Manual de Equipamentos Elétricos - João Mamede Filho - 4ª Edição

JOÃO MAMEDE FILHO Manual de Equipamentos Elétricos 4ª EDIÇÃO gen LTC Manual de Equipamentos Elétricos abdr Respeite o direito autoral O GEN Grupo Editorial Nacional reúne as editoras Guanabara Koogan Santos Roca AC Farmacêutica Forense Método LTC EPU e Forense Universitária que publicam nas áreas científica técnica e profissional Essas empresas respeitadas no mercado editorial construíram catálogos inigualáveis com obras que têm sido decisivas na formação acadêmica e no aperfeiçoamento de várias gerações de profissionais e de estudantes de Administração Direito Enfermagem Engenharia Fisioterapia Medicina Odontologia Educação Física e muitas outras ciências tendo se tornado sinônimo de seriedade e respeito Nossa missão é prover o melhor conteúdo científico e distribuílo de maneira flexível e conveniente a preços justos gerando benefícios e servindo a autores docentes livreiros funcionários colaboradores e acionistas Nosso comportamento ético incondicional e nossa responsabilidade social e ambiental são reforçados pela natureza educacional de nossa atividade sem comprometer o crescimento contínuo e a rentabilidade do grupo Manual de Equipamentos Elétricos 4ª Edição JOÃO MAMEDE FILHO Engenheiro Eletricista Diretor de Planejamento e Engenharia da Companhia Energética do Ceará 19881990 Diretor de Operação da Companhia Energética do Ceará COELCE 19911994 Diretor de Planejamento e Engenharia da Companhia Energética do Ceará 19951998 Presidente do Comitê Coordenador de Operações do NorteNordeste CCON 1993 Presidente da Nordeste Energia SA NERGISA 19992000 Atual Presidente da CPE Estudos e Projetos Elétricos Professor de Eletrotécnica Industrial da Universidade de Fortaleza UNIFOR 19792012 LTC O autor e a editora empenharamse para citar adequadamente e dar o devido crédito a todos os detentores dos direitos autorais de qualquer material utilizado neste livro dispondose a possíveis acertos caso inadvertidamente a identificação de algum deles tenha sido omitida Não é responsabilidade da editora nem do autor a ocorrência de eventuais perdas ou danos a pessoas ou bens que tenham origem no uso desta publicação Apesar dos melhores esforços do autor do editor e dos revisores é inevitável que surjam erros no texto Assim são bemvindas as comunicações de usuários sobre correções ou sugestões referentes ao conteúdo ou ao nível pedagógico que auxiliem o aprimoramento de edições futuras Os comentários dos leitores podem ser encaminhados à LTC Livros Técnicos e Científicos Editora pelo email ltcgrupogencombr Direitos exclusivos para a língua portuguesa Copyright 2013 by LTC Livros Técnicos e Científicos Editora Ltda Uma editora integrante do GEN Grupo Editorial Nacional Reservados todos os direitos É proibida a duplicação ou reprodução deste volume no todo ou em parte sob quaisquer formas ou por quaisquer meios eletrônico mecânico gravação fotocópia distribuição na internet ou outros sem permissão expressa da editora Travessa do Ouvidor 11 Rio de Janeiro RJ CEP 20040040 Tels 21354307701150800770 Fax 2135430896 ltcgrupogencombr wwwltceditoracombr 1ª edição 1993 2ª edição 1994 3ª edição 2005 Reimpressões 2007 e 2008 Capa Leônidas Leite Produção digital Hondana CIPBRASIL CATALOGAÇÃONAFONTE SINDICATO NACIONAL DOS EDITORES DE LIVROS RJ M321m 4 ed Mamede Filho João Manual de equipamentos elétricos João Mamede Filho 4 ed Rio de Janeiro LTC 2013 28 cm Inclui bibliografia e índice ISBN 9788521622918 1 Instalações elétricas I Título 130009 CDD 62131924 CDU 6213161 Este trabalho é dedicado a memória de meu pai João Mamede Souza memória de minha mãe Maria Nair Cysne Mamede minha esposa Maria Elizabeth Ribeiro Mamede minha filha Aline Ribeiro Mamede graduada em Administração de Empresas meu filho Daniel Ribeiro Mamede graduado em Engenharia Elétrica e Diretor Técnico da CPE Estudos e Projetos Elétricos Prefácio à 4ª Edição Com o objetivo de fornecer aos estudantes de engenharia elétrica e aos profissionais que necessitam de informações técnicas mais atualizadas sobre os principais equipamentos elétricos utilizados nos sistemas de distribuição transmissão e subestações de potência resolvemos preparar a 4ª edição deste livro em que foram revistos todos os 20 capítulos que compõem esta obra Muitos capítulos ganharam novas informações relevantes para melhor entendimento dos assuntos novas figuras e gráficos foram adicionados tudo para dar ao leitor maior facilidade de compreensão Em virtude da publicação da 1ª edição do livro Proteção de Sistemas Elétricos de Potência LTC 2011 de minha autoria e do Eng Eletricista Daniel Ribeiro Mamede foi necessário retirar desta 4ª edição o Capítulo 10 Relés para evitar a repetição do assunto em dois diferentes livros No entanto já de muito sentíamos a necessidade de introduzir um capítulo dedicado aos Painéis Elétricos no interior dos quais são instalados inúmeros equipamentos elétricos aqui estudados Com a publicação da Norma NBR IEC 604391 Conjuntos de Manobra e Controle de Baixa Tensão até 1 kV Parte 1 e da norma ABNT NBR IEC 62271200 Conjunto de Manobra e Controle de Altatensão Parte 200 Conjunto de Manobra e Controle de Altatensão em invólucro metálico para tensões acima de 1 kV até 52 kV foi inevitável a introdução desse assunto nesta nova edição já que os painéis elétricos são elementos obrigatoriamente presentes em todos os projetos elétricos de subestações de potência projetos elétricos industriais e em muitos outros tipos de projeto e que o profissional da área elétrica deve conhecer com detalhes Mais uma vez optamos por manter a mesma estrutura do livro que acreditamos estar didaticamente consistente com as necessidades dos usuários isto é sempre que expomos determinado assunto seguimos com um Exemplo de Aplicação cujo objetivo é transformar em casos práticos a matéria tratada pois nem sempre o desenvolvimento teórico de um assunto permite ao leitor desenvolver facilmente uma aplicação já que normalmente outros requisitos devem ser considerados Finalmente é nosso dever de gratidão agradecer a todos os fabricantes de materiais e equipamentos dos quais utilizamos em nosso texto as tabelas de dados técnicos figuras e gráficos sem os quais a obra tenderia a ficar no campo teórico Além do mais aproveitamos também a oportunidade para levar os nossos agradecimentos aos professores alunos e profissionais que com o seu apoio nos fez chegar a esta 4ª edição Material Suplementar Este livro conta com o seguinte material suplementar Ilustrações da obra em formato de apresentação restrito a docentes O acesso ao material suplementar é gratuito bastando que o leitor se cadastre em httpgeniogrupogencombr Sumário 1 Pararaios a Resistor Não Linear 11 INTRODUÇÃO 12 PARTES COMPONENTES DO PARARAIOS 121 Pararaios de Carboneto de Silício 122 Pararaios a Óxido de Zinco 13 ORIGEM DAS SOBRETENSÕES 131 Sobretensão Temporária 132 Sobretensão de Manobra 133 Sobretensão Atmosférica 14 COMPONENTES SIMÉTRICAS 15 FENÔMENOS DE REFLEXÃO E REFRAÇÃO DE UMA ONDA INCIDENTE 151 Ponto Terminal de um Circuito Aberto 152 Ponto de Descontinuidade de Impedância 16 CLASSIFICAÇÃO DOS PARARAIOS 17 CARACTERÍSTICAS DOS PARARAIOS 18 SELEÇÃO DOS PARARAIOS 181 Distância entre os Pararaios e o Equipamento a Ser Protegido 182 Máxima Tensão Fase e Terra à Frequência Industrial 183 Tensão Nominal 184 Classe de Aplicação 185 Tensões Suportáveis Nominais de Impulso TSNI 186 Sobretensões com Taxa de Crescimento Lenta 187 Sobretensões com Taxa de Crescimento Rápida 188 Tensões Suportáveis Surtos de Manobra 189 Classe de Descarga da Linha de Transmissão 19 LOCALIZAÇÃO DOS PARARAIOS 191 Proteção de Transformadores 192 Proteção de Disjuntores 193 Proteção de Linhas de Transmissão 110 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1101 Ensaios de Tipo 1102 Ensaios de Rotina 1103 Ensaios de Recebimento 111 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 2 Chave Fusível Indicadora Unipolar 21 INTRODUÇÃO 22 CHAVE FUSÍVEL INDICADORA UNIPOLAR 221 Características Mecânicas 222 Características Elétricas 223 Ensaios e Recebimento 224 Especificação Sumária 23 ELO FUSÍVEL 231 Características Mecânicas 232 Características Elétricas 233 Ensaios e Recebimento 234 Especificação Sumária 3 Muflas Terminais Primárias e Terminações 31 INTRODUÇÃO 32 DIELÉTRICO 33 CAMPO ELÉTRICO 34 CAMPO ELÉTRICO NOS CABOS DE MÉDIA E ALTA TENSÕES 35 SEQUÊNCIA DE PREPARAÇÃO DE UM CABO CONDUTOR 351 Aplicação de Muflas Terminais 352 Aplicação de Terminais Termocontráteis 353 Aplicação de Terminações a Frio 36 APLICAÇÃO DE MUFLAS EM AMBIENTES POLUÍDOS 37 ENSAIOS E RECEBIMENTO 38 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 4 Condutores Elétricos 41 INTRODUÇÃO 42 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DOS CABOS ISOLADOS 421 Cabos de Baixa Tensão 422 Cabos de Média e Alta Tensões 423 Processo de Fabricação 424 Identificação dos Condutores Isolados 425 Resistência dos Cabos aos Agentes Químicos 43 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CABOS ISOLADOS 431 Seleção da Tensão de Isolamento 432 Gradiente de Tensão 433 Perdas Dielétricas 434 Impedância dos Condutores 44 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DOS CONDUTORES NUS 441 Condutor de Alumínio CA 442 Condutor de Alumínio CAA 443 Condutor de Alumínio liga CAL 444 Condutor de Alumínio Termorresistentes TCAA 445 Condutor de Cobre 45 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CONDUTORES NUS 451 Impedância de Sequência Positiva 452 Impedância de Sequência Negativa 453 Impedância de Sequência Zero 46 DIMENSIONAMENTO DOS CABOS ELÉTRICOS ISOLADOS 461 Capacidade de Corrente Nominal 462 Capacidade de Corrente de Curtocircuito 47 DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES ELÉTRICOS NUS 471 Capacidade de Corrente Nominal 472 Capacidade de Corrente de Curtocircuito 48 ENSAIOS E RECEBIMENTOS 481 Inspeção e Ensaios 49 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 5 Transformadores de Corrente 51 INTRODUÇÃO 52 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 521 Formas Construtivas 522 Tipo de Isolamento 53 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 531 Correntes Nominais 532 Cargas Nominais 533 Fator de Sobrecorrente 534 Corrente de Magnetização 535 Tensão Secundária 536 Fator Térmico Nominal 537 Corrente Térmica Nominal 538 Fator Térmico de Curtocircuito 539 Corrente Dinâmica Nominal 5310 Tensão Suportável à Frequência Industrial 5311 Polaridade 54 CLASSIFICAÇÃO 541 Transformadores de Corrente para Serviço de Medição 542 Transformadores de Corrente Destinados à Proteção 55 ENSAIOS E RECEBIMENTO 551 Ensaios de Rotina 552 Ensaios de Tipo 553 Ensaios Especiais 56 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 6 Transformador de Potencial 61 INTRODUÇÃO 62 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 621 Transformadores de Potencial do Tipo Indutivo 622 Transformador de Potencial do Tipo Capacitivo 63 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 631 Erro de Relação de Transformação 632 Erro de Ângulo de Fase 633 Classe de Exatidão 634 Tensões Nominais 635 Cargas Nominais 636 Polaridade 637 Descargas Parciais 638 Potência Térmica Nominal 639 Tensões Suportáveis 64 APLICAÇÃO DOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL 641 TPs para Serviços de Medição de Faturamento 642 TPs para Serviços de Proteção 65 CONJUNTO DE MEDIÇÃO POLIMÉRICO TCTP 66 ENSAIOS DE RECEBIMENTO 661 Ensaios de Rotina 662 Ensaios de Tipo 663 Ensaios Especiais 67 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 7 Bucha de Passagem 71 INTRODUÇÃO 72 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 721 Quanto à Instalação 722 Quanto à Construção 73 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 731 Tensão Nominal 732 Corrente Nominal 733 Distância de Escoamento 734 Níveis de Isolamento Nominais 735 Sobretensões Temporários 736 Altitude 737 Resistência à Flexão 738 Capacidade de Corrente de Curtocircuito 74 ENSAIOS E RECEBIMENTO 741 Ensaios de Tipo 8 Chaves Seccionadoras Primárias 81 INTRODUÇÃO 82 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 821 Seccionadores para Uso Interno 822 Seccionadores para Uso Externo 823 Características Mecânicas Operacionais 824 Características Mecânicas de Projeto 83 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 831 Tensão Nominal 832 Corrente Nominal 833 Nível de Isolamento 834 Solicitações das Correntes de CurtoCircuito 835 Coordenação dos Valores Nominais 836 Capacidade de Interrupção 84 ENSAIOS E RECEBIMENTO 841 Ensaios de Tipo 842 Ensaios de Rotina 85 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 9 Fusíveis Limitadores Primários 91 INTRODUÇÃO 92 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 93 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 931 Corrente Nominal 932 Tensão Nominal 933 Correntes de Interrupção 934 Efeitos das Correntes de Curtocircuito 935 Capacidade de Ruptura 94 PROTEÇÃO OFERECIDA PELOS FUSÍVEIS LIMITADORES 941 Proteção de Transformadores de Força 942 Proteção de Transformadores de Potencial 943 Proteção de Motores de Média Tensão 95 SOBRETENSÕES POR ATUAÇÃO 96 ENSAIOS E RECEBIMENTO 97 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 10 Painéis Elétricos 101 INTRODUÇÃO 102 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS NOMINAIS DE UM PAINEL 1021 Tensão Nominal 1022 Corrente Nominal de Regime Contínuo 1023 Corrente Dinâmica Nominal de Curtocircuito 1024 Corrente Térmica Nominal de Curtocircuito 1025 Corrente Nominal Condicional de Curtocircuito 1026 Tensão Nominal de Isolamento 1027 Frequência Nominal 1028 Temperatura Ambiente 1029 Umidade do Ambiente 103 PROJETO E CONSTRUÇÃO 1031 Conceito de Painel do Tipo Block 1032 Conceito de Painel do Tipo Metal Enclosed 1033 Conceito de Painel do Tipo Metal Clad 1034 Sistema Modular 1035 Requisitos Normativos 1036 Grau de Proteção 1037 Aterramento 1038 Barramentos e Condutores Elétricos 1039 Atuadores de Botoeiras 10310 Plaqueta de Identificação dos Componentes 10311 Sinótico 10312 Processo de Tratamento e Pintura das Chapas 10313 Placa de Identificação dos Painéis 10314 Aquecimento dos Painéis 10315 Proteção Contra Arcos Internos nos Painéis 10316 Proteção por Relés Dedicados Contra Arcos Internos nos Painéis 10317 Dimensionamento dos Barramentos 10318 Exemplo de Especificação de um Painel Elétrico 104 ENSAIOS 1041 Conceitos de Ensaios TTA e PTTA 1042 Ensaio de Tipo 1043 Ensaios de Rotina 11 Disjuntores de Alta Tensão 111 INTRODUÇÃO 112 O ARCO ELÉTRICO 113 PRINCÍPIO DE INTERRUPÇÃO DA CORRENTE ELÉTRICA 1131 Interrupção no Ar sob Condição de Pressão Atmosférica 1132 Interrupção no Óleo 1133 Interrupção no Gás SF6 1134 Interrupção no Vácuo 114 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DOS DISJUNTORES 1141 Quanto ao Sistema de Interrupção do Arco 1142 Quanto ao Sistema de Acionamento 1143 Sequência de Operação 115 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS DISJUNTORES 1151 Características Elétricas Principais 1152 Solicitações em Serviço Normal 1153 Energização de Componentes do Sistema 1154 Solicitações em Regime Transitório 116 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1161 Características dos Ensaios 117 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 12 Transformadores de Potência 121 INTRODUÇÃO 122 CARACTERÍSTICAS GERAIS 1221 Princípio de Funcionamento 123 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 1231 Formas Construtivas 1232 Partes Construtivas 124 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS E TÉRMICAS 1241 Potência Nominal 1242 Tensão Nominal 1243 Corrente Nominal 1244 Frequência Nominal 1245 Perdas 1246 Rendimento 1247 Regulação 1248 Impedância Percentual 1249 Corrente de Excitação 12410 Deslocamento Angular 12411 Efeito Ferranti 12412 Carregamento 12413 Refrigeração do Local de Instalação do Transformador 12414 Transformador em Regime de Desequilíbrio 12415 Operação em Serviço em Paralelo 12416 Descargas Parciais 12417 Corrente de Energização 12418 Geração de Harmônicos 125 AUTOTRANSFORMADOR 126 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1261 Características dos Ensaios 1262 Recebimento 127 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 13 Capacitores de Potência 131 INTRODUÇÃO 132 FATOR DE POTÊNCIA 1321 Conceitos Básicos 1322 Causas do Baixo Fator de Potência 1323 Custo Financeiro pelo Baixo Fator de Potência 133 CARACTERÍSTICAS GERAIS 1331 Dielétrico 1332 Resistor de Descarga 1333 Processo de Construção 134 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 1341 Conceitos Básicos 135 APLICAÇÕES DOS CAPACITORES 1351 Banco de Capacitores em Derivação 1352 Compensação Estática 1353 Banco de Capacitores Série 136 CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA 1361 Correção do Fator de Potência em Instalações de Baixa Tensão 1362 Correção de Reativos Indutivos em Sistemas de Distribuição 1363 Correção de Reativos Indutivos em Sistemas de Alta Tensão 137 LIGAÇÃO DOS CAPACITORES EM BANCOS 1371 Configuração em Estrela Aterrada 1372 Configuração em Estrela Isolada 1373 Configuração em Triângulo Delta 1374 Configuração em Dupla Estrela Isolada 138 DIMENSIONAMENTO DE BANCOS DE CAPACITORES 1381 Configuração em Estrela Aterrada ou Triângulo 1382 Configuração em Estrela Isolada 1383 Configuração em Dupla Estrela Isolada 1384 Configuração em Dupla Estrela Aterrada 1385 Análise dos Tipos de Ligação de Banco de Capacitores 139 EQUIPAMENTOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES 1391 Bancos Secundários 1392 Bancos Primários 1310 TRANSITÓRIOS EM BANCOS DE CAPACITORES 13101 Sobrecorrentes 13102 Sobretensões 13103 Influência dos Harmônicos nos Bancos de Capacitores 13104 Influência dos Fenômenos de Ressonância Série nos Bancos de Capacitores 1311 ATERRAMENTO DE CAPACITORES 13111 Bancos de Baixa Tensão 13112 Bancos de Alta Tensão 1312 ESTRUTURA PARA BANCO DE CAPACITORES 1313 CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO E IDENTIFICAÇÃO 1314 ENSAIOS E RECEBIMENTO 13141 Ensaios de Rotina 13142 Ensaios de Tipo 13143 Ensaios de Recebimento 1315 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 14 Chave de Aterramento Rápido 141 INTRODUÇÃO 142 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 143 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 144 APLICAÇÃO 145 ENSAIOS E RECEBIMENTO 146 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 15 Resistores de Aterramento 151 INTRODUÇÃO 152 CURTOCIRCUITO FASE E TERRA 153 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 154 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 1541 Tensão Nominal 1542 Tempo de Operação 1543 Temperatura 155 DETERMINAÇÃO DOS RESISTORES 156 ENSAIOS E RECEBIMENTO 157 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 16 Reguladores de Tensão 161 INTRODUÇÃO 162 REGULADOR DE TENSÃO AUTOBOOSTER 1621 Tipos de Ligação dos Reguladores Autobooster 1622 Dimensionamento e Ajuste dos Reguladores Autobooster 1623 Uso do Regulador Autobooster 1624 Aplicação de Reguladores Autobooster em Série com Capacitores 163 REGULADOR DE TENSÃO DE 32 DEGRAUS 1631 Ligação dos Reguladores Monofásicos 1632 Determinação das Características de um Banco de Reguladores 1633 Compensador de Queda de Tensão 1634 Tensão nos Terminais do Primeiro Transformador Próximo ao Regulador 1635 Aplicação de Reguladores de Tensão em Série 1636 Aplicação de Reguladores e de Capacitores 164 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1641 Características dos Ensaios 165 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 17 Religadores Automáticos 171 INTRODUÇÃO 172 RELIGADORES AUTOMÁTICOS DE INTERRUPÇÃO EM ÓLEO 1721 Religadores de Interrupção em Óleo para Subestação 1722 Religadores de Interrupção em Óleo para Sistemas de Distribuição 173 RELIGADORES AUTOMÁTICOS DE INTERRUPÇÃO A VÁCUO 1731 Religadores de Interrupção a Vácuo para Subestação 1732 Religadores de Interrupção a Vácuo para Sistemas de Distribuição 174 APLICAÇÃO DOS RELIGADORES 1741 Aplicação de Religadores em Subestação 1742 Aplicação de Religadores em Sistemas de Distribuição 175 CRITÉRIOS PARA COORDENAÇÃO ENTRE RELIGADORES E OS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO 1751 Coordenação entre o Religador de Distribuição e Elo Fusível 1752 Coordenação entre o Religador de Subestação Seccionador e Elo Fusível 1753 Coordenação entre Religadores 176 PLACA DE IDENTIFICAÇÃO 177 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1771 Características dos Ensaios 1772 Informações a Serem Fornecidas com a Proposta de Venda 178 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 18 Seccionadores Automáticos 181 INTRODUÇÃO 182 DISPOSITIVOS ACESSÓRIOS 1821 Restritor de Corrente de Magnetização 1822 Restritor de Tensão 1823 Restritor de Corrente 1824 Resistores de Corrente de Fase e de Terra 183 PARTES COMPONENTES DOS SECCIONADORES 184 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 1841 Placa de Identificação 1842 Seleção dos Seccionadores 1843 Ajustes dos Seccionadores Automáticos 1844 Coordenação entre Seccionador Automático e Religador ou Disjuntor com Religamento 185 ENSAIOS DE RECEBIMENTO 1851 Características dos Ensaios 1852 Informações a Serem Fornecidas com a Proposta de Venda 186 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 19 Isoladores 191 INTRODUÇÃO 192 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 1921 Parâmetros Elétricos Principais 193 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 1931 Composição Química 1932 Processos de Fabricação 194 PROPRIEDADES ELÉTRICAS E MECÂNICAS 1941 Isolador Roldana 1942 Isolador de Pino 1943 Isolador de Disco 1944 Isoladores de Apoio 1945 Isoladores Compostos 195 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1951 Ensaios de Tipo 1952 Ensaios de Rotina 1953 Ensaios de Recebimento 1954 Informações a Serem Fornecidas com a Proposta 196 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA 20 Descarregadores de Chifre 201 INTRODUÇÃO 202 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 2021 Isolador 2022 Hastes de Descarga ou Eletrodos 2023 Haste Antipássaro 203 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 2031 Tensão Disruptiva de Impulso Atmosférico em forma de Onda Normalizada 2032 Tensão Disruptiva de Impulso Atmosférico em forma de Onda Normalizada 50 2033 Tensão Disruptiva à Frequência Industrial 204 ENSAIOS E RECEBIMENTO 205 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA Bibliografia Índice Manual de Equipamentos Elétricos 1 Pararaios a Resistor Não Linear 11 INTRODUÇÃO As linhas de transmissão e redes aéreas de distribuição urbanas e rurais são extremamente vulneráveis às descargas atmosféricas que em determinadas condições podem provocar sobretensões elevadas no sistema sobretensões de origem externa ocasionando a queima de equipamentos tanto os da companhia concessionária como os aparelhos do consumidor de energia elétrica Para que se protejam os sistemas elétricos dos surtos de tensão que também podem ter origem durante manobras de chaves seccionadoras e disjuntores sobretensões de origem interna são instalados equipamentos apropriados que reduzem o nível de sobretensão a valores compatíveis com a suportabilidade desses sistemas Esses equipamentos protetores contra sobretensões são denominados pararaios Como alternativa também são utilizados os descarregadores de