regulado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) através de Resoluções e pelos

Procedimentos de Distribuição (PRODIST). O PRODIST é composto de 8 módulos que

versam sobre os diversos aspectos da distribuição de energia elétrica, desde níveis de tensão

padronizados a expansão do sistema, conexão, medição, perdas e etc. Abaixo estão

relacionados os módulos do PRODIST [6]:

• Módulo 1 – Introdução.

• Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição.

• Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição.

• Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição.

• Módulo 5 – Sistemas de Medição.

• Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.

• Módulo 7 – Cálculo de Perdas de Distribuição.

• Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica.

2.2 Níveis de Tensão

No Brasil, de acordo com o PRODIST, as tensões nominais padronizadas para a

distribuição de energia são divididas nas 3 (três) categorias a seguir [7]:

6

• Baixa tensão (BT) – Rede com tensão inferior ou igual a 1 kV se em corrente

alternada e 1,5 kV se em corrente contínua. Usualmente este nível de tensão é

usado para conectar residências e pequenos estabelecimentos comerciais.

• Média tensão (MT) – Situam-se nesta categoria sistemas com tensão superior a 1

kV e inferiores ou iguais a 69 kV. A maioria dos utilizadores destes níveis tensão

são indústrias, comércios, hotéis, hospitais, grandes escolas, etc.

• Alta tensão (AT) – Níveis de tensão superiores a 69 kV e inferiores ou iguais a

138 kV. Este nível de tensão é utilizado por grandes indústrias, portos, aeroportos

de grande porte.

Na Tabela 1 as tensões nominais padronizadas no Brasil de acordo com a classificação

do sistema de distribuição [7].

Tabela 1. Tensões nominais de distribuição padronizadas no Brasil.

Sistema de Distribuição Número de fases Tensões nominais (V)

Sistema de Distribuição em

AT Trifásico

138.000

69.000


MT Trifásico

34.500

13.800


BT

Trifásico 220/127

380/220

Monofásico 254/127

440/220

Para a conexão de um consumidor à rede elétrica de distribuição, o PRODIST determina

o nível de tensão adequado de acordo com a carga instalada como indicado na Tabela 2 [7].

Tabela 2. Níveis de tensão regulamentados pelo Módulo 3 do PRODIST.

Nível de tensão (kV) Carga Instalada (kW)

BT ≤75

MT >75 e MUSD4≤2500

AT MUSD>2500

4 MUSD - Montante de Uso do Sistema de Distribuição

7

2.3 Configurações do Sistema de Distribuição

Um sistema de distribuição é composto por [8]:

• Sistema de subtransmissão – Interliga a transmissão às subestações de

distribuição, normalmente a tensão utilizada é 69 kV ou 138 kV.

• Subestação (SE) – Ponto de convergência, usualmente usada para seccionar linhas

e ou elevar/baixar níveis de tensão. Possuem entradas e saídas de linhas de

transmissão ou distribuição além de equipamento de proteção, compensação e

medição.

• Alimentadores de distribuição primários (MT) – Leva energia até os

consumidores atendidos em MT e aos transformadores de distribuição.

• Transformadores de distribuição – Baixa a tensão dos alimentadores de

distribuição primários de MT para BT.

• Alimentadores de distribuição secundários (BT) – Leva energia até consumidores

atendidos em BT pelos transformadores de distribuição.

Os alimentadores de distribuição são constituídos por um circuito principal denominado

tronco de alimentador e por ramificações chamadas de ramais. Um cliente de grande ou médio

porte, dependendo da importância da carga, pode ser ligado ao sistema através de um ou mais

alimentadores, assim como dois ou mais alimentadores podem se encontrar para gerar

diferentes opções para o fluxo de potência. A seguir são apresentados os tipos de configuração

de rede mais utilizados em MT.

2.3.1 Sistema Radial

O sistema de distribuição com topologia radial é caracterizado por um fluxo de corrente

em um único sentido [9]. Nesta configuração, a alimentação do sistema de distribuição sai da

subestação através do tronco de alimentador e chega até os consumidores no final dos ramais,

conforme mostrado na Figura 2.1.

8

Figura 2.1 – Unifilar simplificado de um alimentador radial.

Conforme ilustrado na Figura 2.1, este tipo de topologia não contempla encontro de

alimentadores, ou seja, não existe a possibilidade da carga de um alimentador ser fornecida

por outro alimentador em uma condição de emergência.

Atualmente esta é a configuração mais utilizada na rede de distribuição, tendo em vista

o menor custo de instalação (menor quantidade de condutores para atender a mesma

quantidade de clientes). A grande desvantagem desta topologia é sua menor confiabilidade,

pois se uma falta ocorrer no tronco do alimentador todos os clientes serão desligados.

2.3.2 Configuração Radial com Recurso

Visando elevar a confiabilidade da rede, uma alternativa ao sistema radial é a

implantação de encontro de alimentadores, transformando o sistema na topologia radial com

recurso. Normalmente esta configuração é utilizada quando a rede de distribuição contempla

grandes blocos de cargas ou cargas importantes, como hospitais, meios de comunicação,

órgãos públicos, aeroportos, portos, grandes indústrias entre outros, em que a falta de energia

pode gerar grandes prejuízos tanto econômicos quanto para a imagem da empresa de energia.

O princípio desta configuração é aumentar o número de alternativas de fornecimento

para uma mesma carga. Neste caso diferentes alimentadores, que podem pertencer ao mesmo

transformador de uma subestação ou transformadores diferentes de uma subestação ou de

subestações diferentes. A quantidade e a origem dos encontros de alimentadores dependem

da filosofia da empresa, dos estudos e do nível de confiabilidade desejado para o sistema. Na

Figura 2.2 é apresentado um diagrama unifilar simplificado ilustrando a topologia de um

sistema radial com recurso.

9

Figura 2.2 – Unifilar simplificado de um alimentador radial com recurso.

Conforme ilustrado na Figura 2.2, a chave Normalmente Aberta (NA) representa uma

seccionadora manual ou automática ou uma Unidade Terminal Remota (URT) de encontro de

alimentador que pode ser operada, mudando seu estado para Normalmente Fechada (NF), via

comando local ou remoto. Isto significa que através deste recurso de chaveamento de

encontro de alimentadores, tanto a Subestação (SE) A quanto a SE B podem suprir a carga

uma da outra em caso de emergência. Este recurso operacional pode ser utilizado tanto no

momento de uma manutenção na rede elétrica, como na ocorrência de uma falta em uma das

SE’s ou nos alimentadores. Para evitar falta de energia aos consumidores por um longo

período, normalmente as empresas isolam a parte afetada pela falta, e fecham a chave de

encontro de alimentadores, garantindo assim a continuidade de serviço. Este procedimento

pode ser realizado de forma automática ou manual [9].

Esta topologia é muito utilizada com o objetivo de melhoria da continuidade de

fornecimento, aumento da confiabilidade e do número de possibilidades que podem ser

exploradas pela adição de subestações e alimentadores à configuração [9].

10

2.3.3 Configuração em Anel Fechado

Esta configuração consiste na interligação através de uma chave de dois alimentadores.

Normalmente esta chave está situada nas extremidades dos dois alimentadores [10].

A utilização de anel fechado traz melhoria na qualidade de energia pela diminuição de

perdas e manutenção dos níveis de tensão graças à operação em paralelo, por outro lado gera

problemas para a continuidade em caso de faltas nos troncos dos alimentadores, pois todo o

circuito em anel é desligado, por isso esta solução requer um estudo dos ajustes de proteção e

da capacidade dos equipamentos de forma a tornar a operação deste sistema melhor e mais

confiável que os sistemas radiais [10]. Na Figura 2.3 é mostrado um diagrama unifilar de um

sistema em anel fechado com dois alimentadores.

Figura 2.3 – Unifilar simplificado de uma configuração em anel fechado.

Opcionalmente os alimentadores podem ser divididos em trechos de acordo com a

importância da carga para colocação de religadores. O religador R3 que interliga os dois

alimentadores deve ficar na posição NA e deve operar sem religamento, ficando o restante dos

equipamentos operando como se o circuito fosse radial [10].

Em caso de falha em qualquer trecho o anel deve abrir através de R3 enquanto os outros

religadores passam pelos seus respectivos ciclos de religamento. Se a falta for transitória o

anel pode ser fechado novamente [10].

2.4 Qualidade da Energia

A eletricidade como insumo da sociedade moderna possui sua qualidade mensurada e

controlada como a de qualquer outro produto. Esta “qualidade de energia” está relacionada

11

com as alterações que ocorrem no sistema elétrico e podem se manifestar na forma de desvio

de freqüência, problemas de tensão e anomalias nas formas de ondas das correntes, o que

pode levar a falhas ou à operação inadequada de equipamentos.

Para que a qualidade mínima da energia seja mensurada é necessário que requisitos

sejam atendidos, baseados em padrões pré-estabelecidos. Nos módulos 3 e 8 do PRODIST

são estabelecidos os requisitos mínimos e padrões de qualidade de energia para o sistema de

distribuição brasileiro. Para manter a rede elétrica dentro dos padrões de qualidade, as

empresas precisam investir em novas tecnologias como automação, mudança de estrutura de

rede, troca de equipamentos e realizar estudos para sua implantação. A seguir, as grandezas

utilizadas para mensurar a qualidade da energia e seus respectivos valores de referência e

limites tolerados [11].

2.4.1 Tensão em Regime Permanente

Na Tabela 3 constam as faixas permissíveis da tensão de atendimento (TA) em relação à

tensão de referência (TR) ou valor nominal já descrito na Tabela 1. A faixa é dada pela

relação entre TR e a tensão de leitura (TL).

Tabela 3. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV.

Tensão de atendimento Faixa de variação da tensão de leitura em relação à tensão de referência

Adequada 0,93 TR ≤ TL ≤1,05 TR Precária 0,90 TR ≤ TL ≤0,93 TR Crítica 0,90 TR < TL ou TL >1,05 TR

Na Tabela 4 são apresentadas as faixas de tensões para BT.

Tabela 4. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal inferior 1 kV (380/220).

Tensão de atendimento Faixa de variação da tensão de leitura (Volts)

Adequada 348≤TL≤396 e 201≤TL≤231

Precária 327 ≤TL<348 ou 396<TL≤403 189≤TL<201 ou 231<TL≤233

Crítica V<327 ou V>403 V<189 ou V>233

12

2.4.2 Fator de Potência (FP)

De acordo com o PRODIST, para tensões inferiores a 230 kV o fator de potência deve

situar-se entre 0,92 e 1 indutivo ou 1 e 0,92 capacitivo. O FP é calculado através da equação

(1).

2 2

PFP

P Q=

+ (1)

Em que:

FP = Fator de potência;

P = Potência ativa;

Q = Potência reativa.

2.4.3 Harmônicas

Distorções harmônicas são deformações nas tensões e correntes causadas por ondas de

freqüências múltiplas inteiras da freqüência para qual o sistema foi projetado, também

conhecido como freqüência fundamental, que no caso do Brasil é 60 Hz.

Sua existência no sistema de distribuição está relacionada principalmente ao crescente

número de inversores, fontes chaveadas, variadores de velocidade e outros dispositivos que

poluem a rede devido o seu consumo de correntes não senoidais [12].

Para determinar a quantidade de harmônicos na rede é utilizada a equação (2):

2

2

1

100

hmáx

h

h

V

DTTV

== ×∑

(2)

Em que:

DTT é a distorção harmônica total;

Vh é a tensão harmônica de ordem h;

V1 é a tensão fundamental medida.

Na Tabela 5 estão disponíveis os valores de referência da distorção harmônica total

estabelecidos no PRODIST.

13

Tabela 5. Valores de referência da distorção harmônica total (em porcentagem da tensão fundamental)

Tensão nominal do barramento Distorção harmônica total (%)

VN ≤ 1 kV 10 1 kV < VN ≤ 13,8 kV 8

13,8 kV < VN ≤ 69 kV 6 69 kV < VN < 230 kV 3

2.4.4 Desequilíbrio de Tensão

O desequilíbrio de tensão é a diferença entre a magnitude das tensões de fase de um

circuito polifásico. Pode ser ocasionado pelo tipo de transformador de distribuição utilizado

ou pela natureza da carga e a forma como esta é ligada as fases e neutro do sistema de

distribuição [12].

