Como ler um coordenograma de proteção

O coordenograma é a peça do estudo de proteção que o analista da distribuidora abre primeiro. Antes de ler o memorial e de conferir o unifilar, ele olha o gráfico, porque o gráfico mostra numa página se as proteções da sua cabine coordenam com a rede dele e se respeitam os limites da norma. A seguir, a leitura do jeito que ele faz: o que cada curva significa, quais pontos são inegociáveis e onde os estudos voltam com pendência.

O coordenograma é uma parte do estudo. O estudo inteiro, do curto-circuito ao memorial, está no guia do estudo de proteção e seletividade.

O que o gráfico mostra

Um coordenograma é um plano corrente × tempo em escala logarítmica nos dois eixos: corrente (em ampères, referida à média tensão) na horizontal, tempo de atuação (em segundos) na vertical. A escala log-log existe porque as grandezas variam várias ordens de grandeza: a mesma folha precisa mostrar um pickup de 60 A e um curto de 6.000 A, uma atuação de 0,05 s e uma de 100 s.

Um estudo completo tem dois gráficos: o de fase (funções 50/51) e o de neutro (50N/51N), porque as correntes de referência são diferentes. Na fase mandam a corrente de carga e o curto trifásico; no neutro, a falta fase-terra, incluindo a mínima com resistência de falta. Analista experiente confere os dois com o mesmo rigor; estudo que capricha na fase e improvisa no neutro volta com pendência.

As curvas, de baixo para cima

A regra de ouro da seletividade: quem está mais perto da falta atua primeiro. No gráfico, isso vira uma ordem vertical: as curvas dos dispositivos a jusante (mais próximos da carga) ficam abaixo e à esquerda; as dos dispositivos a montante (mais próximos da fonte), acima e à direita. Num estudo típico de acessante em 13,8 kV você encontra, de baixo para cima:

• Proteção da BT ou elo fusível interno. O disjuntor geral de baixa tensão refletido à MT, ou o elo da chave que protege cada transformador.
• Relé geral da cabine. A curva que você ajusta: 51 temporizada (a curva inversa propriamente dita) e 50 instantânea (o degrau vertical que corta a curva em corrente alta).
• Proteção da distribuidora. O religador ou o relé do alimentador a montante, com os ajustes que a concessionária informa na carta de dados do ponto de conexão. Você não controla essa curva; o seu trabalho é caber embaixo dela.

Além das curvas, o gráfico marca a curva de dano do transformador (o limite térmico que a proteção precisa respeitar) e pontos fixos que funcionam como balizas. É neles que a leitura do analista se apoia.

Os pontos fixos que a curva precisa respeitar

Três referências aparecem em praticamente todo coordenograma de fase, e cada uma restringe a curva por um lado:

• Ponto de inrush. A corrente de magnetização na energização do transformador, plotada como um ponto (múltiplo da corrente nominal por uma duração curta). A curva do relé precisa passar acima dele: se o inrush cruzar a região de atuação, o relé desarma toda vez que alguém energiza o trafo.
• Ponto ANSI. O limite de suportabilidade do transformador a curto passante (IEEE C57.109 / IEEE 242): corrente igual à nominal dividida pela impedância percentual, no tempo correspondente da curva térmica. A curva do relé precisa atuar antesdesse ponto, passando abaixo dele; senão a proteção "protege" um transformador que já se danificou.
• Correntes de curto-circuito. Linhas verticais que marcam o curto trifásico, o bifásico e, no gráfico de neutro, a falta fase-terra mínima calculada com resistência de falta (tipicamente 40 Ω, conforme a concessionária). A proteção precisa enxergar até a menor falta do seu trecho.

A leitura em cinco passos

Com os elementos identificados, a conferência que o analista faz, e que você deveria fazer antes de protocolar, segue uma ordem:

1. Confira o pickup do 51. A partida da curva temporizada precisa ficar acima da corrente de operação normal (carga ou demanda contratada) e abaixo do teto que a norma impõe. E o teto muda por distribuidora: na CPFL, a carta de ajustes limita o pickup a 130% da corrente de demanda até 1 MW (120% acima), e fica em até 80% do da proteção da concessionária; na COPEL, os Critérios de Ajustes da Proteção (Sobrecorrente) mandam coordenar com a proteção a montante, e o teto de 80% é prática aprovada; na CELESC o pickup é limitado a 1,10× a demanda contratada (Comunicado nº 32, que alterou a N-321.0002); na CEMIG a ND-5.3 manda 1,05× a corrente da demanda contratada.
2. Confira a janela de energização. O ponto de inrush precisa ficar fora da região de atuação: abaixo da curva do 51 e à esquerda do degrau do 50 (inrush menor que o pickup do instantâneo). Normas tratam isso explicitamente. Na CEMIG o 50 deve ser o menor valor que não atue na energização, no máximo 5% acima do inrush (1,05×, ND-5.3); a CELESC exige o instantâneo em pelo menos 1,4× a corrente de magnetização (N-321.0002 §5.10.5.3).
3. Confira o dano. A curva do relé precisa cruzar o gráfico abaixo do ponto ANSI e da curva de dano do transformador, e o 50 precisa estar abaixo do menor curto-circuito do trecho que ele protege. Instantâneo ajustado acima do curto disponível nunca atua.
4. Meça a margem de coordenação (ΔT). Entre a sua curva e a da distribuidora deve existir uma folga de tempo em toda a faixa em que as curvas se sobrepõem, até a corrente de curto do ponto de entrega. A referência usual do setor é 0,3 s; na CPFL a GED-2855 exige ΔT ≥ 300 ms, e na COPEL esse mesmo valor é prática aprovada, porque o documento de critérios só pede coordenação com a proteção a montante; a CELESC aceita 0,2 s entre as curvas dela e as suas (N-321.0002 §5.10.5.9.f). Conferir a margem num ponto só, ou na região de carga em vez da região de curto, é pendência clássica.
5. Repita tudo no neutro. O 51N precisa ser sensível à falta fase-terra mínima (aquela com resistência de falta) e coordenar com o neutro da proteção a montante. Atenção às normas que mudam a natureza do ajuste: na CEMIG o 51N não usa curva inversa: é tempo definido de 1 a 3 s, com pickup de 1/3 da fase, limitado a 40 A (ND-5.3 §9.1.6.11).

O que muda de distribuidora para distribuidora

A corrente de curto se calcula igual em qualquer concessão; o que muda é a régua de quem confere. A mesma cabine, com o mesmo transformador, produz coordenogramas diferentes conforme a concessão, e é aqui que estudos tecnicamente corretos voltam com pendência por norma:

A consequência prática: não existe coordenograma padrão. Cada concessão tem o seu, com a régua da sua norma, e quem replica o modelo de uma concessão em outra entrega um gráfico bonito com critério errado.

Onde os estudos reprovam

Os motivos de pendência que mais se repetem cabem numa lista curta:

• Pickup do 51 acima do teto aplicável (os 80% da proteção a montante, o 1,10× da demanda na CELESC). É o erro mais comum e o mais fácil de conferir.
• Ponto de inrush plotado com multiplicador de outra distribuidora, ou esquecido no gráfico.
• Curva escolhida pelo projetista onde a norma impõe a família ou o tempo definido.
• ΔT conferido num ponto só, em vez de em toda a faixa de sobreposição das curvas, ou simplesmente não demonstrado no gráfico.
• Neutro sem a falta fase-terra mínima com resistência de falta. Sem ela, não há como provar que o 51N enxerga a pior falta.

Nenhum desses erros pede teoria avançada, só o critério certo da concessionária certa, que é o que o analista tem na mesa quando abre o seu gráfico.