Proteção de redes de distribuição

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Proteção de redes de distribuição por Mind Map: Proteção de redes de  distribuição

1. 9.1: Conceitos Básicos de Proteção de Redes de Distribuição

1.1. Critérios para os interruptores de circuito

1.1.1. Devem operar apenas para falhas

1.1.2. Devem ser coordenados para interromper o mínimo de clientes possível

1.1.3. Não devem operar nas situações

1.1.3.1. Inrush

1.1.3.2. Partida em carga fria

1.1.3.3. Transientes

1.2. Diferenças entre a proteção de distribuição em relação a proteção do sistema de transmissão e proteção industrial

1.2.1. Proteção para sistemas de distribuição

1.2.1.1. Normalmente a proteção não é projetada para ter retaguarda

1.2.1.1.1. Se um dispositivo de proteção não funcionar

1.2.1.1.2. Sobreposição

1.2.1.1.3. A retaguarda não é uma restrição de design obrigatória

1.2.2. Padronização

1.2.2.1. Na maioria das vezes, a proteção da distribuição é baseada em configurações, equipamentos e procedimentos padronizados

1.2.2.2. Se os projetos forem consistentes, a padronização facilita a operação de uma empresa de distribuição

1.2.2.3. O esforço de engenharia para fazer um estudo de coordenação em cada circuito é reduzido consideravelmente

1.2.3. Coordenação de dispositivos

1.2.3.1. Nem sempre é possível coordenar totalmente todos os dispositivos

1.2.3.2. Existem várias situações em que a coordenação não é possível

1.2.3.3. Com altas correntes de falta, é impossível coordenar dois fusíveis em série

1.2.3.3.1. A alta corrente pode derreter e abrir os dois fusíveis aproximadamente ao mesmo tempo

1.2.3.4. Próximo à subestação, a coordenação de fusíveis é inexistente

1.2.4. Algumas faltas de baixo nível são muito difíceis ou impossíveis de detectar

1.2.4.1. Um condutor em contato com o solo pode consumir muito pouca corrente

1.2.4.2. Falta de "alta impedância"

1.2.4.2.1. Fio energizado e danificado

1.2.4.2.2. Representa um perigo para o público

1.3. Zona de proteção e alcance

1.3.1. Um dispositivo de proteção deve eliminar todas as faltas em sua zona de proteção

1.3.2. A zona é definida pelo alcance

1.3.2.1. Distância máxima de um dispositivo de proteção até uma falha para a qual o dispositivo de proteção irá operar

1.3.2.2. Aumento do alcance de um dispositivo

1.3.2.2.1. Sensibilidade aumentada

1.3.2.2.2. Diminuindo a corrente de pickup para o qual está ajustado ou usando um fusível menor

1.3.2.2.3. Se a sensibilidade for muito alta

1.3.3. Há vários métodos para determinar o alcance de um dispositivo de proteção

1.3.3.1. Normalmente a corrente de falta mínima para faltas ao longo da linha é estimada

1.3.3.1.1. O alcance do dispositivo é o ponto onde a corrente de falta mínima é igual à magnitude em que o dispositivo irá operar

1.3.3.2. Alguns métodos comuns para o cálculo do alcance

1.3.3.2.1. Porcentagem de falta fase-terra franca

1.3.3.2.2. Resistência de falta

1.3.4. Outras opções para a determinação do alcance

1.3.4.1. Ponto baseado em um tempo máximo de operação de um dispositivo

1.3.4.1.1. Alcance definido como o ponto que fornece a corrente necessária para operar um dispositivo de proteção em um determinado tempo (com ou sem qualquer impedância de falta)

1.3.4.2. Ponto baseado em um múltiplo do ajuste do dispositivo

1.3.4.2.1. Ponto onde a corrente de falha é algum múltiplo da nominal ou ajuste do dispositivo

1.3.5. Nenhum dos métodos é exato

1.3.5.1. O objetivo é tentar eliminar todas as faltas de alta corrente sem ser excessivamente conservador

1.3.5.2. Algumas falhas sempre permanecerão indetectáveis

1.3.5.2.1. Faltas de alta impedância

1.4. Corrente de inrush

1.4.1. Quando um sistema de distribuição elétrica é energizado, os componentes drenam uma corrente de inrush alta e de curta duração

1.4.1.1. O maior componente magnetiza o material magnético em transformadores de distribuição

1.4.2. Características de inrush do transformador importantes para a proteção

1.4.2.1. O inrush pode atingir magnitudes de pico de 30 vezes a nominal de carga total do transformador

1.4.2.2. O inrush tem magnitudes de pico mais altas para transformadores menores, mas a constante de tempo é mais longa para transformadores maiores

1.4.2.3. Dependendo do ponto da forma de onda da tensão em que ocorre o religamento, pode ocorrer ou não o inrush o pico de inrush é limitado pela impedância do sistema