A magnitude do desequilíbrio pode ser representada pelo Fator de Desequilíbrio (FD)

calculado através da equação (3).

1 3 6% 100

1 3 6FD

β

β

− −=

+ − (3)

Sendo:

( )

4 4 4

22 2 2

ab bc ca

ab bc ca

V V V

V V Vβ

+ +=

+ + (4)

Onde:

FD% = o fator de desequilíbrio percentual;

Vab, Vbc, Vca = tensões de linha.

O valor de referência para barramentos do sistema de distribuição é 2%.

14

2.4.5 Flutuação de Tensão

É o aumento ou a diminuição da tensão de um barramento. Um dos seus principais

efeitos é a cintilação, uma variação do fluxo luminoso que é facilmente percebida em

lâmpadas incandescentes. A determinação da qualidade da tensão de um barramento de um

sistema de distribuição quanto à flutuação de tensão avalia o incômodo provocado por este

efeito.

2.4.6 Variações de Tensão de Curta Duração

As variações de tensão de curta duração são grandes desvios no valor eficaz da tensão

em um curto intervalo de tempo. As variações de tensão são classificadas na Tabela 6.

Tabela 6. Classificação das variações de tensão de curta duração.

Classificação Denominação Duração da variação

Amplitude da tensão (valor eficaz) em

relação à tensão de referência

Variação momentânea de

tensão

Interrupção momentânea de tensão

Inferior ou igual a três segundos

Inferior a 0,1 pu

Afundamento momentâneo de tensão

Superior ou igual a um ciclo e inferior ou igual a três segundos

Superior ou igual a 0,1 e inferior a 0,9 pu

Elevação momentânea de tensão

Superior ou igual a um ciclo e inferior ou igual a três segundos

Superior a 1,1 pu

Variação temporária de

tensão

Interrupção temporária de tensão

Superior a 3 segundos e inferior ou igual a 3

minutos Inferior a 0,1 pu

Afundamento temporário de tensão


minutos

Superior ou igual a 0,1 e inferior a 0,9 pu

Elevação temporária de tensão


minutos Superior a 1,1 pu

15

2.4.7 Variação de Freqüência

O sistema de distribuição e de geração conectado a este deve operar durante regime

permanente e em condições normais no intervalo de freqüência de 59,9 Hz e 60,1 Hz.

Caso seja necessário o corte de cargas ou geração para manter o equilíbrio do sistema, a

freqüência deve [11]:

• Situar-se entre 66 Hz e 56,5 Hz em condições extremas.

• Pode permanecer acima de 62 Hz por no máximo 30 segundos e acima de 63,5 Hz

por no máximo 10 segundos.

• Pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 segundos e abaixo de 57,5

Hz por no máximo 5 segundos.

2.5 Indicadores de Continuidade

Graças à importância da eletricidade na sociedade a tolerância a falta de energia têm

diminuído sistematicamente. Devido os grandes prejuízos e o desconforto que pode ser gerado

durante as interrupções do fornecimento de energia é de interesse das concessionárias que as

informações de continuidade sejam claras para que seja possível classificar as porções do

sistema de distribuição mais prejudicadas pela freqüência e duração deste problema. Também

é de interesse dos órgãos reguladores do sistema e da sociedade civil ter indicadores para

poder controlar e cobrar das empresas distribuidoras uma qualidade mínima de fornecimento,

chegando inclusive a multá-las caso as metas não sejam cumpridas.

De acordo com o PRODIST [11] os indicadores de freqüência e duração de interrupção

para um conjunto de unidades consumidoras devem ser calculados para períodos de

observação mensais, trimestrais e anuais. Os indicadores são o DEC e FEC, e são calculados

utilizando respectivamente as equações (5) e (6). Em ambos os casos apenas interrupções com

duração superior a 3 minutos são computadas.

1

( ) ( )k

i

Ca i t i

DECCc

=

×

=∑

(5)

1

( )k

i

Ca i

FECCc

==∑

(6)

16

Onde:

DEC = duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em horas

e centésimos de hora;

FEC = freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em

número de interrupções e centésimos do número de interrupções;

Ca(i) = número de unidades consumidoras, atendidas em BT ou MT, interrompidas em

um evento (i), no período de apuração;

t(i) = duração de cada evento (i), no período de apuração;

i = índice de eventos ocorridos no sistema que provocam interrupções em uma ou mais

unidades consumidoras;

k = número máximo de eventos no período considerado;

Cc = número total de unidades consumidoras faturadas, do conjunto considerado, no

período de apuração, atendidas em BT ou MT.

2.6 Resumo do Capítulo

No capítulo 2 foram mostradas as principais configurações de rede de sistemas de

distribuição. Também foi discutida a qualidade da energia e os valores regulamentados para

diversas grandezas utilizadas para mensurar a qualidade de energia.

17

CAPÍTULO 3

PROTEÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

3.1 Sistema de Proteção

O Sistema de Distribuição tem como propósito interligar os consumidores ao sistema de

transmissão e por sua vez suprir a demanda por energia de forma econômica e confiável.

Devido ao inexorável crescimento do consumo, atualmente o sistema elétrico apresenta-se

com grande complexidade e uma enorme diversidade de equipamentos que requerem altos

investimentos para implantação, como pode ser visto na foto apresentada na Figura 3.1.

Figura 3.1 – Foto ilustrando os equipamentos e a estrutura de uma subestação tipo distribuição.

Como todos os sistemas, a rede de distribuição também e passível de falhas, não

importa o quão bem projetado seja. Entre outros efeitos, um dos mais danosos é o arco

elétrico que causa uma destruição imensa, podendo destruir equipamentos, estruturas, derreter

condutores e núcleos de transformadores em milésimos de segundo como pode ser visto da

Figura 3.2. Mesmo sem a ocorrência de um arco, altas correntes provenientes de curto-

circuito podem danificar permanentemente à planta ou equipamentos, se estes não forem

eliminados em milissegundos [2].

18

Figura 3.2 – Arco elétrico durante um falta em uma linha de transmissão [2].

Assim é necessário proteger o sistema contra defeitos que possam por em risco o capital

investido em equipamentos, o fornecimento de eletricidade e a vida de pessoas. Abaixo estão

os objetivos de um sistema de proteção [2]:

• Manter a integridade dos equipamentos;

• Isolar a parte afetada do restante do sistema;

• Garantir a segurança de pessoal;

• Assegurar a continuidade de serviço.

Um sistema de proteção é aquele ao qual estão associados todos os equipamentos

necessários para detectar, localizar iniciar e completar a eliminação de uma falta ou de uma

condição anormal de operação de um sistema elétrico [13].

3.2 Zonas de Proteção

O sistema elétrico é divido em diversas zonas com o objetivo de diminuir a porção do

sistema desligada em caso da atuação da proteção devido à ocorrência de uma falta. Cada

zona possui seus próprios relés de proteção e dispositivos de disjunção para que possam ser

isoladas do restante do sistema sem comprometer o fornecimento de outras zonas.

Normalmente os limites de uma zona são definidos pela colocação dos TC’s.

O ideal é que as zonas de proteção se sobreponham de forma a não haver áreas

desprotegidas como pode ser observado na Figura 3.3 [2].

19

Figura 3.3 – Esquema de proteção dividido em zonas [2].

Quando se fala em zonas de proteção, outros conceitos são importantes como proteção

principal e de retaguarda:

• Proteção principal: é proteção da qual se espera a iniciativa de operar em resposta

a uma falta eliminando esta falta dentro de sua zona protegida [13].

• Proteção de retaguarda: sistema ou parte do sistema de proteção destinado a

operar como substituto da proteção principal, caso ocorra uma falha desta, ou de

sua incapacidade de operar [13].

Na Figura 3.4 consta um exemplo de proteção principal e de retaguarda.

Figura 3.4 – Exemplo de proteção principal e de retaguarda.

Na Figura 3.4 exemplifica como deve funcionar o conceito de proteção principal e de

retaguarda. No caso de uma falta à jusante de D2 este deveria atuar, pois é a proteção

principal do alimentador, eliminando a corrente de falta. Por algum defeito em D2 ou

20

problema de coordenação ele não atuou. Assim coube a D1, a proteção de retaguarda, abrir

seus contatos e eliminar a corrente de falta.

3.3 Requisitos do Sistema de Proteção

São as propriedades básicas que descrevem a funcionalidade de um sistema de proteção.

Podem ser descritas como:

3.3.1 Seletividade

É a capacidade da proteção de desconectar apenas a parte do sistema atingida por uma

falta, isolando esta do restante do SEP. A seletividade está intimamente relacionada com a

coordenação do sistema de proteção. A coordenação corresponde ao relacionamento adequado

entre as características e os tempos de operação dos dispositivos de proteção de um sistema

elétrico de forma a garantir a seletividade [13].

Através da seletividade é possível garantir a continuidade de fornecimento ao

consumidor. No diagrama unifilar da Figura 3.5 pode ser observado em relação as faltas 1, 2,

3 e 4 a legenda indicando os dispositivos de proteção que devem atuar para garantir a

seletividade e coordenação do sistema de proteção.

Figura 3.5 – Exemplos de falta em um sistema em anel fechado.

Conforme pode ser observado na Figura 3.5, um sistema de proteção seletivo garante a

eliminação da falta, retirando do sistema apenas a parte afetada e garantindo a continuidade de

serviço aos consumidores.

A seletividade pode ser obtida através dos seguintes métodos:

21

• Seletividade cronométrica: Os equipamentos nas diferentes zonas de proteção são

configurados para operar em tempos graduados de acordo com uma seqüência.

Características: ótima discriminação, longo tempo de atuação, o que pode causar

maiores danos durante a falta, proporciona o surgimento de uma subtensão

momentânea, é inviável para algumas aplicações. Na Figura 3.6 é apresentado um

exemplo de seletividade cronométrica.

Figura 3.6 – Exemplo de seletividade cronométrica.

Como pode ser visto na Figura 3.6, quanto menor a distância do local de

instalação da proteção em relação à geração, maior o tempo para atuação das

proteções, assim caso uma falta ocorra em algum ponto do sistema, fica garantido

a seletividade pois apenas o local onde ocorreu a falta será desligado pois o seu

tempo é menor.

• Seletividade amperimétrica: As proteções nas sucessivas zonas são ajustadas para

correntes de acordo com a seqüência dos equipamentos de proteção.

Características: difícil coordenação e discriminação, curto tempo de atuação,

necessita de uma grande impedância entre os relés de proteção do sistema para

garantir coordenação, apresenta limitações em aplicação com correntes de curto

muito elevadas.

• Seletividade lógica: É obtida através do envio de sinais digitais entre relés para

bloquear a atuação de um deles. Proporciona coordenação entre unidades

22

instantâneas sujeitas ao mesmo nível de curto-circuito. Surgiu com o advento dos

relés baseados em microprocessadores.

• Unidade de proteção: São sistemas de proteção que respondem a faltas dentro de

uma zona definida. Exemplos: proteção diferencial, tele-proteção, proteção falta

restrita a terra. Características: sua operação independe da severidade da falta, não

envolve graduação de tempo, atua relativamente rápido.

3.3.2 Rapidez ou Velocidade

É a capacidade da proteção de responder rapidamente de forma a eliminar a falta e

manter a estabilidade do sistema, evitando que danos causados ao sistema possam se espalhar

chegando a causar a perda de sincronismo o que causaria um colapso no sistema de potência.

A Figura 3.7 ilustra a curva carga versus tempo para os diversos tipos de falta que

podem ocorrer num sistema elétrico. Este gráfico mostra claramente que uma falta trifásica

causa maior impacto sobre a estabilidade do sistema do que uma fase-terra, devendo ser

eliminada o mais rápido possível. A Figura 3.7mostra também que quando maior a carga do

sistema menor deve ser o tempo de permanência do mesmo sob falta [2].

Figura 3.7 – Curvas de carga verus tempo para as faltas fase-terra, fase-fase, fase-fase-terra e trifásica [2].

Como pode ser constatado na equação (7), devido à magnitude da corrente envolvida,

uma grande quantidade de energia é consumida durante uma ocorrência, assim eliminar a falta

rapidamente significa diminuir os danos causados a e pessoas e equipamentos.

2ccE R I t= × × (7)

23

Onde:

R = impedância do ponto de ocorrência da falta até a fonte;

Icc = corrente de curto;

t = tempo de duração da falta.