chifre cujo desempenho é inferior ao dos pararaios mas satisfazem plenamente os sistemas rurais em que se buscam custos de construção e manutenção cada vez menores Os pararaios são utilizados para proteger os diversos equipamentos que compõem uma subestação de potência ou simplesmente um único transformador de distribuição instalado em poste Os pararaios limitam as sobretensões a um valor máximo Esse valor é tomado como o nível de proteção que o pararaios oferece ao sistema Este capítulo abordará somente os pararaios enquanto o Capítulo 20 tratará exclusivamente dos descarregadores de chifre 12 PARTES COMPONENTES DO PARARAIOS A proteção dos equipamentos elétricos contra as descargas atmosféricas é obtida por pararaios que utilizam as propriedades de não linearidade dos elementos de que são fabricados para conduzir as correntes de descarga associadas às tensões induzidas nas redes e em seguida interromper as correntes subsequentes isto é aquelas que sucedem às correntes de descarga após a sua condução à terra Atualmente existem dois elementos de características não lineares capazes de desempenhar as funções anteriormente mencionadas a partir dos quais são construídos os pararaios carbonato de silício e óxido de zinco 121 Pararaios de Carboneto de Silício Os pararaios de carboneto de silício são aqueles que utilizam como resistor não linear o carboneto de silício SiC e têm em série com este um centelhador formado por vários gaps espaços vazios Esses pararaios são constituídos basicamente das seguintes partes a Resistores não lineares A matériaprima do principal componente do pararaios o carboneto de silício é adquirida de fabricantes específicos que no Brasil destinam basicamente a sua produção para o setor de industrialização de pedras de esmerilhamento O carborundo como é conhecido nesse estágio ao ser adquirido pelos fabricantes de pararaios sofre um processo de beneficiamento com a adição de alguns produtos como o bismuto inclusive reduzindo a granulometria de suas partículas Nesse estágio de pureza o carborundo é usado no processo de fabricação do bloco de carboneto de silício Inicialmente misturado com uma substância aglomerante e logo em seguida através de doses medidas de aproximadamente 180 gramas para pararaios de média tensão o carborundo é levado a uma máquina de compressão que molda cada bloco individualmente O aglomerante serve para manter após a compressão a integridade física do bloco antes de sofrer o processo de sinterização pois o bloco apesar de compacto ainda é facilmente destruído com qualquer esforço mais acentuado Dessa etapa os blocos são encaminhados a uma estufa à resistência elétrica no interior da qual são aquecidos a uma temperatura de aproximadamente 2000C Esse processo chamado sinterização consiste em elevar gradativamente a temperatura dos blocos de modo a provocar as reações químicas necessárias nas cadeias de carbono Os blocos devem ser aquecidos de maneira uniforme de fora para dentro e resfriados da mesma forma a fim de evitar fissuras nas peças Durante esse processo a substância aglomerante por ser de baixo ponto de ebulição evapora no interior da estufa liberandose do bloco Este ao final do processo transformase numa peça de cerâmica de dureza relativamente elevada Em seguida o bloco é conduzido ao processo de metalização de suas faces de contato que consiste em pulverizar cobre nas faces inferior e superior do bloco de carboneto de silício com o auxílio de uma pistola de acetileno utilizandose um fio de liga de cobre introduzido gradativamente no bico da chama A metalização permite aumentar a superfície de contato entre os blocos quando montados no interior do corpo de porcelana Após a etapa de metalização cada bloco é levado ao ensaio de tensão de descarga que consiste na aplicação de uma onda padronizada medindose a queda de tensão resultante Durante esse ensaio os blocos são separados de acordo com a tensão de descarga obtida nos tipos A B e C para valores compreendidos respectivamente entre 810 1012 e 1214 kV Para valores superiores os blocos são refugados Já os centelhadores série são fabricados pela estampagem de uma chapa de liga de cobre e adquirem uma forma circular A prensa molda em suas faces uma saliência que serve para disrupção da tensão A montagem é feita de forma que a corrente de descarga ao atravessar o centelhador o faça em forma helicoidal produzindo o efeito de bobina e melhorando as condições de corte da corrente subsequente As chapinhas do centelhador são montadas sobre peças de esteatita a fim de formar o gap Em ambiente em que há o controle da unidade geralmente situada em 52 são montadas as partes componentes do pararaios os blocos o centelhador e a mola de compressão no interior do corpo de porcelana Em seguida o pararaios é levado a uma máquina para ser hermeticamente fechado Como a estanqueidade é fundamental no desempenho do pararaios cada unidade é ensaiada injetandose nitrogênio extrasseco no seu interior através de um orifício feito no terminal de ligação de fase levandoo em seguida a um tanque de água dentro do qual fica submerso por um minuto A pressão do nitrogênio é de 5 kgcm² Fechado o orifício por onde se injetou o nitrogênio depois de aliviar a pressão interna desse gás o pararaios é levado ao laboratório da fábrica para ser submetido a um ensaio de tensão aplicada na frequência industrial As unidades nas quais a disrupção neste ensaio está de acordo com a norma são conduzidas à seção de produtos acabados O carboneto de silício é um material capaz de conduzir alta corrente de descarga com baixas tensões residuais no entanto oferece uma alta impedância à corrente subsequente fornecida pelo sistema O carboneto de silício apresenta características de tensão corrente de acordo com a Figura 11 Se fosse construído sem centelhador um pararaios SiC conduziria à terra uma elevada corrente cerca de 200 A quando submetido à tensão de operação Vop Como resultado o bloco cerâmico através do qual fluiria a corrente sofreria um aquecimento exagerado devido às perdas Joule nos resistores não lineares comprometendo a integridade física do pararaios e ocasionando um defeito faseterra no sistema Concluise dessa forma que os pararaios SiC só podem funcionar com a presença do centelhador série O aumento da temperatura do bloco cerâmico de carboneto de silício não deve reduzir a sua resistência elétrica quando da passagem da corrente subsequente Caso contrário essa corrente poderia assumir valor em demasia e não permitir a sua interrupção pelo centelhador série na sua primeira passagem por zero A não interrupção provocaria uma reignição no meio do ciclo seguinte reduzindo ainda mais a resistência elétrica do bloco e consequentemente elevando a corrente circulante e assim sucessivamente até que esse processo resultasse em danos ao pararaios FIGURA 11 Curvas características de tensão corrente dos varistores SiC e ZnO Também a resistência do resistor não linear não deve aumentar com a passagem da corrente de descarga pois caso contrário haverá uma elevação da tensão residual que pode resultar em dano ao equipamento protegido Observando a Figura 11 notase que existem três regiões distintas de operação dos pararaios Considerando os pararaios ZnO na região 1 esta pode ser definida como aquela em que o pararaios opera continuamente sem sofrer avarias É a região conhecida como MCOV maximum continuous operating voltage e que corresponde a uma tensão de operação entre 80 e 90 da tensão nominal do pararaios e cujo valor deve ser informado pelo fabricante Nessa região de baixas correntes o ZnO é muito sensível às temperaturas a que é submetido alterando severamente as suas características Quanto maior a temperatura a que ficam submetidas as pastilhas maior será a energia acumulada nos elétrons e consequentemente maior será o valor da corrente de fuga degradando o desempenho do pararaios A região 2 é caracterizada pela grande variação de condução de corrente pelos pararaios para pequenos incrementos de tensão no sistema Nessa região os pararaios suportam bem os transitórios na frequência industrial Nessa condição o pararaios pode operar por até 10 s Para tempos superiores ocorrerá uma elevação de temperatura nas pastilhas de ZnO e como consequência será drenada para a terra um valor maior de corrente de fuga Nessa região a temperatura apresenta pouca influência no valor da tensão Ao continuar essa condição de operação entrase na região 3 que é caracterizada pela condução de elevadas correntes de fuga com valores superiores a sua capacidade nominal o que possivelmente levará as partilhas à condição de avaria fenômeno que é denominado avalanche térmica Nessa região denominada zona de alta corrente onde se processa a descarga da corrente através do bloco cerâmico o comportamento do ZnO depende da resistividade dos grânulos de que são fabricados os varistores b Corpo de porcelana Constituído de porcelana vitrificada de alta resistência mecânica e dielétrica dentro do qual estão alojados os principais elementos ativos do pararaios O sistema de vedação é o ponto mais crítico de um pararaios e consiste nas gaxetas de borracha e nas tampas metálicas instaladas nas extremidades Quando o pararaios é submetido a descarga a sua temperatura é elevada a um valor que depende da magnitude da corrente Como os coeficientes de expansão da porcelana das gaxetas de borracha e das tampas metálicas são diferentes existe a possibilidade de entrada de ar externo para o interior do pararaios afetando de imediato o desempenho do centelhador através do qual pode haver disrupção à frequência industrial motivada pela redução da rigidez dielétrica dos espaços entre os elementos do centelhador c Centelhador série É constituído de um ou mais espaçadores entre eletrodos dispostos em série com os resistores não lineares e cuja finalidade é assegurar sob quaisquer condições uma característica de disrupção regular com uma rápida extinção da corrente subsequente fornecida pelo sistema O centelhador série pode ser considerado uma chave de interrupção da corrente que segue a corrente de descarga do pararaios corrente subsequente quando esta passa pelo ponto zero natural do ciclo alternado d Desligador automático É constituído de um elemento resistivo colocado em série com uma cápsula explosiva protegida por um corpo de baquelite O desligador automático é projetado para não operar com a passagem da corrente de descarga e da corrente subsequente Sua principal utilidade é desligar o pararaios defeituoso da rede através de sua autoexplosão Adicionalmente serve como indicador visual de defeito do próprio pararaios É necessário que a curva de atuação tempo corrente do desligador automático seja compatível com as curvas características de atuação dos elementos de proteção do sistema Esses dispositivos são disponíveis somente nas unidades de média tensão e Protetor contra sobrepressão É um dispositivo destinado a aliviar a pressão interna devido a falhas ocasionais do pararaios e cuja ação permite o escape dos gases antes que haja o rompimento da porcelana e provoque danos à vida e ao patrimônio A Figura 12 mostra o interior de um pararaios de distribuição a resistor não linear detalhando os principais elementos ativos anteriormente descritos enquanto a Figura 13 detalha a montagem de um pararaios num sistema de distribuição Já a Figura 14 mostra uma estrutura típica de transformador de distribuição protegido por um pararaios de distribuição FIGURA 12 Detalhes construtivos dos pararaios de distribuição FIGURA 13 Montagem de um pararaios de distribuição em cruzeta de madeira FIGURA 14 Instalação de um pararaios de distribuição em estrutura de transformador f Mola de compressão Fabricada em fio de aço de alta resistência mecânica tem a função de reduzir a resistência de contato entre os blocos cerâmicos Atualmente a indústria de pararaios a carboneto de silício fabrica esses equipamentos somente para sistemas de média tensão Mesmo assim o seu fornecimento vem caindo sistematicamente ao contrário dos pararaios de óxido de zinco 122 Pararaios a Óxido de Zinco São assim denominados os pararaios que utilizam como resistor não linear o óxido de zinco ZnO e ao contrário dos pararaios a carboneto de silício não possuem centelhadores série Esses pararaios são constituídos basicamente das seguintes partes a Resistores não lineares Em decorrência das pesquisas para obtenção de um resistor não linear de aplicação na proteção de circuitos eletrônicos a Matsushita Electric Industrial Company sediada em Osasco no Japão descobria em 1978 que o óxido de zinco possuía excelentes características de não linearidade Em seguida a General Electric aprofundou as pesquisas para obter um produto que pudesse substituir o carboneto de silício SiC único produto que desempenhava a função de resistor não linear na construção de pararaios e que dispensasse o uso de centelhadores que são os elementos responsáveis pela interrupção da passagem da corrente subsequente Os pararaios de óxido de zinco são constituídos por blocos cerâmicos compostos a partir de uma mistura de óxido de zinco em maior proporção e outros óxidos metálicos como o antimônio o manganês o bismuto e o cobalto Após a obtenção do pó resultante da mistura anteriormente referida procedese à prensagem dos blocos nas dimensões desejadas vindo em seguida a sua sinterização que consiste em um tratamento térmico cujo objetivo é tornar o bloco um elemento cerâmico e isso é obtido quando o mesmo é submetido a uma temperatura que pode chegar aos 1300C Após cobrir com elemento metálico as superfícies de contato do bloco cerâmico o mesmo é levado a uma série de testes depois dos quais pode estar classificado para ser utilizado nos pararaios Assim como o SiC o óxido de zinco apresenta uma elevada capacidade de condução de corrente de surto que resulta em baixas tensões durante a passagem da corrente de descarga ao mesmo tempo que oferece alta resistência à corrente subsequente fornecida pelo sistema O óxido de zinco apresenta características de tensão corrente de acordo com a Figura 11 Nesse caso como se pode observar que o pararaios a óxido de zinco quando submetido à tensão de operação conduz à terra uma corrente elétrica de valor muito pequeno cerca de 30 106 A ou 003 mA incapaz de provocar aquecimento significativo no bloco cerâmico Como resultado desse desempenho o pararaios a óxido de zinco pode dispensar o uso do centelhador série Conhecidas as características dos blocos varistores podese desenvolver uma análise comparativa dos elementos carboneto de silício e óxido de zinco A diferença básica entre um pararaios SiC e um pararaios ZnO é o coeficiente de não linearidade que significa a quantidade da variação da resistência ôhmica do varistor de que são constituídos os pararaios para uma dada elevação da tensão Os pararaios SiC têm um baixo coeficiente de não linearidade enquanto os pararaios ZnO apresentam um elevado valor desse fator A corrente que circula no bloco varistor carboneto de silício ou óxido de zinco depende exponencialmente da tensão aplicada nos terminais do pararaios conforme Equação 11 I K Vᵅ 11 V tensão aplicada ao bloco varistor K constante característica do carboneto de silício ou do óxido de zinco I corrente conduzida pelo bloco varistor α coeficiente de não linearidade O valor de α depende da constituição química do bloco cerâmico do tempo e da temperatura de sinterização e do tempo de resfriamento Os varistores de carboneto de silício têm valor aproximado de α 5 Já os varistores de óxido de zinco apresentam valores de α variando entre 25 e 30 Quanto maior for o seu valor mais sensível é o varistor quanto à variação da tensão aplicada e portanto melhor é a qualidade do pararaios Os pararaios a óxido de zinco apresentam as seguintes vantagens técnicas e operacionais Não existe corrente subsequente nos pararaios a óxido de zinco Apresentam maior capacidade de absorção de energia São dotados de um nível de proteção mais bem definido o que resulta na redução da margem de segurança do isolamento dos equipamentos Por não possuírem centelhadores a curva de atuação dos pararaios a óxido de zinco não apresenta transitórios Quando o pararaios opera conduzindo a corrente de descarga para a terra há uma elevada dissipação de calor devido à resistência não linear do bloco cerâmico Para determinar o valor da energia dissipada foi estabelecido nos ensaios de capacidade de energia pela IEC Comissão de Eletrotécnica Internacional o formato da onda de corrente de 410μs Os valores obtidos de energia dissipada para a forma de onda anteriormente mencionada são de 29 kJ para uma corrente de crista de 40 kA e de 52 kJ para uma corrente de 65 kA Observando a curva de característica tempo corrente concluise que os pararaios ZnO têm desempenho bem superior ao dos pararaios SiC ou seja na condição de operação normal do sistema o pararaios ZnO apresentase com uma impedância tendendo ao infinito sendo drenada uma corrente de valor muito pequeno conforme pode ser mostrado no gráfico da Figura 11 Quando submetido a sobretensão sua impedância varia rapidamente dentro de uma característica não linear permitindo manter praticamente constante a tensão nos terminais do equipamento que protege Diferentemente é o comportamento do pararaios SiC b Corpo de porcelana É constituído de uma peça cerâmica no interior da qual estão instalados os varistores de óxido metálico Dada a sua particular construção o volume interno do invólucro de porcelana é superior ao volume ocupado pelos varistores permitindo assim um espaço interno lateral razoável Se há falha de vedação nas gaxetas superiores eou inferiores o ar úmido eou poluído penetra no interior do invólucro alterando as características elétricas dos varistores Como os pararaios estão permanentemente energizados iniciase nesse momento um pequeno fluxo de corrente entre fase e terra levando rapidamente à decomposição dos varistores de óxido metálico perda da umidade e consequentemente a atuação do elemento de proteção de neutro do sistema elétrico FIGURA 15 Detalhes construtivos dos pararaios 1 anel de selagem 2 mola de contato 3 cobertura do flange 4 fita de conexão de cobre 5 cobertura de selagem 6 duto de ventilação 7 placa de dados 8 desiccant bag 9 bloco de zinco 10 isolador de porcelana A Figura 15 mostra a parte interna de um pararaios óxido de zinco construído em corpo de porcelana Já a Figura 16 mostra a parte externa de um pararaios de alta tensão também em corpo de porcelana c Corpo polimérico Os invólucros poliméricos são constituídos de uma borracha de silicone com diversas variedades de propriedades químicas na sua formação dependendo da tecnologia de cada fabricante Os pararaios com invólucros poliméricos têm como vantagem a ausência de vazios no seu interior ao contrário do que ocorre com os pararaios de corpo de porcelana Devem ser dotados de um excelente sistema de vedação A Figura 17 mostra a parte externa de um para raios de corpo polimérico Na condição de falha por excesso de energia de um pararaios de corpo de porcelana os blocos de ZnO entram em decomposição liberando gases elevando a pressão interna até o rompimento do corpo de porcelana onde seriam expelidos fragmentos para o ambiente próximo ao ponto de instalação do pararaios No caso de falha por excesso de energia de um pararaios de corpo polimérico devido à inexistência de espaços internos e à própria tecnologia do material não há explosão do invólucro e o risco de liberação de fragmentos para o ambiente é muito remoto FIGURA 16 Pararaios de porcelana Outra vantagem do corpo polimérico reside na sua aplicação em áreas de elevada poluição Assim um pararaios de corpo de porcelana por dispor de espaços internos de razoável volume a penetração de ar poluído para o interior do mesmo por perda de vedação propicia a ocorrência de descargas parciais nos espaços que circundam os blocos de ZnO degradando os mesmos até o ponto de falha Já nos pararaios FIGURA 17 Pararaios de corpo polimérico Terminal de fonte Corpo polimérico Suporte Terminal de terra Desligador automático Também é comum o contador de descarga ser acompanhado de um indicador de descarga cujo objetivo é mostrar a operação do pararaios A Figura 18 mostra o desenho de uma estrutura de concreto armado utilizada para a instalação de pararaios em subestações de potência de 230 kV Pode ser utilizada alternativamente uma estrutura de ferro galvanizado Mostrase na Figura 19 um contador de descarga visto em detalhe da Figura 18 cuja função é registrar o número de descarga atmosférica que ocorreu no sistema Isso é feito sempre que a corrente de descarga devido a um raio é conduzida à terra pelo cabo de aterramento do pararaios A Figura 110 mostra a instalação de dois conjuntos de pararaios de 230 kV O primeiro conjunto de pararaios está montado sobre uma estrutura de concreto armado do tipo da estrutura apresentada na Figura 18 enquanto o segundo conjunto está montado sobre uma estrutura treliçada de ferro galvanizado 1221 Capacidade máxima de absorção de energia É a máxima quantidade de energia a que um pararaios pode conduzir sem que sejam alteradas de forma significativa as suas características operacionais quando cessar o fenômeno que causou o seu funcionamento Na especificação do pararaios deve ser citado o valor máximo da energia que poderá ser absorvida pelo pararaios sob pena de sofrer danos irreparáveis quando da sua atuação e permitir que os equipamentos que protege sejam submetidos a esforços dielétricos elevados FIGURA 18 Estrutura de concreto para instalação de pararaios de 230 kV a óxido de zinco FIGURA 19 Contador de descarga FIGURA 110 Instalação de pararaios de 230 kV em subestação de potência Os pararaios ZnO estão permanentemente conduzindo corrente elétrica à terra que conforme a Figura 11 pode variar de centésimos à dezenas de ampères conforme é o nível de tensão a que está submetido As características construtivas das pastilhas dos pararaios definem a sua capacidade de absorção de energia A faixa de capacidade de absorção de energia de um pararaios de forma geral pode ser conhecida da seguinte forma Pararaios tipo distribuição 5 kJkV Pararaios tipo intermediário 10 kJkV Pararaios de alta tensão 15 kJkV O cálculo da capacidade de absorção de energia de um pararaios de óxido metálico pode ser calculado considerando os seguintes eventos a Incidência direta de descargas atmosféricas O valor da energia absorvida Eabda pelo pararaios ao drenar uma corrente de descarga vale Vdcr tensão disruptiva crítica do isolamento da linha de transmissão com polaridade negativa em kV Vpr nível de proteção a impulso oferecido pelo pararaios em kV Zs impedância de surto da linha de transmissão em kV que pode assumir os seguintes valores para tensão máxima 145 kV Zs 450 Ω para tensão máxima 145 kV e 362 kV Zs 400 Ω para tensão máxima 362 kV e 550 kV Vav 350 Ω Nl número de linhas de transmissão conectadas ao pararaios normalmente igual a 1 Teq tempo de duração equivalente da corrente de descarga considerando a descarga principal e as descargas subseqüentes em µs Pode ser considerado igual a 300 µs b Religamento de linhas de transmissão ou energização de transformadores O valor da energia absorvida Eabetl pelo pararaios ao drenar uma corrente devido ao religamento de uma linha de