1.4.3. Quando um circuito trifásico é religado, é mais provável que o relé de terra opere

1.4.3.1. A energização vista por um relé de terra pode ser tão alta quanto a energização de pico nas fases

1.4.4. Um elemento de relé instantâneo é mais sensível ao inrush

1.4.4.1. O elemento instantâneo é quase sempre desabilitado na primeira tentativa de religamento

1.4.5. Outros elementos que drenam corrente de inrush

1.4.5.1. Iluminação resistiva e elementos de aquecimento

1.4.5.1.1. Filamentos incandescentes podem consumir oito vezes a corrente de carga normal

1.4.5.1.2. A constante de tempo para os filamentos incandescentes é geralmente muito curta

1.4.5.2. Motores

1.4.5.2.1. As correntes de pico de partida do motor são da ordem de seis vezes a nominal do motor

1.4.5.2.2. A duração é mais longa do que o inrush do transformador, com durações tipicamente de 3 a 10 segundos

1.5. Partida em carga fria

1.5.1. A partida em carga fria é a carga extra após uma interrupção prolongada

1.5.2. Exemplo

1.5.2.1. Após uma interrupção, a água nos aquecedores de água esfria e as geladeiras esquentam

1.5.2.2. Quando a energia é restaurada, todos os aparelhos que precisam ser recuperados são energizados de uma vez

1.5.2.3. No tempo frio, após uma interrupção prolongada, todos os aquecedores são ligados ao mesmo tempo

1.5.2.4. Em clima quente, as casas esquentam, então todos os condicionadores de ar são ligados após uma interrupção

1.5.3. A partida em carga fria pode ser mais de três vezes a carga anterior à interrupção

1.5.3.1. A carga lentamente volta ao normal

1.5.3.2. Esta constante de tempo varia dependendo dos tipos de cargas e da duração da interrupção

1.5.4. A partida em carga fria é geralmente dividida em

1.5.4.1. Energização do transformador, que dura alguns ciclos

1.5.4.2. Partida do motor e correntes de aceleração, que duram alguns segundos

1.5.4.3. Carga, que pode durar muitos minutos

1.5.5. Selecionar configurações de relé e tamanhos de fusíveis altos o suficiente

1.5.5.1. Evitar a operação devido a partida em carga fria

1.5.6. Carga fria ocorre no nível da subestação

1.5.6.1. A maneira mais comum de reconectar é dividir e religar a carga em pedaços menores

1.5.6.2. Os problemas de coleta de carga fria não são comuns

1.5.7. Duas outras maneiras que às vezes são usadas para energizar um circuito

1.5.7.1. Aumentar os ajustes dos relés

1.5.7.2. Bloquear o trip

1.5.7.2.1. Não recomendado, a menos que seja o último recurso

2. 9.2: Principais Dispositivos de Proteção

2.1. Interruptores de circuito

2.1.1. Disjuntores

2.1.2. Fusíveis

2.1.3. Religadores

2.2. Interrompem a corrente de falta quando a onda cruza o zero

2.2.1. Interruptor cria um arco

2.2.1.1. Fusível

2.2.1.1.1. Arco é criado quando o elemento fusível derrete

2.2.1.2. Disjuntor ou religador

2.2.1.2.1. Arco é criado quando os contatos se separam mecanicamente

2.2.2. Arco é conduzido por gases ionizantes

2.2.2.1. Leva a um caminho de impedância relativamente baixa

2.2.3. Rigidez dielétrica é aumentada ao longo do arco

2.2.3.1. Eliminado em corrente zero

2.2.3.2. A cada meio ciclo, a corrente CA para momentaneamente, pois a corrente está invertendo a direção

2.2.3.2.1. O arco não está conduzindo e está começando a se deionizar

2.2.3.3. A tensão de recuperação no caminho do arco interrompido aumenta

2.2.3.4. Se a rigidez dielétrica aumentar mais rápido do que a tensão de recuperação

2.2.3.4.1. O circuito permanecerá interrompido

2.2.3.5. Se a tensão de recuperação se acumular mais rápido do que a rigidez dielétrica

2.2.3.5.1. O arco surgirá novamente

2.3. Métodos usados ​​para aumentar a rigidez dielétrica do arco

2.3.1. Resfriando o arco

2.3.1.1. A taxa de ionização diminui com a temperatura mais baixa

2.3.2. Pressurizando o arco

2.3.2.1. A rigidez dielétrica aumenta com a pressão

2.3.3. Alongamento do arco

2.3.3.1. Densidade das partículas ionizadas é reduzida ao alongar o fluxo do arco

2.3.4. Introdução de ar fresco

2.3.4.1. Introdução de gás deionizado na corrente do arco ajuda a recuperar a rigidez dielétrica

2.4. Disjuntor a ar comprimido

2.4.1. Explode o fluxo do arco

2.4.1.1. O arco é rapidamente alongado e resfriado

2.4.2. Bobinas de blowout podem mover o arco induzindo movimento magneticamente

2.4.3. Rajadas de ar comprimido podem afastar o arco dos contatos

2.4.4. O arco no interruptor tem resistência suficiente para torná-lo muito quente

2.4.4.1. Pode desgastar os terminais de contato

2.4.4.1.1. Devem ser substituídos após um determinado número de operações

2.5. Dispositivo a óleo

2.5.1. O calor de um arco decompõe o óleo e cria gases que são ionizados

2.5.1.1. Retira calor e energia do arco

2.5.2. Óleo fresco pode ser forçado ao longo do caminho do arco

2.5.2.1. Aumenta as chances de extinção do arco no óleo

2.5.3. O alongamento do arco também ajuda a melhorar a recuperação dielétrica

2.5.4. O tempo de separação do contato é longo o suficiente para que possa haver vários religamentos antes que a rigidez dielétrica se acumule o suficiente para interromper o circuito

2.6. Dispositivos a vácuo

2.6.1. A rigidez dielétrica aumenta rapidamente em pressões muito baixas

2.6.1.1. Há muito poucas moléculas de gás para ionizar

2.6.2. A quebra dielétrica do ar diminui conforme a pressão diminui

2.6.2.1. Conforme se aproxima das pressões atmosféricas

2.6.2.2. Para pressões muito baixas, a quebra dielétrica volta a subir

2.6.3. Picos de tensão

2.6.3.1. Às vezes, ocorrem quando os disjuntores a vácuo cortam a corrente

2.6.4. Dispositivos de vácuo precisam de pouca manutenção

2.6.4.1. Têm uma vida longa

2.6.4.2. O arco é um vapor de metal que consiste em partículas derretidas de cada lado

2.6.4.3. A erosão por contato é baixa

2.7. SF6

2.7.1. É um gás que é um isolante elétrico muito bom

2.7.1.1. Tem rápida recuperação dielétrica

2.7.2. Em pressões atmosféricas, a rigidez dielétrica é 2,5 vezes maior que a do ar

2.7.3. Em pressões mais altas, o desempenho é ainda melhor

2.7.4. SF6 é muito estável

2.7.4.1. Não reage com outros elementos

2.7.4.2. Tem boas características de temperatura

2.7.5. SF6 pode ser usado como meio isolante

2.7.6. SF6 pode ser usado como meio de interrupção

2.7.7. Dispositivos SF6 são de baixa manutenção

2.7.8. Dispositivos SF6 têm tempos de abertura curtos

2.8. Capacidade de interrupção

2.8.1. Relação X/R pode fazer uma diferença significativa na capacidade de eliminação de um dispositivo

2.8.1.1. Os interruptores funcionam com base no princípio de que a rigidez dielétrica aumenta mais rápido do que a tensão de recuperação

2.8.2. Em um circuito indutivo, a tensão de recuperação aumenta muito rapidamente

2.8.2.1. A tensão do sistema está perto de seu pico quando a corrente cruza o zero

2.8.3. Assimetria

2.8.3.1. Aumenta a magnitude de pico da corrente de falta

2.8.3.2. A capacidade da maioria dos interruptores diminui com relações X/R mais altas

2.8.4. Avaliação dos equipamentos quanto à corrente simétrica e assimétrica

2.8.4.1. Alguns equipamentos de interrupção são avaliados com base em corrente simétrica

2.8.4.2. Outros equipamentos são baseados em corrente assimétrica

2.8.4.2.1. O interruptor tem capacidade de interrupção assimétrica

2.9. Disjuntores

2.9.1. São usados ​​na subestação nas barras e em cada alimentador

2.9.2. Estão disponíveis com classificações de corrente contínua e de interrupção muito altas

2.9.3. Meio de interrupção

2.9.3.1. Vácuo

2.9.3.2. Óleo

2.9.3.3. Ar

2.9.3.4. SF6

2.9.4. Uso estações de distribuição com unidades mais novas

2.9.4.1. Disjuntores de óleo e vácuo são mais comuns

2.9.4.2. Principalmente de vácuo

2.9.4.3. Alguns SF6

2.9.5. São disparados com relés externos

2.9.6. Relés são o cérebro que controla a abertura do disjuntor

2.9.6.1. O disjuntor coordena com outros dispositivos

2.9.6.2. Executam funções de religamento

2.9.7. São historicamente classificados como dispositivos MVA constante

2.9.8. Uma classificação de curto-circuito simétrico é especificada na tensão nominal máxima

2.9.8.1. Abaixo da tensão nominal máxima

2.9.8.1.1. Até um valor mínimo especificado

2.9.8.1.2. O disjuntor tem mais capacidade de interrupção

2.9.9. Constante K

2.9.9.1. Valor mínimo em que o disjuntor é um dispositivo MVA constante

2.9.10. Ciclo de religamento dos disjuntores

2.9.10.1. Não devem causar mais de duas operações

2.9.10.2. Se as operações ocorrerem em menos de 15 segundos

2.9.11. Atraso permissível do trip

2.9.11.1. Valor padrão

2.9.11.2. O disjuntor deve suportar K vezes a corrente nominal de curto-circuito entre o fechamento e a interrupção

2.9.11.3. Um atraso típico é de 2 segundos

2.9.12. As correntes contínuas nominais são independentes das interrupções nominais

2.9.12.1. Correntes contínuas nominais mais altas geralmente acompanham as interrupções nominais mais altas

2.9.13. Um disjuntor tem uma corrente de curto-circuito momentânea nominal ou fechamento e trava nominal

2.9.13.1. Também chamada de capacidade de primeiro ciclo

2.9.13.2. Durante o primeiro ciclo de corrente de falta

2.9.13.2.1. Um disjuntor deve ser capaz de suportar qualquer corrente até um múltiplo da corrente de curto-circuito nominal

2.9.14. Tempo de interrupção do disjuntor

2.9.14.1. Intervalo entre a energização do circuito de trip e a interrupção de todas as fases

2.9.14.2. A maioria dos disjuntores de distribuição são disjuntores de cinco ciclos

2.9.14.3. Os disjuntores mais antigos interrompem em oito ciclos

2.9.15. Os disjuntores de distribuição são dispositivos trifásicos

2.9.15.1. Quando o sinal de trip é recebido, todas as três fases são desarmadas

2.9.15.1.1. Todas as três não serão eliminadas simultaneamente porque os cruzamentos com o zero da corrente de fase estão separados

2.9.15.1.2. O grau de separação entre as fases são geralmente de meio a um ciclo

2.10. Relés

2.10.1. Os circuitos de distribuição são quase sempre protegidos por relés de sobrecorrente

2.10.1.1. Usam características de sobrecorrente de tempo inverso

2.10.1.1.1. O relé operará mais rápido com o aumento da corrente

2.10.2. Principais tipos de relés

2.10.2.1. Relés eletromecânicos

2.10.2.1.1. O relé de disco de indução há muito tempo é o principal relé usado para proteção de sobrecorrente de distribuição

2.10.2.1.2. Funcionamento

2.10.2.1.3. Funcionalidade de relé instantânea

2.10.2.1.4. A maioria dos relés eletromecânicos são monofásicos

2.10.2.2. Relés estáticos

2.10.2.2.1. Circuitos eletrônicos analógicos fornecem os meios para desempenhar uma característica de tempo-corrente que se aproxima daquela do relé eletromecânico