Em sistemas de distribuição usualmente as faltas não são eliminadas rapidamente, pois

são usualmente protegidos através de equipamentos de proteção coordenados através do

método cronométrico. Nos sistemas elétricos de Extra Alta Tensão (EHV) e geração são

utilizados uma maior quantidade de funções de proteção, proteções especiais e unidades de

proteção com atuações mais rápidas para limitar o impacto das faltas no sistema elétrico como

um todo.

3.3.3 Sensibilidade

Sensibilidade é a capacidade de um equipamento de proteção de reconhecer uma falta

devido a um parâmetro (corrente, tensão, potência) que excedeu um limite. Um relé ou

esquema de proteção é dito sensível se os parâmetros de atuação são baixos [2].

Nos relés eletromecânicos a sensibilidade está relacionada com a sensibilidade da

medição do movimento e era medido em termos de consumo em volt-ampère necessário para

a operação. Nos relés numéricos o que determina a sensibilidade são os parâmetros dos

Transformadores de Corrente (TC) e Transformadores de Potencial (TP) [8].

A sensibilidade deve ser tal que mesmo um curto circuito de pequena intensidade deve

ser detectado. A equação (8) mostra que a sensibilidade pode ser comparada através do Fator

de Sensibilidade (Fs). Quanto maior este parâmetro, mais sensível será o esquema de proteção

[8].

,mincc

pick up

IFs

I −

= (8)

Onde:

Icc,min = menor valor da corrente de curto no extremo mais afastado da falta;

Ipick-up = corrente mínima especificada para operação do relé.

3.3.4 Confiabilidade

24

É a grau de certeza de que a proteção atuará corretamente, ou seja, tem a capacidade de

distinguir a presença de uma falta em sua zona de proteção, atuando corretamente quando

requerido. A confiabilidade possui dois outros conceitos relacionados, os quais são:

• Disponibilidade: é o grau de certeza da operação correta. Como um equipamento

de proteção pode permanecer anos sem atuar é importante ter certeza de que o

mesmo esteja disponível para a eliminação de uma falta caso ela ocorra. Um

exemplo de falta de disponibilidade é a recusa de operação.

• Segurança: é o grau de certeza de não haver operação indesejada. Um sistema de

proteção é considerado seguro se este nunca operar para uma falsa ocorrência ou

falhar. Exemplo de falta de segurança seria o trip falso.

Problemas de confiabilidade estão ligados normalmente a erros de projeto, ajustes

incorretos, testes incorretos, instalação incorreta ou degradação em serviço.

3.3.5 Custo

É obter a máxima proteção com o menor custo. Projetar um sistema de proteção que

satisfaça todos os requisitos de proteção fica muito dispendioso, devendo a empresa analisar a

relação custo/benefício para cada projeto.

3.4 Equipamentos de Proteção

Devido às elevadas correntes que surgem durante curtos-circuitos é de grande

importância a existência de equipamentos que possam atuar eliminando a corrente de falta,

proporcionando a redução ou eliminação do risco de danos a equipamentos e pessoas.

Usualmente os seguintes equipamentos são utilizados nesta função:

• Pára-raios;

• Relés;

• Chaves-fusíveis;

• Disjuntores;

• Religadores;

• Seccionadores.

3.4.1 Relés

25

Os relés são equipamentos responsáveis pelo gerenciamento de determinado circuito

elétrico. Eles monitoram grandezas (mecânicas, elétricas, térmicas, óticas, etc) e as comparam

com valores de referência pré-definidos, comandando a abertura de equipamentos de

disjunção ou outros dispositivos.

Normalmente os relés estão associados a equipamentos de disjunção (religadores e

disjuntores) responsáveis pela interrupção das correntes de falta. Cabe aos relés detectar

anormalidades no sistema elétrico, a partir da análise dos sinais provenientes de

transformadores de instrumentação (TCs e TPs) e comandar a abertura dos equipamentos de

disjunção ou simplesmente sinalizar a existência de uma anormalidade no SEP [8].

A atuação do relé se dá de duas formas:

• Instantânea: quando um valor monitorado atinge certo limite pré-estabelecido no

relé.

• Temporizada: quando um valor monitorado atinge certo limite e um relógio

interno é disparado. Se o valor continuar acima do limite por determinado

período, o relé atua enviando um sinal de trip para um equipamento de disjunção

ou uma sinalização.

A Figura 3.8 mostra a conexão de um relé ao SEP através de TP e TC atuando em um

disjuntor.

Figura 3.8 – Conexão de um relé ao SEP.

Graças a diversidades de equipamentos e configurações dos sistemas elétricos, os relés

foram desenvolvidos para preencher os mais variados tipos de requisitos de proteção. Os relés

e funções de proteção são padronizadas através das normas IEEE (Institute of Electrical and

26

Electronics Engineers), ANSI (American National Standards Institute) e IEC (International

Electrotechnical Commission) [2].

3.4.2 Chaves-Fusíveis

Os fusíveis utilizados em sistemas de distribuição são do tipo expulsão. Eles são

montados em chaves com contatos fixos e móveis e um cartucho para a colocação de elo

fusível. São muito utilizadas na proteção de transformadores de distribuição e nos ramais do

sistema de distribuição [3].

A operação da chave fusível ocorre quando uma elevada corrente passa pelo elo fusível.

Caso isso ocorra, o elo será aquecido, chegando a fundir-se caso o valor desta corrente

ultrapasse um determinado valor e um tempo pré-estabelecido. A alta temperatura provoca a

queima e a decomposição parcial do revestimento interno do cartucho que contém uma fibra

desionizante, o que gera gases que extinguem o arco no instante de corrente nula. A pressão

interna do cartucho aumenta devido à elevada temperatura, o que ajuda a manter o circuito

aberto pela abertura das extremidades do cartucho [3]. Na Figura 3.9 é apresentada a foto de

uma chave fusível.

Figura 3.9 – Chave-fusível [14].

A curva característica inversa de tempo x corrente do elo fusível define o tempo para

operação em cada nível de corrente de falta. Um exemplo de curva pode ser visto na Figura

3.10, na qual ela é representada por uma faixa entre duas outras curvas [8].

27

Figura 3.10 – Característica de tempo inversa de um fusível [8].

3.4.3 Disjuntores

Os disjuntores são equipamentos de manobra e proteção usados para abrir ou fechar um

circuito em quaisquer condições de operação. São projetados para suportar tanto correntes de

carga quanto de curto-circuito.

Na Figura 3.11 é ilustrado um sistema de proteção simplificado através de um diagrama

trifilar, no qual pode ser observado um TC fornecendo sinal de corrente para um relé

eletromecânico associado a um disjuntor.

Figura 3.11 – Circuito de acionamento de um disjuntor [8].

28

Durante a abertura dos contatos surge um arco elétrico que deve ser extinto para que a

manobra seja efetuada com sucesso. Normalmente os disjuntores são classificados de acordo

com a tecnologia utilizada para extinção do arco, são os tipos comuns:

• Disjuntores a sopro magnético: usados em MT, até 24 kV, principalmente em

cubículos;

• Disjuntores a óleo: disjuntos de grande volume de óleo (GVO) são usados MT e

AT até 230 kV. Os disjuntores de pequeno volume do óleo (PVO) são utilizados

em MT até 63 kV;

• Disjuntores a vácuo: apropriado para usar em cubículos devido à boa relação

capacidade de ruptura/volume;

• Disjuntores a ar-comprimido: boas propriedades de extinção de arco em altas

tensões, alto custo devido à geração de ar comprimido, muito ruído para operação.

• Disjuntores a SF6 (Hexafluoreto de Enxofre): SF6 é inerte até 5000 ºC, incolor,

inodoro, não inflamável.

3.4.4 Religador

Um religador é constituído por um mecanismo projetado para abrir e fechar circuitos em

carga ou em curto-circuito. Os sensores utilizados são TCs e microprocessadores dedicados

desempenham o controle.

Para extinguir o arco elétrico gerados pelo chaveamento de correntes de carga ou curto-

circuito, os religadores utilizam tecnologias similares aos disjuntores como óleo isolante,

câmaras de vácuo, gás (SF6). Na figura 3.12 há um exemplo de aplicação de um religador.

Figura 3.12 – Exemplo de aplicação de um religador utilizado na saída de alimentador de uma subestação [15].

Observando a Figura 3.12, na ocorrência de uma falta o religador detecta uma

sobrecorrente e abre seus contatos e religa-o automaticamente após um intervalo de tempo.

Caso a sobrecorrente reapareça o ciclo de “disparo x religamento” é repetido até 3 vezes

consecutivas. Caso a seqüência chegue ao quarto disparo os contatos do religador são

mantidos abertos e travados [15].

29

A repetição de abertura e fechamento dos contatos permite ao religador testar se o

defeito desapareceu, possibilitando diferenciar um defeito transitório de um defeito

permanente [15]. Na Figura 3.13 é possível ver a seqüência de operação de um religador.

Figura 3.13 – Sequência de operação de um religador [15].

Geralmente um religador é projetado para realizar no máximo 3 religamentos seguidos

por 4 disparos, porém eles podem ser configurados para 1, 2 ou três sendo que no último ele

deve permanecer aberto e bloqueado. Os tempos de disparo podem ser rápidos (instantâneos)

ou lentos (temporizados) [15]. Ainda é possível determinar qual função de proteção ativa a

seqüência de religamento, por exemplo, é possível definir que o primeiro ciclo religamento

seja ativado pela unidade de sobrecorrente instantânea [8].

3.4.6 Seccionalizador São dispositivos projetados para operar em conjunto com um religador ou disjuntor

dotado da função de religamento. As chaves seccionalizadoras devem ser ligadas a jusante

destes equipamentos como pode ser visto na Figura 3.14 [15].

Figura 3.14 –Chave Seccionalizadora instalada à jusante de um religador.

As chaves seccionalizadoras possuem sistemas de controle que realizam funções de

medição, proteção registro de eventos, etc. Fisicamente elas não possuem capacidade de

interromper correntes de carga, sendo papel do religador ou disjuntor de retaguarda de

interromper sobrecorrentes caso ocorra uma falta [15].

30

A operação deste tipo de chave se dá pela contagem do número de interrupções do

religador à montante. A cada disparo do religador a chave conta uma interrupção, se o número

de religamentos atingir o valor programando na chave, ela abrirá seus contatos antes da

abertura definitiva do religador. Assim o trecho sob falta permanente é desligado e os trechos

restantes continuam a operar normalmente [8].

3.5 Cálculo das Correntes de Falta

Aqui será apresentado o equacionamento necessário para o cálculo de correntes de falta

em alimentadores radiais para os propósitos deste trabalho. Na Figura 3.15 consta um

diagrama que representa um sistema radial simplificado.

Figura 3.15 – Sistema radial simplificado.

Nesta configuração são dadas impedâncias das seqüências positiva e negativa

equivalentes em p.u (Z+eq, Z0eq) que representam o restante do sistema elétrico e as respectivas

impedâncias da linha de distribuição estudada em função da distância (Z+linha, Z0linha).

Como as impedâncias das linhas são dadas em ohm/km elas devem ser transformadas

para valores em p.u, assim é necessário dividir Z+linha e Z0linha por Zbase que é igual a [3]:

100base

S MVA= (9)

13,8base

V kV=

(10)

2

1,9044basebase

base

VZ

S= = Ω

(11)

Assim para calcular a impedância dos condutores temos [3]:

31

( . .)Condutor

Linha p u

base

ZZ d

Z

++ = ⋅

(12)

00 ( . .)

CondutorLinha p u

base

ZZ d

Z= ⋅

(13)

Assim a impedância total é dada por [3]:

( . .) ( . .) ( . .)Total p u eq p u Linha p uZ Z Z+ + += +

(14)

0 ( . .) 0 ( . .) 0 ( . .)Total p u eq p u Linha p uZ Z Z= +

(15)

Com os valores de (14) e (15) disponíveis basta aplicá-los nas equações para cada tipo

de curto. Mas antes de determinar cada corrente de curto é necessário calcular a corrente de

base do sistema que é [3]:

1000000004183,6976

3 3 13800base

base

base

SI A

V= = =

⋅ ⋅ (16)

De acordo com [3], de posse das impedâncias em p.u. as seguintes expressões devem

ser utilizadas para calcular as correntes de curto circuito:

• Curto circuito trifásico:

3( . .)

base

cc

Total p u

II

Zφ

+

=

(17)

• Curto circuito fase-fase:

( . .)

