Coordenação e seletividade em uma rede elétrica de distribuição Thiago Miglioranzi Volpe
Facing a dynamic scenario of the Brazilian Electric — Facing Abstrac Abstract t sector, it is fundamental that a Concessionary provides a service of quality for its consumers. Therefore, reaching the indicators established by the regulating entity is imperative. The Electric Power System (EPS) should be well adjusted, coordinated and reliable in order to be functional, and many studies have been assisting in reaching this objective. This essay has the purpose of presenting a case study of a relay Distribution Network incorrectly standardized, causing the improper protection from a DME Distribution Substation. Coordenation, differential, protection, I ndex Te T erms — Coordenation, selectivity. — Diante do cenário dinâmico do setor elétrico R esumo brasileiro, é fundamental que uma concessionária proporcione um serviço de qualidade para os seus consumidores. Com isso, alcançar os indicadores estabelecidos pelo órgão regulador, é imprescindível. O sistema elétrico de potência (SEP) deve ser bem ajustado, coordenado e confiável para ser funcional, e diversos estudos auxiliam no alcance desse objetivo. Esse trabalho tem por finalidade apresentar um estudo de caso de uma rede de distribuição com um relé parametrizado incorretamente, acarretando na atuação indevida da proteção de uma subestação do DME Distribuição. Distribuição. Coordenação, diferencial, proteção, — Coordenação, Palavras chave seletividade.
I. I NTRODUÇÃO Um sistema elétrico de potência (SEP) bem ajustado contribui para que uma concessionária de energia elétrica ofereça, aos seus consumidores, maior continuidade de fornecimento fornecimento de energia elétrica. A qualidade é regulamentada regulamentada pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) através dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST), que visam disciplinar o relacionamento entre as distribuidoras de energia elétrica e os demais agentes conectados aos sistemas de distribuição [1]. O SEP está sujeito a perturbações causadas por diversos fenômenos naturais e acidentais que provocam a interrupção no fornecimento de energia elétrica. Dessa forma é imprescindível a utilização de equipamentos de proteção nas redes de distribuição [2]. O estudo de coordenação e seletividade em uma rede de distribuição contribui para a qualidade da energia elétrica oferecida aos consumidores garantindo maior robustez ao Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Instituto Nacional de Telecomunicações, por Thiago Miglioranzi Volpe, como parte dos requisitos para a obtenção do Certificado de Pós-Graduação em Engenharia de Sistemas Eletroeletrônicos, Automação e Controle Industrial. Orientador: Prof. Yvo Marcelo Chiaradia Masselli. Trabalho aprovado em 06/2015.
sistema, uma vez que a atuação dos dispositivos de proteção deverá ocorrer o mais próximo possível da falha, evitando que consumidores que não estão ligados ao circuito atingido tenham seu fornecimento interrompido. II. ELEMENTOS DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO Tendo em vista que o SEP normalmente normalmente utiliza redes aéreas compostas por cabos nus, estas sempre estarão sujeitas a ocorrências externas que podem afetar o fornecimento de energia elétrica, tal como, abalroamentos, animais, descargas atmosféricas, etc. Dessa forma, é importante que os equipamentos de proteção estejam dimensionados de modo que suas atuações sejam eficientes. Os ajustes adequados juntamente juntamente com uma filosofia de proteção são necessários e garantem confiabilidade ao sistema. sistema. A. Transformador de corrente - TC
Na sua forma mais simples, reproduzem no seu circuito secundário a corrente que circula em um enrolamento primário com sua posição vetorial substancialmente mantida, em uma proporção definida, conhecida e adequada [3]. B. Transformador de potencial - TP
São, de modo geral, transformadores convencionais com alta regulação. Permitem aos instrumentos de medição e proteção o funcionamento funcionamento adequado sem a necessidade de tensão de isolamento correspondente à rede na qual estão conectados. Em sua forma mais simples possuem um enrolamento primário, de muitas espiras, e um enrolamento secundário, através do qual se obtém a tensão requerida [3]. C. Disjuntor