2.10.2.3. Relés digitais

2.10.2.3.1. A tecnologia de relés mais moderna é totalmente digital com base em componentes de microprocessador

2.11. Coordenação

2.11.1. Principais características que afetam a coordenação

2.11.1.1. Sobrecurso

2.11.1.1.1. Ocorre por causa da inércia do disco

2.11.1.1.2. O disco continuará girando por uma curta distância, mesmo após o curto-circuito ser interrompido

2.11.1.1.3. Um sobrecurso típico de 0,1 segundo é assumido ao aplicar relés de indução

2.11.1.2. Tempo de reinicialização

2.11.1.2.1. Um disco de indução não pode voltar instantaneamente para a posição neutra

2.11.1.2.2. Este tempo de reinicialização deve ser considerado ao aplicar sequências de religamento

2.11.1.2.3. Não é desejável religar antes que o relé seja reconfigurado

2.12. Relés digitais

2.12.1. Principais vantagens dos relés digitais

2.12.1.1. Mais funções de relé

2.12.1.1.1. Um relé executa as funções de vários relés eletromecânicos

2.12.1.1.2. Um relé pode fornecer proteção de relé de sobrecorrente instantânea e temporizada para três fases, mais o terra, e realizar funções de religamento

2.12.1.1.3. Backup de relé

2.12.1.2. Novos esquemas de proteção

2.12.1.2.1. Esquemas de proteção avançados que fornecem proteção mais sensível e melhor coordenação com outros dispositivos

2.12.1.2.2. Exemplos de proteção de distribuição

2.12.1.2.3. Algoritmos avançados para detecção de falta de alta impedância são possíveis

2.12.1.3. Outras funções auxiliares

2.12.1.3.1. Algoritmos de localização de falta

2.12.1.3.2. Registro de faltas

2.12.1.3.3. Funções de registro de qualidade de energia

2.12.2. Outras vantagens dos relés digitais

2.12.2.1. Diagnóstico interno com capacidade de autoteste

2.12.2.2. O relé está menos sujeito a desviar com o tempo devido a movimentos mecânicos ou vibrações

2.12.2.3. Os relés digitais também evitam o sobrecurso

2.12.3. Desvantagens dos relés digitais

2.12.3.1. São uma tecnologia relativamente nova

2.12.3.2. A tecnologia da computação tem uma reputação ruim no que diz respeito à confiabilidade

2.12.3.2.1. Porém a maioria dos relés digitais provou ser confiável e está ganhando cada vez mais aceitação por parte das concessionárias

2.12.3.3. Infraestrutura de suporte para cada família de relé

2.12.3.3.1. Ajustar as configurações do relé

2.12.3.3.2. Fazer upload e download de dados

2.12.3.3.3. Testar o relé

2.12.3.4. Cada revezamento requer um certo aprendizado e treinamento da equipe

2.12.3.5. À medida que os relés evoluem, fica mais difícil manter uma variedade de relés digitais

2.12.3.6. A forma física e as conexões dos relés digitais não são padronizadas

2.12.3.6.1. Em contraste, os relés eletromecânicos mudam muito pouco e requerem uma infraestrutura de suporte relativamente estável

2.12.3.6.2. A padronização de equipamentos ajuda a minimizar a infraestrutura de suporte necessária

2.13. Religadores

2.13.1. Um religador é um dispositivo especial de proteção de distribuição capaz de interromper a corrente de falta e religar automaticamente

2.13.2. Religador automático de circuito

2.13.2.1. Um dispositivo autocontrolado para interromper e religar automaticamente um circuito de corrente alternada

2.13.2.2. Com uma sequência predeterminada de abertura e religamento

2.13.2.3. Seguido de reinicialização, retenção fechada ou bloqueio

2.13.3. A interrupção ocorre ao cruzar o zero de corrente

2.13.4. Meio de interrupção

2.13.4.1. Mais comumente vácuo ou óleo

2.13.5. Meio isolante

2.13.5.1. Geralmente óleo, ar, um dielétrico sólido ou SF6

2.13.6. Controle

2.13.6.1. Eletrônico

2.13.6.2. Eletromecânico

2.13.6.2.1. O relé de disparo é eletromecânico e o controle de religamento é eletrônico

2.13.6.3. Hidráulico

2.13.6.3.1. Usa molas e sistemas hidráulicos para cronometragem e atuação

2.13.7. Interrupção nominal

2.13.7.1. Baseada na corrente simétrica nominal

2.13.7.2. A corrente de interrupção nominal não muda com a tensão

2.13.7.3. Alguns religadores têm uma corrente de interrupção mais alta se operados com uma tensão significativamente mais baixa do que a nominal

2.13.8. Diferenças entre as classificações de religadores e as classificações de disjuntores

2.13.8.1. Os religadores não precisam ser reduzidos para operações múltiplas

2.13.8.2. Os religadores não têm uma classificação separada de fechamento e travamento (ou primeiro ciclo)

2.13.8.3. A classificação de corrente simétrica é suficiente para lidar com a assimetria durante o primeiro ciclo

2.13.8.3.1. Desde que a relação X/R do circuito seja inferior ao valor testado

2.13.9. Religadores têm muitas aplicações de distribuição

2.13.9.1. São usados na subestação como interruptores de alimentação em vez de disjuntores

2.13.9.2. São mais usados ​​em estações menores e disjuntores em estações maiores

2.13.9.3. Religadores trifásicos podem ser usados ​​no alimentador principal para fornecer cobertura de proteção necessária em circuitos mais longos, junto com maior confiabilidade

2.13.9.4. Unidades suspensas e unidades em pedestal estão disponíveis

2.13.9.5. Estão disponíveis como unidades monofásicas

2.13.9.5.1. Podem ser usados ​​em derivações monofásicas em vez de fusíveis

2.13.10. Alguns religadores possuem recursos que são direcionados às necessidades do circuito de distribuição

2.13.10.1. Religadores são dispositivos construídos para circuitos de distribuição

2.13.10.2. Estão disponíveis unidades trifásicas que podem operar cada fase independentemente

2.13.10.2.1. Uma falta monofásica desarmará apenas uma fase

2.13.10.3. Alguns religadores possuem um recurso chamado coordenação de sequência

2.13.10.3.1. Melhora a coordenação entre vários dispositivos

2.13.11. Características de tempo-corrente dos religadores hidráulicos

2.13.11.1. Têm designações de letras

2.13.11.1.1. A, B e C

2.13.11.2. Curva A é uma curva rápida que é usada de forma semelhante a um elemento de relé instantâneo

2.13.11.3. Curvas B e C têm atraso extra ("atrasado" e "extra atrasado")

2.14. Fusíveis de expulsão

2.14.1. Fusíveis de expulsão são o dispositivo de proteção mais comum em circuitos de distribuição

2.14.2. Fusíveis são interruptores de baixo custo que podem ser facilmente substituídos (quando em interrupções)

2.14.3. A interrupção é relativamente rápida e pode ocorrer na metade de um ciclo para grandes correntes

2.14.4. Conceito de um fusível de expulsão

2.14.4.1. Um elemento fusível feito de estanho ou prata derrete sob alta corrente

2.14.5. Os fusíveis de expulsão são mais frequentemente aplicados em um fusível

2.14.6. A relação de velocidade de um fusível quantifica o quão íngreme é a curva do fusível

2.14.6.1. Definida de forma diferente dependendo do tamanho do fusível

2.14.7. Dois tipos de fusíveis de expulsão especificados pelos padrões da indústria

2.14.7.1. Fusíveis mais comumente usados

2.14.7.2. Link “K” é um fusível relativamente rápido

2.14.7.2.1. Têm uma taxa de velocidade de 6 a 8

2.14.7.2.2. É o fusível mais comumente usado para transformadores e derivações de linha

2.14.7.3. Link “T” é um pouco mais lento

2.14.7.3.1. Têm uma taxa de velocidade de 10 a 13

2.14.8. Fusíveis fora do padrão disponíveis nos fabricantes para fins especiais

2.14.8.1. Um tipo de fusível especial é um fusível ainda mais lento do que um link “T”

2.14.8.1.1. Usado para fornecer melhor coordenação com disjuntores ou religadores a montante em um esquema de preservação de fusíveis