transmissão ou ainda em decorrência da energização de um transformador de potência vale Vri tensão residual de impulso de manobra em kV Vav amplitude da tensão que pode assumir os seguintes valores para tensão máxima 145 kV Vav 3 pu para tensão máxima 145 kV e 362 kV Vav 3 pu para tensão máxima 362 kV e 550 kV Vav 26 pu c Desconexão de banco de capacitores O valor da energia absorvida Eabeca pelo pararaios ao drenar uma corrente devido à manobra de um banco de capacitores vale C capacitância do banco de capacitores em μF Vft tensão nominal entre fase e terra em kV Vff tensão nominal entre fases em kV EXEMPLO DE APLICAÇÃO 11 Determinar a energia absorvida por um pararaios ao operar durante a energização de um banco de capacitores de 10 MVAr1380 kV De acordo com o Capítulo 13 temse O valor da energia absorvida vale 13 ORIGEM DAS SOBRE TENSÕES A sobretensão é o resultado de uma tensão variável em relação ao tempo envolvendo as fases de um sistema ou uma fase e a terra Para ser considerada uma sobretensão seu valor de crista deve ser superior ao valor de crista da tensão máxima do sistema Tomando como princípio o grau de amortecimento da onda de sobretensão e o seu tempo duração as sobretensões podem ser classificadas em três diferentes formas Sobretensão temporária Sobretensão de manobra Sobretensão atmosférica FIGURA 111 Ordem de grandeza dos valores de tensão e tempo das sobretensões Não é possível estabelecer limites bem definidos entre as diferentes formas de sobretensão A Figura 111 mostra a ordem de grandeza dos tempos e valores característicos de cada tipo de sobretensão em pu da tensão nominal do sistema 131 Sobretensão Temporária A sobretensão temporária é caracterizada por uma onda de tensão elevada e de natureza oscilatória e longo tempo de duração ocorrida num ponto definido do sistema envolvendo as fases ou uma fase e a terra cujo amortecimento é muito reduzido As sobretensões temporárias são motivadas por algumas ocorrências que podem ser assim resumidas Defeitos monopolares Perda de carga por abertura do disjuntor Fenômenos de ferrorressonância Efeito ferrante 1311 Defeitos monopolares Em um sistema elétrico de potência seja ele de transmissão ou distribuição ou ainda industrial os defeitos monopolares ocorrem com maior frequência que os defeitos bifásicos envolvendo ou não a terra ou os defeitos trifásicos Quando da ocorrência de um defeito monopolar as fases não afetadas podem sofrer níveis elevados de sobretensão entre faseterra submetendo os equipamentos notadamente os pararaios a severas condições de operação O valor da sobretensão é função da configuração do sistema e do tipo de aterramento adotado e se dá devido ao deslocamento do neutro do sistema conforme representado vetorialmente na Figura 112 FIGURA 112 Representação vetorial do deslocamento do neutro A forma de onda resultante de uma sobretensão é normalmente senoidal à frequência industrial não amortecida com tempo de duração associado ao valor ajustado no relé de proteção Analisando os sistemas com o primário ligado em triângulo e o secundário em estrela há três condições distintas a considerar a Sistemas com o neutro efetivamente aterrado São assim considerados aqueles cujo ponto central da ligação estrela está solidamente aterrado isto é não há nenhuma resistência ligada intencionalmente entre o ponto neutro e a terra Nesse tipo de sistema quando uma fase vai à terra podem surgir sobretensões sustentadas nas fases sãs cujo valor não excede em geral 40 do valor da tensão de operação da rede ou seja as sobretensões podem atingir no máximo 80 da tensão fase terra Para que um sistema seja caracterizado como efetivamente aterrado é necessário que satisfaça as seguintes relações Xz reatância de sequência zero do sistema Xp reatância de sequência positiva do sistema Rz resistência de sequência zero do sistema b Sistemas com neutro aterrado através de resistência São assim considerados aqueles cujo ponto central da ligação estrela está conectado à terra através de um resistor intencionalmente instalado Esse procedimento é muitas vezes adotado com objetivo de reduzir o valor da corrente de curtocircuito faseterra e consequentemente os custos provenientes do dimensionamento de equipamentos do sistema O nível de sobretensão depende evidentemente do valor da resistência elétrica do resistor adotado para reduzir a corrente de curto circuito ao valor requerido Assim para baixos valores de resistência de aterramento o nível de sobretensão sustentado das fases não afetadas não deve exceder à tensão de operação entre fases da rede Quando o valor da resistência for elevado a tensão sustentada entre fase e terra pode assumir valores superiores à tensão entre fases c Sistema com neutro aterrado através de reatância São assim considerados aqueles cujo ponto central da ligação estrela está conectado à terra através de uma reatância intencionalmente instalada Esse procedimento tem o mesmo objetivo anterior isto é reduzir o valor da corrente de curtocircuito faseterra Neste caso o máximo valor da sobretensão sustentada entre as fases sãs e a terra não deve exceder a tensão de operação entre fases da rede Enquanto isso o maior valor da sobretensão transitória pode chegar a 273 da tensão de operação do sistema A determinação da tensão nominal de um pararaios é função do nível de sobretensão presumido no ponto de sua instalação e que pela importância desse parâmetro será mais adiante detidamente estudado 1312 Perda de carga por abertura do disjuntor Também conhecida como rejeição de carga a desconexão de um disjuntor poderá elevar a tensão em todo o sistema devido à redução do fluxo de corrente de carga fazendo com que o efeito capacitivo das linhas de transmissão reduza a impedância do sistema elétrico e a consequente queda de tensão Como os geradores operam superexcitados devido a alimentarem normalmente cargas indutivas resultam tensões na geração superiores à tensão de operação do sistema o que pode ser entendido na Figura 113 Na referida figura observase que durante o regime de operação normal do sistema a tensão na geração Vg é superior à tensão na carga Vc devido às quedas de tensão na resistência da linha de transmissão I R e na reatância indutiva da mesma I X No entanto após a abertura do disjuntor em que um grande bloco de carga foi desligado o sistema elétrico sofrerá uma elevação de tensão devido à redução do fluxo de corrente nas linhas de transmissão e o efeito acentuado e preponderante da reatância capacitiva conforme se observa na Figura 113 c As sobretensões devido à rejeição de carga são caracterizadas por uma onda na forma senoidal à frequência industrial cujo módulo depende do nível de curtocircuito do sistema do comprimento da linha de transmissão e da compensação série ou paralela disponível no sistema FIGURA 113 Diagramas de tensão de geração e de carga num processo de rejeição de carga Quando um grande de bloco de carga é desligado do sistema o gerador é acelerado tendo como consequência aumento da frequência industrial Decorrido o período transitório os reguladores de tensão e de velocidade dos geradores atuam no sentido de reduzir a sua excitação levandoa às condições nominais de operação 1313 Fenômenos de ferrorressonância Quando um sistema elétrico dotado de capacitâncias e indutâncias é submetido a uma frequência cujo valor se aproxima da frequência natural desses parâmetros surgem elevações de tensão devido à redução de impedância do referido sistema isto é Xl Xc sendo R o responsável pela limitação da corrente elétrica Como o valor de R de uma linha de transmissão é normalmente 110 do valor da impedância total o sistema passa a conduzir correntes extremamente elevadas resultando em tensões consequentemente elevadas A corrente que circula em determinado circuito dotado de reatâncias indutivas e capacitivas pode ser dada pela Equação 16 Quando ocorre um fenômeno como o descrito anteriormente dizse que o sistema está ressonante Isso ocorre em situações especiais quando por exemplo um circuito trifásico formado por condutores primários isolados alimenta um transformador cuja proteção é constituída por elementos monopolares tais como fusíveis de alta capacidade de ruptura ou chaves fusíveis monopolares conforme Figura 114 Na ocorrência de um defeito monopolar ou bipolar a proteção de uma das fases atua permitindo a operação do transformador através de duas fases Os condutores de alimentação do transformador são representados por sua capacitância para a terra e o transformador é representado por sua reatância indutiva formando dessa maneira um circuito LC que sob determinadas condições pode se tornar ressonante Como resultado são observadas tensões elevadas nos terminais do transformador A Figura 115a representa o circuito equivalente relativo à Figura 114 enquanto a Figura 115b representa as impedâncias resultantes Normalmente a frequência natural de um sistema em determinada condição é igual ou inferior à frequência industrial Logo devemse tomar medidas de forma a evitar situações de ferrorressonância como por exemplo aplicar chaves seccionadoras tripolares acionadas por elementos fusíveis de alta capacidade de ruptura em vez de disjuntores tripolares com abertura simultânea nas três fases FIGURA 114 Demonstração de um circuito ressonante FIGURA 115 Circuito equivalente ao da Figura 114 1314 Efeito ferrante Quando o fluxo de corrente de uma linha de transmissão sem compensação é reduzido devido à abertura do disjuntor na extremidade de carga a referida linha de transmissão fica submetida a uma elevação de tensão que pode ser calculada a partir da Equação 17 A ocorrência desse fenômeno é devido ao fluxo da corrente capacitiva através da indutância série da linha Vg Vc cosh γ L Zcl Ic senh γ L 17 γ α jβ 18 Vg tensão do sistema no ponto de geração Vc tensão do lado da carga Ic corrente de carga Zd impedância característica da linha de transmissão L comprimento da linha de transmissão α constante de atenuação β constante de fase Quando a linha de transmissão é desconectada da carga a tensão devido ao valor da corrente Ic 0 transforma a Equação 17 na Equação 19 ou seja Vg Vc cosh γ L 19 Desprezandose as perdas de uma linha de transmissão sem compensação o efeito ferrante pode ser calculado aproximadamente pela Equação 110 Vg Vc cos β L 110 β W Li C 111 Li indutância do sistema C capacitância do sistema β pode assumir o valor de 720100 km de linha para a frequência de 60 Hz 132 Sobretensão de Manobra Caracterizada pela operação de um equipamento de manobra como resultado de um defeito ou outra causa em determinado ponto do sistema envolvendo as três fases ou uma fase e a terra Há diferentes formas de onda característica para cada tipo de manobra efetuada no sistema São definidas por tempo de frente de onda entre 100 e 500 μs e um tempo para atingir o valor médio da cauda de 2500 μs As sobretensões de manobra são mais severas que as sobretensões de natureza temporária e portanto são parâmetros utilizados para determinar o nível de isolamento do sistema São caracterizadas por fenômenos eletromagnéticos e podem sobreporse à tensão de frequência industrial Os parâmetros próprios do sistema modelam os valores da amplitude da onda de sobretensão bem como a sua configuração A sobretensão de manobra é mais bem definida considerandose mais a característica da onda resultante que propriamente a causa que originou a referida sobretensão A severidade das sobretensões de manobra depende da configuração do sistema e notadamente do seu nível de curtocircuito A aplicação de equipamentos de manobra adequados como por exemplo disjuntores providos de resistores de fechamento que têm a finalidade de absorver a energia resultante das ondas múltiplas de reflexão pode também reduzir os efeitos associados das sobretensões de manobra Além do mais é importante o instante em que ocorreu a operação do elemento de proteção em relação à onda de tensão no instante considerado Nessas condições operações semelhantes do elemento de proteção podem resultar em valores diferentes de sobretensões A Figura 116 estabelece estatisticamente os valores de sobretensão e a sua probabilidade de ocorrência Os surtos de tensão resultantes da energização de linhas de transmissão por exemplo atingem valores da ordem de 25 pu A impedância de surto do sistema tem os seguintes valores médios a para linhas aéreas veja item 1221a b para cabos subterrâneos 50Ω Como a tensão de operação do alimentador não influi no nível de surto provocado pela manobra os sistemas de média tensão estão sujeitos a solicitações mais severas que os sistemas de alta tensão Assim a abertura de uma rede aérea de distribuição cuja corrente de carga seja 60 A valor eficaz pode resultar numa sobretensão de É interessante observar que o desligamento de um transformador ou motor operando a vazio faz liberar a energia magnética existente na máquina Como essa energia não pode ser consumida no caso do transformador porque o seu circuito primário está aberto então ela é armazenada na sua capacitância própria ou seja FIGURA 116 Probabilidade de ocorrência de sobretensões nos valores indicados Como a capacitância do transformador é pequena e a sua indutância muito elevada em circuito aberto logo esse equipamento sofrerá uma sobretensão que poderá perfurar o seu enrolamento conforme se conclui com o valor de V As sobretensões de manobra podem ocorrer nas seguintes operações de chaveamento Energização de uma linha de transmissão Energização de um banco de capacitores Energização de um transformador Religamento de uma linha de transmissão Interrupção de pequenas correntes indutivas como as de reatores e transformadores energizados a vazio Interrupção de correntes capacitivas tais como as de uma linha de transmissão e de distribuição operando a vazio Interrupção de um circuito submetido a correntes muito elevadas como as de curtocircuito Essas sobretensões são consideradas de origem interna ao sistema 133 Sobretensão Atmosférica Motivada por uma descarga atmosférica envolvendo as fases do sistema ou uma das fases e terra Ao longo dos anos várias teorias foram desenvolvidas para explicar o fenômeno dos raios Atualmente temse como certo que a fricção entre as partículas de água e gelo que formam as nuvens provocada pelos ventos ascendentes de forte intensidade dá origem a uma grande quantidade de cargas elétricas Verificase experimentalmente que as cargas elétricas positivas ocupam a parte superior da nuvem enquanto as cargas elétricas negativas se posicionam na sua parte inferior acarretando consequentemente uma intensa migração de cargas positivas na superfície da terra para a área correspondente à localização da nuvem conforme se pode observar ilustrativamente através da Figura 117 Dessa forma a concentração de cargas elétricas positivas e negativas numa determinada região faz surgir uma diferença de potencial entre a nuvem e a terra No entanto o ar apresenta uma determinada rigidez dielétrica normalmente elevada e que depende de certas condições ambientais FIGURA 117 Posição das nuvens carregadas em relação à terra O aumento dessa diferença de potencial que se denomina gradiente de tensão poderá atingir um valor que supere a rigidez dielétrica do ar interposto entre a nuvem e a terra fazendo com que as cargas elétricas negativas migrem na direção da terra num trajeto tortuoso e normalmente cheio de ramificações cujo fenômeno é conhecido como descarga piloto É de aproximadamente 1 kVmm o valor do gradiente de tensão para o qual a rigidez dielétrica do ar é rompida A ionização do caminho seguido pela descarga piloto propicia condições favoráveis de condutibilidade do ar ambiente Mantendose elevado o gradiente de tensão na região entre a nuvem e a terra surge em função da aproximação do solo de uma das ramificações da descarga piloto uma descarga ascendente constituída de cargas elétricas positivas denominada descarga de retorno Não se tem como precisar a altura do encontro entre esses dois fluxos de carga que caminham em sentidos opostos mas acreditase que seja a poucas dezenas de metros da superfície da terra A descarga de retorno atingindo a nuvem provoca em determinada região da mesma uma neutralização eletrostática temporária Na tentativa de manter o equilíbrio dos potenciais elétricos no interior da nuvem surgem nessas intensas descargas que resultam na formação de novas cargas negativas na sua parte inferior que inicia nova descarga da nuvem para a terra tendo como canal condutor aquele seguido pela descarga de retorno que em sua trajetória ascendente deixou o ar intensamente ionizado A Figura 118 ilustra graficamente a formação das descargas atmosféricas As descargas reflexas ou secundárias podem acontecer por várias vezes após cessada a descarga principal Tomandose como base as medições feitas na Estação do Monte Salvatori as intensidades das descargas atmosféricas podem ocorrer nas seguintes probabilidades 97 10 kA 85 15 kA 50 30 kA 20 50 kA 4 80 kA FIGURA 118 Processo de formação de uma descarga atmosférica a descarga piloto b descarga de retorno c descarga no interior da nuvem d descargas reflexas ou secundárias Constatouse também que 90 das descargas atmosféricas têm polaridade negativa Isso é importante para se determinar o nível de suportabilidade dos equipamentos às tensões de impulso conforme se verá nas especificações As redes aéreas podem ser submetidas a sobretensões devidas às descargas atmosféricas de forma direta ou indireta 1331 Sobretensão por descarga direta Quando uma descarga atmosférica atinge diretamente uma rede elétrica desenvolvese elevada tensão que em geral supera o nível de isolamento da mesma seguindose um defeito que pode ser monopolar o mais comum ou tripolar As redes aéreas de média e baixa tensões são mais afetadas pelas descargas atmosféricas do que as redes aéreas de nível de tensão mais elevado em consequência do baixo grau de isolamento dessas redes Por exemplo enquanto a tensão suportável de impulso de uma linha de transmissão de 230 kV é de 950 kV uma rede de distribuição de 1380 kV apresenta uma suportabilidade de apenas 95 kV Assim uma rede de distribuição de 1380 kV cujo nível de isolamento é de 95 kV quando submetida a uma corrente de descarga atmosférica incidente de 10 kA que se divide em 5 kA no ponto de impacto e caminha com esse valor para cada extremidade da rede provoca sobretensão de aproximadamente 1000 kV considerando que a impedância característica da rede de distribuição seja de 400 Ω Esse valor é muito superior ao seu nível de isolamento Essa mesma corrente de descarga incidente em linha de transmissão de 230 kV considerando uma impedância característica de 350 Ω não seria tão severa quanto na rede de distribuição pois o nível de sobretensão seria de aproximadamente 1750 kV As descargas diretas apresentam taxa de crescimento da tensão na faixa de 100 a 1000 kVμs Para evitar a descarga diretamente sobre a rede elétrica são projetados sistemas de blindagem tais como cabos pararaios instalados acima dos condutores vivos da linha ou pararaios atmosféricos de haste normalmente instalados nas estruturas das subestações de potência A blindagem criada em torno da rede permite limitar a magnitude das sobretensões É possível determinar o número esperado de descargas atmosféricas diretas ocorridas anualmente por cada 100 km de linha aérea instalada em terreno plano através da Equação 113 Nd 018 Nda L 105 H075 113 Nd número provável de descarga atmosférica anual para cada 100 km de linha aérea Nda densidade de descarga atmosférica na região em número de descarga atmosférica por km²ano H altura média dos condutores em m L distância horizontal entre os condutores das extremidades da linha em m A densidade de descargas atmosféricas que atingem uma determinada região é o número de raios por km² por ano e pode ser calculada pela Equação 114 Nt índice ceráunico ou seja o número de dias de trovoada por ano O valor de Nt pode ser conhecido por instituições oficiais ou não que operam na área do projeto tais como instalações aeronáuticas serviço de meteorologia institutos de pesquisa relacionados etc Na falta de informações dessas organizações podese utilizar o mapa das curvas isoceráunicas mostrado na Figura 119 As redes aéreas são protegidas naturalmente contra as descargas atmosféricas diretas por meio de objetos próximos tais como edificações árvores e outras linhas em paralelo todos com altura igual ou superior a altura dos condutores das referidas redes Essas blindagens naturais contra as descargas diretas não impedem as sobretensões induzidas decorrentes das descargas sobre os objetos próximos anteriormente mencionados O número de descargas diretas que podem ocorrer numa rede aérea sob o efeito da proteção dos objetos próximos considerados de mesma altura e posicionados em sequência e em paralelo com a referida rede pode ser fornecido pela Equação 115 Ndp Nd x 1 Fb 115 Ndp número de descargas diretas de uma rede aérea protegida por objetos Nd número provável de descarga determinado na Equação 113 Fb fator de blindagem FIGURA 119 Curvas isoceráunicas do território brasileiro O fator de blindagem pode variar de 0 a 1 e depende do afastamento dos objetos de sua altura e de sua continuidade Assim um objeto isolado nas proximidades de uma rede aérea não proporciona nenhuma blindagem resultando um fator de blindagem nulo Já uma rede de distribuição rural por exemplo tendo por caminhar o interior de uma floresta com árvores de altura igual a 20 m e uma faixa de servidão de largura de 10 m para cada lado do eixo da linha apresenta um fator de blindagem Fb 05 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 12 Determinar o número provável de descargas atmosféricas aéreas sobre uma linha de transmissão de 230 kV cuja altura média dos condutores é de 17 m Os condutores extremos estão afastados de 10 m A referida linha de transmissão atravessa uma área de floresta de pinheiros e tem uma faixa de servidão igual a 20 m e está localizada no Estado de São Paulo em área litorânea Nd 018 Nda L 105 H075 H 17 m Dda 004 Nt125 004 40125 4 raioskm2ano Nt 40 veja o mapa da Figura 119 na região de São Paulo Nd 018 4 10 105 17075 70 descargas100 kmano 1332 Sobretensão por descarga indireta induzida Quando uma descarga atmosférica se desenvolve nas proximidades de uma rede elétrica é induzida determinada tensão nos condutores de fase e em consequência uma corrente associada cujos valores são funções da distância do ponto de impacto da magnitude da corrente da descarga etc No entanto se a rede elétrica for dotada de uma blindagem com cabos pararaios estes serão os condutores a que ficarão submetidos à tensão induzida e à corrente associada Devido às capacitâncias próprias e mútuas entre os condutores de blindagem e os condutores vivos é desenvolvida nestes uma onda de tensão acoplada cujo valor pode ser determinado pela Equação 116 Zcpr impedância de surto do cabo pararaios Zst impedância de surto da torre Id corrente de descarga induzida K fator de amortecimento que pode variar entre 015 e 030 A impedância no pé da torre influi na tensão no topo da torre devido às ondas de reflexão As descargas atmosféricas cujo ponto de impacto é próximo às redes aéreas podem induzir uma tensão nas mesmas cujo valor não supera o valor de 500 kV Tratandose de redes com