São equipamentos cuja função é interromper ou reestabelecer as correntes sejam de falta, de carga (nominal) ou ainda de sobrecarga, em um determinado sistema elétrico. Eles são a parte atuante física do relé, ou seja, recebem a ordem de abertura ou fechamento dos relés que se comunicam com eles [4]. D. Elos Fusíveis
Os elos fusíveis fazem parte das chaves-fusíveis, são dispositivos que devem fundir para condições de sobrecorrente e nunca para corrente de carga [5]. Os elos fusíveis mais utilizados nas redes de distribuição são: Tipo H – Elos fusíveis de alto surto, com alta temporização para correntes elevadas. [6]
Tipo K – Elos fusíveis rápidos, com relação de rapidez entre 6 (para elo fusível de corrente nominal 6A) e 8,1 (para elo fusível de corrente nominal de 200A). [6] Tipo T – Elos fusíveis lentos com relação de rapidez entre 10 (para elo fusível de corrente nominal 6A) e 13 (para elo fusível de corrente nominal de 200A). [6]
E. Alimentador
Rede ou linha de distribuição elétrica que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição do concessionário e/ou consumidores [7]. F. Relés
Os relés são dispositivos que monitoram grandezas, na maioria dos casos elétrica, como tensão e corrente. O relé atua quando a grandeza monitorada ultrapassa para mais ou para menos um determinado valor pré-ajustado, comandando aberturas de disjuntores ou de outros equipamentos [5]. De acordo com a característica tecnológica, ou construtiva, os relés podem ser eletromecânicos, estáticos ou digitais, sendo os princípios de funcionamento, mesmo nos relés mais modernos, baseados nos relés eletromecânicos originais [8]. Os digitais são relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores. São controlados por software, ou seja, não necessitam de ajustes físicos para alteração de seus parâmetros. Não existindo a restrição física, surge a possibilidade de uma infinidade de ajustes, tanto para intensidade de ajustes de curto-circuito ou impedância aparente, quanto para o tempo de atuação [8]. Segundo a norma IEC 255-3, existem os seguintes tipos de relés: relés de corrente definida, relés de tempo definido e relés de tempo inverso. O relé de tempo inverso tem como característica de operação em sua curva, a atuação inversamente proporcional à corrente de falha. Geralmente esse tipo de relé possui 3 tipos de curvas características, cada uma representando uma velocidade de operação diferente, são elas: inversa, muito inversa e extremamente inversa.
III. COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE A coordenação consiste na definição de prioridades de atuação das proteções do sistema. O relé deve ser capaz de identificar a corrente de curto-circuito e caso o disjuntor mais próximo não atue, o disjuntor de retaguarda deve ser acionado [8]. Entre o acionamento dos dispositivos existe um tempo de coordenação, garantindo que a abertura do disjuntor da proteção imediatamente à montante não seja iniciada antes que a proteção mais próxima a falta tenha tido tempo suficiente para concluir todo seu processo de proteção, incluindo tentativas de religamento, como também para assegurar que a proteção a jusante tenha falhado [8]. A tabela I apresenta os intervalos de coordenação, para os relés, que variam entre 200ms e 300ms, este atraso se deve a dois fatores: Tempo de abertura do disjuntor associado: entre 5 e 8 ciclos (80 e 133ms); Tolerância dos ajustes do relé: 170ms para relés não calibrados e 120ms para relés calibrados em campo.
Tabela I - Intervalos de coordenação [10]
Dispositivo a jusante Fusível Disjuntor de baixa tensão Relé digital
Fusível
Dispositivo a montante Disjuntor de baixa Relé digital tensão
120ms
120ms
120ms
120ms
120ms
120ms
250ms
250ms
250ms
A seletividade lógica é aplicada por meio de relés digitais que permitem que as unidades situadas mais próximas da falta possam eliminá-la em um tempo muito pequeno, normalmente entre 50ms e 100ms [11]. Quando os elementos estão em série, conforme ilustrado na figura 2 a seletividade deve ser feita com o elemento a jusante [11].