2.14.8.2. Fusível resistente a surtos

2.14.8.2.1. Responde lentamente a correntes rápidas (como surtos)

2.14.8.2.2. Porém mais rápido a correntes mais baixas

2.14.8.2.3. Alcançam melhor proteção nos transformadores para falhas secundárias e operação mais rápida para falhas internas do transformador

2.14.9. Fusíveis de expulsão sob o óleo

2.14.9.1. Outra variação do fusível

2.14.9.2. Usados ​​em transformadores completamente autoprotegidos e em alguns transformadores em pedestal e subterrâneos

2.14.9.3. Como não são facilmente substituídos, eles têm classificações muito altas

2.14.9.3.1. Pelo menos 2,5 vezes a corrente de carga total do transformador

2.14.9.3.2. Muito mais alta se um disjuntor secundário for usado

2.14.10. Entalhe do fusível

2.14.10.1. Parte importante do interruptor fusível

2.14.10.2. Determina

2.14.10.2.1. Capacidade máxima de interrupção

2.14.10.2.2. Capacidade de corrente contínua

2.14.10.2.3. Capacidade de quebra de carga

2.14.10.2.4. Nível de isolamento de impulso atmosférico básico (NBI)

2.14.10.2.5. Tensão máxima

2.14.10.3. A maioria dos entalhes usados ​​em sistemas de distribuição não tem capacidade de abertura com carga

2.14.10.3.1. Se o entalhe for aberto sob carga, ele pode drenar um arco que não será aberto

2.14.10.3.2. Não é uma prática incomum para as equipes abrirem entalhes sob carga

2.14.11. Fusíveis limitadores de corrente

2.14.11.1. Capacidade única de reduzir a magnitude da corrente de falta

2.14.11.2. Funcionamento

2.14.11.2.1. Consistem em elementos fusíveis em areia de silício

2.14.11.2.2. Quando a corrente de falta derrete os elementos fusíveis, a areia derrete e cria um tubo estreito de vidro chamado fulgurito

2.14.11.2.3. A tensão através do arco no fulgurito aumenta muito

2.14.11.2.4. O fulgurito restringe o arco

2.14.11.2.5. A areia ajuda a resfriar o arco

2.14.11.2.6. A areia não libera gás ionizável quando derrete e absorve elétrons

2.14.11.2.7. Sem o ar ionizável, o arco é bloqueado e a resistência do arco torna-se muito alta

2.14.11.2.8. Como o fusível limitador de corrente força um zero de corrente precoce, o fusível pode eliminar o curto-circuito em muito menos da metade de um ciclo

2.14.11.3. São conhecidos por sua alta capacidade de eliminação de faltas

2.14.11.4. Contêm completamente o arco durante a operação e são silenciosos e sem aumento de pressão

2.14.11.5. São amplamente usados ​​para a proteção de equipamentos em áreas com alta corrente de falta

2.14.11.5.1. Principal motivo é a segurança

2.14.11.5.2. Segundo motivo mais comum são as altas correntes de falha que excedem as classificações do fusível de expulsão

2.14.11.6. Existem três tipos de fusíveis limitadores de corrente

2.14.11.6.1. Backup

2.14.11.6.2. Uso geral

2.14.11.6.3. Faixa completa

2.14.11.7. São muito bons para eliminar faltas de alta corrente

2.14.11.7.1. Têm muito mais dificuldade com faltas ou sobrecargas de baixa corrente

2.14.11.8. A aplicação do fusível limitador de corrente mais comum é como backup em série com um fusível de expulsão

2.14.11.8.1. O fusível de expulsão elimina faltas de baixo nível e o fusível limitador de corrente elimina faltas de alta corrente

2.14.11.8.2. Os fusíveis limitadores de corrente têm curvas de fusão e eliminação muito acentuadas

2.14.11.8.3. Os melhores locais para uso em sistemas de distribuição são próximos à subestação

2.14.11.9. Desvantagens dos fusíveis limitadores de corrente

2.14.11.9.1. Queda de tensão

2.14.11.9.2. Capacidade de sobrecarga limitada

2.14.11.9.3. Problemas de coordenação

2.14.11.9.4. Custo

2.14.11.10. Fusíveis limitadores de corrente limitam a energia no local da falta

2.14.11.10.1. Oferece segurança aos trabalhadores e ao público

2.14.11.10.2. Os transformadores de distribuição são uma aplicação comum de fusíveis limitadores de corrente para evitar que falhem violentamente devido a faltas internas

3. 9.3: Proteção de Transformadores de Distribuição

3.1. O fusível não pode proteger efetivamente o transformador contra sobrecargas

3.2. Escolha do fusível

3.2.1. Uma maneira de escolher um fusível é plotar os pontos de carga fria e inrush em um gráfico de coordenação de corrente de tempo

3.2.2. Escolher um fusível com uma curva mínima de derretimento ou dano que esteja acima dos pontos de carga fria e inrush

3.2.3. A maioria das tabelas de fusíveis são desenvolvidas dessa maneira

3.2.4. Os pontos de inrush são quase universais, mas os pontos de pickup de carga fria são mais variáveis

3.3. Causas para a operação de fusíveis

3.3.1. Inrush

3.3.1.1. O inrush do transformador pode causar operações de fusível, embora os pontos de inrush sejam usados ​​nos critérios de seleção do fusível

3.3.1.2. Sequências de religamento durante tempestades podem causar vários eventos de inrush que podem aquecer o fusível

3.3.1.3. As quedas de tensão podem causar inrush

3.3.1.3.1. Qualquer mudança repentina na magnitude da tensão ou ângulo de fase pode fazer com que o transformador drene inrush

3.3.2. Partida em carga fria

3.3.2.1. Ocorre após uma interrupção prolongada

3.3.2.2. Muitas das operações incômodas do fusível ocorreram quando não há uma interrupção prolongada

3.3.3. Falhas no secundário do transformador

3.3.3.1. Falhas do lado secundário que se eliminam automaticamente podem causar alguns eventos de fusível incômodos

3.3.4. Corrente de raio

3.3.4.1. A própria corrente de raio pode derreter pequenos fusíveis

3.3.4.2. A localização do para-raios é o principal

3.3.4.2.1. A corrente do raio flui para a baixa impedância fornecida por um para-raios condutor

3.3.4.3. Se o fusível estiver a montante do para-raios

3.3.4.3.1. A corrente de surto de raio flui através do elo do fusível

3.3.4.4. Se o fusível estiver a jusante do para-raios

3.3.4.4.1. Pouca corrente deve fluir pelo fusível

3.3.5. Corrente de fuga por meio de para-raios com gap

3.3.5.1. Após a operação de um para-raios com gap, algumas centenas de amperes de corrente seguem os fluxos de corrente em um para-raios de silício com gap até que o gap seja eliminado

3.3.6. Saturação do transformador devido a correntes de raios

3.3.6.1. Essas correntes podem saturar os transformadores de distribuição

3.3.6.2. Após a saturação, o transformador torna-se uma impedância baixa e extrai alta corrente do sistema pelo fusível

3.3.7. Falhas devido a animais

3.3.7.1. Através de buchas ou para-raios do transformador

4. 9.4: Coordenação de Fusíveis

4.1. Aplicação dos fusíveis de derivação

4.1.1. Fusíveis com base na carga e programações de fusíveis padronizadas

4.2. Fusíveis com base na carga

4.2.1. Faltas de alta impedância são um pouco mais prováveis ​​de serem detectadas

4.2.2. Operações de fusíveis incômodas são mais prováveis, especialmente com concessionárias que usam bastante fusíveis nos laterais

4.2.3. É mais provável que o crescimento da carga faça com que as cargas dos ramos aumentem a ponto de causar operações incômodas do fusível

4.2.4. Fusíveis com base na carga ajuda em circuitos que possuem fio coberto porque um fusível menor ajuda a proteger contra desgaste do condutor