tensão nominal superior a 69 kV ou dotadas de cabos pararaios para blindagem o seu nível de isolamento é compatível com os valores das sobretensões induzidas não acarretando falha nas isolações No entanto redes aéreas com tensão nominal igual ou inferior a 69 kV podem falhar por tensões induzidas As redes de 69 kV por exemplo apresentam uma tensão nominal suportável de impulso TNSI para surtos atmosféricos de 350 kV O número de sobretensões a que estão sujeitas as redes aéreas devido às descargas indiretas induzidas é superior ao número de sobretensões por descargas diretas O valor das sobretensões induzidas é influenciado pela presença do condutor neutro no caso das redes aéreas secundárias É possível determinar o número provável de sobretensões induzidas entre fase e terra superior a um determinado valor predefinido para cada 100 kmano utilizando a Equação 117 Fac fator de acoplamento entre o condutor terra e o condutor da rede Se em cada estrutura há um aterramento com resistência não superior a 50 Ω o valor de Fac varia entre 030 e 040 Na ausência de um cabo de aterramento Fac 0 Vsup valor da sobretensão predefinida acima da qual se deseja saber o número de ocorrências O condutor de aterramento proporciona uma redução de aproximadamente 40 no valor das sobretensões por descargas induzidas Nas redes secundárias de baixa tensão o condutor neutro ligado à terra a cada três estruturas propicia um fator de acoplamento aproximadamente igual a 070 É possível determinar a distância mínima horizontal entre a rede de energia elétrica e o ponto de impacto no solo de uma descarga atmosférica a partir da qual a referida descarga seria de natureza indireta Der H 027 H060 I080 H altura média dos condutores em m I corrente de descarga atmosférica em kA Para uma distância superior a Der o ponto de impacto seria o solo Quando uma descarga atmosférica incide sobre os condutores fases de uma rede aérea ou tem como ponto de impacto o solo nas proximidades da referida rede proporciona uma onda de sobretensão que se estabelece ao longo dos condutores tanto no sentido da carga quanto no sentido da fonte A corrente induzida se propaga nos dois sentidos conforme pode ser ilustrado na Figura 120 Se a magnitude da onda de tensão é superior à tensão nominal suportável de impulso dos isoladores de pino ou de suspensão da rede ocorrerá uma disrupção através dos mesmos para a terra ou entre fases As disrupções para a terra ocorrem com maior frequência e proporcionam uma severa redução da amplitude da onda viajante Essas disrupções podem ocorrer ao longo de várias estruturas após o primeiro poste mais próximo ao ponto de impacto da descarga atmosférica com a rede ou com o ponto de indução no caso de descargas laterais FIGURA 120 Propagação de uma onda de tensão e corrente numa rede aérea Para caracterizar esse fenômeno verificar a Figura 121 onde se observa uma onda de impulso inicial de módulo e taxa de crescimento elevados seguida de depressões e subidas em forma de serra devido às disrupções ocorridas nos isoladores das primeiras estruturas da rede aérea A onda de impulso cortada caminha pela rede no sentido dos extremos fonte e carga até ser conduzida à terra pelos pararaios de sobretensão instalados nos respectivos pontos As características das ondas de tensão viajantes dependem de vários fatores dentre os quais se destacam os mais importantes A taxa de crescimento da onda de tensão varia entre 100 e 1000 kVμs Os valores das sobretensões dependem do módulo da corrente da descarga atmosférica A forma de onda resultante na rede depende das disrupções ocorridas nas estruturas conforme Figura 121 A onda viajante sofre modificações de forma e valor em função das reflexões decorrentes da mudança de impedância da rede Por exemplo uma onda caminha numa rede aérea com dada impedância característica e penetra numa rede subterrânea conectada que tem uma impedância característica diferente Impedância de aterramento medida em cada estrutura FIGURA 121 Forma de onda de uma descarga atmosférica com disrupção pelos isoladores EXEMPLO DE APLICAÇÃO 13 Uma linha de transmissão de 230 kV com altura média dos condutores de 17 m apresenta aterramento em cada estrutura no valor de 40 Ω em média Uma descarga atmosférica com corrente de 10 kA induz determinada sobretensão na referida linha que atravessa uma extensa região onde o nível ceráunico é de 30 dias de trovoada por ano Determinar o número provável de sobretensões acima de 500 kV que pode ocorrer nessa linha por 100 kmano e a distância provável do ponto de impacto no solo Podese considerar o fator de acoplamento igual a 030 O número provável de sobretensões acima de 500 kV vale A distância mínima do ponto de impacto da descarga atmosférica de natureza indireta e a linha de transmissão vale Der H 027 H060 I080 Der 17 027 17060 10080 Der 263 m É possível determinar o valor da tensão de surto induzida numa rede de distribuição ou linha de transmissão aérea sabendose qual a distância perpendicular entre o ponto de descarga do raio no solo com o eixo da rede ou linha mencionadas ou seja Rv relação entre a velocidade da descarga de retorno pela velocidade da luz Za impedância do canal de ar condutor do arco Za 30 Ω I corrente da descarga atmosférica em kA H altura dos condutores da rede ou linha ao solo em m Dpr distância perpendicular entre o ponto de descarga do raio no solo com eixo da rede ou linhas aéreas em metros EXEMPLO DE APLICAÇÃO 14 Considerar uma descarga atmosférica cuja corrente do raio seja 15 kA com impacto num ponto do solo distando 90 m de uma linha de transmissão de 69 kV cuja altura dos condutores ao solo seja de 11 m Calcular a tensão de surto resultante Vsu 30 15 11 90 1 000577 2 0005772 552 kV Rv 1 1 45105 15 000577 Logo o valor da tensão de surto induzida é bem inferior à tensão nominal suportável de impulso de uma linha de transmissão de 69 kV que é de 350 kV pelos pontos com valores de tensão iguais a 10 e 90 da tensão de crista conforme mostrado na Figura 122 As ondas transientes de impulso atmosférico apresentam velocidade de propagação nas linhas de transmissão da ordem de 300 mμs e em cabos isolados cerca de 150 mμs Dessa maneira uma onda de 1250 μs que atinja um cabo isolado ao alcançar o valor de pico apresenta uma frente de 180 m ou seja 150 12 180 m As correntes correspondentes às tensões de impulso atmosférico são limitadas pela impedância característica de surto do sistema Assim para uma tensão de impulso de 95000 V num sistema em que a impedância característica de surto é de 450 Ω a corrente transiente vale Quando as descargas atmosféricas não atingirem diretamente a linha de transmissão ou a rede de distribuição a onda transiente de corrente é aproximadamente dez vezes menor comparada com o seu valor caso a descarga atingisse diretamente o sistema Isso porque a parcela maior da descarga é conduzida para a terra restando somente uma onda de tensão induzida na rede FIGURA 122 Característica de uma onda padronizada de tensão É interessante notar que segundo observações realizadas em laboratórios especializados uma descarga atmosférica resultante de uma nuvem localizada a cerca de 1500 m de altura leva aproximadamente 10000 μs para atingir o solo descargas nuvemterra Nessas condições a tensão entre nuvem e terra pode variar entre 10 e 20000 kV Com esses dados e os valores das correntes de descarga características vistas anteriormente podese concluir que numa descarga atmosférica as potências elétricas desenvolvidas são fantasticamente elevadas enquanto a energia decorrente é algo pouco significativo Assim para uma tensão de descarga de 15000 V associada a uma corrente correspondente de 60 kA a potência desenvolvida é de P V I 15000 60 103 900 106 kW Já a energia correspondente a esta descarga vale E P T 900 106 001 3600 2500 kWh T 10000 μs 001s As tensões induzidas nas redes aéreas assumem praticamente os mesmos valores em cada fase e são caracterizadas por uma onda de polaridade positiva na maioria das descargas observadas Já as correntes induzidas têm polaridade negativa em cerca de 90 dos casos Nas redes aéreas de baixa tensão a forma como as tensões e as correntes é induzida nos condutores são idênticas aos fenômenos que ocorrem nas redes de alta tensão No entanto por causa da presença do condutor neutro instalado normalmente acima dos condutores de fase e aterrados a distâncias regulares de 50 a 300 m as sobretensões são influenciadas pelos referidos aterramentos à medida que os valores das resistências de terra forem significantivamente superiores à impedância característica da rede de baixa tensão cujo valor aproximado é de 50 Ω Apesar de a rede de baixa tensão não ser afetada pelas tensões e correntes de surto os aparelhos eletrodomésticos conectados a elas são as suas principais vítimas devido às tensões induzidas na rede primária que chegam ao transformador de distribuição As proteções das redes primárias por meio de pararaios não são capazes de proteger as redes secundárias cuja tensão nominal suportável de impulso é de 10 kV Os isolantes sólidos de forma geral não são afetados pelos fenômenos decorrentes de descargas atmosféricas Com o crescente uso de equipamentos eletrônicos sensíveis nos escritórios e lares a preocupação das concessionárias que atuam em áreas de elevado índice seráunico aumentou consideravelmente em virtude das indenizações com valores cada vez maiores 14 COMPONENTES SIMÉTRICAS Para que se possa desenvolver corretamente os cálculos das tensões correntes e impedâncias dos sistemas elétricos é necessário utilizarse ferramentas adequadas que facilitem a obtenção dos resultados desejados A ferramenta mais empregada é o método das componentes simétricas que será discutido de forma sucinta a fim de permitir ao leitor melhor compreensão na determinação das sobretensões anteriormente mencionadas Um sistema trifásico qualquer pode ser representado normalmente por três vetores de tensão de módulos e ângulos diferentes Esse sistema vetorial no entanto pode ser decomposto em três conjuntos de vetores sendo dois de módulos iguais defasados entre si de ângulos também iguais porém girando em sentidos diferentes e que são denominados respectivamente componentes de sequência positiva e componentes de sequência negativa O terceiro conjunto de vetores denominado componentes de sequência zero possui o mesmo módulo porém os vetores são paralelos e estão deslocados consequentemente de um mesmo ângulo em relação a um referencial Essa descrição pode ser visualizada na Figura 123 em que estão representados os vetores Ia Ib e Ic de um sistema desequilibrado Figura 123a e os respectivos vetores das componentes simétricas Em princípio o sistema trifásico é normalmente simétrico A assimetria deixa de existir quando ocorre um dos seguintes fatores Cargas desequilibradas Impedâncias desiguais dos enrolamentos dos geradores motores e transformadores Inexistência de transposição de condutores em linhas de transmissão Defeitos monopolares e bipolares Interrupção de uma fase FIGURA 123 Componentes simétricas Os vetores de sequência podem ser somados analiticamente o que resulta nos vetores originais de acordo com a Figura 124 A Figura 123 mostra portanto a decomposição de um sistema trifásico assimétrico em um sistema de componentes simétricas considerando apenas a função corrente O mesmo desenvolvimento vale para a função tensão Consequentemente as impedâncias são decompostas nas componentes simétricas correspondentes Com base nisso serão apresentados os conjuntos das Equações das componentes simétricas para cada função ou seja FIGURA 124 Soma vetorial das componentes simétricas a Componentes simétricas das correntes componentes originais da corrente componentes simétricas da corrente de sequência positiva componentes simétricas da corrente da sequência negativa componentes simétricas da corrente de sequência zero b Componentes simétricas das tensões componentes originais da tensão componentes simétricas da tensão de sequência positiva componentes simétricas da tensão de sequência negativa componentes simétricas da tensão de sequência zero Os conjuntos de Equações 121 e 122 podem ser reescritos tomando se como referência a fase A e aplicandose o operador a nos valores de tensão e corrente formando o conjunto de Equações 123 e 124 Isso pode ser feito porque os vetores de mesmo índice numérico conforme visto anteriormente ou seja Ia1 Ib1 e Ic1 Ia2 Ib2 e Ic2 Ia0 Ib0 e Ic0 são iguais em módulo diferindo quanto aos ângulos de defasagem que serão corrigidos com a aplicação do operador a ou seja Assim as Equações 121 e 122 tomam a seguinte forma É importante observar que o operador a faz girar o vetor correspondente de 120 no sentido positivo contrário aos ponteiros do relógio Já o operador a2 faz girar o vetor correspondente de 240 no mesmo sentido anterior ou de 120 no sentido negativo Seus valores são Quando a fase A de um sistema por exemplo vai à terra o conjunto de Equações 123 e 124 toma os seguintes valores o que pode ser comprovado pela Figura 125 Como nesse caso temse Ia 3 I0 128 Considerando o diagrama de impedância da Figura 126 e tomando todas as variáveis em valores de base isto é no sistema por unidade as tensões de sequência podem ser dadas pelas Equações 129 130 e 131 ou seja FIGURA 125 Sistema sob defeito faseterra FIGURA 126 Conexão das impedâncias de um sistema de componentes de fase E ainda Iuft 3 Iuz 132 Ou seja a Equação 128 toma a forma da Equação 132 tensões de sequência positiva negativa e zero em pu impedância de sequência positiva negativa e zero em pu correntes de sequência positiva negativa e zero em pu tensão de fase em pu corrente de curtocircuito entre fase e terra em pu Segundo a Figura 126 os valores de Zup Zun e Zuz são impedância de sequência positiva equivalente do sistema de potência impedância de sequência negativa equivalente do sistema de potência impedância de sequência positiva negativa e zero do transformador impedância de sequência positiva negativa e zero da rede impedância de aterramento resistência de contato resistor de aterramento A metodologia de cálculo das correntes de curtocircuito faseterra pode ser encontrada no livro do autor Instalações Elétricas Industriais 8ª ed Rio de Janeiro LTC 2010 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 15 Considerar um alimentador de distribuição de energia elétrica sintetizado na Figura 127 com as seguintes características a Subtransmissão Potência instalada 20 MVA 1 transformador Tensão nominal primária 69 kV Tensão nominal secundária 138 kV Tensão máxima de operação 144 kV Resistor de aterramento do neutro 24 Ω Potência de curtocircuito no primário da subestação 478000 kVA Impedância percentual do transformador 7 na base de 726 kV Perdas térmicas do transformador 83597 W na base de 69 kV As características elétricas típicas dos transformadores de 69 kV podem ser obtidas no Capítulo 12 b Alimentador de distribuição Natureza do condutor cobre Seção do condutor 95 mm² Resistências Sequência positiva Rcp 02374 Ωkm a 60C Sequência zero Rcz 04152 Ωkm Reatâncias Sequência positiva Xcp 04177 Ωkm Sequência zero Xcz 19239 Ωkm Os valores de Rcp Rcz Xcp e Xcz devem ser calculados de conformidade com as prescrições do Capítulo 4 Com base nesses dados calcular o valor da tensão nas fases B e C quando a fase A vai à terra num ponto afastado a 8 km da subestação sabendose que no neutro do transformador está inserida uma resistência de 24 Ω O sistema é configurado com o primário em triângulo e estrela no secundário conforme Figura 127 FIGURA 127 Sistema com a fase A à terra a Valores de base Tensão base Vb 138 kV Potência base Pb 20000 kVA Corrente base b Impedância do sistema de alimentação Resistência Rus 0 Reatância c Impedância do transformador Reatâncias Vprz tensão primária do transformador a que se refere a impedância Vsrz tensão secundária do transformador a que se refere a impedância Vnptr tensão nominal primária do transformador Vnstr tensão nominal secundária do transformador d Impedância do alimentador Resistências de sequências positiva e zero Reatâncias de sequências positiva e zero Xup Xcp La K 04177 8 010502 Xup 03509 pu Xuz Xcz La K 19239 8 010502 Xuz 16164 pu e Impedâncias de sequências positiva e zero Impedâncias totais de sequência positiva e zero Nota Para efeito prático podemse considerar iguais as impedâncias de sequências positiva negativa e zero dos transformadores de potência f Resistência do resistor nas bases adotadas Para a mudança de base usase a conversão Ou especificamente g Cálculo da corrente de curtocircuito fase e terra impedância de sequência zero do transformador em pu sendo Zuzt Zupt Zunt Considerouse que as impedâncias de sequências positiva e negativa do sistema de alimentação têm valores iguais a Rus jXus ou seja 0 j00418 pu impedância de sequência zero dos condutores em pu h Cálculo das tensões nas fases não atingidas Tensão de sequência positiva Tensão de sequência negativa Tensão de sequência zero Tensões de fase As sobretensões sustentadas de fase em volts valem Podese observar que se na fase C estivesse instalado um pararaios de tensão nominal igual a 12 kV fase e terra este não seria afetado pela sobretensão resultante 15 FENÔMENOS DE REFLEXÃO E REFRAÇÃO DE UMA ONDA INCIDENTE Uma onda de tensão que caminha num alimentador pode atingir diversos pontos característicos do sistema resultando em fenômenos distintos e de efeitos particulares A onda incidente pode sofrer modificações em módulo dependendo da característica do ponto que atinge 151 Ponto Terminal de um Circuito Aberto Este ponto terminal pode ser identificado por um circuito cujas extremidades estão abertas por exemplo pelo seccionamento de um disjuntor Na realidade o transformador é considerado o caso mais importante neste estudo pois devido a sua elevada impedância de surto pode ser considerado como um circuito aberto Isto é perfeitamente entendível se consideramos que as bobinas primárias são eletricamente isoladas das bobinas secundárias sendo porém magneticamente acopladas Um surto de tensão que atinja um transformador ou mesmo a extremidade aberta de um circuito como é o caso do disjuntor do transformador desenergizado resulta numa onda refletida e noutra refratada cujos valores são dados no conjunto das Equações 134 A simbologia a ser utilizada será Vsu onda de tensão de surto incidente Vre onda de tensão refletida Vrf onda de tensão refratada Vte onda de tensão terminal Isu onda de corrente de surto incidente Ire onda de corrente refletida Irf onda de corrente refratada Ite onda de corrente terminal A Figura 128 ilustra os efeitos ocasionados por uma onda de surto de tensão incidente nas condições anteriormente descritas Já a Figura 129 mostra os efeitos de uma onda de corrente incidente num terminal aberto Pelas Equações 134 e das Figuras 128 e 129 podese concluir que A onda de tensão incidente é igual à onda de tensão refletida A onda de tensão terminal é o dobro da onda da tensão incidente A onda de corrente refletida é igual à onda de corrente incidente porém de sinal invertido A onda de tensão refletida se propaga no sistema com o dobro do valor da onda de tensão incidente A onda de corrente resultante entre a onda refletida e a incidente é nula n trecho compreendido entre a onda refletida e o terminal aberto 152 Ponto de Descontinuidade de Impedância Pode ser assim identificado por um circuito que muda a sua impedância característica a partir de um determinado ponto Esse é o caso prático de subestações de consumidor cujo ramal de entrada é constituído de cabo isolado subterrâneo Como a impedância característica da rede aérea de alimentação está compreendida entre 350 e 450 Ω e a dos cabos subterrâneos em torno de 50 Ω surgirão duas ondas de tensão quando a onda de surto incidente atingir esta conexão uma onda refletida e outra refratada FIGURA 129 Ondas de corrente incidente e refratada A onda refletida retorn ao sistema enquanto a onda refratada caminha em direção à subestação a jusante A Figura 130 ilustra esse fenômeno enquanto as Equações 135 e 136 fornecem os valores respectivamente das ondas de tensão refletida e refratada Zrf impedância de surto para a onda refratada Zsu impedância de surto para onda incidente Os valores das correntes refletida e refratada são O termo Zrf Zsu Zsu Zrf é chamado coeficiente de reflexão de tensão ou corrente O ponto P da Figura 130 representa o ponto de conexão da rede aérea com o cabo do ramal de entrada subterrâneo Algumas considerações importantes podem ser analisadas ou seja Quando o valor de Zsu é inferior ao valor de Zrf o coeficiente de reflexão é positivo e consequentemente a onda de tensão refletida é positiva enquanto a onda de corrente correspondente é negativa Quando o valor de Zsu é superior ao valor de Zrf o coeficiente de reflexão é negativo e consequentemente a onda de tensão refletida é negativa enquanto a onda de corrente correspondente é positiva Quando o valor de Zsu é igual ao valor de Zrf o coeficiente de reflexão é nulo resultando numa tensão e corrente refletidas também nulas A onda de tensão refratada é diretamente proporcional à impedância Zrf FIGURA 130 Ondas de corrente parte incidente e parte refratada O estudo das ondas refletidas e refratadas nos dois casos analisados anteriormente constitui um ponto básico para o estudo da localização dos pararaios em relação ao equipamento que se deseja proteger assunto que será abordado posteriormente EXEMPLO DE APLICAÇÃO 16 Considerando uma instalação industrial alimentada por uma rede aérea de 138 kV calcular as tensões de surto refletidas e refratadas quando num dia chuvoso a rede foi atingida por um raio que lhe induziu uma tensão de impulso de 90 kV sabendose que o ramal de entrada é de cabo isolado O valor de tensão de surto de 90 kV é um pouco inferior à tensão nominal suportável de impulso TNSI padronizada na maioria dos casos para sistemas de distribuição que é 95 kV A tensão refletida no ponto de conexão entre a rede aérea e a rede em cabo isolado vale A tensão no ponto de mudança de impedância vale Vp Vsu Vre Vp 90 72 18 kV A tensão refratada vale Essa tensão refratada de 18 kV atingirá por sua vez o transformador da subestação do consumidor A corrente de surto vale As correntes refletidas e refratadas valem 16 CLASSIFICAÇÃO DOS PARARAIOS Os pararaios podem ser classificados de acordo com os seguintes parâmetros com base na NBR 54242011 Classe estação 20 15 10 kA serviço leve e 10 kA serviço pesado Classe distribuição 5 kA séries A e B Classe secundária 15 kV Segundo a NBR 54242011 Guia de Aplicação de Pararaios de Resistor Não Linear em Sistema de Potência podese acrescentar Em sistemas de até 230 kV os pararaios de resistor não linear de 10 kA asseguram os melhores níveis de proteção Em seguida vêm os pararaios das classes de 5 kA série A e por fim os pararaios de 5 kA série B Como regra geral os pararaios de 10 kA são aplicados a sistemas acima de 69 kV e a subestações de sistemas de tensões mais baixas consideradas suficientemente importantes para justificar melhor proteção Os pararaios de 5 kA série A são usados em sistemas de transmissão abaixo de 69 kV Os pararaios de 5 kA série B são usados na proteção de transformadores de distribuição Os pararaios de classe secundária são fabricados para tensão de até 