3

2base

cc

Total p u

II

Zφφ

+

⋅=

(18)

• Curto circuito fase-terra:

32

( )( . .) 0 ( . .)

3

2base

cc t

Total p u Total p u

II

Z Zφ

+

=+

(19)

• Curto circuito fase-terra mínimo:

( )( . .) 0 ( . .) ( . .)

3

2 3base

cc t

Total p u Total p u t p u

II

Z Z Rφ

+

=+ +

(20)

Onde Rt é a resistência de contato.

3.6 Automação da Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição

3.6.1 Motivação

Houve nos últimos anos um movimento em direção à privatização e uma maior

regulação do setor de distribuição, o que contribuiu para elevar o interesse das

concessionárias de manter elevados níveis de fornecimento sob pena inclusive de pesadas

multas e ressarcimento a clientes com problemas de fornecimento. A qualidade da energia

vem sendo tratada com maior atenção e a tolerância do mercado consumidor a faltas vem

diminuindo, inclusive em áreas rurais onde os investimentos sempre foram normalmente

protelados em favor das áreas urbanas [2].

Todos esses fatores somados à evolução tecnológica proporcionada pela grande

evolução dos relés eletromecânicos ou eletrônicos para IEDs (Intelligent Electronic Device)

fizeram com que as possibilidades de utilização da automação para sistemas de distribuição

fossem expandidas.

3.6.2 Evolução

Antes da existência dos modernos IEDs, a automação era utilizada de forma limitada,

ficando restrita a sistemas de geração, transmissão e subestações de distribuição devido às

dificuldades impostas pela tecnologia. Eram necessárias unidades terminais remotas (UTR)

para aquisição de dados, estas interligavam relés eletromecânicos ou eletrônicos ao sistema

SCADA e o CCS. Havia ainda uma grande quantidade de cabos para levar sinais dos relés e

painéis e inúmeros equipamentos auxiliares [8].

33

Todo esse aparato dificultava a expansão do sistema de automação e proteção além de

inibir a utilização de técnicas como recomposição automática do sistema pela dificuldade de

comunicação entre diferentes dispositivos com arquiteturas diversas.

Os modernos IEDs desempenham um importante papel nas funções de proteção,

supervisão, controle, medição e automação.

Hoje um moderno sistema de automação permite a redução do pessoal envolvido no

controle do sistema. Ainda possibilita a mudança do ajuste da proteção remotamente,

obtenção de dados de oscilografia e estado do equipamento, rápida reconfiguração do sistema

elétrico e proteção pelo chaveamento de cargas e mudança de parâmetros de relés. Todas

essas possibilidades resultaram na melhoria da qualidade da energia [2].

3.6.3 Arquitetura de um Sistema Digital de Automação (SDA). Com o aperfeiçoamento da tecnologia de telecomunicações, atualmente as subestações

são interligadas ao Centro de Operações do Sistema (COS), o que proporciona intervenção

remota do operador do sistema. Na Figura 3.16 consta a arquitetura de um SDA.

Figura 3.16 – Diagrama de blocos do SDA de uma subestação [9].

Num SDA, como o apresentado na Figura 3.16, existem 4 níveis, que podem ser

descritos como:

• Nível 0: Corresponde ao nível de equipamento, do processo em si como

religadores, disjuntores, transformadores, etc;

34

• Nível 1: Constituído pelas Unidades de Controle de Posição (UCP), relés,

intertravamentos e automatismos locais;

• Nível 2: Comunicação com UCPs, Unidade de Controle da Subestação (UCS),

sistema SCADA;

• Nível 3: Encontra-se no COS.


Neste capítulo foram apresentados os objetivos de um sistema de proteção bem como

alguns equipamentos utilizados neste tipo de sistema. Foi ainda explicado o cálculo de

correntes de curto circuito e foram introduzidos os sistemas de automação.

35

CAPÍTULO 4

RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DO SISTEMA

4.1 Introdução

A recomposição de sistemas elétricos tem sido alvo de diversos estudos, principalmente

no âmbito do sistema básico compreendendo a transmissão e geração devido aos impactos

gerados pela perda de linhas importantes ou unidades geradoras de grande porte. Isto já foi

testemunhado no Brasil durante o apagão em 2009, neste caso milhões de pessoas ficaram

sem fornecimento durante algumas horas devido à complexidade inerente à re-energização de

grandes sistemas. Alguns desses estudos sobre recomposição podem ser vistos em [16], [17] e

[18].

No âmbito da distribuição, a recomposição do fornecimento pode acontecer através da

operação manual de chaves entre alimentadores, da operação remota do sistema (SCADA) em

religadores e chaves seccionalizadoras ou mais recentemente através de equipamentos

inteligentes que operando de forma automática dão a capacidade do sistema de se auto-

recuperar (Self-Healing) [1].

Como visto no capítulo 2, seção 5, os indicadores de qualidade DEC e FEC são afetados

por interrupções de fornecimento superiores a 3 minutos. Assim a velocidade do re-

estabelecimento impacta diretamente nas metas da concessionária, o que motiva o estudo de

Sistemas de Recomposição Automáticos. Na Figura 4.1 há o exemplo de recomposição do

sistema.

36

Figura 4.1 – Exemplo de recomposição de um hipotético sistema de distribuição.

Observando a Figura 4.1 e considerando uma falta permanente entre as chaves CH1 e

CH2 no tronco do alimentador após a corrente de falta ser extinta pela ação do religador é

possível citar 3 cenários para a re-energização do trecho livre de defeitos de acordo com o

funcionamento das chaves CH1, CH2, e CH8.

a) Chaves CH1, CH2, e CH8 são manuais: Neste caso seria necessário o deslocamento

de uma ou mais equipes de campo até as chaves CH1 e CH2, abrir as mesmas

isolando o trecho com defeito, em seguida a chave CH8 será fechada para que o

restante da rede seja alimentado pela SE B.

b) Chaves CH1, CH2 e CH8 são telecomandadas: Um operador no CCS através de

comandos via SCADA ordena a abertura de CH1 e CH2 e o fechamento de CH8.

c) Chaves CH1, CH2 e CH8 são dotadas de inteligência com funcionalidades de Self-

Healig: As chaves CH1 e CH2 abrem-se e a chave CH8 fecha-se automaticamente.

É fácil perceber que nos três casos a série de ações necessárias para pôr o sistema em

funcionamento ao menos parcialmente demanda tempos diferentes de acordo com o tipo de

chave empregada. No primeiro caso há a necessidade de deslocamento de equipes. De acordo

com [19] o tempo para chaveamento manual de cargas entre alimentadores pode variar de 50

a 80 minutos, o que é muito superior ao tempo mínimo estipulado para que uma falta seja

contabilizada pelos índices DEC e FEC que é de 3 minutos.

37

No segundo caso, usando operadores e SCADA, apesar do deslocamento ser eliminado

ainda existe o tempo necessário para envio de comandos e o operador deve observar se existe

folga nas linhas e na SE B para suportar a nova carga, isso demanda tempo e pode novamente

ultrapassar a barreira dos 3 minutos.

Por fim na disponibilidade de chaves com o conceito de Self-Healing o re-

estabelecimento se dá muito rápido, pois neste caso não existe o fator humano. O tempo de

recomposição neste caso é menor que 1 minuto [19].

4.2 Self-Healing

Self-healing é um importante conceito em redes inteligentes ou Smart-Grids, que diz

respeito à capacidade do sistema de retornar ao seu estado normal após a ocorrência de uma

falta de forma automática.

Devido a sua característica automática todo o processo de recuperação deve ocorrer sem

intervenção humana, sendo utilizadas para isso chaves seccionadoras sob carga ou religadores

que possuam controladores em constante comunicação [1].

4.2.1 Implementação

Basicamente existem duas formas de implementar um sistema de recomposição

automática. A primeira consiste da instalação de módulos de controle em equipamentos de

manobra com controladores que possuam comunicação, leitura analógica de tensão e corrente

e ponto de estado digital para detecção de falta. Na Figura 4.2 há o exemplo de um destes

controladores [1].

Figura 4.2 – Módulo controlador UIM da S&C instalado em controlador CAPM5 da NULEC [1].

38

Outro método de implementação é através da utilização de religadores e chaves sob

carga dotadas de microprocessadores para implementar a funcionalidade de Self-Healing. Um

exemplo pode ser visto na Figura 4.3.

Figura 4.3 – Religador da S&C com tecnologia Intelliteam de recomposição automática [1].

4.2.2 Comunicação

A comunicação é essencial para que o Self-Healing seja realizado, uma vez que a troca

de informações entre os equipamentos ditará as operações necessárias para o re-

estabelecimento do fornecimento. Com o intuito de obter a robustez necessária a esse tipo de

sistema uma rede peer-to-peer5 dever ser utilizada onde cada chave e religador inteligente é

um nó da rede. Assim, caso um dos equipamentos falhe e suas informações (estado dos

contatos, valores de corrente, tensão) não possam ser acessadas diretamente os equipamentos

restantes devem disponibilizá-las [1].

Quanto ao meio físico por onde a comunicação acontece, existem equipamentos que

utilizam rádio e outros usam fibra ótica, sendo o PLC (Power Line Communication) uma

alternativa que está em estudo para utilização em automação e supervisão de sistemas de

distribuição como pode ser visto em [20].

Outra possibilidade é a interligação do sistema de recomposição automática com o

sistema SCADA e o CCS. Um exemplo de topologia de comunicação pode ser visto na Figura

4.4.

5 Peer-to-peer ou rede ponto a ponto é uma arquitetura de sistemas distribuídos caracterizada pela descentralização das funções na rede, onde cada nodo realiza tanto funções de servidor quanto de cliente [21].

39

Figura 4.4 – Topologia do sistema de recomposição automática interligado ao SCADA da concessionária.

4.2.3 Operação

Os objetivos de um sistema de recomposição automática são:

a) Isolar o trecho com falta [1]:

A maneira como o isolamento do trecho em falta ocorre depende do tipo de dispositivo

de manobra a ele associado. Caso seja um religador e a falta ocorra à jusante deste, ele irá

abrir seus contatos e isolar a falta.

Se o equipamento for uma chave sob carga, e ocorrer uma falta à jusante desta, a chave

aguardará a atuação do religador à montante no alimentador. Quando o controlador da chave

detecta uma sobrecorrente e em seguida uma falta de tensão ele entenderá que o dispositivo à

montante abriu seus contatos. Neste tempo morto do religador a chave abrirá seus contatos

para evitar que ela tenha que abrir uma corrente de falta para a qual não foi projetada.

b) Recompor os trechos do sistema que não estão sob falta [1]:

Com o trecho em falta isolado, todos os controladores das chaves sob carga e

religadores devem trocar informações entre si sob estado dos contatos, se há tensão, níveis de

corrente, se foi detectada sobrecorrente, etc.

40

Com estas informações os controladores devem tomar a decisão de fechar ou não os

contatos de cada uma das chaves seguindo os seguintes parâmetros limitantes:

• A falta não deve estar no trecho recomposto;

• As cargas recompostas não devem sobrecarregar o alimentador para o qual elas

serão transferidas.

Na Figura 4.5 há o exemplo de uma rede de distribuição com sistema de recomposição

automática utilizando o conceito Self-Healing.

Figura 4.5 – Rede exemplo com sistema de recomposição automática e conceito Self-Healing.

A rede apresentada na Figura 4.5 é alimentada por duas subestações (A e B), possui 7

chaves sob carga (C1, C2, C3, C4, C5, C6, C7) e 2 religadores (R1 e R2), um para cada

barramento de subestação. T1, T2, T3, T4, T5 e T6 representam os trechos da rede

delimitados pelas chaves. T1, T2, T5 e T6 são alimentados pela SE A e T3, T4 pela SE B. As

Figuras 4.6 mostra a seqüência de eventos após a ocorrência de uma falta no trecho 1.

41

Figura 4.6 – Seguência de chaveamentos do Sistema de Recomposição Automática.

Como o primeiro objetivo do sistema de recomposição automática é isolar a área sob

falta, assim que o religador R1 na Figura 4.6(a) detecta a sobrecorrente ele abre seus contatos

iniciando o ciclo de religamento. Se a falta for permanente após uma quantidade programada

de religamentos ele abrirá seus contatos em definitivo, o que pode ser visto na Figura 4.6 (b).