4.2.4.1. Tapes com carga mais pesada geralmente têm um fio maior, que resiste ao desgaste

4.3. Tamanhos de fusíveis padronizados

4.3.1. Gasta-se menos tempo coordenando fusíveis

4.3.1.1. Cargas não verificadas constantemente e as concessionárias têm menos estoque

4.3.2. Há menos chance de que o fusível errado seja instalado no local

4.3.3. Desvantagens

4.3.3.1. Fusíveis maiores do que o necessário são usados ​​em muitos locais

4.3.3.1.1. Maiores danos de falta no local do arco

4.3.3.1.2. Quedas de tensão mais longas

4.3.3.1.3. Mais estresse no equipamento

4.4. Coordenação

4.4.1. A coordenação de fusíveis de derivação lateral é geralmente direta

4.4.2. O fusível deve coincidir com o religador da estação ou com os relés do disjuntor

4.4.3. Os relés de aterramento da estação são geralmente configurados para coordenar com o maior fusível de tape

4.4.4. No lado a jusante, um fusível de derivação deve coordenar com o maior fusível do transformador

4.4.4.1. Geralmente não é um problema

4.5. Alcance de fusíveis

4.5.1. Fusíveis são dimensionados para evitar operações incômodas

4.5.2. Fusíveis devem coordenar a proteção a montante e a jusante

4.5.3. Fusíveis são dimensionados para garantir que forneçam proteção à seção da linha que estão protegendo

4.5.4. O alcance do fusível deve exceder o comprimento da seção da linha

4.5.5. Métodos usados ​​para quantificar o alcance de um fusível

4.5.5.1. Onde o fusível irá eliminar uma única falta fase-terra franca em 3 segundos

4.5.5.2. Onde a corrente de uma única falta fase-terra franca é seis vezes a nominal do fusível

4.5.5.3. Onde o fusível irá eliminar uma única falta fase-terra franca com uma resistência de 30 ohms em 5 segundos

4.5.5.4. Na maioria das situações, os tamanhos de fusíveis típicos fornecem alcance suficiente por qualquer um desses métodos

4.5.5.5. Os primeiros dois métodos são os melhores

4.5.5.5.1. A resistência de 30 ohms é excessivamente conservadora e difícil de aplicar

4.6. Confiabilidade

4.6.1. A confiabilidade precisa ditar o número de fusíveis usados

4.6.2. A aplicação mais comum para fusíveis de linha é em pontos de derivação

4.6.3. Ocasionalmente, as concessionárias usam fusíveis na rede trifásica

4.6.3.1. Mas um religador é mais comumente usado para este propósito

5. 9.5: Ajustes de Religadores

5.1. Os ajustes nos relés do disjuntor do alimentador principal (ou religador) devem ser realizados atendendo aos requisitos

5.1.1. O disjuntor coordene com os dispositivos a jusante

5.1.2. Coordene com os dispositivos a montante

5.1.3. Não tenha trips de inrush ou pickup de carga fria

5.2. As configurações do relé instantâneo variam mais do que as configurações do relé de fase

5.2.1. Várias concessionárias desativam ou não usam uma configuração de relé instantâneo

5.2.2. O pickup instantâneo do relé varia de uma a quase 10 vezes o pickup do relé de fase

5.3. Um conjunto razoável de ajustes de pickup

5.3.1. Relé de fase

5.3.1.1. Usar duas vezes a carga de pico projetada normal no circuito

5.3.2. Relé de aterramento

5.3.2.1. Usar 0,75 vezes a carga de pico projetada normal no circuito

5.3.3. Relés instantâneos de fase e terra

5.3.3.1. Usar duas vezes os pickups dos relés de fase e de aterramento

5.3.4. Ajustes menores do que esses estão sujeitos a falsos disparos de pickup de carga fria e inrush

5.4. Relés

5.4.1. Além de evitar disparos incômodos, os relés (ou religadores) devem fornecer proteção para sua seção de linha

5.4.1.1. Para o final da linha ou para o próximo dispositivo de proteção em série

5.4.2. Relé de fase

5.4.2.1. O alcance suficiente é garantindo que 75% da corrente de falta fase-fase franca no final do circuito seja maior do que o pickup do relé

5.4.2.1.1. Corrente operacional mínima

5.4.2.2. É usada a corrente de falta fase-fase

5.4.2.2.1. Os dois tipos de faltas não vistos pelo relé de aterramento são trifásica e fase-fase

5.4.2.3. O fator de 75% fornece uma margem de segurança

5.4.2.4. Outra abordagem

5.4.2.4.1. Garantir que a corrente de falta de fase-terra no final do circuito seja menor que a corrente mínima de operação

5.4.2.4.2. A corrente de falta de fase-terra é menor que a corrente de falta fase-fase, que fornece a margem de segurança

5.4.3. Relé de aterramento

5.4.3.1. Assegure-se de que o pickup do relé seja inferior a 75% da corrente de falta fase-terra no final da linha ou para o próximo dispositivo de proteção

5.4.3.2. O relé de aterramento deve coordenar com o maior fusível lateral

5.4.4. Configurações

5.4.4.1. Alimentadores dedicados ao fornecimento de redes secundárias, sejam redes de grade ou spot, têm configurações semelhantes aos alimentadores que fornecem cargas radiais

5.4.4.1.1. Duas diferenças principais estão relacionadas ao carregamento e ao ajuste do relé de terra

5.4.4.2. As configurações de pickup dos disjuntores da estação podem ter que levar em conta cargas de pico mais altas

5.4.4.3. Se os alimentadores estiverem fornecendo apenas carga de rede e todos os transformadores de rede estiverem conectados em estrela delta-aterrada, a corrente desequilibrada vista pelo relé de aterramento é pequena

5.4.4.4. As concessionárias podem definir uma configuração de relé de aterramento baixo

5.4.4.5. Principal limitação de diminuir ainda mais a configuração

5.4.4.5.1. Durante as faltas fase-terra, os circuitos não em falta realimentam a falta por meio da capacitância de sequência-zero desse circuito

6. 9.6: Coordenação de Dispositivos

6.1. Busca-se garantir que o dispositivo a jusante seja eliminado antes que o dispositivo a montante opere na faixa de correntes de falha disponíveis no dispositivo a jusante

6.2. Por causa das diferenças de dispositivo, algumas combinações requerem abordagens ligeiramente diferentes

6.3. Coordenação de fusíveis

6.3.1. O fusível a jusante (referido como o fusível de proteção) deve operar antes do fusível a montante (o fusível protegido)

6.3.2. O tempo total de liberação do fusível de proteção deve ser menor do que o tempo de dano do fusível protegido

6.3.3. O tempo de dano é 75% do tempo mínimo de fusão

6.3.4. Acima de uma certa corrente, os dois fusíveis não se coordenam

6.3.4.1. O fusível protegido pode sofrer danos ou derreter antes que o fusível de proteção seja eliminado

6.3.5. Para altas correntes de falta, a coordenação é impossível porque os dois fusíveis podem abrir

6.3.6. Coordenação de dois fusíveis limitadores de corrente

6.3.6.1. Semelhante a coordenar dois vínculos de expulsão

6.3.6.2. O tempo máximo de eliminação do fusível do lado da carga deve ser inferior a 75% do tempo mínimo de fusão do fusível do lado da fonte na faixa de correntes de falha disponíveis no fusível do lado da carga

6.3.6.3. O fator de 75% é responsável por danos ao fusível do lado da fonte

6.3.6.4. Ao contrário dos links de expulsão, os fusíveis limitadores de corrente podem coordenar com correntes muito altas

6.3.7. Coordenação de um elo de expulsão com um fusível limitador de corrente

6.3.7.1. Segue princípios semelhantes

6.3.7.1.1. A coordenação às vezes é difícil

6.3.7.2. Fusível limitador de corrente do lado da carga

6.3.7.2.1. Coordena uma ampla faixa de corrente de falha

6.3.7.3. Fusível limitador de corrente do lado da fonte

6.3.7.3.1. As limitações do tempo de compensação dos links de expulsão (para cerca de 0,8 ciclos) impedem a coordenação em altas correntes

6.3.7.3.2. Para correntes acima deste valor, ambos funcionarão ou apenas o fusível limitador de corrente operará

6.3.8. Coordenação do fusível limitador de corrente de backup

6.3.8.1. Requer atenção especial

6.3.8.2. Garantir que o fusível limitador de corrente não tente operar com correntes abaixo de sua classificação de interrupção mínima

6.3.8.2.1. A intersecção da curva de eliminação total do fusível de expulsão e a curva de fusão mínima do fusível de backup deve ser maior do que a classificação de interrupção máxima do backup fusível

6.3.8.2.2. Normalmente, são selecionados fusíveis limitadores de corrente de backup para uso com links de expulsão com base na coordenação de fusão combinada

6.3.9. Proteção do transformador

6.3.9.1. Sobrecarga e falhas secundárias também são consideradas para fusíveis limitadores de corrente de backup

6.3.9.2. As falhas secundárias nos terminais do transformador não devem danificar ou derreter o fusível limitador de corrente de backup