Figura 1 - Tipos de curvas características [9] Figura 2 - Coordenação entre elementos em série. [11]
Os relés digitais de sobrecorrente possuem, em seus ajustes, um elemento instantâneo (Função 50) e também o elemento de tempo (Função 51), responsáveis pela característica tempocorrente.
No caso onde existe um dispositivo geral e outros dispositivos em paralelo, disponibilidade típica de uma subestação, conforme ilustrado na figura 3, a seletividade do dispositivo geral deve ser feita através da envoltória da maior saída (Figura 4) dos dispositivos em paralelo, garantindo assim que somente na ocorrência de uma falha do dispositivo principal, a proteção de retaguarda ( backup) irá atuar [11].
Os relés possuem ainda uma outra característica chamada Breaker Failure cujo objetivo é o envio de um sinal ao disjuntor à montante após o término do tempo definido nesta função, pressupondo que o disjuntor que deveria interromper a falta falhou [9].
Figura 3- Proteção dos dispositivos em paralelo [11]
Figura 4 - Envoltória das curvas de atuação dos elementos protetores[11]
IV. PROTEÇÃO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO As principais propriedades que um sistema de proteção deve possuir são: confiabilidade, coordenação e seletividade, velocidade e sensibilidade [12]. Para atender as características citadas anteriormente é preciso realizar o levantamento dos valores de curto-circuito para que o projetista possa antever as conseqüências dos defeitos, possibilitando a tomada das medidas necessárias para minimizar seus efeitos, com a mínima perturbação do sistema [12] Os elos fusíveis protegem o sistema elétrico contra sobrecargas de corrente abrindo o circuito quando ocorre alguma falha na rede de distribuição. Cada tipo de elo fusível possui uma curva de acionamento específica de seu modelo e deverão ser instaladas na rede de acordo com a característica da carga a ser protegida. As redes de distribuição também podem estar dotadas de religadores que são capazes de detectar condições de defeito e abrir automaticamente, de modo simultâneo, as 3 fases e então ligar o circuito após um retardo de tempo pré-ajustado [1]. Os disjuntores, geralmente usados nas saídas dos alimentadores nas subestações, funcionarão associados aos relés. Sua abertura, devido a uma sobrecorrente, dependerá do envio de um sinal do relé gerado através de sua sensibilização. Para que a proteção esteja coordenada é necessário respeitar o tempo de coordenação dos dispositivos, elos fusíveis, disjuntores e relés, dessa forma minimiza-se os riscos de acionamento inadequado de um dos dispositivos. Caso algum dispositivo não atue corretamente, existe a proteção de retaguarda, também conhecida como proteção de backup [9].
V. ESTUDO DO CASO O módulo 8 do PRODIST (Procedimentos de distribuição de energia elétrica no sistema elétrico nacional) da Aneel relata o padrão de qualidade que deve ser prestado por uma concessionária de energia elétrica, sendo avaliada a partir de três aspectos: continuidade, conformidade e atendimento comercial [13]. A continuidade representa o grau de disponibilidade do serviço prestado pela concessionária e, em geral, está associada a indicadores de duração das interrupções e a frequência com que estas ocorrem no sistema [13]. Alguns destes indicadores são definidos como: DIC – Duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora. [14] FIC – Frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão expressa em número de interrupções. [14] DEC – Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em horas e centésimos de hora. [14] FEC – Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em número de interrupções e centésimos do número de interrupções. [14] Assim, quanto antes a falta for restabelecida ou então quanto menor a área atingida, melhor serão estes indicadores, por isso a necessidade de um sistema seletivo e coordenado.