660 V e têm pouca utilização em sistemas industriais cabendo mais especificamente à entrada de consumidores de baixa tensão de algumas concessionárias de energia elétrica Quanto ao nível de isolamento a norma NBR 6939 estabelece para os equipamentos elétricos três faixas de tensão máxima e nos quais devem estar em operação os pararaios Faixa de isolamento A É aquela superior a 1 kV e igual ou inferior a 362 kV É característica dos sistemas elétricos de média tensão Faixa de isolamento B É aquela igual ou superior a 725 kV e igual ou inferior a 242 kV É característica dos sistemas elétricos de alta tensão Faixa de isolamento C É aquela superior a 362 kV 17 CARACTERÍSTICAS DOS PARARAIOS As características dos pararaios fabricados para sistemas de potência são a Tensão nominal É a máxima tensão valor eficaz a que pode ficar permanentemente submetido o pararaios na frequência nominal no ensaio de ciclo de operação e para a qual foi projetado e tem condições de operar satisfatoriamente b Máxima tensão de operação contínua MCOV É a tensão máxima permissível de frequência industrial que pode ser aplicada continuamente aos terminais do pararaios sem provocar degradação ou alteração das suas características operacionais A máxima tensão de operação contínua MCOV é igual à tensão nominal do pararaios para aqueles que operam nas faixas A ou B Já os pararaios da faixa C apresentam em geral uma tensão de operação contínua inferior à tensão nominal O fabricante deve informar essa característica do pararaios já que a norma NBR 5287 não especifica os ensaios que definem essa tensão c Frequência nominal É a frequência para a qual foi projetado o pararaios d Corrente de descarga nominal É a corrente tomada em seu valor de crista com forma de onda de 820 μs que é usada para classificar o pararaios A Comissão de Eletrotécnica Internacional IEC recomenda que para um nível de tensão de até 72 kV a seleção de pararaios de 5 e 10 kA de corrente de descarga nominal pode ser feita com base nos seguintes fatores Nível ceráunico da região Probabilidade de ocorrência de descargas atmosféricas com correntes elevadas Importância dos equipamentos empregados no sistema Nível de isolação do sistema Em áreas sujeitas a elevadas intensidades de descargas atmosféricas devese utilizar pararaios com corrente de descarga nominal de 10 kA Esse tipo de pararaios apresenta uma maior absorção de energia devido ao maior volume de material de características não lineares Em áreas de nível ceráunico baixo e de reduzidas intensidades de descargas atmosféricas podemse utilizar os pararaios de 5 kA De forma geral a aplicação de pararaios de 5 e 10 kA além dos aspectos técnicos considerados é uma questão econômica A corrente de descarga máxima de um pararaios que protege um transformador por exemplo pode ser determinada de modo aproximado de acordo com a Equação 138 Vs 12 nível de isolamento da linha de transmissão ou rede de distribuição em kV Vr tensão residual do pararaios em kV Zsu impedância de surto em Ω A NBR 54242011 fornece os valores típicos de corrente de descarga dos pararaios de conformidade com a Tabela 11 TABELA 11 Correntes de descarga dos pararaios valores típicos NBR 54242011 Tensão nominal do sistema valor eficaz Corrente de descarga valor eficaz kV kV 14 345 69 5000 88 5000 138 5000 230 10000 345 10000 440 15000 500 15000 750 20000 Em geral sistema não eficazmente protegido EXEMPLO DE APLICAÇÃO 17 Calcular a corrente de descarga nominal que deve possuir um pararaios que protege um transformador de 691380 kV instalado numa subestação de consumidor cuja tensão suportável nominal de impulso atmosférico é de 350 kV Logo o pararaios deve possuir uma corrente de descarga nominal de 5 kA que é o valor mínimo padronizado e Corrente subsequente É a corrente fornecida pelo sistema e que conduz o pararaios logo depois de cessada a corrente de descarga A corrente subsequente deve ser extinta pelo centelhador série nos pararaios a carboneto de silício na sua primeira passagem por zero Caso contrário o pararaios poderá encontrar dificuldades em interrompêla devido às sucessivas reignições provocando excessivas perdas Joule e consequente falha desse equipamento Não há corrente subsequente nos pararaios a óxido de zinco f Tensão residual É a tensão que aparece nos terminais do pararaios tomada em seu valor de crista quando da passagem da corrente de descarga Existem também ensaios em que é definida a tensão residual quando o pararaios está submetido a surtos de manobra de longa duração A tensão residual é uma das características mais importantes do pararaios pois é essa a tensão a que ficará submetido qualquer equipamento que estiver sob a sua proteção contanto que o mesmo esteja instalado praticamente nos seus bornes de alimentação Caso contrário a inclinação da onda permitirá tensões superiores submetendo o equipamento protegido a severas solicitações como será visto posteriormente g Tensão disruptiva a impulso É o maior valor da tensão de impulso atingido antes da disrupção quando aos terminais do pararaios é aplicado um impulso de forma de onda amplitude e polaridades dadas h Tensão disruptiva de impulso atmosférico normalizado É a menor tensão tomada em seu valor de crista quando o pararaios é submetido a uma onda normalizada de 1250 µs e provoca disrupção em todas as aplicações i Tensão disruptiva de impulso de manobra É o maior valor de tensão transitória que pode ocorrer no sistema antes de haver a disrupção do pararaios As descargas de manobra têm características de longa duração e possuem normalmente um elevado conteúdo térmico comparativamente às descargas de origem atmosféricas Os pararaios de distribuição a carboneto de silício são fabricados com uma característica elevada de tensão disruptiva aos surtos de manobra Por essa razão não são afetados por esse transitório Da mesma forma os pararaios de distribuição de óxido de zinco sem centelhadores raramente são submetidos a impulso de manobra pois são fabricados para um nível de proteção muito elevado em relação à sua tensão nominal Já os pararaios do tipo estação apresentam um nível de proteção reduzido em relação à sua tensão nominal o que implica que sejam fabricados para suportar esse tipo de transitório sem danos térmicos à sua estrutura j Tensão disruptiva à frequência industrial 60 Hz valor eficaz É a menor tensão antes da disrupção quando o pararaios é submetido a uma tensão elevada na frequência industrial Representa um valor de referência já que se presume que o para raios com centelhador não atue para uma onda de tensão na frequência de 60 Hz Apesar de não ser uma tensão de ensaio normalizada pela NBR 5287 indica os valores determinados pela norma ANSI C621 O ensaio de tensão disruptiva à frequência industrial não estabelece nenhum ponto da curva característica do pararaios com centelhadores Os pararaios da classe estação com tensão nominal de até 60 kV por exemplo apresentam disrupção na tensão de frequência industrial no valor de 135 vez a sua tensão nominal enquanto os pararaios do tipo distribuição a tensão disruptiva é de 17 vez a tensão nominal As normas não definem um limite para este parâmetro Os pararaios quando submetidos a tensões de frequência industrial elevadas motivadas notadamente por surtos de manobra faltas monopolares rejeição de carga e ferrorressonância tendem a conduzir corrente para a terra Em consequência os centelhadores são obrigados a interromper correntes subsequentes elevadas de longa duração acima das condições térmicas prevista no projeto o que resulta quase sempre na falha do pararaios A Figura 131 indica a suportabilidade dos para raios do tipo estação quando submetidos a sobretensões na frequência industrial em função da sua duração Já os pararaios a resistor não linear a óxido de zinco portanto sem centelhadores estão permanentemente submetidos às tensões atuantes no sistema ao qual está conectado e por essa razão devem ser projetados para suportar os níveis de tensão previstos Os pararaios de distribuição apresentam uma suportabilidade às sobretensões inferiores aos pararaios da classe estação Os equipamentos podem ser protegidos por sobretensões temporárias que são caracterizadas por ondas de tensão à frequência industrial somente se a duração do fenômeno for por um curto intervalo de tempo Sobretensões com tempo de duração elevado normalmente provocam danos irreversíveis aos pararaios devido à elevada corrente que pode ser conduzida à terra através dos resistores não lineares ocasionando perdas joules elevadas normalmente superiores à capacidade de absorção de energia dos pararaios FIGURA 131 Suportabilidade dos pararaios tipo estação para onda de frequência industrial A norma estabelece que para os pararaios a óxido de zinco a tensão máxima em regime contínuo frequência industrial é igual ou inferior a 80 do valor da sua tensão nominal Assim um pararaios de 15 kV de tensão nominal a máxima tensão em regime contínuo é de 12 kV A Figura 132 mostra as variações de corrente e tensão durante a operação de um pararaios à resistência não linear Pela Tabela 12 podemse obter as principais características dos pararaios a óxido de zinco valores típicos para diferentes tensões nominais No entanto devese selecionar o pararaios em função da tabela fornecida pelo fabricante com base nas características do sistema k Tensão disruptiva na frente É o maior valor da tensão de impulso na frente antes da disrupção quando aos terminais do pararaios é aplicado um impulso de uma dada polaridade cuja tensão cresce linearmente com o tempo FIGURA 132 Ondas de tensão e corrente de descarga de um pararaios l Impulso de corrente íngreme É o impulso de corrente com tempo de frente de 1 μs medido a partir da origem virtual com limites no ajuste do equipamento tais que os valores medidos situemse entre 090 e 11 μs O tempo até meio valor medido a partir da origem virtual não dever ser inferior a 20 μs m Tensão de ionização É a tensão de alta frequência que aparece nos terminais do para raios gerada por todas as fontes particularmente pela corrente de ionização interna quando uma tensão de frequência industrial é aplicada pelos seus terminais n Cauda de um impulso de tensão ou corrente o Tempo de duração da tensão temporária É a região da curva tensão corrente de alta não linearidade onde o pararaios conduzirá uma corrente de elevada amplitude Essa região é responsável pela suportabilidade do pararaios quando submetido aos transitórios de frequência industrial que possam se estabelecer em seus terminais Nessa região quando ocorrem pequenas variações de tensão resultam grandes variações de corrente conduzidas pelo pararaios p Capacidade máxima de absorção de energia É a maior quantidade de energia em kJ ou kW s em condições preestabelecidas a que pode ser submetido o pararaios sem que suas características sofram alterações significativas após o retorno às suas condições normais de operação q Corrente suportável de curtocircuito É a máxima corrente de falta que circula no interior de um pararaios e que provoca sua fragmentação violenta Essa definição é própria dos pararaios poliméricos que não possuem dispositivo de alívio de pressão TABELA 12 Características dos pararaios a óxido de zinco Pararaios a óxido de zinco Tensão máxima do sistema valor eficaz Tensão nominal do pararaios valor eficaz Máxima tensão de operação contínua MCOV Capacidade de sobretensão temporária por 1 s TOV Tensão residual com corrente de 3060µs manobra Tensão residual com corrente de 820 µs 1 kA 2 kA 5 kA 10 kA 20 kA 40 kA kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV 66 6 51 150 161 186 220 9 9 76 220 240 280 330 15 12 102 300 320 370 434 15 127 370 400 460 540 25 24 195 572 614 705 825 27 220 643 686 790 925 36 33 267 382 644 667 714 751 823 901 36 290 417 702 728 779 819 897 983 39 315 452 761 788 843 888 972 1070 52 48 390 556 936 970 1040 1100 1200 1320 54 430 626 1060 1100 1170 1230 1350 1480 60 480 696 1170 1220 1300 1370 1500 1640 72 66 534 765 1290 1340 1430 1510 1650 1810 72 580 835 1410 1460 1560 1640 1800 1970 75 607 870 1470 1520 1630 1710 1870 2050 100 84 680 974 1640 1700 1820 1920 2100 2300 90 720 1040 1760 1820 1950 2050 2250 2460 96 770 1110 1880 1940 2080 2190 2400 2630 123 108 840 1250 2110 2190 2340 2460 2700 2950 120 980 1390 2340 2430 2600 2730 2990 3280 132 1060 1530 2580 2670 2860 3010 3290 3610 145 120 980 1390 2340 2430 2600 2730 2990 3280 132 1060 1530 2580 2670 2860 3010 3290 3610 138 1110 1600 2700 2790 2990 3140 3440 3770 170 150 1210 1740 2930 3040 3250 3420 3740 4100 162 1310 1870 3160 3280 3510 3690 4040 4430 168 1310 1940 3280 3400 3640 3830 4190 4590 245 210 1700 2430 4100 4250 4540 4780 5240 5740 216 1740 2500 4220 4370 4670 4920 5390 5900 228 1800 2640 4270 4610 4930 5190 5680 6230 300 228 1820 2640 4450 4610 4930 5190 5680 6230 240 1910 2780 4680 4850 5190 5460 5980 6560 264 2120 3060 5150 5340 5710 6010 6580 7210 362 264 2120 3060 5150 5340 5710 6010 6580 7210 276 2210 3200 5390 5580 5970 6280 6880 7540 288 2300 3340 5620 5820 6230 6560 7180 7870 420 378 3060 4380 7370 7640 8170 8600 9420 10370 390 3150 4520 7610 7880 8430 8880 9720 10700 420 3360 4870 8190 8490 9080 9560 10510 11520 550 396 3180 4590 7730 8000 8560 9010 9870 10860 420 3360 4870 8190 8490 9080 9560 10510 11520 444 3530 5150 8660 8970 9600 10150 11110 12170 r Estabilidade térmica do pararaios Dizse que um pararaios é termicamente estável se após a sua operação nas condições previstas em norma a temperatura resultante no seu interior e a resistência elétrica dos seus resistores não lineares diminuem com o tempo no momento em que o pararaios for energizado e nele se estabelece a tensão de operação contínua em condições normais de operação s Tensão de rádio interferência É a tensão em alta frequência gerada por todas as fontes de corrente de ionização que circulam nos terminais dos equipamentos ou nos sistemas de potência t Capacidade de sobretensão temporária TOV É a característica de suportabilidade na curva tensão tempo onde se mede o tempo de duração para o qual é permitida a aplicação de uma tensão superior à tensão máxima de operação em regime contínuo nos terminais do pararaios 18 SELEÇÃO DOS PARARAIOS Com base nos conceitos da NBR 54242011 os pararaios devem ser selecionados adotandose alguns procedimentos visando assegurar a melhor proteção do equipamento que se quer proteger 181 Distância entre os Pararaios e o Equipamento a Ser Protegido Devese assegurar que o pararaios seja conectado ao sistema no ponto mais próximo possível do equipamento a ser protegido No caso de transformadores de distribuição é muito utilizada instalação dos pararaios diretamente conectados aos seus terminais primários No caso dos transformadores de potência com secundário em média tensão 1380 a 345 kV é muito utilizada a conexão dos pararaios diretamente conectados aos seus terminais secundários Para grandes distâncias entre o ponto de conexão do pararaios e o ponto de conexão do equipamento que se quer proteger devese determinar a tensão de isolação a ser protegida que resulta da limitação imposta pelo pararaios Esse cálculo pode ser elaborado simplificadamente da forma apresentada no item 1913 182 Máxima Tensão Fase e Terra à Frequência Industrial Determinar a máxima tensão fase e terra à frequência industrial que pode ocorrer no ponto de instalação dos pararaios Para isso é necessário definir a condição de aterramento do neutro do sistema diretamente aterrado aterrado através de um resistor de aterramento aterrado através de uma reatância ou de uma impedância Para sistemas com secundário em delta muitas vezes é necessário criar um caminho para a terra instalando no secundário do transformador de potência um transformador de aterramento configuração ziguezague 183 Tensão Nominal O valor da tensão nominal do pararaios deve ser escolhido com base na máxima tensão para a terra decorrente de defeitos no sistema cujo valor pode ser obtido através do fator de aterramento a ser estudado posteriormente Para tensões de até 230 kV a tensão nominal do pararaios deve ser superior à máxima tensão fase e terra cujo valor pode ser definido pelos catálogos dos fabricantes de pararaios de acordo com as características de proteção que se deseja para o sistema elétrico 184 Classe de Aplicação Por meio do conhecimento do sistema e das condições de severidade das descargas atmosféricas locais estimar a intensidade da maior corrente de descarga do pararaios bem como a sua forma de onda De maneira simplificada e prática nos sistemas de distribuição com cruzetas aterradas metálicas aterradas ou concreto em áreas de baixo e médio nível de densidade de descargas atmosféricas utilizamse normalmente pararaios com corrente de descargas de 5 kA Em áreas com níveis de elevada densidade de descargas atmosféricas utilizamse pararaios de 10 kA que asseguram uma maior proteção ao sistema Para mais detalhes consultar o item 16 A seleção da corrente de descarga do pararaios deve levar em consideração ainda os seguintes fatores Importância da instalação Probabilidade de ocorrência de correntes mais elevadas Nível de isolamento da linha 185 Tensões Suportáveis Nominais de Impulso TSNI Determinar as tensões suportáveis nominais de impulso da isolação a ser protegida para que se assegure a coordenação de isolamento Normalmente esse valor é obtido a partir das características dos equipamentos que estão conectados ao sistema 186 Sobretensões com Taxa de Crescimento Lenta Determinar as sobretensões com taxa de crescimento lenta decorrentes por exemplo de manobra de um grande bloco de carga Os surtos de manobra se caracterizam por um tempo de crescimento que pode variar entre 100 e 500 μs Sua energia é superior à energia resultante de um surto atmosférico 187 Sobretensões com Taxa de Crescimento Rápida Determinar as sobretensões com taxa de crescimento rápida decorrente por exemplo de uma descarga atmosférica cujo valor característico é de 500 a 1000 kVμs sendo representativo o valor de 500 kVμs As descargas indiretas têm uma velocidade de crescimento pequena que atinge normalmente o valor de 10 kVμs e portanto não são agressivas aos sistemas de alta tensão superiores a 36 kV Já as descargas diretas apresentam uma taxa de crescimento que pode variar entre 100 e 1000 kVμs podendo chegar a 2000 kVμs 188 Tensões Suportáveis Surtos de Manobra Determinar as descargas decorrentes de surtos de manobra de linhas de transmissão e energização de banco de capacitores para que se assegure a coordenação de isolamento do sistema É importante que o fabricante informe na sua folha de dados as curvas tempo tensão de descarga do seu pararaios para tensões de impulso com tempo de até 2500 μs que é a duração característica dos surtos de manobra 189 Classe de Descarga da Linha de Transmissão Selecionar a classe de descarga de linhas de transmissão para indicação dos pararaios para serviço pesado Esse valor pode ser obtido a partir da Tabela 13 extraída da NBR 54242011 que classifica a classe de descarga da linha de transmissão correspondente à tensão do sistema A classe de descargas das linhas de transmissão corresponde à tensão do sistema TABELA 13 Classes de descarga de linhas de transmissão para indicação dos pararaios NBR 54242011 Classe de descarga de linhas de transmissão Faixa aproximada de tensões máximas dos sistemas valor eficaz Comprimento aproximado da linha Impedância de surto aproximado Fator de sobretensão aproximado kV km Ω 1 245 300 450 3 2 300 300 400 3 3 420 360 350 3 4 525 420 325 2 5 765 480 300 2 19 LOCALIZAÇÃO DOS PARARAIOS Os pararaios devem ser localizados nos pontos próximos aos transformadores para lhes prover maior proteção ou diretamente conectados aos cabos das linhas de transmissão 191 Proteção de Transformadores isolação podemse prover as linhas de transmissão tanto as que entram na subestação como as que saem de um sistema de cabos que se estende sobre a linha de transmissão ao longo de aproximadamente 15 km a partir dos seus terminais A seguir serão definidos os procedimentos para determinar as características dos pararaios para a proteção dos transformadores 1911 Determinação da máxima tensão faseterra no ponto de instalação de pararaios Para se determinar a máxima tensão faseterra na frequência industrial no ponto de instalação de pararaios devese inicialmente calcular o fator de aterramento Esse valor pode ser determinado através dos gráficos das Figuras 133 134 e 135 extraídos da NBR 54242011 Os números das curvas representam a maior tensão entre fase e terra em qualquer fase para qualquer tipo de falta em percentagem da tensão de linha A área abaixo das curvas das Figuras 133 134 e 135 representa a região onde a tensão máxima resultante do defeito no ponto considerado do sistema é inferior ao valor indicado na curva do fator de aterramento A determinação da tensão faseterra à frequência industrial no local da instalação do pararaios pelos gráficos das figuras mencionadas deve seguir as seguintes considerações Determinar as relações XuzXup e RuzXup se 0 XuzXup 3 e 0 RuzXup 1 o sistema é considerado efetivamente aterrado e o fator de aterramento estimado é igual ou inferior a 80 se XuzXup for negativo no ponto de instalação do pararaios o sistema é considerado não eficazmente aterrado e o fator de aterramento pode ser superior a 100 FIGURA 133 Fatores de aterramento para a condição de tensão Rup Run 0 FIGURA 134 Fatores de aterramento para a condição de tensão Rup Run 020 Xup Condições de tensão para Rup Run 02 Xup RLp Resistência de sequência positiva XLp Reatância de sequência positiva Run Resistência de sequência negativa XLz Reatância de sequência zero RLz Resistência de sequência zero quaisquer fases e a terra para um curtocircuito monopolar cujo valor é menor que o indicado na curva correspondente EXEMPLO DE APLICAÇÃO 18 Determinar a tensão nominal do pararaios a ser instalado muito próximo à bucha primária do transformador de potência de 23069 kV conexão estrela no primário e delta no secundário Dada às severas condições atmosféricas da área a corrente de descarga do pararaios é de 40 kA Os valores das impedâncias do sistema são Rup Run 0 Xup 05612 pu Ruz 13989 pu Xuz 32533 pu a Cálculo das relações das impedâncias b Determinação da sobretensão sustentada Para as relações anteriores acessar o gráfico da Figura 133 no qual se define o fator de aterramento de 87 ou seja Va Fa Vm 087 230 200 kV Pela Tabela 12 podese selecionar o pararaios de tensão nominal de 210 kV40 kA correspondente à tensão máxima do sistema de 245 kV EXEMPLO DE APLICAÇÃO 19 Com base no Exemplo de Aplicação 15 determinar a tensão nominal do pararaios a ser instalado no ponto P da Figura 127 sabendose que o neutro do transformador da subestação está aterrado sob uma resistência de 24 Ω Cálculo das relações RupXup 0203504700 0432 XuzXup 1693704700 360 RuzXup 1108904700 235 Os valores das resistências e reatâncias foram determinados no item e do Exemplo de Aplicação 15 Determinação da sobretensão sustentada Dentre os gráficos o que mais se aproxima da relação RupXup anteriormente calculada é o da Figura 135 Com os valores de XuzXup 360 e RuzXup 235 encontrase o valor do fator de aterramento compreendido entre as curvas limites de 80 e 85 ou seja Fa 083 Vb Fa Vm 083 14400 11952 V 1195 kV Tensão nominal Neste caso