6.3.9.2.1. Garantir que, no tempo total de limpeza do elo de expulsão com a falta secundária franca, a corrente mínima de fusão do fusível de backup seja de pelo menos 125% da corrente de falta secundária

6.3.9.3. A sobrecarga não deve danificar ou derreter o fusível limitador de corrente de backup

6.4. Coordenação de religadores

6.4.1. A curva rápida do religador deve ser limpa antes que os fusíveis a jusante operem

6.4.1.1. Economiza o fusível para falhas temporárias

6.4.2. Uma falta permanente a jusante de um fusível deve queimar o fusível, não bloquear o religador

6.4.3. Religadores controlados hidraulicamente

6.4.3.1. A classificação da bobina de desarme determina o "pickup" do religador

6.4.3.2. Têm seleções de curvas limitadas e nenhum ajuste

6.4.3.3. Falta de coordenação é mais problemática na região de baixa corrente

6.4.3.4. Se o religador bloqueia por faltas a jusante de um fusível, mais clientes são interrompidos e as equipes têm mais dificuldade em encontrar a falha (mais área para patrulhar)

6.4.4. Religadores com controles eletrônicos e disjuntores com relé

6.4.4.1. Oferecem mais flexibilidade

6.4.4.2. As características de trip podem ser adaptadas para coordenar uma ampla gama de correntes

6.4.5. Religadores trifásicos

6.4.5.1. Têm um elemento de disparo à terra

6.4.5.1.1. Pode aumentar a sensibilidade do religador

6.4.5.1.2. Coordena melhor com os fusíveis a jusante

6.4.6. Coordenação de dois religadores

6.4.6.1. A separação da curva necessária depende do tipo de religador

6.4.6.2. Religadores controlados hidraulicamente que são operados por bobina em série

6.4.6.2.1. Ambos operam se houver menos de uma separação de dois ciclos

6.4.6.2.2. Ambos podem operar para uma separação de 2 a 12 ciclos

6.4.6.2.3. Ambos coordenam corretamente se houver mais de 12 ciclos de separação

6.4.6.3. Religadores controlados hidraulicamente que usam fechamento por solenóide de alta tensão (religadores maiores

6.4.6.3.1. São necessários oito ciclos de separação para coordenação

6.5. Coordenação de elementos instantâneos

6.5.1. É difícil coordenar os elementos do relé instantâneo ou as curvas rápidas do religador

6.5.2. Pela natureza de um elemento instantâneo, dois em série irão operar se a corrente de curto-circuito estiver acima do pickup de ambos os relés

6.5.3. Maneira mais comum de coordenar dois elementos instantâneos

6.5.3.1. Aumentar o pickup do elemento a montante

6.5.3.2. O relé a montante não pode operar se seu pickup estiver acima da corrente de falta disponível na localização do elemento a jusante

6.5.3.3. O pickup instantâneo na unidade deve ser maior que seu pickup de sobrecorrente temporizado

7. 9.7: Posicionamento de Seccionalizadores

7.1. É importante ser capaz de localizar fusíveis, religadores e outros dispositivos de seccionalização

7.2. Opções para usar dispositivos de proteção para melhorar a confiabilidade

7.2.1. Adicionar dispositivos que podem seccionar e restaurar circuitos mais rapidamente (automação)

7.2.2. Usar mais dispositivos de proteção (mais fusíveis, mais religadores)

7.2.3. Religar mais rápido

7.2.4. Melhorar a coordenação

7.3. Vantagem de otimizar a proteção como uma forma de melhorar a confiabilidade

7.3.1. Muitas opções são de baixo custo

7.3.1.1. As concessionárias podem melhorar o desempenho alterando as configurações do relé ou religador

7.3.1.2. Aplicar fusíveis de baixo custo de forma mais apropriada

7.4. Quanto mais fusíveis estiverem disponíveis para isolar as falhas em partes menores do circuito, menos clientes serão interrompidos

7.5. Os tapes quase sempre tem fusíveis, principalmente para maior confiabilidade

7.6. Os fusíveis são localizadores de falhas baratos

7.7. Cenários que podem ser melhorados com melhor aplicação de fusíveis

7.7.1. Derivações sem fusíveis na linha principal

7.7.2. Transformadores sem um fusível local

7.7.3. Para-raios a montante dos fusíveis

7.8. Melhorar a confiabilidade

7.8.1. Certificar-se de que todos os tapes possuem fusíveis

7.8.2. Se tapes sem fusíveis usarem um tamanho de condutor menor, as falhas têm maior probabilidade de queimar esses condutores porque um disjuntor levará mais tempo para eliminar uma falta do que um fusível

7.9. Fusível externo local para proteger um transformador

7.9.1. Ajuda a melhorar a confiabilidade

7.9.2. Ajuda as equipes a encontrar e identificar com mais precisão a origem do problema

7.9.3. O tipo de fusível mais comum para esta aplicação é um fusível de expulsão em um disjuntor

7.9.3.1. Fusíveis limitadores de corrente também são uma opção

7.9.4. Fusíveis limitadores de corrente

7.9.4.1. São apropriados em muitos locais para fornecer proteção contra falha violenta do transformador

7.10. Os para-raios devem ser colocados a jusante dos fusíveis, se for possível

7.10.1. Uma falta no para-raios ou um animal atravessando o para-raios queimará o fusível em vez de forçar a operação do dispositivo de proteção da linha principal

7.10.1.1. Interrompendo muito mais clientes do que se um fusível tivesse operado

7.10.2. Se o isolador do para-raios deixar de operar, a falha pode ser extremamente difícil para as equipes encontrarem

7.10.3. Um fusível ajuda a localizar a falha

7.11. Religadores são outra opção que pode melhorar a confiabilidade

7.11.1. Muitas vezes pode ser justificada pela confiabilidade, mesmo se eles não forem necessários para proteger todo o circuito

7.11.2. Mesmo quando religadores são necessários para alcance, o posicionamento pode ser ajustado de forma a maximizar a confiabilidade

7.11.3. Religadores monofásicos podem fornecer aplicação econômica para certas localizações de linhas trifásicas e também para derivações monofásicas mais longas

7.11.4. O número de clientes salvos por cada local de religador possível permite priorizar possíveis locais de religadores

7.11.5. Eficácia de custo de cada aplicação

7.11.5.1. Comparar diferentes opções de equipamentos

7.11.5.2. Pode ser determinada usando a razão entre o custo da instalação do dispositivo de seccionamento e o número de interrupções do cliente economizadas

7.11.5.3. São selecionados os projetos com o menor custo por interrupção do cliente economizado

7.12. Agrupamentos de clientes

7.12.1. Às vezes, faz sentido aumentar a exposição da linha principal para proteger grandes grupos de clientes

7.12.2. Se houver um grande grupo de clientes próximo ao meio de um circuito, colocar o religador logo além desse grupo aumentará ao máximo a confiabilidade

7.12.3. Em circuitos com grupos maiores de clientes perto do final, haverá menos oportunidades para equipamentos de seccionamento adicionais

7.12.3.1. A menos que o equipamento de ponto de ligação automatizado seja usado para transferir esses clientes para outro circuito

8. 9.8: Filosofia de Preservação de Fusíveis e Alternativas

8.1. A preservação de fusíveis é um esquema de proteção onde um disjuntor ou religador é usado para operar antes de um fusível de tape lateral

8.2. Um fusível não tem capacidade de religamento, porém um disjuntor (ou religador) tem

8.3. A preservação de fusível é normalmente implementada com um relé instantâneo em um disjuntor (ou a curva rápida em um religador)