Neste momento todas as chaves que detectaram a falta de tensão abrem seus contatos como

pode ser visto na Figura 4.6 (c).

Após o cumprimento do primeiro objetivo que é isolar a área sob falta, tem início à

operação de recomposição que representa o segundo objetivo do sistema.

42

Inicialmente a chave C2 se comunica com C1, C3 e C7 e obtém as informações destas.

Se C1, C3 e C7 não houverem detectado sobrecorrente passando por elas então C2 saberá que

o trecho T2 não possui defeito e pode ser re-energizado, isso é mostrado na Figura 4.6 (d).

Em seguida C5 faz a mesma operação de comunicação com as chaves C4, C6 e C7,

como T6 não possui defeito já que C6 não detectou sobrecorrente então C5 pode fechar seus

contatos e religar T6, como pode ser visto na figura 4.6 (e).

Caso uma sobrecarga ocorra no trecho 3 por exemplo, C2 deve negociar com C7 para a

primeira abrir seus contatos e a segunda fechar mudando assim fluxo de potência do trecho 2,

como visto na Figura 4.6 (f).

As chaves C1 e C6 ao se comunicarem com o religador saberão que ele detectou uma

sobrecorrente, por isso elas não devem fechar seus contatos para manter o trecho T1 isolado

até que o defeito seja corrigido.

4.3 Requisitos para Implantação do Sistema de Recomposição Automática.

4.3.1 Fluxo de Carga Como o funcionamento de um sistema de recomposição automática requer o

chaveamento de cargas entre alimentadores, é de suma importância determinar se aquele

alimentador suporta a nova carga a ele ligada, por isso é necessário um estudo do fluxo de

carga em cada trecho para evitar problemas como sobrecarga dos condutores.

O objetivo de um estudo de fluxo de carga é obter a magnitude de tensão e ângulos em

cada barra do sistema para uma determinada carga e condições de geração. Quando esta

informação é conhecida o fluxo de potência ativa e reativa em cada linha pode ser calculado

[22].

Para o cálculo do fluxo as barras do sistema são divididas em 3 tipos [22]:

• Barras PQ ou de Carga: neste tipo de barra são conhecidos a potência ativa e

reativa, normalmente não há geração neste tipo de barra. Serão variáveis para esta

barra o módulo e o ângulo da tensão;

• Barras PV ou de tensão controlada: neste tipo de barra são conhecidos a potência

ativa e o módulo da tensão. Serão variáveis a potência reativa e o ângulo da

tensão;

• Barra de referência, swing, slack ou de folga: Nesta barra são conhecidos o

módulo e ângulo da tensão sendo as potências ativa e reativa calculadas.

43

A solução do fluxo de potência passa pela solução de um sistema com 2(N-1) – (R-1)

equações e variáveis, onde N representa o número de barras e R o número de geradores, as

equações para potência ativa e reativa são respectivamente [23]:

( )1

0 cos sinN

i i k ik ik ik ik

k

P V V G Bθ θ=

= − + +∑

(21)

( )1

0 sin cosN

i i k ik ik ik ik

k

Q V V G Bθ θ=

= − + −∑

(22)

Onde:

Pi é a potência ativa injetada na barra i;

Qi é a potência reativa injetada na barra i;

Gik é a parte real do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da k-ésima

coluna;

Bik é a parte imaginária do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da k-

ésima coluna;

|Vi| é o módulo da tensão na i-ésima barra.

|Vk| é o módulo da tensão na k-ésima barra.

θik é a diferença dos ângulos das tensões das i-ésima e k-ésima barras.

Para solução das equações não lineares do fluxo de potência a técnica mais utilizada é

um método numérico chamado de Método de Newton-Raphson que leva ao seguinte sistema

de equações [23]:

1 PJ

V Q

θ−

∆ ∆ = − ∆ ∆

(23)

Onde: ∆P e ∆Q são as equações de mismatch e J é a matriz Jacobiana:

( )1

cos sinN

i i i k ik ik ik ik

k

P P V V G Bθ θ=

∆ = − + +∑

(24)

44

( )1

sin cosN

i i i k ik ik ik ik

k

Q Q V V G Bθ θ=

∆ = − + −∑

(25)

P P

VJ

Q Q

V

θ

θ

∂∆ ∂∆ ∂ ∂ = ∂∆ ∂∆

∂ ∂

(26)

Onde:

Pi é a potência ativa injetada na barra i;



coluna;


ésima coluna;




P

θ

∂∆

∂é a derivada parcial de ∆P em relação a ao ângulo θ.

Q

θ

∂∆

∂é a derivada parcial de ∆Q em relação a ao ângulo θ.

P

V

∂∆

∂é a derivada parcial de ∆P em relação a ao módulo da tensão V.

Q

V

∂∆

∂é a derivada parcial de ∆Q em relação a ao módulo da tensão V.

Assim é possível determinar para a iteração m+1 a tensão e a magnitude dos ângulos

[23]:

1m mθ θ θ+ = + ∆

(27)

1m mV V V

+= + ∆

(28)

Onde:

45

θm é o valor atual do ângulo;

θm+1 é o valor do ângulo para a próxima iteração;

|V|m é o valor atual do módulo da tensão;

|V|m+1 é o valor do módulo da tensão na próxima iteração.

Utilizando as equações abaixo é possível calcular o fluxo de potência ativa e reativa em

cada barra do sistema [22]:

( ) ( )1

, cos sinN

i i ik ik ik ik k

k

P V V G B Vθ θ θ=

= +∑

(29)

( ) ( )1

, sin cosN

i i ik ik ik ik k

k

Q V V G B Vθ θ θ=

= −∑

(30)

Onde:

Pi(V,θ) é a potência ativa injetada na barra i;



coluna;


ésima coluna;




Assim um algoritmo simplificado para a solução é:

a) Atribuir um valor inicial para todos os valores desconhecidos. É comum utilizar

todos os ângulos como 0 e todos os módulos de tensão igual a 1 pu;

b) Resolver as equações de balanço de fluxo de potência (21) e (22);

c) Obter o sistema (23) para os valores de ângulos e módulos de tensão mais recentes;

d) Resolver o sistema;

e) Atualizar os valores de ângulo de tensão;

f) Checar as condições de parada. Se atendidas, então parar o algoritmo, senão voltar

para b.

46

4.3.2 Faseamento Faseamento é um procedimento que tem por finalidade adequar os ângulos entre fases

do sistema, visando facilitar manobras entre alimentadores de uma mesma subestação, entre

alimentadores de subestações diferentes ou linhas de transmissão [9].

No sistema elétrico é necessário fechar encontros entre alimentadores para suprir cargas

por outros caminhos durante manutenções ou defeitos. Em sistemas de recomposição

automática também existe essa necessidade, e para que estes encontros sejam fechados

algumas condições devem ser observadas como freqüência, nível de tensão, e ângulo de

defasagem no ponto de encontro [9].

Caso o faseamento não seja feito, o encontro de alimentadores pode possuir as fases

invertidas. Existem diversas combinações:

• Um com seqüência direta (ABC) e outro com a seqüência inversa (ACB);

• Ambos podem estar na seqüência direta, mas com fases trocadas (ABC com BCA

ou com CAB);

• Ambos podem estar com a seqüência trocada (ACB com CBA ou com BAC).

Em sistemas faseados, a transferência de carga ocorre sem interrupção de energia. Se o

sistema está apenas seqüenciado então a transferência pode acontecer apenas com interrupção

do fornecimento. Não pode haver transferência de carga entre sistemas não seqüenciados [9].


Neste capítulo foi mostrado o funcionamento de um sistema de recomposição

automática e o conceito de Self-healing foi apresentado. Através de um exemplo as etapas da

recomposição um sistema com Self-healing foram explicadas. Por fim foi dada uma

explicação sobre fluxo de carga e faseamento.

47

CAPÍTULO 5

ESTUDO DE CASO: RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DA REDE

ELÉTRICA DO CAMPUS DO PICI

5.1 Introdução

O Campus do Pici, pertencente à Universidade Federal do Ceará, está situado na cidade

de Fortaleza e abriga diversos cursos de graduação e prós graduação das mais diversas áreas.

O campus conta com uma rede de distribuição própria com mais de 6 km de extensão com

tensão de fornecimento de 13,8 kV e é interligada ao sistema COELCE pela subestação Pici.

O Campus passa por uma forte expansão e este crescimento tem impacto direto sobre a

rede de distribuição tendo em vista que a cada novo bloco construído mais transformadores de

distribuição e ramais são ligados o que gera dúvidas sobre a capacidade da rede de suportar

esta demanda emergente. Na Figura 5.1 consta a demanda de potência ativa do mês de

setembro de 2010.

Figura 5.1 – Gráfico com a demanda de potência ativa do Campus do Pici durante o mês de setembro de 2010

retirado da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.

Como pode ser visto na Figura 5.1 a instalação chegou a picos de demanda de 3,59MW

no dia 22 de setembro. Na Figura 5.2 consta a demanda para o dia 20 de outubro de 2010.

48

Figura 5.2 – Demanda do dia 20 de outrubro de 2010 do Campus do Pici retirado da ferramenta online

disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.

Na Figura 5.2 é possível ver que enquanto a demanda durante o dia atinge seu valor

máximo de 3.3 MW por volta das 14 horas, durante a madrugada esta demanda gira em torno

de 1 MW.

Outro grave problema para a qualidade de energia da instalação é o baixo fator de

potência, que como pôde ser visto no capítulo 2, seção 4.2, deve situar-se entre 0,92 e 1

indutivo ou 1 e 0,92 capacitivo. Na Figura 5.3 consta o fator de potência da instalação durante

o mês de setembro de 2010.

Figura 5.3 – Fator de potência registrado no mês de setembro de 2010 no Campus do Pici obtido através da

ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.

49

Na Figura 5.3 é possível notar os baixos valores do FP chegando inclusive a valores tão

baixos quanto 0,7 indutivo. Na Figura 5.4 há o gráfico do FP do dia 20 de outubro de 2010.

Figura 5.4 – Fator de potência do Campus do Pici no dia 20 de outrubro de 2010 obtido através da ferramenta

online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.

Na Figura 5.4 é possível notar a disparidade entre o FP durante o dia e durante a noite.

Entre 8 e 18 horas o FP fica acima do valor 0,92 indutivo normatizado no PRODIST. Durante

a madrugada o FP atinge seus valores mais baixos, em torno de 0,80 indutivo.

Outro grave problema da instalação é obsolescência dos equipamentos de proteção que

a muito deixaram de possuir os requisitos básicos de funcionamento deste tipo de sistema (ver

capítulo 3, seção 3).

A única proteção do alimentador é um relé eletromecânico, tecnologia ultrapassada, que

comanda um disjuntor principal. Ainda existem chaves fusíveis distribuídas na rede em

ramais e chaves seccionadoras manuais. Com esta configuração o Pici sofre constantes faltas

de energia, muitas vezes de longa duração, visto que seu sistema de distribuição é vulnerável

a faltas transitórias e permanentes que desligam o campus por completo. A grande quantidade

de árvores existentes no local contribui para que faltas à terra momentâneas se desdobrem em

desligamento da instalação por completo, pois não existem religadores e seccionalizadores

comandados por relés inteligentes e sob supervisão de um sistema SCADA.

Todos os problemas ocasionados pela vulnerabilidade da rede se desdobram em

prejuízos financeiros como queima de equipamentos, perda de experimentos em laboratórios,

impossibilidade dos professores de ministrar aula e o descontentamento geral da comunidade

50

universitária. Toda esta problemática torna o estudo de um Sistema de Recomposição

Automática junto com novas configurações da rede do Campus do Pici plenamente

justificáveis e de grande importância para o futuro da própria Universidade.

5.2 Levantamento de Dados da Rede

Para o desenvolvimento deste trabalho os registros dos equipamentos da rede são de

extrema importância, porém o mesmo estava desatualizado devido ao grande número de

construções novas ocorrendo em paralelo no Campus. Por isso no primeiro semestre de 2010

foi feito um levantamento dos novos ramais e transformadores de distribuição instalados no

Pici. Neste levantamento foram conferidos os locais de instalação dos transformadores,

posição de chaves e seus estados (abertas, fechadas), distâncias dos novos ramais etc. Os

dados do levantamento juntamente com as potências dos transformadores constam no Anexo

1. A Figura 5.5 é uma fotografia de satélite do Campus do Pici.

Figura 5.5 – Imagem de satélite do Campus do Pici (limites em vermelho).