a tensão nominal do pararaios deve ser de 12 kV conforme se constatou no Exemplo de Aplicação 15 1912 Níveis de proteção Deve existir certa margem de proteção entre a tensão suportável nominal de impulso atmosférico a de manobra do equipamento e o nível de proteção do pararaios Os valores mínimos recomendados para as relações de proteção a fim de que se obtenha a coordenação de isolamento é de 120 e 115 para impulso atmosférico e de manobra respectivamente A Figura 136 mostra a curva tensão tempo para coordenação de proteção dos transformadores Na ordenada estão indicados os valores de crista das tensões enquanto na abscissa estão indicados os tempos em microssegundos Para que exista perfeita coordenação de isolamento com base em níveis adequados de proteção podemse estabelecer os seguintes critérios com base na Figura 136 relativa aos transformadores de potência Traçado da curva do transformador Ensaio de frente de onda É caracterizado pelo ponto A se o transformador for ensaiado para a frente de onda Ensaio de onda cortada É caracterizado pelo ponto B A margem de segurança prevista é de 20 ou seja Voc tensão de ensaio com onda cortada do transformador Vdi tensão disruptiva sob impulso do pararaios Onda normalizada Nesse caso a margem de segurança é de 20 ou seja Von tensão de ensaio com onda normalizada do transformador Vr tensão residual máxima do pararaios Ensaio de impulso pleno em torno de 8 μs É caracterizado pelo ponto C FIGURA 136 Curva típica de tensão tempo para coordenação da proteção de transformadores Ensaio de surto de manobra em torno de 300 μs É caracterizado pelo ponto D A margem de segurança prevista é de 15 ou seja VesmVsm 1 100 15 141 Vesm tensão de ensaio de surto de manobra do transformador Vsm tensão por surto de manobra do pararaios O traçado da curva do transformador pode ser realizado interligandose inicialmente os pontos onde devem aparecer descontinuidades ponto de onda cortada B No ponto C de ensaio de onda plena traçase uma linha a partir de C de 8 μs a 30 μs considerando que ocorrerá uma descarga disruptiva nesta região no final da onda Da mesma maneira o valor do impulso de manobra é prolongado de 50 μs a 2000 μs considerado o valor mínimo nessa faixa Traçado da curva do pararaios De acordo com a Figura 136 são observados três pontos de características de ensaios dos pararaios Ensaio de frente de onda É caracterizado pelo ponto E Ensaio de onda de 12 50 μs É caracterizado pelo ponto F Ensaio de impulso de manobra em seu valor mínimo É caracterizado pelo ponto G O ponto G deve ser estendido de 30 μs a 2000 μs quando se conhece apenas um valor de descarga para impulso de manobra EXEMPLO DE APLICAÇÃO 110 Determinar os níveis de proteção de um pararaios a óxido de zinco a ser instalado numa subestação de 230 kV sabendo que a tensão máxima do sistema valor eficaz é de 245 kV e o transformador a que vai proteger apresenta os seguintes valores nominais de ensaios Tensão suportável de impulso onda plena Vtsi 950 kV valor de pico Onda cortada de impulso atmosférico Voc 1045 kV valor de pico Impulso de manobra Ves 750 kV valor de pico Tensão nominal 230 kV Com base nas margens de segurança de proteção dos transformadores e nas principais características dos pararaios de 40 kA dadas na Tabela 12 temse Nível de proteção para onda normalizada De acordo com a Equação 140 temse Há uma excelente margem de proteção Devese observar que não está sendo considerada a queda de tensão no cabo de aterramento do pararaios Nível de proteção para surto de manobra De acordo com a Equação 141 temse VesnVsm 1 100 15 750461 1 100 62 15 Vsm 461 kV Tabela 12 para 2 kA 1913 Determinação da distância do pararaios aos terminais do transformador A maioria das aplicações de pararaios se concentra na proteção de transformadores sejam eles de distribuição tal qual como se mostra na Figura 137 ou de potência de acordo com a Figura 139 Quando o ponto de impacto de uma descarga atmosférica é uma linha de transmissão desenvolvese uma sobretensão que se propaga por todo o sistema Ao atingir a subestação o pararaios que está instalado normalmente na primeira estrutura a montante do transformador da subestação opera conduzindo a corrente de descarga para a terra No entanto durante a descarga do pararaios surge uma tensão elevada no valor da tensão residual do pararaios que se propaga para o interior da subestação refletindo nos diversos pontos de descontinuidade como já foi abordado anteriormente até atingir o transformador de potência que pode ser considerado um circuito aberto A tensão máxima que deve chegar aos terminais do transformador pode ser dada pela Equação 142 Vm Vnpp 2 K T 142 Vm tensão máxima que se permite nos terminais do transformador em kV que corresponde à tensão suportável de impulso Vnpp tensão correspondente ao nível de proteção do pararaios em kV K taxa de crescimento da onda de tensão em kVµs T tempo de percurso da onda de tensão entre os pararaios e o transformador em µs No caso de o transformador estar afastado do pararaios como ocorre na maioria dos arranjos de subestações de potência o nível de proteção a que deverá ser dispensada ao transformador poderá ser fornecido pela Equação 143 FIGURA 137 Aterramento dos pararaios e do transformador de distribuição Vpro velocidade de propagação da onda de tensão em mμs D distância entre o pararaios e o transformador em m Essa expressão somente é utilizada em sistemas radiais Para o cálculo das sobretensões no caso de subestações com arranjos complexos com diferentes derivações que permitam o percurso das ondas trafegantes é necessário aplicar técnicas digitais Devido à autoindutância dos condutores cerca de 13 µHm e do crescimento das ondas refletidas são desenvolvidas tensões cada vez mais elevadas nos pararaios quanto maiores forem as suas distâncias do transformador que protege O cálculo da distância entre o transformador e o pararaios pode ser feito através de programas digitais dedicados à análise de transitórios No entanto a Equação 144 fornece essa distância de modo aproximado sem contar é claro com os fenômenos de sucessivas reflexões de onda que podem ser mais bem entendidos pelo diagrama de Lattice não abordado neste estudo D Vm VdK C 144 Vd tensão resultante da descarga do pararaios isto é tensão residual mais a queda de tensão nos condutores de aterramento do pararaios C constante que representa a natureza do cabo entre o pararaios e o transformador para cabos subterrâneos C 75 para cabos aéreos C 150 K taxa de crescimento da frente de onda em kVµs Para sistemas eficazmente protegido verificase que a maior taxa de crescimento da tensão a que a isolação pode ser submetida está entre 500 e 1000 kVµs Para sistemas não eficazmente protegidos o valor da taxa de crescimento da tensão pode atingir valores superiores a 1000 kV kVµs Uma instalação é considerada eficazmente protegida quando a probabilidade de ocorrer uma falha no cabo pararaios ou descargas de retorno do cabo pararaios ou nos suportes aterrados para condutores ou em outras partes energizadas do sistema é muito pequena e pode ser desprezada Se não for atendida essa condição o sistema é considerado não eficazmente protegido A Tabela 14 apresenta as distâncias máximas entre os pararaios e o transformador extraída da NBR 54242011 Essas distâncias referemse às subestações eficazmente protegidas com uma única linha de transmissão No caso de subestações com um número de saídas de linhas de transmissão superior a 1 podem ser adotadas as mesmas distâncias já que esses valores podem ser admitidos maiores Devese ressaltar que essas distâncias são orientativas e não devem ser tomadas de forma inflexível As distâncias apresentadas na Tabela 14 estão compatíveis com os valores obtidos a partir da Equação 144 No caso de transformadores de distribuição normalmente segundo a Figura 137 podese escrever a Equação 145 que representa numericamente o valor da sobretensão que é transferida ao transformador quando aterrado separadamente do cabo de aterramento do pararaios TABELA 14 Distâncias máximas entre pararaios e o transformador NBR 54242011 Tensão nominal do sistema Tensão nominal do pararaios Tensão nominal de impulso atmosférico do transformador Distância 500 kVµs 1000 kVµs kV kV kV m m 69 60 325 39 10 66 29 7 72 21 4 88 72 450 94 28 84 62 19 90 50 16 138 120 650 101 36 550 45 15 132 650 78 28 550 35 10 144 650 61 22 550 23 7 230 180 95 134 53 850 79 31 750 41 14 192 950 110 44 850 65 26 750 29 10 210 950 80 32 850 43 15 750 17 6 240 950 43 16 850 19 7 750 9 3 Vst Vab Vbc Vcd Vde 145 Vst sobretensão a que fica submetido o transformador Vab queda de tensão desenvolvida no condutor AB Vbc tensão residual do pararaios ou seja Vr Vcd queda de tensão desenvolvida no condutor CD Vde queda de tensão desenvolvida no condutor DE A queda de tensão desenvolvida no condutor de aterramento pode ser determinada a partir da Equação 146 Vc 13 Lc Id 146 Vc queda de tensão nos condutores devido à corrente de descarga em kV Lc comprimento do condutor em m Id corrente de descarga em kA Observandose ainda a Figura 138 e analisandose a Equação 145 podese concluir que o aterramento do transformador deve ser feito no mesmo condutor de aterramento do pararaios pois nesse caso o valor de Vde é nulo resultando na Equação 147 Vst Vab Vbc Vcd 147 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 111 Considerar a estruturapadrão da instalação de transformador de distribuição dada na Figura 137 Determinar a sobretensão a que ficará submetido o transformador de 138038 kV independente de sua potência nominal quando em dia chuvoso a rede a que pertence sofre uma descarga atmosférica que faz circular pelos condutores uma corrente de 5 kA Considerar a hipótese de o condutor de aterramento ser único para os pararaios e para o aterramento do transformador e em seguida a hipótese de se adotar condutores de aterramento separados não recomendado A tensão nominal do pararaios é de 12 kV A tensão nominal suportável de impulso atmosférico do transformador é de 95 kV a 1ª hipótese condutor de aterramento único De acordo com a Equação 147 temse Vst Vab Vbc Vcd Vab 13 Lc Id 13 110 5 715 kV Lc 110 m medido na estrutura Id 5 kA corrente de descarga na linha que corresponde à corrente de descarga do pararaios Vbc Vr 30 kV Tabela 12 Vcd 13 Lc Id 13 125 5 812 kV Lc 125 m medido na estrutura Vst 715 30 812 452 kV b 2ª hipótese condutores de aterramento separados De acordo com a Equação 145 temse Vst Vab Vbc Vcd Vde Vde 13 Lc Id 13 65 5 4225 V Lc 65 m medido na estrutura Vst 715 30 812 4225 875 kV Observar que esse resultado ainda não compromete a integridade do transformador mas já atinge valor próximo à tensão suportável de impulso desse equipamento É importante observar que quando um pararaios protege um transformador localizado à determinada distância deste sucessivas ondas de reflexão transientes ocorrem entre estes dois equipamentos O tempo decorrido em cada uma das reflexões pode ser calculado pela Equação 148 D distância entre o transformador e o pararaios em m V velocidade de propagação da luz em mμs Supor que uma onda de tensão de impulso atmosférico Vsu atinja por exemplo uma subestação consumidora conforme mostra a Figura 138 a onde há um pararaios instalado a determinada distância D do transformador A atuação do pararaios em consequência da onda incidente de impulso limita essa tensão ao valor da sua tensão residual Vr de acordo com o que se observa na Figura 138 b e que caminha na direção do transformador atingindoo e refletindo com valor duas vezes maior ou seja 2 Vr conforme se vê na Figura 138 c Ao chegar ao pararaios a onda refletida do transformador provoca outra disrupção desse equipamento reduzindo o valor dessa tensão duplicada à sua tensão residual e que novamente caminha na direção do transformador conforme ilustra a Figura 138 d Ao atingir novamente o transformador há nova reflexão cujo valor é de 2Vr de acordo com a Figura 138 e Após sucessivas reflexões e as consequentes atenuações se estabelece finalmente a tensão residual do pararaios tais como mostra a Figura 138 f Considerando que o pararaios esteja a 20 m do transformador o tempo corresponde à propagação da tensão residual e a sua consequente reflexão é de EXEMPLO DE APLICAÇÃO 112 Calcular a distância máxima a que deve ficar o pararaios que protege um transformador localizado em conformidade com a Figura 139 que faz parte de uma subestação industrial de 10 MVA cujas características principais são Tensão nominal 72 kV Tensão suportável nominal de impulso atmosférico 350 kV Impedância de surto do cabo subterrâneo 50 Ω Impedância de surto do circuito aéreo 450 Ω Taxa de crescimento da frente de onda 500 kVμs FIGURA 139 Distância máxima do pararaios ao transformador Foram utilizados pararaios de 72 kV10 kA tensão nominal valor eficaz correspondente à tensão máxima do sistema de 72 kV cujas características são dadas na Tabela 12 a Cálculo da queda de tensão no cabo de aterramento do pararaios Vct 13 Lc Id Vct 13 3 10 39 kV b Cálculo da tensão refratada no cabo subterrâneo Considerando a onda de tensão residual refratada na mufla B temse pela Equação 136 Vsu Vct Vr 39 164 203 kV Vr 164 kV tensão residual do pararaios dada na Tabela 12 A onda de tensão refratada na mufla A vale Esse é o valor da tensão que atinge o transformador Nesse caso está se desconsiderando as sucessivas reflexões das ondas transientes e desprezandose a sua taxa de crescimento c Cálculo da distância máxima entre os pararaios e o transformador De acordo com a Equação 145 temse Logo considerando as dimensões aproximadas obtidas das estruturas vistas na Figura 139 temse D 2 5 L 8 1 35 45 415 24 L L 175 m veja Figura 139 Logo a distância entre a mufla B e os terminais do transformador vale L 175 8 5 305 m d Tempo de deslocamento da onda V 150 mμs velocidade da luz num cabo isolado e Tensão máxima que deve chegar aos terminais do transformador Vm Vmpp 2 K T 164 2 500 0406 570 kV Essa tensão portanto é superior à tensão suportável de impulso do transformador TNSI que é de 350 kV Devese portanto se possível reduzir o valor de L 175 m para por exemplo L 2 m obtendose os seguintes resultados L 2 8 5 15 m f Tempo de deslocamento da onda V 150 mμs velocidade da luz num cabo isolado g Tensão máxima que deve chegar aos terminais do transformador Vm Vmpp 2 K T 164 2 500 020 364 kV EXEMPLO DE APLICAÇÃO 113 No leiaute de uma subestação de 69 kV constituída de um único transformador de 70 MVA 691380 kV os pararaios instalados próximos ao ponto de conexão com barramento da referida subestação estão a 19 metros dos terminais de linha do transformador medidos ao longo do barramento Os para raios utilizados têm as seguintes características técnicas Modelo PEXLIMP ABB Tensão nominal do pararaios 72 kV Tensão residual máxima valor de pico sob corrente de descarga para onda de 820μs 164 kV Taxa de crescimento da frente de onda para tensão do pararaios de 72 kV 500 kVμs Tensão suportável de impulso atmosférico do transformador 325 kV Determinar se os pararaios estão protegendo o transformador no caso de uma onda de sobrecorrente de descarga atmosférica que viajar na linha de transmissão e atingir o barramento da subestação a Cálculo do tempo de deslocamento da onda ida e volta Lc 21 m comprimento total do barramento da SE desde o ponto de instalação do pararaios até os terminais primários do transformador V 300 mμs velocidade da luz num cabo nu aéreo b Cálculo da tensão máxima que deve chegar aos terminais do transformador Vstr 325 kV tensão nominal suportável de impulso do transformador Vr 164 kV K 500 kVμs valor típico De acordo com a Equação 142 temse Vm Vr 2 K T 164 2 500 014 304 kV Vm Vstr Logo a tensão máxima nos terminais do transformador 304 kV para uma descarga atmosférica incidente na LT e caminhando no sentido da subestação é inferior à tensão nominal suportável de impulso do transformador 325 kV estando portanto o transformador protegido Esse mesmo resultado pode ser obtido na Tabela 14 considerando a tensão nominal do pararaios de 72 kV e a sua distância para o transformador igual a 21 metros 192 Proteção de Disjuntores Da mesma forma que existe uma distância de segurança entre o transformador e o pararaios também existe uma distância de segurança entre o disjuntor e o pararaios Essa distância é obtida pela Tabela 15 extraída da NBR 54242011 193 Proteção de Linhas de Transmissão As linhas de transmissão são os elementos de um sistema elétrico de maior vulnerabilidade sob os mais diversos aspectos TABELA 15 Distâncias entre pararaios e disjuntor NBR 54242011 Distância Tensão nominal do sistema Tensão nominal do pararaios Tensão nominal de impulso atmosférico do transformador 500 kVμs 1000 kVμs kV kV kV m m 69 60 325 55 22 66 50 20 72 45 17 88 72 450 87 38 84 79 34 90 74 32 138 120 650 118 54 550 84 37 132 650 110 50 550 76 33 144 650 102 46 550 68 29 230 180 95 171 80 850 136 63 750 102 46 192 950 162 75 850 127 58 750 93 41 210 950 146 67 850 111 50 750 76 33 240 950 120 54 850 85 37 750 51 20 1931 Descargas diretas nas linhas de transmissão Como se observou na Figura 120 as descargas atmosféricas ao incidirem sobre uma linha de transmissão formam ondas viajantes que caminham para as suas duas extremidades a partir do ponto de impacto Ao longo desses percursos pode haver disrupção pelos isoladores que oferecem um caminho para a terra atenuando o valor da corrente de descarga que atinge os para raios normalmente instalados nas extremidades da linha de transmissão Pode também ocorrer que a descarga atinja dois ou os três condutores da linha de transmissão dividindo entre os pararaios o valor da corrente de descarga No entanto a descarga incidente pode ocorrer muito próxima aos pararaios sem chances de disrupção pelos isoladores Nesse caso os para raios são solicitados a operar para o valor pleno da corrente incidente 19311 Proteção através da blindagem com cabos guarda Os cabos guarda também conhecidos como cabos pararaios mostrados na Figura 140 são instalados na parte superior das torres das linhas de transmissão com o objetivo de evitar que a descarga atmosférica atinja os condutores de fase drenando a corrente para a terra através de condutores de aterramento e da malha de terra do pé de torre FIGURA 140 Linha de transmissão protegida por cabos guarda Se a descarga atmosférica atinge diretamente os cabos guarda da linha de transmissão a corrente resultante é conduzida à terra através do sistema de aterramento que também está conectado à torre metálica por exemplo passando pela malha de terra até se dispersar pelo solo A impedância do circuito percorrido pela corrente de descarga resulta numa diferença de potencial entre a estrutura e os condutores de fase Essa tensão está aplicada entre os terminais da cadeia de isolador isto é o terminal de terra e o terminal de fase Em alguns casos pode ocorrer a disrupção dos isoladores fenômeno denominado back flashover 19312 Proteção através de pararaios ao longo da linha Devido ao elevado índice de indisponibilidade das linhas de transmissão em decorrência das descargas atmosféricas a cada dia é mais comum a aplicação de pararaios diretamente nesses circuitos Os pararaios são instalados em linhas de transmissão que atravessam áreas com elevada densidade de descargas atmosféricas onde estão submetidos às mais severas correntes de descargas e consequentemente às maiores sobretensões e a uma grande frequência de eventos Nessas condições os pararaios devem drenar uma grande quantidade de energia que é um fator de importância no dimensionamento do mesmo A decisão de se utilizar pararaios ao longo das torres de uma linha de transmissão deve considerar a análise de custo benefício É de fundamental importância nesse caso o dimensionamento adequado ao nível de absorção de energia do pararaios que está associado aos normalmente elevados valores de resistência de aterramento do pé da torre ao valor da corrente de descarga e à frequência com que elas ocorrem para finalmente identificar no mercado o dispositivo que melhor satisfaça às severas condições de operação Quando os pararaios são aplicados em todas as cadeias de isoladores de uma linha de transmissão de conformidade com a Figura 141 cujo detalhe de conexão está mostrado na Figura 142 praticamente elimina a abertura da mencionada linha devido à incidência de descargas atmosféricas Alternativamente os pararaios podem ser instalados apenas em algumas torres da linha de transmissão naquelas que estão mais comprometidas com a severidade das descargas atmosféricas 110 ENSAIOS E RECEBIMENTO Os pararaios devem ser ensaiados pelo fabricante em suas instalações com a presença do inspetor do comprador Os ensaios devem obedecer aos requisitos contidos na norma NBR 5287 Pararaios a Resistor Não Linear a Carboneto de Silício para Sistemas de Potência Especificação FIGURA 141 Localização dos pararaios de linha de transmissão FIGURA 142 Detalhe de conexão do pararaios com a linha de transmissão Os pararaios devem ser submetidos aos ensaios apresentados a seguir 1101 Ensaios de Tipo Também conhecidos como ensaios de protótipo se destinam a verificar se determinado tipo ou modelo de pararaios é capaz de funcionar satisfatoriamente nas seguintes condições especificadas Ensaio de tensão suportável no invólucro a impulso atmosférico Ensaio de tensão suportável no invólucro à frequência industrial Ensaios de tensão residual a impulso de corrente íngreme Ensaios de tensão residual a impulso atmosférico Ensaios de tensão residual a impulso de corrente de manobra Ensaios de tensão de ciclo de operação para impulso de corrente elevada Ensaio do desligador automático pararaios de distribuição Ensaio de descargas parciais Ensaio de estanqueidade Ensaio de radiointerferência Ensaio de envelhecimento sob tensão de operação simulando condições ambientais Ensaio especial de qualificação do material polimérico Tensão disruptiva a impulso atmosférico Ciclo de operação Esses ensaios podem ser dispensados pelo comprador desde que o fabricante apresente documento comprobatório de cada um dos ensaios realizados 1102 Ensaios de Rotina Destinamse a verificar a qualidade e uniformidade da mão de obra e dos materiais empregados na fabricação dos pararaios São os seguintes Ensaios de tensão residual a impulso atmosférico Distribuição de corrente para pararaios de colunas múltiplas Medição de corrente de fuga total na tensão de operação contínua Ensaios de descargas parciais Ensaio dielétrico do invólucro 1103 Ensaios de Recebimento Destinamse a verificar as condições gerais dos pararaios antes do embarque São eles Ensaio de tensão residual a impulso atmosférico Ensaio de medição da tensão de referência Ensaio de descargas parciais Ensaio de medição de corrente de fuga total na tensão de operação contínua Ensaio de medição da componente resistiva da corrente de fuga medida na tensão de operação contínua 2 Chave Fusível Indicadora Unipolar 21 INTRODUÇÃO Chave fusível é um equipamento destinado à proteção de sobrecorrentes de circuitos primários utilizado em redes aéreas de distribuição urbana e rural e em pequenas subestações de consumidor e de concessionária É dotada de um elemento fusível que responde pelas características básicas de sua operação Por tratarse de um elemento fundamental e intimamente ligado à chave