8.3.1. O disparo instantâneo é desabilitado após a primeira falta

8.3.2. Após o religamento do disjuntor, se a falta ainda estiver presente, então o fusível queima

8.3.3. Como a maioria das falhas é temporária, a preservação de fusíveis evita várias operações de fusíveis laterais

8.4. Principal desvantagem da preservação de fusível

8.4.1. Todos os clientes do circuito veem uma interrupção momentânea por faltas laterais

8.4.1.1. Muitas concessionárias optam por um esquema de queima de fusíveis

8.4.1.1.1. O disparo instantâneo do relé é desabilitado e o fusível sempre pode queimar

8.5. Preservação de fusíveis vs queima de fusíveis

8.5.1. Preservação de fusível

8.5.1.1. Reduzir interrupções sustentadas

8.5.1.2. Comportamento da preservação de fusível na falha temporária

8.5.1.2.1. O disjuntor opera no disparo instantâneo do relé (antes de o fusível operar)

8.5.1.2.2. O disjuntor é religado

8.5.1.2.3. A falha desaparece

8.5.1.3. Comportamento da preservação de fusível na falha permanente

8.5.1.3.1. O disjuntor opera no disparo instantâneo do relé (antes que o fusível opere)

8.5.1.3.2. O disjuntor é religado

8.5.1.3.3. O relé instantâneo é desabilitado

8.5.1.3.4. As equipes devem ser enviadas para corrigir a falha e substituir o fusível queimado

8.5.2. Queima de fusíveis

8.5.2.1. Reduzir o número de interrupções momentâneas

8.5.2.2. Comportamento da queima de fusível na falha temporária

8.5.2.2.1. O fusível funciona

8.5.2.2.2. As equipes devem ser enviadas para substituir o fusível queimado

8.5.2.3. Comportamento da queima de fusível na falha permanente

8.5.2.3.1. O fusível funciona

8.5.2.3.2. As equipes devem ser enviadas para corrigir a falha e substituir o fusível queimado

8.6. Queima de fusíveis

8.6.1. As faltas momentâneas podem ser reduzidas drasticamente

8.6.2. O efeito sobre a confiabilidade de ir para um esquema de queima de fusíveis é mais difícil de estimar

8.6.3. A queima de fusíveis aumenta o número de operações dos fusíveis

8.6.3.1. Aumentará a frequência média de interrupções sustentadas

8.6.4. É difícil fazer a queima de fusíveis funcionar

8.6.4.1. Os fusíveis eliminam as faltas rapidamente em relação aos disjuntores

8.6.4.1.1. Onde as correntes de falta são altas, o fusível queima antes que o disjuntor desarme

8.6.4.2. A maioria dos disjuntores de distribuição leva cinco ciclos para eliminar faltas

8.6.4.2.1. O disjuntor deve abrir antes que o fusível queime

8.6.5. Desvantagens

8.6.5.1. As faltas na rede podem durar muito tempo

8.6.5.1.1. Muito mais danos no local da falta ocorrem durante esse tempo extra

8.6.5.1.2. Danos ao condutor

8.6.5.1.3. Danos ao equipamento

8.6.5.1.4. Transformadores de estação

8.6.5.1.5. Faltas evoluindo

8.6.5.1.6. Underbuilt

8.6.5.2. Os afundamentos de tensão duram mais, especialmente para faltas nas redes trifásicas

8.6.5.2.1. Para uma falta na subestação, a duração triplica

8.6.5.2.2. A situação é pior para faltas fase-fase e faltas trifásicas

8.7. Preservação de fusíveis

8.7.1. É necessário fazer com que o dispositivo de proteção da subestação abra antes que os fusíveis operem

8.7.1.1. Diminuindo a velocidade do fusível

8.7.1.2. Usando disjuntores ou religadores mais rápidos

8.7.1.3. Limitando as correntes de falha

8.7.1.3.1. Interligações abertas

8.7.1.3.2. Reator de aterramento de neutro do transformador

8.7.1.3.3. Reatores de linha

8.7.1.3.4. Transformadores de impedância mais alta

8.8. Otimização do uso da queima de fusíveis

8.8.1. Fusíveis rápidos

8.8.1.1. As falhas serão eliminadas mais rapidamente

8.8.1.1.1. As durações de queda de tensão são mais curtas

8.8.1.1.2. Limitam a magnitude e a duração da queda

8.8.2. Fio coberto ou fios curtos

8.8.2.1. Usar um esquema de queima de fusível modificado com um elemento instantâneo temporizado

8.8.3. Religadores monofásicos em laterais mais longos

8.8.3.1. Faltas temporárias nestes laterais não causam interrupções permanentes para esses clientes

8.8.4. Mais fusíveis

8.8.4.1. Adicionar mais fusíveis de para segmentar mais o circuito

8.8.5. Rastrear operações laterais

8.8.5.1. Rastrear as interrupções nos laterais

9. 9.9: Outros Esquemas de Proteção

9.1. Temporização no trip instantâneo

9.1.1. Ao invés de remover o trip instantâneo

9.1.2. As faltas não duram tanto quanto durariam se o relé fosse para um elemento de sobrecorrente temporizado

9.1.2.1. Há menos chance de queima de fio

9.1.2.2. As quedas de tensão são de menor duração para falhas na rede elétrica

9.2. Instantâneo de ajuste alto

9.2.1. Ajustado para eliminar faltas próximas à estação

9.2.2. Remove as faltas mais prejudiciais rapidamente

9.3. Usar um atraso

9.3.1. Esquema de preservação de fusível melhor do que apenas remover o relé instantâneo

9.3.2. Desvantagem

9.3.2.1. Geralmente é mais difícil e caro de implementar

9.3.2.1.1. Para relés eletromecânicos

9.3.2.1.2. Muitos relés digitais facilitam a implementação

9.3.2.2. Não é tão implementado

9.4. Queima de fusíveis na subestação

9.4.1. As correntes de falta são altas perto da subestação

9.4.2. É difícil fazer a preservação de fusíveis funcionar

9.5. Preservação de fusíveis no religador

9.5.1. As correntes de falta são mais baixas a jusante

9.5.2. Os religadores são mais rápidos

9.5.3. A preservação de fusíveis funciona bem

9.6. O SCADA pode ser usado para alternar entre preservação de fusíveis e queima de fusíveis

9.6.1. Benefícios de ambos os esquemas

9.6.2. A queima de fusíveis é o modo de operação normal

9.6.3. Os operadores podem mudar para um esquema de preservação de fusíveis durante tempestades

9.6.3.1. Vários fatores tornam a preservação de fusíveis melhor durante tempestades

9.6.3.1.1. As falhas são mais prováveis ​​de serem temporárias durante tempestades

9.6.3.1.2. Os clientes são mais tolerantes às falhas temporárias durante as tempestades

9.6.3.1.3. As interrupções devido às operações dos fusíveis duram mais durante as tempestades

9.6.4. Se os fusíveis queimarem devido a falhas temporárias, isso aumenta o número de locais de reparo

9.6.5. Preservar fusíveis reduz o número de interrupções que as equipes terão de resolver

9.7. Ajustar o esquema dependendo de quantas fases estão com falta

9.7.1. Abordagem adaptativa para um modo de queima de fusível

9.7.1.1. Falta bifásica ou trifásica

9.7.1.1.1. Usar o instantâneo

9.7.1.1.2. O trip reduz rapidamente a duração das quedas de tensão para faltas na rede

9.7.1.2. Falha monofásica

9.7.1.2.1. Usar a queima do fusível

10. 9.10: Aplicações de Religadores

10.1. Religamento automático

10.1.1. Universalmente aceito na maioria dos alimentadores de distribuição aérea

10.1.2. Em circuitos aéreos, 50 a 80% das falhas são temporárias

10.1.2.1. Se um disjuntor ou religador eliminar uma falha e religar, na maioria das vezes a falta desaparece e os clientes não perdem energia por um longo período de tempo

10.1.3. Em circuitos subterrâneos, praticamente todas as faltas são permanentes

10.1.3.1. Não é praticado o religamento

10.1.3.2. Um circuito pode ser considerado subterrâneo se algo como 60 a 80% do circuito for subterrâneo

10.1.3.3. Um número significativo de concessionárias trata um circuito como subterrâneo se apenas 20% for subterrâneo

10.1.3.3.1. Outras colocam o limite acima de 80%

10.2. Três tentativas de religamento

10.2.1. Uma quantidade maior de tentativas de religamento significa mais chances para que a falta seja eliminada

10.2.2. A chance de que a terceira ou quarta tentativa de religamento seja bem sucedida geralmente é pequena

10.2.3. Tentativas de religamento adicionais têm impactos negativos no sistema

10.2.3.1. Dano adicional no local da falta

10.2.3.1.1. Com cada religamento em uma falta, o arco causa dano adicional no local da falta

10.2.3.1.2. Falhas no equipamento causam mais danos

10.2.3.2. Quedas de tensão

10.2.3.2.1. Com cada religamento em uma falha, os clientes em circuitos adjacentes são atingidos por outra queda de tensão

10.2.3.3. Danos por falta nos transformadores

10.2.3.3.1. Cada falta sujeita os transformadores a esforços mecânicos e térmicos

10.2.3.4. Danos através de falta em outro equipamento

10.2.3.4.1. Cabos, fios e, especialmente, conectores sofrem as tensões térmicas e mecânicas da falha

10.2.3.5. Interrupção nominal dos disjuntores

10.2.3.5.1. Os disjuntores devem ter sua interrupção nominal reduzida se o ciclo de religamento envolver mais de uma tentativa de religamento em 15 segundos