51

Na Figura 5.6 consta o diagrama unifilar simplificado da rede do Campus do Pici após o

levantamento.

Figura 5.6 – Diagrama unifilar simplificado do Campus do Pici com a posição do disjutor da instalação e as

chaves seccionadoras manuais.

A configuração presente na Figura 5.6 é a mais recente da rede elétrica do Campus do

Pici e foi utilizada para simular o fluxo de carga, correntes de curto circuito e tensões,

utilizando o software de análise de sistemas de potência Easy Power, visando o estudo de

caso do Sistema de Recomposição Automática.

52

A carga instalada (considerando a soma de todos os transformadores de distribuição

instalados) é de 10.312,5 kVA.

O cabeamento é composto por 3 bitolas diferentes:

• Do disjuntor e até a bifurcação antes das chaves S-1 e S-2 é do tipo Cobre 50

mm²;

• Da bifurcação passando pela chave S-2 até S-3 é do tipo Cobre 35 mm²;

• O restante da rede é Cobre 25 mm².

5.3 Condições da Simulação Utilizando o Easy Power.

O software Easy Power é uma ferramenta computacional de engenharia para análise e

projeto de sistemas de potência comerciais e industriais. Esta ferramenta integra analises de

curto-circuito, fluxo de potência, coordenação de dispositivos de proteção e banco de dados

de forma gráfica e amigável. Ela foi utilizada para simular a rede em estudo.

Para simular a rede do Campus do Pici foram necessárias algumas considerações.

• As cargas foram representadas pelos transformadores de distribuição;

• Transformadores próximos foram agrupados para simplificar o diagrama;

• Cada carga é alocada em uma barra do diagrama;

• Cada ramificação do alimentador principal foi representada por uma barra do

diagrama;

• Ramificações pequenas do tronco do alimentador com transformador no final

foram eliminadas e a carga do transformador foi levada para uma barra situada no

tronco do alimentador;

• As simulações aconteceram com diferentes níveis de demanda e fatores de

potência;

• Para todas as simulações foi considerado que a demanda estava distribuída de

forma igual em todos os locais do Campus e o fator de potência de todas as cargas

era igual.

• A tensão no ponto de conexão com a Coelce foi fixada em 13,8 kV.

Observando as Figuras 5.1 e 5.2 onde estão representadas demandas respectivamente de

1 mês e 1 dia do Pici, foi decidido simular o nível de demanda 3,7 MW, representando a

demanda máxima durante o dia.

53

Quanto ao fator de potência da instalação, utilizando a mesma lógica da demanda,

observando as Figuras 5.3 e 5.4 com os valores de 1 mês e 1 dia foi considerado o fator de

potência 0,92 indutivo.

Para estudo da capacidade da rede de suportar o crescimento da demanda foi feita a

simulação do fluxo de potência com demanda de 5 MW e fator de potência de 0,92. Os

valores de demanda e fator de potência estão listados na Tabela 7.

Tabela 7. Níveis de demanda e fator de potência utilizados nas simulações.

Configuração Demanda

(MW) FP Demanda

(MVA) Fração da Potência

Instalada (%)

1 3,7 0,92 4,02 39,0% 2 5 0,92 5,43 52,7%

Os dados colhidos de cada simulação serão carregamento das linhas, tensões nas barras

e correntes de curto circuito.

5.4 Cálculos dos Parâmetros da Entrada da Rede do Campus do Pici

Para simular utilizando o Easy Power foi necessário fornecer os dados do equivalente

do Sistema Elétrico onde a rede em estudo está ligada.

No Anexo 2 consta a Ordem de Ajuste de Proteção (OAP) do alimentador da subestação

da Coelce que alimenta o Campus do Pici. Lá está disponível a impedância reduzida na barra

da subestação e dos cabos que ligam o Campus. As impedâncias dos cabos estão listadas na

Tabela 8.

Tabela 8. Impedâncias dos cabos que interligam o Campus do Pici a subestação Pici da Coelce [Anexo 2].

As impedâncias de seqüência positiva e seqüência zero reduzidas são: Z+eq= 0,0032 +

j0,7131 pu e Z0eq= 0,0000 + j0,5931 pu.

Assim, utilizando as equações (11), (12) e (13) é possível calcular as impedâncias dos

cabos que ligam o Campus do Pici à subestação da Coelce:

54

a) Trecho 1:

11 1

0,1640 0,25220,873 0,0752 0,1156

1,9044Condutor

Linha

base

Z jZ d j pu

Z

++

+= ⋅ = ⋅ = +

(31)

0 10 1 1

0,3418 2,47010,873 0,1567 1,1323

1,9044Condutor

Linha

base

Z jZ d j pu

Z

+= ⋅ = ⋅ = +

(32)

b) Trecho 2:

22 2

0,2213 0,40400,219 0,0254 0,0465

1,9044Condutor

Linha

base

Z jZ d j pu

Z

++

+= ⋅ = ⋅ = +

(33)

0 20 2 2

0,3991 1,92820,219 0,0459 0,2217

1,9044Condutor

Linha

base

Z jZ d j pu

Z

+= ⋅ = ⋅ = +

(34)

c) Trecho 3:

33 3

0,8880 0,46050,057 0,0266 0,0138

1,9044Condutor

Linha

base

Z jZ d j pu

Z

++

+= ⋅ = ⋅ = +

(35)

0 30 3 3

1,0658 1,98470,057 0,0319 0,0594

1,9044Condutor

Linha

base

Z jZ d j pu

Z

+= ⋅ = ⋅ = +

(36)

A impedância da linha é a soma de ZLinha1, ZLinha2 e ZLinha3. Assim a impedância total da

linha é:

1 2 3 0,1272 0,1759Linha Linha Linha Linha

Z Z Z Z j pu+ + + += + + = +

(37)

0 0 1 0 2 0 3 0,2345 1,4134Linha Linha Linha Linha

Z Z Z Z j pu= + + = +

(38)

As impedâncias seqüência positiva e zero totais de acordo com (14) e (15) é:

(0,0032 0,7131) (0,1272 0,1759) 0,1304 0,889Total eq Linha

Z Z Z j j j pu+ + += + = + + + = +

(39)

55

0 0 0 (0,0000 0,5931) (0,2345 1,4134) 0,2345 2,0065Total eq Linha

Z Z Z j j j pu= + = + + + = +

(40)

Os valores encontrados através das equações (39) e (40) foram utilizados nas

simulações. A partir deles o Easy Power pode calcular as correntes de curto circuito em

qualquer parte do Campus do Pici.

5.5 Simulação

O caso base é a situação atual da rede do Pici. Na Figura 5.7 consta o digrama unifilar

desenhado no Easy Power para o caso base.

Figura 5.7 – Diagrama da unifilar do Pici no Easy Power.

56

5.5.1 Caso Base Para o caso base a simulação ocorreu com a configuração 1 da Tabela 7 (demanda 3,7

MW, FP 0,92 indutivo), representando o horário de pico em um dia típico do Campus do Pici.

Na Figura 5.8 constam os pontos da rede estudados.

Figura 5.8 – Pontos estudados da rede para o caso base.

Na Tabela 9 constam os valores obtidos de fluxo e curto circuito nos pontos 1, 2 e 3.

Tabela 9. Dados obitidos da simulação do caso base com a configuração 1 Tabela 7.

Ponto Fluxo (kVA)

Corrente (A)

Capacidade da linha6

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto 3F7 (A)

Corrente de Curto 2F8

(A)

Corrente de Curto FT9

(A)

1 4.009,72 167,75 239 70,2% 4.569 3.957 3.232 2 1.178,87 49,41 165 29,9% 4.509 3.905 3.194 3 2.755,83 115,51 200 57,8% 4.491 3.889 3.181

6 A capacidade das linhas foi obtida pelo software Easy Power. 7 3F – Trifásico 8 2F - Bifásico 9 FT – Fase-Terra

57

Com os dados da Tabela 9 é possível ver que os pontos críticos, por onde passa todo o

fluxo de potência da rede, não estão sobrecarregados na configuração atual. Outra observação

é que o ramo onde o ponto 3 está situado é responsável pela maior parcela do fornecimento do

Campus do Pici. A tensão em toda a extensão da rede ficou acima de 13,68 kV (0,99 pu), o

que está dentro dos limites normatizados para sistemas de distribuição (ver Capítulo 2, seção

2.4).

Fazendo a simulação do mesmo caso, porém para a configuração de demanda 2

(demanda 5 MW, FP 0,92 indutivo), foi obtida a Tabela 10.

Tabela 10. Dados obitidos da simulação do caso base com a configuração 2 da Tabela 7.

Ponto Fluxo (kVA)

Corrente (A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

1 5.439,51 227,57 239 95,2% 2 1.595,87 66,93 165 40,6% 3 3.736,76 156,73 200 78,4%

Com os dados apresentados na Tabela 10 é fácil perceber que o limite do condutor do

tronco principal (Ponto 1 da Figura 5.8) é atingido para uma demanda um pouco acima de 5

MW. Por isso é necessário acompanhar o crescimento da demanda do Campus para que este

limite não seja atingido sem os devidos investimentos. Para este cenário a tensão em toda a

extensão da rede ficou acima de 13,64 kV (0,988 pu), o que está dentro dos limites

permissíveis para sistemas de distribuição (ver Capítulo 2, seção 2.4).

5.5.2 Primeira Proposta para um Sistema de Recomposição Automática. Como foi dito anteriormente a configuração atual da rede apresenta diversos problemas

quanto à proteção, pois uma falha em qualquer ponto da instalação desliga por completo o

Campus. A primeira configuração estudada é apresentada na Figura 5.9, para a simulação foi

utilizada a configuração 1 da Tabela 7 (demanda 3,7 MW, FP 0,92 indutivo).

58

Figura 5.9 – Configuração da primeira proposta para um Sistema de Recomposição Automática.

Na primeira proposta consta a instalação de 2 religadores R1 e R2 logo após o disjuntor

geral da instalação, com isto a rede é dividida em dois alimentadores, cada um protegido por

um dos religadores. Em caso de defeito transitório o fornecimento estará garantido, pois

durante o ciclo de religamento a falha se extinguirá.

Também consta a instalação de chaves sob carga C1 e C2. Caso seja necessário dar

manutenção em um dos religadores, fechando C1 ou C2 é possível alimentar e proteger todo o

Campus com o religador restante. As chaves C1 e C2 devem permanecer abertas para evitar o

paralelismo de alimentadores, C2 será utilizada como alternativa a C1 caso esta não esteja

funcionando.

Ainda existe a possibilidade de utilizar chaves seccionalizadoras S1 e S2, pois os ramais

que saem destas passam por áreas com grande quantidade de árvores, o que aumenta as

chances de uma falta transitória ocorrer. Nesse caso as chaves S1 ou S2 abrirão durante o

ciclo de religamento e o restante do sistema será recomposto.

Como o sistema pode ser alimentado por duas vias, existem 5 combinações possíveis

para o fluxo de potência caso o sistema não esteja sob falta, as combinações são:

a) Ambos os religadores fechados, C1 e C2 abertas:

Neste caso seguem os resultados da Tabela 11, o diagrama está na Figura 5.9.

59

Tabela 11. Resultados para o caso onde ambos os religadores estão fechados.

Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto 3F (A)


Corrente de Curto FT (A)

R1 73,79 200 36,9% 4.516 3.911 3.198 R2 93,94 165 56,9% 4.553 3.943 3.222 S1 12,19 165 7,4% 3.190 2.762 2.318 S2 1,16 165 0,7% 3.752 3.249 2.698

Esta é a situação normal de funcionamento onde os alimentadores operam com

carregamento baixo, de forma a balancear a carga. Não é possível distribuir a carga

perfeitamente entre os dois alimentadores, pois devido ao tamanho da instalação as chaves C1

e C2 foram postas de forma a dividir a rede geograficamente de forma igual.

Os valores de tensão em todos os pontos da rede ficaram dentro da faixa permissível

para sistemas de distribuição (ver Capítulo 2, seção 2.4), a menor tensão observada foi 13,68

kV (0,99 pu).

b) Somente R1 está fechado, R2 aberto, C1 está fechada e C2 aberta:

Os resultados constam na Tabela 12 e no diagrama da Figura 5.10.