Figura 5 - Unifilar da SE Interligação
A não seletividade ocorreu na subestação Interligação, esta subestação possui conexão direta com a Subestação Furnas (138KV) e com a geração da Usina Hidrelétrica Walther Rossi (69KV) somada à geração de outras usinas, possui 2 transformadores com nível de tensão 138/69/13,8KV e com potência de 45/20/25MVA. Na saída de 13,8KV, existem oito alimentadores, divididos igualmente para cada transformador,
ou seja, quatro para cada um conforme ilustrado no unifilar da figura 5. Cada alimentador possui um disjuntor e um relé de proteção associado, devendo realizar o monitoramento e abertura do circuito em caso de falha. Para que seja possível configurar este tipo de operação no relé é essencialmente necessário a corrente de curto-circuito trifásico (ICC3f), corrente de curtocircuito bifásico (ICC2f) e corrente de curto-circuito fase-terra (ICC) de cada alimentador. Atualmente no DMED, essa corrente é determinada pelo software PTW - Power Tools for Windows. Os valores calculados, além de outras variáveis, são utilizados como parâmetros durante a elaboração das curvas de acionamento. Estes dados são fundamentais para elaboração correta de uma curva de acionamento tempo x corrente de fase. Na figura 6 é possível verificar a curva extremamente inversa de fase da barra da subestação e a curva muito inversa do alimentador 43F4, caracterizando a da barra como uma curva muito rápida para altas correntes e lenta para baixas correntes. Já a do alimentador é adequada tanto para baixas como para altas correntes.
Figura 7 - Cenário
A sequência de operações pode ser visualizada na figura 8. Nota-se o momento em que ocorre o pickup (Função 50/51 Ph A PU e 50(N) /51(N) PU), ou seja, neste momento a corrente alcança um valor onde se inicia a contabilização do tempo para enviar o sinal de trip para o disjuntor. Por se tratar de um curto-circuito fase-terra o sinal de trip só será enviado caso o valor de corrente ultrapasse o valor limitado pela curva de neutro, mas o envio deste não ocorre em nenhum momento.
Figura 6 - Coordenograma tempo x corrente – Fase
As cargas instaladas nos alimentadores da barra atingida são as seguintes: Alimentador 43F4 – 20,04MVA, Alimentador 44F4 – 10,95MVA, Alimentador 41F4 – 2,44MVA e do Alimentador 42F4 – 9,08MVA. A. Apresentação do Cenário
A falha em questão ocorreu no circuito do alimentador 43F4 (Figura 4). Como o mesmo se encontra no ramal tronco não há nenhum elo fusível entre o local da ocorrência e o disjuntor. Desta forma a proteção contra quaisquer problemas deveria ter sido detectada pelo relé de proteção do circuito, após análise das grandezas. Este alimentador é praticamente exclusivo de uma grande indústria, com demanda contratada de 8,8MVA, e outras 32 unidades consumidoras, conforme ilustrado na figura 7. Teoricamente somente a proteção do alimentador em questão deveria atuar. No entanto o relé de backup (46F4) foi acionado, abrindo o disjuntor da barra fazendo com que ele e os outros três alimentadores fossem retirados de operação.
Figura 8 - Oscilografia da ocorrência.
O valor do curto-circuito fase-terra alcança aproximadamente 1,46KA, ocasionando um desbalanceamento no neutro ocorrendo as atuações de pickup. Na oscilografia visualiza-se a sobrecorrente no neutro, mas sem envio do sinal de trip para atuação do disjuntor do alimentador. Como existe a coordenação das curvas de atuação (figura 9), foi então realizada a atuação através da função 50N/51N do relé de backup, no caso o relé 46F4, que fica na barra da subestação. A abertura do disjuntor do alimentador 43F4 deveria ter ocorrido dentro de aproximadamente 125ms, no entanto a falha só foi isolada com aproximadamente 1,1s. Com isso foram tirados do circuito todos os alimentadores da barra, afetando diretamente 6469 unidades consumidoras
(Alimentador 41F4 – 1760 unidades consumidoras, Alimentador 42F4 – 3339 unidades consumidoras, Alimentador 43F4 – 33 unidades consumidoras, Alimentador 44F4 – 1337 unidades consumidoras). Após alguns minutos três alimentadores foram novamente energizados e somente o circuito 43F4 foi isolado para realização da manutenção necessária.