10.2.3.5.2. As tentativas de religamento extra aumentam o número de operações

10.2.3.6. Relés de sobrecorrente

10.2.3.6.1. Um disco de relé de indução gira em resposta à falta de corrente

10.2.3.6.2. Após o término da falta, leva algum tempo para o disco girar de volta à posição neutra

10.2.3.6.3. Múltiplos religamentos pelo religador podem acionar o relé da subestação o suficiente para desarmar erroneamente o relé

10.3. O religamento pode ser bloqueado em alguns casos

10.3.1. É comum bloquear todas as tentativas de religamento quando os trabalhadores estão fazendo manutenção em um circuito para fornecer um nível extra de proteção

10.4. Duração do intervalo de abertura

10.4.1. Tempo morto entre as tentativas de religamento

10.4.2. Para um número menor de tentativas de religamento, são usados atrasos mais longos para dar aos galhos de árvores e outros materiais mais tempo para serem eliminados

10.5. Religamento imediato

10.5.1. Na primeira tentativa de religamento em disjuntores e religadores

10.5.1.1. Religamento instantâneo ou rápido

10.5.1.2. Não ter nenhuma temporização intencional

10.5.1.3. Temporização muito curta

10.6. Para a qualidade da energia, um religamento mais rápido é melhor

10.6.1. Alguns clientes podem não notar nada mais do que um piscar rápido das luzes

10.7. Relógios digitais

10.7.1. Têm uma ampla faixa de sensibilidade à tensão

10.7.1.1. A maioria deles não perderá memória por uma interrupção completa inferior a 0,5 segundo

10.7.2. Religamento imediato

10.7.2.1. Ajuda os clientes residenciais a passar por interrupções momentâneas sem reconfigurar muitos dispositivos

10.7.2.2. Ajuda com dispositivos do tipo relógio digital

10.7.2.2.1. Rádios despertadores

10.7.2.2.2. Videocassetes

10.7.2.2.3. Micro-ondas

10.7.2.3. Não ajuda com a maioria dos computadores ou outros equipamentos baseados em computador

10.7.2.3.1. Limita a melhoria da qualidade de energia do uso do religamento imediato para clientes residenciais

10.8. Religamento atrasado

10.8.1. Necessário se não houver tempo suficiente para eliminar a falta

10.8.2. Um arco de falta precisa de tempo para esfriar, ou o religamento pode reativar o arco

10.9. Influência da tensão no tempo de deionização

10.9.1. Tempo de deionização aumenta apenas moderadamente com a tensão

10.9.2. Muitas linhas de transmissão de alta tensão usam com sucesso um religamento rápido

10.9.3. O tempo de religamento para disjuntores e religadores de distribuição varia conforme o projeto

10.10. Circuitos de distribuição

10.10.1. Tempo para eliminar uma falta afetado

10.10.1.1. Se uma falta temporária for causada por um galho de árvore ou animal, pode ser necessário tempo para que os detritos caiam dos condutores ou isoladores

10.10.1.1.1. Com um religamento imediato, deve-se pelo ter menos duas tentativas de religamento antes do bloqueio

10.11. Clientes industriais com motores grandes se preocupam com um religamento rápido

10.11.1. Danos aos motores e seus equipamentos acionados

10.11.2. Quando a rede elétrica religar, a tensão da rede elétrica pode ficar fora de fase com a tensão residual do motor

10.11.2.1. Estressa severamente os enrolamentos e o eixo do motor e sua carga acionada

10.11.3. O tempo de decaimento é uma função do tamanho do motor e da inércia do motor e sua carga

10.11.4. Impactos de religamento são piores com

10.11.4.1. Motores maiores

10.11.4.2. Bancos de capacitores

10.11.4.3. Motores e geradores síncronos

10.12. Na grande maioria dos circuitos de distribuição, os impactos de religamento não são uma preocupação

10.12.1. Os motores nos contatores cairão

10.12.1.1. Motores maiores e motores síncronos normalmente têm um relé de subtensão para desarmar quando a tensão é perdida

10.12.2. A maioria dos alimentadores de serviços públicos não possui cargas de motor individuais maiores que 500 HP

10.12.3. Mesmo com alimentadores com grandes clientes industriais, a carga não motora será grande o suficiente para puxar a tensão para um nível seguro dentro do tempo que leva para fazer um religamento imediato normal

10.13. O religamento imediato pode ser implementado com segurança em quase todos os circuitos de distribuição

10.13.1. Exceções

10.13.1.1. Alimentador com um cliente industrial que é a maioria da carga do alimentador e o cliente industrial tem vários motores grandes de indução ou síncronos

10.13.1.2. Um alimentador com um grande gerador rotativo distribuído

11. 9.11: Dispositivos Monofásicos

11.1. Vários dos dispositivos de proteção de distribuição são monofásicos

11.1.1. Religadores

11.1.2. Fusíveis

11.1.3. Seccionalizadores

11.2. Em tapes monofásicos longos, religadores monofásicos às vezes são usados

11.2.1. A maioria das concessionárias também usa fusíveis para tapes trifásicos

11.3. Uso de interruptores monofásicos

11.3.1. Ajuda em circuitos trifásicos, com apenas uma fase interrompida por faltas fase-terra

11.3.2. No geral, o uso de dispositivos de proteção monofásicos reduz o número médio de interrupções pela metade

11.3.3. Pressupõe-se que todos os clientes são monofásicos e que os clientes estão igualmente divididos entre as fases

11.4. Os clientes trifásicos têm muitas cargas monofásicas e as cargas nas fases sem falta não são afetadas por ela

11.4.1. Dispositivos trifásicos também podem passar por um evento causado por uma falta monofásica

11.5. Dispositivos de proteção monofásicos têm algumas desvantagens

11.5.1. Ferrorressonância

11.5.1.1. Geralmente ocorre durante a comutação manual de dispositivos de comutação monopolar

11.5.1.1.1. Onde a carga é geralmente um transformador sem carga

11.5.2. Monofásico de motores

11.5.2.1. A maioria das concessionárias usa dispositivos de proteção monofásicos, geralmente com fusíveis, em circuitos trifásicos

11.5.2.2. A monofásica pode causar problemas para clientes industriais trifásicos devido ao aquecimento do motor e também ao desequilíbrio em inversores de velocidade ajustável

11.5.2.3. Sob monofásico, os motores podem superaquecer e falhar

11.5.2.4. Os motores têm impedância relativamente baixa para a tensão de sequência negativa

11.5.2.4.1. Um pequeno componente de sequência negativa da tensão produz uma corrente de sequência negativa relativamente grande

11.5.3. Backfeeds

11.5.3.1. Podem ser perigosos em dispositivos de proteção monofásico

11.5.3.2. Durante uma falta fase-terra em que um dispositivo monofásico abre, a retroalimentação por meio de uma carga trifásica pode causar tensão no lado da carga de um dispositivo de proteção aberto

11.5.3.3. A tensão de backfeed é suficiente para ser um risco à segurança dos trabalhadores ou do público

11.5.3.4. O backfeed disponível é uma fonte suficiente para manter um arco de comprimento significativo

11.6. Religadores monofásicos e controles de religadores

11.6.1. Muitos vêm com uma opção de controlador para um disparo monofásico e bloqueio trifásico

11.6.2. Para faltas monofásicas, apenas a fase com falta abre

11.6.3. Para faltas temporárias, o religador elimina a falta com sucesso e é fechado de volta

11.6.3.1. Haverá apenas uma interrupção momentânea na fase em falta

11.6.4. Se a falta ainda estiver presente após a tentativa final de religamento

11.6.4.1. Falta permanente

11.6.4.2. O religador desarma todas as três fases e não tentará operações adicionais de religamento

11.7. Estão disponíveis religadores monofásicos que têm classificações contínuas e de interrupção altas o suficiente para que as concessionárias possam usá-los em quase todas as aplicações de alimentadores e em muitas aplicações de subestações

11.8. Um relé de aterramento geralmente não está disponível em religadores monofásicos

11.8.1. Um relé de terra fornece sensibilidade extra para faltas fase-terra

11.8.2. Mesmo se um relé de terra estiver disponível em uma unidade com trip monofásico, se o relé de terra operar, ele desarma todas as três fases (anulando o propósito de trip monofásico)