Figura 5.10 – Diagrama unifilar quando R1 alimenta a rede e C1 está fechada interligando os dois lados do

Campus.

60

Tabela 12. Resultados para o caso onde R1 protege a rede e C1 está fechada.

Ponto Corrente (A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)




R1 168,5 200 84,3% 4.516 3.911 3.198 S1 12,22 165 7,4% 3.465 2.999 2.504 S2 1,16 165 0,7% 3.752 3.249 2.698 C1 94,51 165 57,3% 3.964 3.433 2.839

Nesta situação R1 está aberto, assim para manter o fornecimento em toda a rede C1

interliga os dois alimentadores.

A menor tensão observada foi 13,62 kV (0,987 pu), o que também está dentro dos

valores permitidos. O carregamento aumenta em R1, pois agora toda a rede é suprida por este

alimentador, porém permanece em nível seguro.

c) Somente R2 está fechado, R1 aberto, C1 está fechada e C2 aberta:


Figura 5.11 - Diagrama unifilar para quando R2 alimenta a rede e C1 está fechada interligando os dois lados do

Campus.

61


Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)




R2 169,22 165 102,6% 4.553 3.943 3.222 S1 12,28 165 7,4% 3.190 2.762 2.118 S2 1,18 165 0,7% 2.817 2.439 2.060 C1 74,86 165 45,4% 3.580 3.101 2.584

Nesta situação R2 está aberto, assim para manter o fornecimento em toda a rede C1

interliga os dois alimentadores, esta é a situação oposta à anterior. Como pode ser visto na

Tabela 13, há um trecho em sobrecarga, ele é representado na Figura 5.11 por um traço mais

forte logo após o religador R2. Isso ocorre, pois a bitola do cabo da rede deste trecho é menor

que aquela do outro alimentador (25mm² e 35mm² respectivamente). Fica evidente que esta

configuração para a atual demanda do Campus (3,7 MW) já está no seu limite.

A menor tensão observada foi 13,54 kV (0,98 pu), o que está dentro dos limites

permissíveis para sistemas de distribuição (Capítulo 2, seção 2.4).

d) Somente R1 está fechado, R2 aberto, C2 está fechada e C1 aberta:



Campus.

62


Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)




R1 169,46 200 84,7% 4.516 3.911 3.198 S1 12,29 165 7,4% 3.406 2.950 2.465 S2 1,17 165 0,7% 3.752 3.249 2.698 C2 95,39 165 57,8% 3.476 3.010 2.513

Nesta situação R1 está aberto e C1 também está aberta, assim para manter o

fornecimento em toda a rede C2 interliga os dois alimentadores.

A menor tensão observada foi 13,48 kV (0,977 pu), dentro dos limites estabelecidos

pela norma (Capítulo 2, seção 2.4).

e) Somente R2 está fechado, R1 aberto, C2 está fechada e C1 aberta:



Campus.

63


Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)




R2 169,8 165 102,9% 4.553 3.943 3.222 S1 12,33 165 7,5% 3.190 2.762 2.318 S2 1,19 165 0,7% 2.525 2.187 1.855 C2 75,34 165 45,7% 3.153 2.731 2.293

Esta situação é o oposto da anterior, R1 está aberto, o alimentador onde R2 está

instalado está suprindo toda a rede; C2 interliga os dois alimentadores. Novamente ocorre

sobrecarga no alimentador onde R1 está instalado.

A menor tensão observada foi 13,45 kV (0,975 pu), dentro dos limites estabelecidos

pela norma (Capítulo 2, seção 2.4), porém foi o menor nível de tensão de todos os cenários

aqui apresentados. Isto é devido à maior impedância dos cabos graças ao aumento da distância

entre a entrada da rede o os pontos mais distantes o que aumenta a queda de tensão.

5.5.3 Análise da Primeira Proposta. A esta proposta trás ganho de confiabilidade ao fornecimento no momento em que faltas

após os religadores não desligarão toda a rede e se estas forem transitórias todo o Campus terá

o fornecimento restabelecido após o ciclo de religamento.

Esta configuração não possui a capacidade exposta no Capítulo 4, o Self-Healing, pois o

re-estabelecimento do fornecimento depende apenas do ciclo de religamento dos religadores

R1 e R2, em caso de falta permanente nenhum trecho do sistema poderá ser recomposto pelo

chaveamento de cargas.

O acionamento das chaves C1 ou C2 ocorrerá sempre que elas detectarem uma falta de

tensão em um de seus terminais (após o ciclo de religamento de R1 e R2) e a comunicação

com os religadores demonstrar que uma sobrecorrente não passou por eles. Caso uma falta

tenha ocorrido C1 e C2 deverão permanecer em aberto para manter a área isolada. Caso uma

falta permanente ocorra, apenas metade do Campus permanecerá com fornecimento.

Quanto à simulação foi possível notar que a cada chaveamento as correntes de carga e

de curto circuito variaram bastante o que gera a necessidade de um maior refinamento no

dimensionamento de equipamentos de proteção.

64

Também durante a simulação ficou evidente que caso esta proposta seja implantada será

necessário a troca dos condutores em partes da rede que ficaram sobrecarregados em alguns

cenários.

5.5.4 Segunda Proposta para um Sistema de Recomposição Automática. Esta proposta é uma evolução da anterior, os religadores presentes na proposta anterior

permanecem instalados nos mesmos locais. As chaves seccionalizadoras S1 e S2 (Figura 5.9)

foram retiradas, pois C5, C6 e C2 em conjunto podem desempenhar a mesma função de S1 e

S2.

Outras chaves tripolares sob carga são colocadas em diversos locais do Campus. A

Figura 5.14 ilustra como seria esta configuração.

Figura 5.14 – Diagrama da rede do Campus do Pici para a segunda proposta de um Sistema de Recomposição

Automática.

Esta configuração é mais próxima do que foi apresentado no capítulo 4, empregando de

forma mais eficiente um sistema Self-Healing. A Figura 5.14 representa o que seria o estado

normal da rede, sem a ocorrência de faltas.

65

Como o exemplo mostrado no final do Capítulo 4, esta configuração se baseia na

comunicação entre as chaves e os religadores. Na ocorrência de uma falta em qualquer um

dos trechos as chaves devem se comunicar para determinar a melhor forma de isolar o trecho

com defeito e re-estabelecer o restante do sistema. Devido a grande quantidade de

possibilidades de chaveamentos, serão apresentados neste estudo apenas os estados finais da

rede para a ocorrência de uma falta em cada um dos 6 trechos, todas as simulações

consideraram a configuração 1 da Tabela 7 (demanda 3,7 MW, FP 0,92 indutivo). Na Tabela

16 segue o resultado da simulação do cenário apresentado na Figura 5.14.

Tabela 16. Resultado da simulação da segunda proposta para o Sistema de Recomposição Automática.

Ponto Corrente (A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto

3F (A)

Corrente de Curto

2F (A)


R1 86 200 43,0% 4.516 3.911 3.198 R2 78,9 165 47,8% 4.553 3.943 3.222 C3 58,1 165 35,2% 4.245 3.677 3.023 C4 71,9 200 36,0% 4.355 3.771 3.094 C5 35,2 165 21,3% 4.114 3.562 2.937 C6 20,1 165 12,2% 3.651 3.162 2.631

Com esta configuração os dois alimentadores estão com seus carregamentos próximos

como pode ser visto na Tabela 16, onde os condutores que passam por R1 e R2 estão

conduzindo respectivamente 86 A e 78,9 A. A potência aparente demandada foi de 4.007

kVA e o FP da instalação foi de 0,928. A menor tensão observada foi de 13,71 kV (0,993 pu)

o que está entre os limites normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).

A seguir serão mostrados os resultados das simulações para a ocorrência de faltas

permanentes em cada um dos 6 trechos da rede.

a) Falta permanente no trecho 1.

Na Tabela 17 e no diagrama presente na Figura 5.15 estão os resultados da simulação.

66

Figura 5.15 – Diagrama do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está sob falta.

Tabela 17. Resultados do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está sob falta.

Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto

3F (A)

Corrente de Curto

2F (A)


R1 144,3 200 72,2% 4.516 3.911 3.198 C1 58,9 165 35,7% 4.047 3.505 3.505 C4 130,3 200 65,2% 4.355 3.771 3.094 C5 35,3 165 21,4% 4.114 3.562 2.937 C6 20,1 165 12,2% 3.651 3.162 2.631

Neste cenário o religador R2 e a chave C3 abrem seus contatos para isolar o trecho 1.

C1 fecha seus contatos assim o trecho 2 tem seu fornecimento re-estabelecido. A potência

aparente demandada foi 3.449 kVA e o FP foi 0,927. A menor tensão observada foi de 13,679

kV (0,991 pu), o que obedece os valores normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).

A potência aparente é menor porque uma área do Campus foi desligada.

b) Falta permanente no trecho 2.


67

Figura 5.16 - Diagrama do cenário onde o trecho 2 da rede do Campus do Pici está sob falta.


Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto

3F (A)

Corrente de Curto

2F (A)


R1 85,9 200 43,0% 4.516 3.911 3.198

R2 20,7 165 12,5% 4.553 3.943 3.222

C4 71,9 200 36,0% 4.355 3.771 3.094 C5 35,2 165 21,3% 4.114 3.562 2.934

C6 20 165 12,1% 3.651 3.162 2.631

Neste cenário a chave C1 abre seus contatos para isolar o trecho 2. C1 e C2 já estavam

abertas já que este é o seu estado na situação sem falta. A potência aparente demandada foi

2.617 kVA e o FP foi 0,929. A menor tensão observada foi de 13,717 kV (0,994 pu), o que

obedece os valores normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).

c) Falta permanente no trecho 3.


68



Ponto Corrente (A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto

3F (A)

Corrente de Curto

2F (A)


R1 65,8 200 32,9% 4.516 3.911 3.198 R2 78,8 165 47,8% 4.553 3.943 3.222 C3 58,1 165 35,2% 4.245 3.677 3.023 C4 51,8 200 25,9% 4.355 3.771 3.094 C5 15,1 165 9,2% 4.114 3.562 2.934

Neste cenário a chave C6 abre seus contatos para isolar o trecho 3. C1 e C2 já estavam

abertas já que este é o seu estado na situação sem falta. A potência aparente demandada foi



d) Falta permanente no trecho 4.


69



Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto

3F (A)

Corrente de Curto

2F (A)


R1 50,7 200 25,4% 4.516 3.911 3.198 R2 99,1 165 60,1% 4.553 3.943 3.222 C2 20,2 165 12,2% 3.555 2.819 2.363 C3 78,3 165 47,5% 4.245 3.677 3.023 C4 36,7 200 18,4% 4.355 3.771 3.094

Neste cenário as chaves C5 e C6 abrem seus contatos para isolar o trecho 4. C1 já estava

aberta já que este é o seu estado na situação sem falta. A chave C2 fecha seus contatos para

manter o fornecimento no trecho 3. A potência aparente demandada foi 3.647 kVA e o FP foi

0,927. A menor tensão observada foi de 13,666 kV (0,99 pu), o que obedece os valores

normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).

e) Falta permanente no trecho 5.


70



Ponto Corrente

(A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto

3F (A)

Corrente de Curto

2F (A)


R1 14 200 7,0% 4.516 3.911 3.198

R2 114,4 165 69,3% 4.553 3.943 3.222

C2 35,5 165 21,5% 3.255 2.819 2.363 C3 93,7 165 56,8% 4.245 3.677 3.023

C6 15,3 165 9,3% 3.100 2.685 2.257

Neste cenário as chaves C4 e C5 abrem seus contatos para isolar o trecho 5. C1 já estava

aberta já que este é o seu estado na situação sem falta. A chave C2 fecha seus contatos para

manter o fornecimento no trecho 3. A potência aparente demandada foi 3.138 kVA e o FP foi

0,929. A menor tensão observada foi de 13,634 kV (0,988 pu), o que obedece os valores

normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).

f) Falta permanente no trecho 5.