Figura 10 - Função 51N desabilitada na parametrização
A função de religamento - número 79, trabalha através de ciclos ( cicles) de atuação, ou seja, estes ciclos são responsáveis por “dizer” quais ações devem ser tomadas em
Figura 9 - Coordenograma tempo x corrente - Neutro
B. Solução Apresentada
Todo cuidado é pouco quando se trata de SEP coordenado e seletivo, devido à quantidade de dispositivos a ele conectado. Existe uma grande quantidade de configurações possíveis em um relé de proteção digital. É através destas que o sistema diferencia uma falha permanente de uma falha transitória, de uma corrente de partida de motores ou até mesmo uma corrente de magnetização dos transformadores ( Inrush) [4]. Enfim, existem muitas possibilidades que devem ser tratadas para que o sistema fique coeso e eficiente. Caso apenas uma delas não esteja configurada da forma correta, todo o SEP pode ficar comprometido. Durante o processo de análise da ocorrência, levantou-se a possibilidade de um defeito físico, ou seja, algum defeito no próprio relé que justifique sua não atuação. O mesmo foi então substituído por outro do mesmo modelo e com mesma parametrização. Ainda assim, a mesma falha de atuação persistiu durante os testes no local, descartando a possibilidade de um problema físico. A partir de testes de configuração, realizado em bancada, foi constatada uma configuração indevida no relé de proteção, fazendo com que a operação não ocorresse do modo esperado, conforme figura 10.
cada intervalo de tempo após a atuação. Na definição do que seria considerado no primeiro ciclo, foi estipulado que a função (51N) estaria com valor “Stops 79” . Isso impede o relé de operar e impede o envio do sinal de trip para abertura do disjuntor quando este é acionado via curva temporizada de neutro (51N) do alimentador. Assim a curva com menor tempo de atuação passou a ser a curva de neutro da barra da subestação, conforme figura 9. O mesmo não aconteceu no 46F4 (Barra), pois o modo de operação é diferente. Este relé não opera com a função 79, pois se ocorrer uma falha a ponto de o relé de backup atuar, na maioria das vezes não será uma falha transitória.
Figura 11 - Oscilografia com êxito
Solucionado o erro de parametrização e uma vez que a falha tenha sido detectada e corrigida, foram feitos novos testes em bancada. Desta vez o relé passou a utilizar a função 51N em seu primeiro ciclo e enviou, em aproximadamente 125ms, o sinal de trip para abertura do disjuntor associado, fato não ocorrido na oscilografia anterior. Como o módulo de testes reproduz exatamente a oscilografia da data da ocorrência
(Figura 8), existe um sinal de trip em 50BF com aproximadamente 400ms, após o sinal de trip em 51N, parâmetro este configurável. Depois de detectada a falha de parametrização foram inspecionados todos os equipamentos a fim de identificar aqueles que poderiam apresentar a mesma falha, e reparametrizá-los independente do relé 43F4. O circuito encontra-se seletivo, seguindo a ordem correta de atuação. Primeiro são acionados os disjuntores dos quadros de medição, caso a falha ocorra na rede secundária da distribuidora, então são acionados os elos fusíveis. Caso a falha seja no ramal tronco são acionados os disjuntores de cada alimentador e por último o relé da barra da subestação, no caso de um circuito simples. Em circuitos um pouco mais complexos existirão outros dispositivos de proteção tais como seccionalizadores, religadores, etc. Os religadores são colocados nas redes de distribuição geralmente para solução de falhas transitórias, reestabelecendo o fornecimento de forma rápida e com função de salvar os elos fusíveis á jusante. Independente da complexidade do circuito o objetivo é sempre a otimização do sistema de proteção tornando o SEP o mais confiável possível. C. Solução apresentada 2
Em situações onde um alimentador encontra-se dedicado a um único consumidor, viabiliza-se a utilização do relé diferencial de linha. Estes relés operam quando a diferença da corrente de entrada em relação à corrente de saída ultrapassa um valor preestabelecido ou ajustado [15], a figura 12 ilustra a disposição dos relés em um circuito.