fusível este capítulo abordará separadamente o equipamento e o seu elemento fusível correspondente 22 CHAVE FUSÍVEL INDICADORA UNIPOLAR As chaves fusíveis são denominadas também cortacircuitos e são fabricadas em diversos modelos para diferentes níveis de tensão e corrente 221 Características Mecânicas As chaves fusíveis de forma geral são constituídas das partes estudadas a seguir 2211 Isolador Os isoladores são normalmente de porcelana vitrificada Dependendo do modelo as chaves fusíveis podem ser constituídas de um ou dois isoladores cujas características serão estudadas no Capítulo 19 22111 Isolador de corpo único É empregado normalmente em chaves fusíveis destinadas a sistemas de distribuição para corrente nominal não superior a 200 A Tem o formato Verificação visual e dimensional Ensaio de estanqueidade 111 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA No pedido de compra de um pararaios é necessário que constem no mínimo os seguintes dados Tensão nominal Máxima tensão de operação contínua MCOV Tensão disruptiva máxima de impulso atmosférico Tensão disruptiva à frequência industrial Tensão residual por surto de manobra Corrente nominal de descarga nominal com onda de 8 20 μs Tipo de resistor não linear carboneto de silício ou óxido de zinco Grampo de linha Terminal de linha Cabo shunt Desligador automático Cabo de aterramento para conexão com a torre FIGURA 22 Chave fusível tipo pedestal FIGURA 23 Chave fusível tipo pedestal 22112 Isolador do tipo pedestal FIGURA 27 Chave fusível tandem FIGURA 28 Esquema de ligação de uma chave tandem e um religador 2212 Gancho da ferramenta de abertura em carga load bust As chaves fusíveis não devem ser operadas em carga devido à inexistência de um sistema de extinção de arco A sua operação somente em tensão é tolerável o que é feito normalmente pelas concessionárias No entanto com Base Portafusível Tensão suportável nominal Capacidade de interrupção Tipo Tensão máxima do equipamento kV Corrente nominal A Corrente nominal A Assimétrica A Simétrica A Impulso atmosférico valor de crista Frequência industrial a seco e sob chuva 1 2 1 2 A 50 1250 900 B 2000 1400 95 110 30 35 ou 15 100 100 4000 2800 10000 7100 C 200 200 10000 7100 A 38 50 1250 900 B 100 2000 1400 125 140 36 42 ou 100 4000 2800 38 6300 4500 C 5000 3500 150 165 60 42 1 à terra e entre polos 2 entre contatos abertos FIGURA 215 Chave fusível de base do tipo A FIGURA 216 Chave fusível de base tipo B No caso de chaves fusíveis para sistemas de potência de 69 kV a Tabela 22 fornece as suas principais características com base em chaves disponíveis no mercado O portafusível das chaves fusíveis deve apresentar adicionalmente as seguintes características Rigidez dielétrica transversal 5 kVmm Tensão suportável longitudinal 1 kVmm Absorção de água em 24 horas A operação das chaves fusíveis em consequência de um defeito pode liberar um arco de grande comprimento que dependendo da tecnologia do fabricante se desenvolve tanto acima como abaixo do seu ponto de instalação Por esse motivo as chaves fusíveis não devem ser instaladas em cubículos de invólucro metálico em virtude das dimensões reduzidas desses painéis Há várias constatações de danos em invólucros metálicos dentro dos quais operavam chaves fusíveis em decorrência de um curtocircuito na instalação A norma de algumas companhias concessionárias de energia elétrica proíbe a instalação de chaves fusíveis nestas condições FIGURA 217 Chave fusível do tipo C TABELA 22 Características técnicas Chave HY Características Valores Tensão nominal 69 kV Tensão máxima de serviço 725 kV Tensão aplicada a seco 1 min 175 kV à frequência industrial Tensão de impulso onda plena 350 kV valor de crista Corrente nominal do cortacircuito 200 A Corrente nominal do cartucho 200 A Capacidade de interrupção assimétrica 45 kA 25 kA Capacidade de interrupção simétrica 355 MVA 190 MVA 223 Ensaios e Recebimento As chaves fusíveis devem ser inspecionadas nas instalações do fabricante na presença do inspetor do comprador segundo a NBR 8668 Chave Fusível de Distribuição Especificação São os seguintes os ensaios previstos 2231 Ensaios de rotina São aqueles destinados a comprovar a qualidade e a uniformidade da mão de obra e dos materiais empregados na fabricação da chave fusível Compreendem Inspeção geral Verificação dimensional Tensão suportável à frequência industrial a seco Elevação de temperatura Operação mecânica Medição da resistência ôhmica de contato Ciclos térmicos 2232 Ensaios de tipo São aqueles realizados para comprovar se um determinado tipo ou modelo de chave fusível é capaz de funcionar satisfatoriamente nas condições especificadas São eles Todos os ensaios de rotina anteriormente relacionados Tensão suportável de frequência industrial sob chuva Tensão suportável de impulso atmosférico Radiointerferência Resistência mecânica do isolador Análise química da liga de cobre 224 Especificação Sumária No pedido de compra de uma chave fusível indicadora unipolar devem constar no mínimo os seguintes dados Corrente nominal em A Tensão nominal em kV Capacidade de interrupção simétrica em kA Capacidade de interrupção assimétrica em kA Tensão suportável de impulso TSI em kV Distância de escoamento Outros dados específicos se for o caso de alguma aplicação particular 23 ELO FUSÍVEL É um elemento metálico no qual é inserida uma parte sensível a correntes elétricas elevadas fundindose e rompendo num intervalo de tempo inversamente proporcional à grandeza da referida corrente Como já se comentou anteriormente o elo fusível é utilizado no interior do cartucho ou portafusível preso nas suas extremidades Os elos fusíveis de má qualidade constituem um grande transtorno para as concessionárias de energia elétrica devido a sua queima intempestiva sem que nenhuma anomalia tenha ocorrido no sistema acarretando custos adicionais de manutenção perda de faturamento e comprometendo a imagem da empresa junto aos seus consumidores FIGURA 218 Tipos de fusíveis botão e argola FIGURA 219 Elo fusível argola 2311 Elemento fusível É constituído de uma liga de estanho e representa a parte fundamental do elo fusível Apresenta características próprias de atuação que serão estudadas posteriormente 2312 Tubinho É constituído de material isolante e se destina à proteção do elemento fusível No caso do elo fusível de argola o tubinho deve ser resistente aos efeitos do tempo e ser dotado de propriedades que auxiliem a extinção do arco 2313 Rabicho É utilizado na proteção primária de transformador de distribuição e fabricado para correntes de até 5 A São considerados elos fusíveis de alto surto isto é apresentam um tempo de atuação lento para altas correntes A Figura 221 mostra a família de curvas tempo corrente para todas as correntes nominais 2322 Elo fusível do tipo K É largamente utilizado na proteção de redes aéreas de distribuição urbanas e rurais Esses elos fusíveis são considerados fusíveis de atuação rápida e têm família de curva tempo corrente apresentada na Figura 222 para elos fusíveis variando de 6 a 200 A ou seja de 6 a 200K FIGURA 221 Curva tempo corrente dos elos fusíveis do tipo K FIGURA 222 Curva tempo corrente dos elos fusíveis do tipo K Para que se escolha adequadamente o elo fusível destinado à proteção de um determinado transformador basta consultar a Tabela 23 Os elos fusíveis marcados com devem ser utilizados em casos normais Quando houver queima frequente devido à presença de motores de potência elevada utilizar o elo fusível imediatamente superior 2323 Elo fusível tipo T Estes elos são considerados fusíveis de atuação lenta Sua aplicação principal é na proteção de ramais primários de redes aéreas de distribuição Para que se possa utilizar com boa técnica os elos fusíveis nas redes de distribuição aéreas devese proceder à coordenação de vários elementos instalados ao longo dos alimentadores A regra geral seguida por norma indica que o tempo máximo total de interrupção do elo protetor não deve exceder 75 do tempo mínimo de fusão do elo protegido Essa regra deixa uma margem de segurança que compensa alguns fatores oscilantes tais como a variação diária de temperatura do ambiente preaquecimento pela corrente de carga etc TABELA 23 Escolha de elos fusíveis K e H Potência do transformador kVA 23 kV 38 kV 66 kV 114 kV 138 kV 22 kV 25 kV 345 kV Transformadores monofásicos 5 3H 2H 2H 1H 1H 75 5H 3H 2H 1H 1H 10 6K 5H 3H 2H 1H 1H 1H 15 8K 6K 3H 2H 2H 1H 1H 25 10K 8K 5H 3H 3H 1H 2H Transformadores trifásicos 5 2H 2H 1H 10 5H 3H 1H 1H 1H 15 6K 5H 1H 2H 1H 1H 1H 25 8K 6K 3H 2H 1H 1H 1H 1H 30 8K 6K 3H 3H 2H 1H 1H 1H 375 10K 6K 5H 3H 3H 1H 2H 1H 45 12K 8K 5H 5H 3H 1H 2H 1H 50 15K 8K 6K 5H 3H 2H 2H 1H 75 20K 12K 8K 6K 5H 3H 3H 2H 100 25K 15K 10K 6K 6K 5H 5H 2H 1125 30K 20K 10K 6K 6K 5H 5H 2H 150 40K 25K 15K 8K 8K 5H 6K 3H 200 50K 30K 20K 12K 10K 6K 6K 5H 225 65K 40K 20K 12K 10K 6K 6K 5H 250 65K 40K 25K 15K 12K 8K 8K 5H 300 80K 50K 30K 15K 15K 10K 8K 6K 400 100K 65K 40K 20K 20K 12K 10K 8K 500 140K 80K 50K 25K 25K 15K 12K 10K 600 200K 100K 65K 30K 30K 20K 15K 12K A Figura 223 mostra as características tempo corrente de alguns elos fusíveis do tipo T Para que se possam aplicar as várias tabelas de coordenação é necessário conhecer a posição relativa dos elementos fusíveis protegidos e protetores o que é dado na Figura 224 A Tabela 24 fornece a coordenação entre elos fusíveis do tipo K enquanto a Tabela 25 fornece a coordenação entre os elos fusíveis K e H As tabelas mencionadas indicam os valores máximos em ampères das correntes de curtocircuito nos quais os elos fusíveis coordenam entre si Para proceder à coordenação entre elos fusíveis é necessário aplicarse algumas regras básicas O elo fusível protegido deve coordenar com o elo fusível protetor para o maior valor da corrente de curtocircuito ocorrida no ponto de instalação do elo fusível protetor Os elos fusíveis do tipo H não devem ser utilizados nos ramais primários dos alimentadores São próprios para proteção dos transformadores de distribuição Reduzir ao mínimo o número de elos fusíveis nos alimentadores FIGURA 223 Curva tempo corrente dos elos fusíveis do tipo T Devese reduzir também ao mínimo os tipos de elos fusíveis A corrente nominal do elo fusível deve obedecer às Equações 22 e 23 Ine corrente nominal do elo fusível sendo elos fusíveis preferenciais 61015254065100140200 K elos fusíveis não preferenciais 81220305080 K Imc corrente de carga máxima do alimentador Ift corrente de curtocircuito fase e terra Escolher os elos fusíveis de acordo com as tabelas de coordenação FIGURA 224 Posições dos elos fusíveis protegidos e protetores TABELA 24 Coordenação entre elos fusíveis K Elo fusível protegido 12 15 20 25 30 40 50 65 80 100 140 200 6K 350 510 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 9200 8K 210 440 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 9200 10K 300 540 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 9200 12K 320 710 1050 1340 1700 2200 2800 3900 5800 9200 15K 430 870 1340 1700 2200 2800 3900 5800 9200 Fusível protetor 20K 500 1100 1700 2200 2800 3900 5800 9200 25K 660 1350 2200 2800 3900 5800 9200 30K 850 1700 2800 3900 5800 9200 40K 1100 2200 3900 5800 9200 50K 1450 3500 5800 9200 65K 2400 5800 9200 80K 4500 9200 100K 2000 9100 140K 4000 TABELA 25 Coordenação para elos fusíveis K e H Protetor Elo fusível protegido 10 12 15 20 30 40 50 65 80 100 140 1 280 510 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 3800 2 45 450 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 3 45 450 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 5 45 450 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 21 Calcular a coordenação dos elos fusíveis das chaves fusíveis instaladas no alimentador da Figura 225 que atende a uma área rural com característica de irrigação As correntes de curtocircuito trifásicas e monofásicas são dadas na sequência no diagrama elétrico da Figura 225 A corrente máxima medida na saída do alimentador na subestação é 169 A a Taxa de corrente b Escolha dos elos fusíveis dos transformadores FIGURA 225 Alimentador de distribuição primário Deve ser de conformidade com a Tabela 23 e conforme indicado na Figura 225 c Dimensionamento do elo fusível do ramal derivado do ponto 5 Para a escolha do elo fusível do ponto 5 considerar que o mesmo deve coordenar com o maior elo fusível dos transformadores no caso o de 10K Nessa condição segundo a Tabela 24 temse Ielo 25K Observar o valor da corrente de defeito trifásico ressaltada na Tabela 24 isto é Ics 650 A 840 A d Elo fusível no ponto 3 Ine 15 Ine Ine 15 7125 30 002067 Ine 15 153 229 A De acordo com a Tabela 24 para coordenar com o elo fusível de 25 A podese utilizar o elo fusível de 50 A ou seja Iclo 50 K observar o valor máximo da corrente de defeito de 1350 A 810 A dado no diagrama elétrico 233 Ensaios e Recebimento Os elos fusíveis devem ser ensaiados nas instalações do fabricante na presença do inspetor do comprador De acordo com a NBR 5359 Elos Fusíveis de Distribuição Especificação os ensaios a serem realizados são os listados a seguir 2331 Ensaios de tipo São os seguintes Suportabilidade mecânica Elevação de temperatura Características mínimas e máximas de fusão de tempo corrente Verificação visual e dimensional Verificação dinâmica do funcionamento Resistência elétrica do elo fusível Verificação das características de fusão de tempo corrente após envelhecimento Verificação do tempo total de interrupção 2332 Ensaios de rotina Devem ser realizados todos os primeiros seis ensaios de tipo anteriormente citados 2333 Ensaios de recebimento Ainda segundo a NBR 5359 esses ensaios compreendem todos os ensaios de rotina 234 Especificação Sumária No pedido de compra de um elo fusível devem constar no mínimo as seguintes informações Corrente nominal em A Tipo K H ou T Modelo botão ou argola Outros dados específicos se for o caso de alguma aplicação particular Figura 36 FIGURA 31 Vista externa de uma mufla terminal FIGURA 32 Vista interna de uma mufla terminal FIGURA 33 Vista externa da terminação termocontrátil FIGURA 34 Vista interna da terminação termocontrátil 32 DIELÉTRICO Dielétrico é um meio isolante que se intercala entre duas superfícies condutoras submetidas a uma diferença de potencial O ar o plástico a madeira a mica o papel e vários outros materiais são exemplos de dielétricos FIGURA 39 Distribuição do campo elétrico no cone de deflexão Também a Figura 310 mostra a distribuição das linhas de campo elétrico numa terminação feita com material termocontrátil indicando as percentagens de sua distribuição ao longo da referida terminação após a aplicação do tubo de controle das linhas de força Efeito semelhante é obtido com a utilização do cone de deflexão utilizado nas muflas terminais É extremamente importante observar a distância mínima requerida pelo fabricante entre o terminal energizado e a blindagem do cabo já que esses dois pontos estão submetidos à tensão de faseterra Além disso os primeiros 25 mm a contar do terminal de tensão são a região mais crítica pois concentra 75 do potencial entre fase e blindagem O ar interposto entre esses dois pontos está sujeito à ionização cujo resultado é a redução das características isolantes FIGURA 310 Distribuição das linhas de campo elétrico num cabo condutor com controle FIGURA 313 Preparação de um cabo condutor para aplicação em mufla b Execução da terminação b1 envolver a ponta do condutor com a fita semicondutora b2 Aplicar sobre a fita semicondutora a fita de autofusão observando sempre a concentricidade deste enfaixamento b3 Aplicar sobre a isolação do cabo a uma distância preestabelecida da ponta do condutor uma determinada quantidade de fita autofusão de modo a obter a geometria de um duplo cone de alturas diferentes b4 Aplicar sobre a fita de autofusão uma camada de fita isolante na base do cone de deflexão b5 Aplicar sobre o cone de deflexão uma camada de fita semicondutora a partir de sua base até atingir a blindagem de cabo b6 Aplicar sobre a fita semicondutora a fita de blindagem iniciando o processo a uma determinada distância da base do cone de deflexão e conectando a sua outra extremidade à cordoalha de aterramento b7 Dobrar por sobre a blindagem eletrostática parte da camada semicondutora correspondente à parte ocupada pela fita isolante retirando esta b8 Aplicar sobre a parte enfaixada do cone de deflexão uma camada de fita isolante b9 Aplicar um número especificado de camadas de fita de autofusão sobre toda a parte enfaixada do cabo desde a superfície da isolação até a capa externa de proteção b10 Envolver toda a superfície da terminação com um determinado número de camadas de fita isolante c Montagem da mufla c1 Introduzir no interior do corpo de porcelana vitrificada a terminação anteriormente preparada c2 Preencher com resina epóxi do tipo plastivolt os espaços vazios do interior do corpo de porcelana c3 Ligar ao terminal de terra do corpo de porcelana a blindagem eletrostática elevada poluição que apresentam partículas condutoras em suspensão A terminação termocontrátil vem acompanhada de um kit de montagem constituído dos seguintes componentes Tubos termocontráteis Adesivos Malha de cobre Cordoalha de aterramento Conector de aterramento Material de limpeza Instrução de montagem A execução de uma terminação termocontrátil envolve uma quantidade de passos bem menor e uma simplicidade de trabalho característica deste material ou seja Preparar o cabo da mesma maneira mencionada nos passos a1a2a3a4 da Figura 313 Aplicar o tubo de controle de campo elétrico que deve envolver a parte da blindagem eletrostática Aplicar calor sobre o tubo de controle de campo elétrico com maçarico apropriado Envolver as extremidades da terminação de uma camada de fita adesiva Colocar sobre a terminação o tubo isolante Aplicar novamente calor sobre o tubo isolante utilizando o mesmo maçarico FIGURA 315 Aplicação do maçarico na terminação termocontrátil FIGURA 316 Kit de terminação a frio Aplicar a quantidade necessária de saias contidas no kit Se a terminação for utilizada em ambiente interno podese dispensar a aplicação das saias A Figura 315 ilustra a aplicação do maçarico na sequência de execução anteriormente exposta A Figura 34 mostra o corte longitudinal de uma terminação termocontrátil já concluída e extraída do catálogo da Raychem FIGURA 317 Execução de uma terminação a frio 37 ENSAIOS E RECEBIMENTO As terminações devem obedecer à NBR 9314 Emendas para Cabos de Potência com Isolação para Tensões de 1 a 35 kV Tensão suportável a seco durante 1 minuto Tensão suportável sob chuva durante 10 segundos Características técnicas e dimensionais do cabo Nível de isolamento 100 para sistemas com neutro ligado à terra e 133 para sistemas com neutro isolado Material do condutor cobre ou alumínio Tipo do encordoamento em cabos singelos e múltiplos Encordoamento setorial compacto em cabos de 3 e 4 condutores para seções iguais ou superiores a 50 mm2 até 240 mm2 Cabos de média tensão Encordoamento redondo compacto para todas as seções de cabos As principais características dimensionais dos condutores estão mostradas na Tabela 41 42116 Material condutor Praticamente só dois metais se destinam à fabricação de condutores elétricos o alumínio e o cobre 421161 Condutores de alumínio Os condutores de alumínio normalmente dominam o mercado nas aplicações de redes e linhas aéreas de distribuição e transmissão de energia elétrica não localizadas nas proximidades da orla marítima Seu baixo custo quando comparado ao dos condutores de cobre a sua relação peso por área e seu excelente comportamento aos esforços mecânicos quando encordoados com a alma de aço os credenciam com inúmeras vantagens para larga utilização pelas concessionárias de energia elétrica de praticamente todos os países Quanto à sua aplicação em cabos isolados são comumente empregados nas redes de distribuição subterrâneas de grandes centros urbanos tanto em média como em baixa tensão e também em parques eólicos Na indústria sua aplicação é muito reduzida e a norma brasileira NBR 5410 Instalações Elétricas em Baixa Tensão só permite a sua utilização para seções iguais ou superiores a 16 mm2 TABELA 41 Características básicas dos condutores de cobre Seção nominal mm2 Formação nominal Fios mm Diâmetro externo nominal mm Peso líquido nominal kgkm 15 1138 138 133 25 1178 178 222 4 1225 225 354 6 1276 276 533 condutores 4212 Isolamento O isolamento dos condutores elétricos é constituído de materiais sólidos extrudados Cabe aqui fazer uma distinção entre os termos isolação e isolamento O primeiro exprime a parte qualitativa do material empregado como por exemplo a expressão isolação em polietileno reticulado O segundo termo tem um sentido quantitativo como por exemplo quando se diz cabo com isolamento para 750 V As isolações sólidas podem ser fabricadas a partir dos seguintes materiais 42121 Termoplástico As isolações termoplásticas são fabricadas à base de cloreto de polivinila conhecido comumente como PVC Têm a propriedade de se tornar gradativamente amolecidas a partir da temperatura de 120C passando ao estado pastoso com o aumento desta até desagregarse do material condutor correspondente Para mais detalhes veja a Seção 422 TABELA 42 Propriedades básicas dos materiais condutores Especificações Fio de alumínio duro Fio de cobre duro IACS padrão internacional de cobre recozido Fio de aço zincado para alma de cabos de alumínio Massa específica a 20ºC 2703 8890 8890 7780 Condutividade mínima a 20ºC 610 970 1000 Resistividade máxima a 20ºC Ωmm²m 0028264 0017775 0017241 Relação em peso entre condutores de igual resistência a CC e igual comprimento 0500 1030 1000 Coeficiente de variação da resistênciaºC a 20ºC 000403 000381 000393 Coeficiente de dilatação linearºC 2306 169 106 168 106 000001152 Calor específico calg ºC 02140 00921 Calor específico volumétrico JK m³ 25 106 345 106 Condutividade térmica calcm²cm s ºC 0485 0930 0150 Módulo de elasticidade kgmm² 7000 12000 9900 20000 Densidade gcm³ 2703 89 Ponto de fusão ºC 652 a 657 10800 Coeficiente de expansão linearºC a 20ºC 236 106 Carga de ruptura kgfmm² 203 Alongamento a ruptura 1 a 4 20 a 40 juntamente com um cabo unipolar 42144 Cabo tripolar É aquele constituído por três cabos unipolares reunidos num único cabo Tem a formação vista na Figura 410 para um cabo tripolar de baixa tensão FIGURA 49 Componentes de um cabo unipolar e bipolar FIGURA 410 Componentes de um cabo tripolar FIGURA 411 Componentes de um cabo quadripolar 42145 Cabo quadripolar É aquele constituído por quatro cabos unipolares reunidos num único cabo Tem a formação vista na Figura 411 para um cabo quadripolar de baixa É um composto isolante à base de copolímero etilenopropileno EPM ou de terpolímero etilenopropilenodieno EPDM de alto módulo ou composto de maior dureza utilizados em cabos com qualquer tensão de isolamento Termofixo EPR 105 É um composto isolante à base de copolímero etilenopropileno EPM ou de terpolímero etilenopropilenodieno EPDM para tensões de isolamento iguais ou superiores a 366 kV e temperatura no condutor de 105C em regime permanente Termofixo XLPE É um composto isolante à base de polietileno reticulado quimicamente utilizado em cabos com qualquer tensão de isolamento Termofixo TR XLPR É um composto isolante à base de polietileno reticulado quimicamente utilizado em cabos para tensões