71



Ponto Corrente (A)

Capacidade da linha

(A)

Carregamento (%)

Corrente de Curto

3F (A)

Corrente de Curto

2F (A)


R2 152 165 92,1% 4.553 3.943 3.222 C1 72,8 165 44,1% 3.580 3.100 2.584 C3 131,2 165 79,5% 4.245 3.677 3.023 C5 35,7 165 21,6% 3.089 2.675 2.249 C6 20,3 165 12,3% 2.745 2.378 2.010

Neste cenário o religador R1 e a chave C4 abrem seus contatos para isolar o trecho 6.

C2 já estava aberta já que este é o seu estado na situação sem falta. A chave C1 fecha seus

contatos para manter o fornecimento nos trechos 3, 4 e 5. A potência aparente demandada foi



5.5.5 Análise da Segunda Proposta.

Para uma análise detalhada desta proposta os dados de demanda de potência aparente,

FP, tensão, perda entre outros referentes a toda a instalação foram agrupados na Tabela 23.

72

Tabela 23. Dados agrupados das simulações da segunda proposta.

Trecho Desligado

Demanda de Potência Aparente

(kVA)

Carga desligada

(kVA)

Carga Desligada

(%) FP

Menor Tensão

(kV)

Menor Tensão

(pu)

Nenhum 4007 0 0,0% 0,928 13,71 0,993 1 3.449 558 13,9% 0,927 13,679 0,991 2 2.617 1.390 34,7% 0,929 13,717 0,994 3 3.526 481 12,0% 0,927 13,715 0,994 4 3.647 360 9,0% 0,927 13,666 0,990 5 3.138 869 21,7% 0,929 13,634 0,988 6 3.700 307 7,7% 0,928 13,54 0,981

Devido à inexistência da figura do consumidor individual na rede do Campus, ou de

estimativas do número de usuários em cada uma das regiões da rede, não faz sentido a

utilização dos conceitos de DEC e FEC (ver Capítulo 2, seção 2.5) para aferir a qualidade do

serviço. Por isso será utilizada a diferença de potência aparente entre a situação normal da

rede e a situação sob falta para medir os ganhos em continuidade do fornecimento.

É possível observar na Tabela 23 que na ocorrência de uma falta permanente no trecho

2, 34,7% da carga do Campus será perdida devido ao isolamento da área pelo sistema de

recomposição automática. Esta é a pior situação (para a ocorrência de apenas uma falta

permanente) em termos de diminuição da continuidade do fornecimento. O oposto ocorre para

uma falta permanente no trecho 6 já que apenas 7,7% da carga será desligada.

O FP da instalação permaneceu praticamente igual em todas as situações, sempre

próximo de 0,93. A tensão não violou a faixa de valores normatizados (ver Capítulo 2, seção

2.4).

Os carregamentos observados nas Tabelas 18 à 22 mostram que em nenhum momento a

rede sofreu sobrecarga, apenas na Tabela 22, com a rede sob falta no trecho 6, houve um

carregamento de 92,1% na mesma região que apresentou sobrecarga nas simulações da

primeira proposta. Este fato reforça a idéia da necessidade de troca dos condutores caso o

sistema de recomposição automático seja implantado no Campus do Pici.


Neste capítulo foram abordados diversas condições de falta na Rede de Distribuição do

Campus do Pici e através de simulações estas condições foram estudadas.

73

CAPÍTULO 6

CONCLUSÃO

Neste trabalho são apresentadas as características de um sistema de recomposição

automática. São citadas quais análises são necessárias para implantar este sistema e o conceito

de uma rede com capacidade de Self-Healing é demonstrado. Por fim é feito um estudo de

caso para a implantação de um sistema deste tipo na rede de distribuição do Campus do Pici.

Neste estudo foram consideradas duas propostas de mudanças na rede com o intuito de

melhorar a qualidade de energia no Campus.

A primeira proposta traz um ganho na qualidade do fornecimento no momento em que

religadores são colocados na rede já que os mesmos possuem a capacidade de diminuir o

impacto de faltas transitórias. Entretanto o conceito de Self-Healing não é plenamente

atendido, pois em caso de falta grandes porções da rede são desligadas, não havendo

capacidade de restringir a área afeta a menor possível. Porém a proposta apresenta um custo

menor devido utilizar uma quantidade menor de chaves.

A segunda proposta possui um custo maior, mas atende ao conceito de Self-Healing.

Como foi visto nas simulações, na pior hipótese, caso ocorra uma falta permanente, 34,7% da

carga será desligada. Isso traz um ganho na qualidade do fornecimento já que diminui o

impacto das faltas de energia que são constantes do Campus, principalmente durante o

período chuvoso.

As propostas não são excludentes já que a primeira pode ser implantada e num segundo

momento ser expandida com adição de chaves para atingir o estado desejado de um sistema

capaz de se restabelecer depois de faltas, atendendo o conceito de Self-Healing.

Esse ganho esperado na qualidade do fornecimento será refletido no serviço prestado

pela Universidade, pois além dos transtornos causados pela falta de energia ainda existe o

prejuízo na qualidade da pesquisa e do ensino já que diversos experimentos são perdidos e

aulas são suspensas durante as faltas de fornecimento.

A implantação de um sistema de recomposição automática servirá ainda como

laboratório para os alunos da Universidade interessados em estudar automação, proteção e

controle.

74

Durante o estudo do Campus foi detectada a necessidade de maiores investimentos na

rede de distribuição, como um estudo detalhado para a troca de condutores e a realização de

poda em áreas com grande densidade de árvores.

Diante do exposto pode-se afirmar que o objetivo do trabalho foi alcançado, ou seja,

foram propostas melhorias para a instalação da rede de distribuição do Campus com o intuito

de instalar um Sistema de Recomposição Automática.

Quanto ao software utilizado, o Easy Power possui uma interface amigável e resolve

uma série de problemas podendo servir de base para trabalhos simples ou complexos. O

balanço da utilização se mostrou muito positivo pois em comparação a outros programas o

Easy Power simplifica a tarefa de análise.

Como trabalho futuro é possível sugerir o estudo de outras configurações, novas

disposições de chaves com o intuito de melhorar a distribuição da carga do Campus. Também

é necessário estudar o posicionamento das chaves de forma a obter o máximo aproveitamento

do sistema. Ainda é possível estudar o comportamento da rede com um Sistema de

Recomposição Automática e a influência de uma geração distribuída e o desempenho deste

sistema caso seja instalada uma subestação de 69 kV no Campus do Pici.

75

REFERÊNCIAS

[1] OHARA, A. T., Sistema de Recomposição Automática de Redes de Distribuição – A Aplicação do Conceito de Self-Healing. Seminário Internacional sobre Smart-Grid em Sistemas de Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica, 2009. Belo Horizonte, Brasil.

[2] Alston, Network Protection & Automation Guide, 2002.

[3] GOMES, D. S. F., MACEDO, F. F., GUILLIOD, S. M., Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição. Comitê de Distribuição, Editora Campus / Eletrobrás, Volume 2, 1982, Rio de Janeiro.

[4] ROCHA, M. F., MARQUES, R., GEREVINI, J., MAURI, J., BRANCO, N. O., NETO, P., MANUEL, F., Desenvolvimento da Automação Local e Remota Atendendo a Transferência de Cargas na Rede de MT Como Ferramenta de Apoio a Redes Inteligentes. Seminário Internacional sobre Smart-Grid em Sistemas de Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica, 2009. Belo Horizonte, Brasil.

[5] Disponível na URL: http://www.easypower.com, acessada dia 15/09/2010.

[6] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br, acessada dia 14/09/2010.

[7] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. Módulo 3.

[8] Disponível na URL: http://www.dee.ufc.br/~rleao/GTD/Livro.htm, acessada dia 14/09/2010.

[9] MORO, N. F., Faseamento de uma Subestação de Distribuição 69/13,8 kV, Fortaleza, 2009.

[10] PONCE, A. T., BRITO, B., E. SANTOS, KUADA, J. H., DOMINGUES, A., ZAMBENEDETTI, V. C., KLIMKOWSKI, M., BASSLER, M. FRANÇA, J. A., Operação em tempo integral de alimentadores de distribuição em anel fechado. Congresso Latino-americano de Distribuidores de Energia Elétrica (CLADE), 2008.

76

Mar del Plata, Argentina.

[11] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. Módulo 8.

[12] Disponível na URL: http://www.eletrica.ufpr.br/mehl/downloads/qualidade-energia.pdf, acessada dia 17/09/2010.

[13] Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, Diretrizes para Especificação de um Sistema de Proteção Completo – Procedimento – NBR 8769:85.

[14] Disponível na URL: http://www.balestro.com/web/chave_fusivel.asp, acessada dia 29/09/2010.

[15] Disponível na URL: http://www.ebah.com.br/apostila-de-protecao-religador-e-seccionalizador-cap-4-pdf-a21236.html, acessada dia 13/11/2010.

[16] CHECHIN, A. L., SANTOS, J. V. D., MENDEL, C. A., GÓMEZ, A. T., Genetic algorithms to solve the power system restoration planning problem. Engineering with Computers, Volume 25 , Issue 3, August 2009.

[17] HOU, Y., LIU, C., ZHANG, P., SUN, K., Constructing Power System Restoration Strategies. IEEE.

[18] NAGATA, T., TAHARA, Y., KUNISA, D., FUJITA, H., A Distributed Autonomous Approach for Bulk Power System Restoration by Means of Multi-agent System, Electrical Engineering in Japan, Vol. 164, No. 1, 2008.

[19] STASZESKY, D. M., CRAIG, D., BEFUS, C., Advanced Feeder Automation is Here, IEEE Power & Energy Magazine, 2005.

[20] LEITE, L. H. M., VIEIRA, J. G., Supervisão do Fornecimento de Energia Elétrica em Média e Baixa Tensão Através da Tecnologia PLC de Banda Larga. Seminário Internacional sobre Smart-Grid em Sistemas de Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica, 2009. Belo Horizonte, Brasil.

77

[21] Disponível na URL: http://pt.wikipedia.org/wiki/P2P, acessada dia 19/10/2010.

[22] Disponível na URL: www.labspot.ufsc.br/~katia/FPNR-Slg.pdf, acessada dia 13/11/2010.

[23] Disponível na URL: http://en.wikipedia.org/wiki/Power_flow_study, acessada dia 13/11/2010.

ANEXO 1

DADOS DE CARGAS

Identificação

da Carga

Potência

Nominal (kVA) Barra

L-1 187,5 3

L-2 75 4

L-3 600 6

L-4 112,5 7

L-5 75 8

L-6.1 75 10

L-6.2 225 10

L-7 150 11

L-8 600 13

L-9 150 14

L-10 75 15

L-11.1 675 16

L-11.2 300 16

L-12 150 17

L-13 75 19

L-14 75 20

L-15 487,5 22

L-16 225 24

L-17 225 25

L-18 225 26

L-19 225 28

L-20 225 29

L-21 150 30

L-22 75 33

L-23 112,5 34

L-24 225 35

L-25 75 37

L-26 525 38

L-27 75 39

L-28 225 40

L-29 225 41

L-30 75 42

L-31 112,5 46

L-32 225 47

L-33 225 48

L-34 150 49

L-35.1 225 51

L-35.2 150 51

L-36 112,5 53

L-37 337,5 55

L-38 750 57

L-39 300 58

L-40 450 62

L-41 300 63

Total (kVA) 10312,5

DADOS DE CONDUTORES ENTRE BARRAS

BARRA 1 BARRA 2 DISTÂNCIA (m)

2 3 752

4 5 77

5 6 44

5 7 63

7 8 32

8 9 43

9 10 42

9 42 60

10 11 107

11 12 51

12 13 85

12 14 53

14 15 373

14 43 151

16 17 117

17 18 25

18 20 86

18 19 135

20 21 65

21 26 73

21 22 43

21 23 25

23 24 43

24 25 70

26 27 213

27 29 24

27 28 108

29 30 64

30 31 159

31 32 43

32 36 24

32 33 46

33 34 30

34 35 54

36 37 85

36 58 81

37 38 25

38 39 45

39 40 45

40 41 37

41 42 109

43 44 36

44 45 44

44 48 42

45 46 66

45 47 73

48 49 50

49 50 79

50 51 122

51 52 67

52 53 103

52 54 124

54 55 189

54 59 79

55 56 111

56 57 124

56 58 73

59 60 295

60 61 128

60 63 138

61 62 93

1_A 1_B 40

1_A 2 94

1_B 16 40

1_B 4 73

FONTE 1_A 153

TOTAL 6243

ANEXO 2

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