correntes gerados a partir da corrente capacitiva da linha, cargas em derivação, saturação do transformador de corrente e erros na compensação do atraso do canal. Existem 2 tipos de relés diferenciais: o relé diferencial amperimétrico, que se constitui apenas de um relé de sobrecorrente instantâneo conectado, operando de forma diferencial; o relé diferencial percentual constituído, além da bobina de operação uma bobina de restrição dividida em duas metades [15]. Na ocorrência de uma falha dentro da zona delimitada pelos TCs, na proteção diferencial percentual, circula-se uma corrente na bobina de restrição (Ires) do relé, responsável pela atuação do mesmo. (2) O parâmetro K da fórmula (2), representa a relação entre o número de espiras da bobina de restrição e operação, e será responsável por determinar o quão sensível será o relé. [16] Como forma de representação dos fenômenos ocorridos durante a atuação do relé diferencial utiliza-se o plano de operação e o plano α conforme figura 13, a área acima da reta e fora do círculo são as áreas de atuação, e as áreas que estão abaixo da reta e dentro do círculo são as áreas de restrição, ficando claro também que quanto menor o valor de k maior será sua sensibilidade.
Figura 13- Plano de operação e Plano α [12]
Figura 12 - Relé diferencial de linha
Na proteção diferencial a zona de proteção é delimitada pelos TCs, além disso, a função 87 (Proteção diferencial) é intrinsecamente segregada por fase, ou seja, cada fase do sistema apresenta um par de TCs responsáveis pela aquisição das correntes. Dessa forma a detecção de faltas é feita independentemente em cada uma delas, possibilitando a abertura monopolar dos disjuntores, garantindo flexibilidade e seletividade para o sistema de proteção [16]. A corrente circulante entre os pontos é denominada corrente de operação Iop ou corrente diferencial Idif, e é responsável pelo acionamento ou não do relé diferencial. (1) A utilização do acionamento através da diferença das correntes de entrada e saída costuma ser pouco recomendada, pois existem erros intrínsecos no processo de aquisição das
Para que os dados transmitidos entre os relés estejam sincronizados, é necessário a utilização de um canal de comunicação simétrico, com atrasos idênticos, ou então um canal de comunicação que utiliza referência externa, como o GPS [16]. Com isso seria recomendado primeiramente retirar todos os 29 consumidores que compõe a carga do alimentador 43F4 e transferi-los para o alimentador 28F4, ambos circuitos passam pelos mesmos lugares, não sendo necessário nenhuma reforma de rede para a alteração. Dessa forma diminuiriam as chances de qualquer comprometimento no fornecimento de energia elétrica causado por falha no ramal de terceiros. No que se trata a comunicação entre os pontos, o ideal seria possuir um canal de comunicação redundante, utilizando fibra óptica como forma principal de envio e recebimento dos dados e também a implantação de um segundo canal de comunicação, garantindo o envio do sinal independente da forma de comunicação, além de implementar no relé um algoritmo de tratamento de atraso dos sinais. Com as mudanças o alimentador ficará dedicado à potência da indústria e quaisquer falhas que venham a ocorrer entre o ponto de entrega da distribuidora e a saída da subestação,
desde que ultrapassem o limiar da zona de restrição, serão detectadas e a atuação deverá ocorrer rapidamente, minimizando as chances de atuação do relé de backup e aumentado a confiabilidade do sistema. VI. CONCLUSÕES A utilização de relés digitais na coordenação e seletividade do sistema elétrico vem sendo amplamente utilizada devido à flexibilidade de configuração e utilização da curva adequada à cada situação. É notável que este tipo de estudo impacta positivamente na qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias de energia elétrica, visto a melhora nos indicadores estabelecidos pelo órgão regulador e pela maior continuidade de fornecimento de energia elétrica. Outro ponto positivo é a diminuição da área afetada e maior eficácia das equipes responsáveis pela resolução dos problemas. A correção da parametrização do relé no caso em estudo reduz a possibilidade de ocorrência do caso novamente dando maior confiabilidade no sistema. Estas alternativas, somadas a outras como a implantação de sistema self-healing , capacitação das equipes de atendimento emergencial, entre outros, visando sempre um sistema elétrico mais robusto, fizeram com que o DMED alcançasse o melhor índice de DEC e FEC dentre todas distribuidoras certificadas pela ISO 9001 e que atendem aos requisitos da legislação ANEEL, conforme dados da ABRADEE. R EFERÊNCIAS [1] Vale, João Victor da Costa. (2011). Projeto da subestação 69/13,8KV da UFC-Campus do PICI. [Online]. Disponível: http://www.dee.ufc.br/anexos/TCCs/2011.1/JO%C3%83O%20VICTOR %20DA%20COSTA%20VALE.pd. [2] Gentile, Philipe. Palmerin, Rafael Viana. Pierotti, Renan da Silva. Salles, Thalles. (2013). Configuração das proteções de uma rede de distribuição em média tensão (15KV). [Online]. Disponível: http://lyceumonline.usf.edu.br/salavirtual/documentos/2577.pdf [3] Souza, Tallita da Cunha de. (2013, Dezembro, 16). Estudo de coordenação e seletividade da proteção de uma planta industrial. [Online] Disponível: http://www.maxwell.vrac.pucrio.br/22381/22381.PDF [4] Rodrigues, Jonatas Marques.(2013). Estudo tutorial da proteção de sistemas elétricos industriais. [Online]. Disponível: http://www.ufjf.br/prh-pb214/files/2014/01/Jonatas-Estudo-Tutorial-deProte%C3%A7%C3%A3o-de-Sistemas-El%C3%A9tricosIndustriais.pdf [5] Barros, João Victor Cavalcante. (2010). Estudo de viabilidade econômica e das proteções da subestação de 69-13,8KV do campus do PICI da Universidade Federal do Ceará. [Online]. Disponível: http://www.dee.ufc.br/anexos/TCCs/2010.2/JO%C3%83O%20VICTOR %20CAVALCANTE%20BARROS.pdf [6] CELESC, E-313.0015. Elos fusíveis de distribuição, 2014. [7] CEMAT, NTE-023 Montagem de redes secundárias de distribuição de energia elétrica aérea trifásica, urbana, com condutores isolados multiplexados. 2012. [8] Souza, Marcos Paulo de Melo Gomes de. (2010) Coordenação da proteção de um sistema elétrico de potência interligado utilizando relés de sobrecorrente e de distância. [Online]. Disponível: http://monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10000578.pdf [9] Mordegan, Cláudio. (Março, 2010). Revista O Setor elétrico – Capítulo III – Dispositivos de proteção – Parte 1. [Online]. Disponível: http://www.osetoreletrico.com.br/web/documentos/fasciculos/Ed50_mar co_protecao_seletividade_capIII.pdf
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Thiago Miglioranzi Volpe nasceu em Poços de
Caldas, MG, em 20 de fevereiro de 1986. Formou-se em Eletroeletrônica pelo SENAI CFP João Moreira Salles (2003), Bacharel em Ciência da Computação pela PUC Minas (2011). Atualmente trabalha no Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas – DMED, atuando diretamente com sistemas de telemedição de consumidores do grupo A4 e B, comissionamento de projetos de SMF para CCEE/ONS, instalaçã o de medidores de fronteira em usinas e subestações de acordo com especificações ANEEL/CCEE/ONS.