de isolamento iguais ou superiores a 366 kV e retardante à arborescência A isolação termofixa apresenta as seguintes características básicas a Polietileno reticulado XLPE Esse material se destaca por apresentar as seguintes propriedades Baixa resistência à ionização Temperatura máxima admissível elevada Excelente resistência à abrasão Alta rigidez dielétrica Flexibilidade regular Boa resistência ao envelhecimento Baixa resistência ao treeing b Borracha etilenopropileno EPR Esse material apresenta muitas de suas características iguais às do XLPE divergindo no entanto de outras propriedades ou seja eletrostática metálica sobre a reunião dos cabos componentes que devem ser blindados individualmente A Figura 417 mostra os principais componentes de um cabo tripolar de uso convencional Já a Figura 418 mostra um cabo especial tripolar com blindagem contra interferências de campo elétrico utilizado em locais onde é crítica a influência dessas interferências Se o cabo não possuir blindagem as linhas de campo elétrico assumem a forma mostrada na Figura 419 4225 Cobertura de proteção Os cabos de isolamento sólido são dotados de uma proteção externa não metálica normalmente constituída de uma camada de composto termoplástico à base de cloreto de polivinila PVC Nos cabos destinados a serviço em ambientes de elevada poluição a capa de PVC é substituída por neoprene que apresenta excelentes características térmicas e mecânicas além de ser resistente a uma variedade de agentes químicos Já os cabos destinados a serviços nos quais haja a possibilidade de danos mecânicos devem possuir além da capa externa uma proteção metálica constituída por uma das seguintes formas Fitas planas de aço aplicadas helicoidalmente Fitas corrugadas de aço ou alumínio aplicadas transversalmente FIGURA 417 Componentes de cabo tripolar da classe de até 35 kV FIGURA 419 Orientação do campo elétrico de um cabo tripolar sem controle de campo FIGURA 420 Exemplo de cabo com proteção metálica 42263 Cabo tripolar É aquele constituído por três cabos unipolares reunidos num único cabo Tem a formação vista na Figura 417 para um cabo tripolar de média e alta tensões 42264 Cabo quadripolar É aquele constituído por quatro cabos unipolares reunidos num único cabo São fabricados sob encomenda 42265 Cabos multiplexados São aqueles constituídos em geral por três condutores isolados de fase em alumínio os quais são dispostos helicoidalmente em torno de um condutor curtocircuito circula somente pela blindagem metálica do condutor defeituoso até o primeiro ponto de aterramento ponto B quando daí por diante passa a ser conduzida até a malha de terra da subestação de potência de origem do alimentador através das três blindagens do condutor de sustentação e da terra como se pode observar através da Figura 422 Para atender à condição de curtocircuito monopolar da Figura 421 a seção da blindagem do condutor deve ser dimensionada para o valor dessa corrente de defeito fase e terra sob pena de se ter o cabo danificado no trecho BF2 FIGURA 421 Circulação das correntes monopolares em cabos multiplexados situação 1 FIGURA 422 Circulação das correntes monopolares em cabos multiplexados situação 2 FIGURA 426 Processo de fabricação de cabos extrudados ilustração Ficap 423110 Formação de cabos múltiplos Desejandose construir um cabo multipolar após a aplicação da camada isolante reúnemse tantas veias isoladas quantas forem as fases desejadas procedendose ao preenchimento dos espaços vazios com material de borracha de sorte a se ter um produto acabado de forma cilíndrica À medida que corre o processo os cabos vão sendo enrolados nas bobinas fabricadas em geral de madeira ou em alguns casos de material plástico Os tamanhos de cada lance de cabo são determinados pelo comprador cabendo ao fabricante acomodar o cabo na bobina de tamanho padronizado adequado às necessidades do cliente Isso evita que durante a utilização do cabo sobrem pontas de comprimento consideravelmente grande porém imprestável para aproveitamento em outra parte do sistema FIGURA 430 Variação do gradiente de tensão em função da seção do condutor TABELA 46 Constantes dielétricas e fatores de perda Materiais isolantes ε tg δ 20ºC PVC 80 0100 XLPE 23 0007 EPR 26 0040 Papel impregnado 40 0500 Papelão isolante impregnado 45 0500 Papelão endurecido 43 0400 Óleo isolante 22 0050 Porcelana 60 0030 Mica 60 0002 Ar 10 0000 Madeira impregnada 40 0500 O gradiente médio de potencial num dielétrico qualquer pode ser determinado pela Equação 44 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 41 Calcular o gradiente de tensão a que está submetida uma bolha localizada no interior de uma isolação de XLPE de um cabo de 35 mm2 categoria 1 8715 kV sabendose que a máxima tensão de operação do sistema é de 144 kV medida entre fases A bolha está localizada no ponto médio da isolação A Equação 43 fornece o gradiente de tensão a que fica submetido a vazio ou bolha A 45 mm Tabela 421 B 12 45 mm Tabela 421 Rc 12 695 mm Tabela 421 εI 23 Tabela 46 εm 1 Tabela 46 Considerando que a rigidez dielétrica da bolha seja de 1 kVmm concluise que haverá a formação de descargas parciais no interior da isolação e consequentemente a sua destruição Se não houvesse a bolha esse mesmo ponto estaria submetido a um gradiente de tensão dado pela Equação 41 O gradiente máximo de tensão vale tgδ 0040 Tabela 46 A perda joule total no cabo vale Pl L Pd 80 04392 3513 W 434 Impedância dos Condutores Os condutores apresentam impedâncias de sequências positiva negativa e zero A metodologia de cálculo é tomada com base na IEC 287 4341 Condutores isolados 43411 Impedância de sequência positiva Serão determinados a seguir os componentes resistivos ou reais e os componentes reativos ou imaginários dos condutores isolados As equações apresentadas para o cálculo das impedâncias são próprias para os cabos de média e baixa tensão A impedância de sequência positiva pode ser dada de maneira geral pela expressão seguinte Rp resistência de sequência positiva Xp reatância de sequência positiva 434111 Cálculo da resistência de sequência positiva A resistência de sequência positiva é a própria resistência do condutor à corrente alternada e depende do material utilizado da temperatura de operação da temperatura do ambiente do tipo de construção do condutor e do próprio cabo É dada pela Equação 48 Rp Rcc 1 Ys Yp mΩm 48 Rp resistência à corrente alternada em mΩm Rcc resistência à corrente contínua a TC em mΩm Yp componente que corrige o efeito de proximidade entre os cabos devido à não uniformidade da densidade de corrente em virtude do campo magnético criado pelos condutores vizinhos Ys componente que corrige o efeito pelicular da distribuição de corrente na seção do condutor em virtude do campo magnético criado pela própria corrente de carga Normalmente Ys tem valor significativo para seções superiores a 185 mm² O valor da resistência em corrente contínua pode ser calculado pela Equação 49 TABELA 47 Valores médios das constantes K1 K2 e K3 Diâmetro dos fios mm Fator Condutor 01 01031 031 091 09136 36 K1 Fio ou encordoa 105 104 104 mento compacto Encordoamento normal 112 107 104 103 K2 Fio ou encordoamento 1 compacto Encordoamento 104 normal θ 06 mm Encordoamento 102 normal θ 06 mm K3 Cabos singelos 1 Cabos multipolares 102 Dc diâmetro do condutor em mm Tabelas 420 421 e 422 Dmg distância média geométrica do conjunto de cabos componentes em mm Os valores mais comuns de Dmg encontrados nas aplicações práticas são dados na Figura 432 FIGURA 432 Valores de Dmg EXEMPLO DE APLICAÇÃO 43 Calcular a resistência ôhmica de sequência positiva de um condutor de cobre de 300 mm² isolação em XLPE de 8715 kV parte de um circuito trifásico instalado em canaleta cujos cabos estão separados por uma distância igual ao seu diâmetro em configuração plana Considerar a temperatura do cabo a máxima admitida pela isolação A corrente de carga é de 650 A e o comprimento do circuito é de 150 m Da Equação 48 temse Rp Rcc 1 Ys Yp mΩm Calculando cada termo individualmente temse K1 104 encordoamento compacto K2 100 encordoamento compacto K3 100 cabos singelos ρ20 156Ω mm2m veja Tabela 42 α20 000393C T 90C Da Equação 412 temse Dc 2040 mm Tabela 421 Como os cabos estão separados a uma distância entre os seus centros igual ao diâmetro externo respectivo então D Dca conforme Figura 432 Dmg 126 D 126 Dca 126 393 49518 mm Dca 393 mm Tabela 421 Logo da Equação 48 temse Rp 007893 1 001853 001303 Rp 008142 mΩm 434112 Cálculo da reatância indutiva de sequência positiva a Blindagem do cabo aterrada num só ponto A reatância dos condutores depende basicamente da frequência do sistema da distância média geométrica relativa à distância entre os eixos dos cabos e do diâmetro do condutor A Equação 413 permite calcular o valor numérico da reatância à frequência industrial de 60 Hz para cabos com blindagem aterrada em somente um ponto Rc raio do condutor em mm ln logaritmo neperiano b Blindagem do cabo aterrada em vários pontos Quando a blindagem dos cabos de média tensão está aterrada em vários pontos blindagem multiaterrada ao longo do circuito a corrente circulante devido à tensão induzida nela é responsável por um campo magnético que atua contrariamente à corrente circulante no Blindagens usadas nos cabos AT Seção da blindagem mm² No de fios Diâmetro dos fios em mm Resistência ôhmica máx a 20C em cc Ωkm Intensidade máx adm em curtocircuito 1 s kA 16 32 080 1150 24 25 50 080 0736 37 35 35 113 0526 52 50 50 113 0368 75 60 60 113 0307 89 70 70 113 0263 104 75 75 113 0245 112 95 80 123 0194 142 100 67 138 0184 149 120 80 138 0153 179 130 58 170 0142 194 135 60 170 0136 201 150 67 170 0123 224 160 71 170 0115 238 165 73 170 0111 246 185 82 170 0099 276 250 82 197 0074 372 Redução do componente reativo indutivo do circuito A redução da indutância pode ser dada pela Equação 420 M indutância mútua média por fase em mHkm A redução na reatância do condutor se deve à presença do campo magnético produzido pela circulação da corrente na blindagem O valor da redução da reatância pode ser determinado pela Equação 421 Como há tensão induzida na blindagem podese determinar o seu valor em relação à terra como mostra a Figura 433 e dado na Equação 422 Ic corrente que circula no condutor em A A corrente que circula na blindagem em função da tensão induzida pode ser dada pela Equação 423 considerandose que a mesma esteja aterrada em ambas as extremidades do cabo FIGURA 433 Aterramento da blindagem de um cabo da classe de até 35 kV 434113 Cálculo da reatância capacitiva de sequência positiva A reatância capacitiva de sequência positiva pode ser conhecida através dos catálogos dos fabricantes de cabos elétricos As Tabelas 423 a 427 fornecem o valor da reatância capacitiva de sequência positiva para os cabos isolados O cálculo da reatância capacitiva pode ser realizado através da Equação 424 O valor da corrente capacitância é dado na Equação 425 Vc tensão entre fases do sistema em V EXEMPLO DE APLICAÇÃO 44 Calcular a reatância do circuito do Exemplo de Aplicação 43 considerando que a As blindagens estejam aterradas somente numa das extremidades Já a impedância de sequência positiva do cabo para aterramento no único ponto vale Zp 008142 j013793 mΩm b As blindagens estejam multiplamente aterradas Da Equação 414 temse Ei 450mm de espessura da isolação em mm Tabela 421 Ebi Ebe 030mm valor considerado para esse cabo Ebm 0080mm valor utilizado em cabos aplicados em sistemas de baixo nível de curtocircuito Ebe espessura da blindagem externa de campo elétrico não condutora em mm Ebi espessura da blindagem interna de campo elétrico não condutora em mm Ebm espessura da blindagem metálica em mm A resistência da blindagem de acordo com a Equação 416 vale αb 000393C coeficiente de temperatura para o cabo de cobre Tb 85C temperatura máxima admitida pela isolação do condutor para aquecimento da blindagem A redução na reatância do circuito de acordo com a Equação 421 vale Da Equação 419 temse Eft Ebm 0080 mm valor admitido para esse cabo K4 165 blindagem da fita com sobreposição Ks 30 sobreposição da blindagem Valor da reatância indutiva de sequência positiva corrigida Logo a reatância efetiva nesse caso vale Xpef Xp ΔXb 013759 000002 013757 mΩm Valor da resistência de sequência positiva corrigida O componente resistivo variará de acordo com a Equação 415 de Logo a resistência efetiva nesse caso vale Rpef Rp ΔRb 008142 000137 008279 mΩm Logo a impedância de sequência positiva do cabo para aterramento em múltiplos pontos vale Z p 008279 j013757 Ω Cálculo da tensão entre a blindagem e a terra A corrente circulante na blindagem quando esta está aterrada nas extremidades de acordo com a Equação 423 é As perdas na blindagem por efeito joule valem Cálculo da reatância capacitiva de sequência positiva O valor da capacitância em Ω km de acordo com a Equação 46 é Ei 450 mm espessura da isolação Tabela 421 εI 23 Tabela 46 Ebi 030 mm espessura da blindagem de campo elétrico não condutora Dc 204 mm Tabela 421 O valor da reatância capacitiva em Ω km é O valor da corrente capacitiva é 43412 Impedância de sequência negativa Os cabos de energia apresentam valores de impedância de sequência negativa iguais aos valores de impedância de sequência positiva 43413 Impedância de sequência zero É aquela em que o cabo oferece à passagem da corrente de sequência zero Em geral pode ser dada pela Equação 426 Rz resistência de sequência zero Xz reatância indutiva de sequência zero Nos cabos isolados de média tensão dotados de blindagem metálica não existe reatância capacitiva de sequência zero já que a corrente de curto circuito circula pelo caminho formado diretamente pela blindagem malha de aterramento transformador condutor isolado fechando o circuito novamente com a blindagem São três as considerações que devem ser analisadas para a determinação dos componentes de sequência zero dos cabos de energia São elas Retorno da corrente de falta somente pelo solo Retorno da corrente de falta somente pela blindagem metálica Retorno da corrente de falta parte pelo solo e parte pela blindagem metálica Quando o cabo não possui blindagem metálica o retorno da corrente de sequência zero se faz somente pelo solo Esse é o caso típico dos cabos de baixa tensão Quando a blindagem dos cabos de energia está aterrada em somente um ponto ao longo do circuito a corrente de sequência zero só pode retornar 1000 2622000 206 Rz Rp Rrs mΩm 427 Rp resistência de sequência positiva em mΩm Rrs resistência do circuito de retorno pelo solo em mΩm Tabela 49 Cálculo da reatância de sequência zero Pode ser calculada com base na Equação 428 Rmg raio médio geométrico em mm Deq distância equivalente do circuito de retorno pelo solo dada na Tabela 49 Para condutores compactados o Rmg vale Rmg 03895 Dc mm 429 Logo a impedância de sequência zero vale EXEMPLO DE APLICAÇÃO 45 Considerando o circuito trifásico do Exemplo de Aplicação 43 calcular a sua impedância de sequência zero Sabese que não existe ligação entre a blindagem metálica e o solo cuja resistividade é de 100 Ω m Resistência de sequência zero De acordo com a Equação 427 temse Rz Rp Rrs mΩm Rp 008142 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 43 Rrs 180 mΩm Tabela 49 Rz 008142 180 188142 mΩm Reatância de sequência zero Deq 853400 mm Tabela 49 Dmg 49518 mm calculado no Exemplo de Aplicação 43 Logo a impedância de sequência zero do cabo vale b Retorno da corrente de falta somente pela blindagem metálica Nesse caso a blindagem metálica do cabo está aterrada em somente uma extremidade Rz Rp Rb 432 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 46 Considerando o circuito trifásico dos Exemplos de Aplicação 43 44 e 45 calcular a sua impedância de sequência zero sabendose que a blindagem dos cabos está aterrada em somente uma extremidade Resistência de sequência zero De acordo com as Equações 431 432 e 433 temse Rz Rp Rb 008142 57799 586132 mΩm Rmg 79458 mm calculado no Exemplo de Aplicação 45 Rb 57799 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 44 Dmb 3064 mm calculado no Exemplo de Aplicação 44 Logo a impedância e sequência zero do circuito valem c Retorno da corrente de falta circulando pela blindagem metálica e pelo solo Nesse caso a blindagem metálica do cabo está aterrada em dois ou mais pontos Impedância da blindagem metálica do cabo Rcb Rb Rrs mΩm 434 Deq distância equivalente do circuito de retorno pelo solo dada na Tabela 49 Impedância relativa ao condutor Rco Rp Rrs mΩm 437 Impedância relativa ao efeito mútuo dos cabos Rmu Rrs mΩm Impedância final de sequência zero do cabo EXEMPLO DE APLICAÇÃO 47 Calcular a impedância de sequência zero do circuito dado nos Exemplos de Aplicação 43 44 e 45 considerando as várias situações de aterramento da blindagem dos cabos A resistividade do solo é de 100Ωm A blindagem dos cabos não está aterrada Rmg 79458 mm calculado no Exemplo de Aplicação 45 Rz Rp Rrs mΩm Rz 188142 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 45 Xz 234446 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 45 Logo a impedância do cabo vale Como o comprimento do cabo é de 150 m o módulo da impedância vale A blindagem dos cabos está aterrada em somente uma extremidade Rb 56909 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 44 Rp 008143 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 43 Rz 008143 56909 577233 mΩm Xz 004950 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 46 Como o comprimento do cabo é de 150 m o módulo da impedância vale A blindagem dos cabos está aterrada em duas ou mais extremidades Impedância relativa à blindagem Dmb 3064 mm calculado no Exemplo de Aplicação 44 Dmg 49518 mΩm calculado no Exemplo de Aplicação 43 Impedância relativa ao condutor Impedância relativa ao efeito mútuo dos cabos 444 Condutor de Alumínio Termorresistentes TCAA Os cabos termorresistentes têm as mesmas características de conformação dos cabos de alumínio com alma de aço ou seja CAA O condutor TCAA ou liga Tal é do tipo concêntrico e tem a formação de conformidade com a Figura 434 Podem operar em altas temperaturas em regime contínuo o que permite conduzir altas correntes de carga sem que sejam alteradas as suas características mecânicas elevando assim em até 50 a sua capacidade de transmissão quando comparados aos cabos de alumínio com alma de aço CAA São empregados com sucesso nas seguintes condições Em linhas de transmissão novas quando se deseja obter uma elevada capacidade de condução de corrente em condições de emergência ou seja quando da perda de uma linha de transmissão que opera em paralelo com outra podese permitir um nível percentual de sobrecarga elevada muito superior aos admitidos para os cabos de alumínio CAA Na recapacitação de linhas de transmissão que alimentam centros urbanos e por motivos de acesso não é possível a construção de novas linhas de transmissão Linhas de transmissão que estão limitadas pela baixa ampacidade dos seus cabos CAA Nesse caso é vantajosa a substituição dos cabos existentes por cabos termorresistentes reforçando apenas as estruturas de ancoragem e de ângulo e conservando as demais estruturas existentes e correspondentes acessórios Xd fator de espaçamento da reatância indutiva em Ωkm Seu valor pode ser calculado a partir da Equação 445 O valor de Xd depende do afastamento entre os condutores e da sua distância equivalente cujo valor é obtido a partir da Equação 446 Dab Dbc e Dca distâncias entre os centros dos condutores tomadas em mm Xc reatância capacitiva de sequência positiva em Ω km Seu valor pode ser encontrado nas tabelas anteriormente mencionadas EXEMPLO DE APLICAÇÃO 48 Determinar a impedância dos condutores de uma rede de distribuição rural cuja disposição do circuito está representada na Figura 435 O condutor é de alumínio 10 AWGCAA Ravem e a frequência do sistema é de 60 Hz Considerar a temperatura de serviço do condutor de 50C FIGURA 435 Estrutura de alinhamento de rede de distribuição para a classe 15 kV De acordo com a Equação 446 a distância equivalente entre os condutores vale Da Equação 444 temse α 000403C coeficiente de variação da resistência elétrica com a temperatura para o cabo de alumínio Tabela 42 Rp2 05351 1 000403 50 20 Rp2 05997 mΩm Xp 04077 Ωkm Tabela 433 O valor de Xd é dado pela Equação 445 Finalmente temse 452 Impedância de Sequência Negativa Assim como ocorre com os condutores isolados a impedância de sequência negativa dos condutores nus é igual à impedância de sequência positiva 453 Impedância de Sequência Zero A impedância de sequência zero é composta pela soma vetorial da resistência reatância indutiva e reatância capacitiva do condutor Seu valor pode ser obtido a partir da Equação 447 Zz Rp Re j Xp Xe 2 Xd 447 Rp resistência de sequência positiva em Ωkm Seu valor pode ser obtido através das Tabelas 433 a 436 para diversos tipo de condutores Os valores de Re Xe e Xc são Re 017775 Ωkm Xe 17949 Ωkm para 60 Hz e resistividade do solo igual a 100 Ω m Xe 19770 Ωkm 60 Hz e 500 Ω m eletrodutos etc Assim um condutor de mesma seção nominal e mesmo tipo de isolação pode assumir diferentes capacidades de condução de corrente nominal 4611 Condutores instalados em dutos 46111 Cabos de baixa tensão O dimensionamento dos cabos de baixa tensão está devidamente realizado no livro Instalações Elétricas Industriais do autor e é objeto da NBR 54102004 46112 Cabos de média tensão O dimensionamento dos cabos de média tensão está devidamente realizado no livro Instalações Elétricas Industriais do autor e é objeto da NBR 140392003 As tabelas de capacidade de corrente dos condutores isolados contidas na NBR 14039 para diferentes maneiras de instalar de conformidade com a Tabela 410 estão reproduzidas nas Tabelas 428 a 431 O leitor pode também utilizar a capacidade de corrente dos cabos de média tensão dada nas Tabelas 423 a 427 elaboradas por fabricantes de cabos e instalados nas condições particulares adotadas nas referidas tabelas TABELA 410 Métodos de referência Descrição Método de referência a utilizar para a capacidade de condução de corrente Cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e cabos tripolares ao ar livre A Cabos unipolares espaçados ao ar livre B Cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e cabos tripolares em canaletas fechadas no solo C Cabos unipolares espaçados em canaleta fechada no solo D Cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e cabos tripolares em eletroduto ao ar livre E Cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e cabos tripolares em banco de dutos ou eletrodutos enterrados no solo F Cabos unipolares em banco de dutos ou eletrodutos enterrados e espaçados um cabo por duto ou eletroduto não condutor G Cabos unipolares justapostos na horizontal ou em trifólio e cabos tripolares diretamente enterrados H Cabos unipolares espaçados diretamente enterrados I Devese alertar que a capacidade de condução dos condutores de média tensão de um circuito para alimentar uma determinada carga pode ser calculada a partir da NBR 11301 Será estudada nesta seção uma maneira simples de determinar a seção dos condutores conhecidas as condições de sua instalação e a quantidade de condutores agrupados num mesmo duto Será então particularizada a instalação de condutores no interior de canaleta e eletrocalhas casos muito comuns principalmente nas instalações industriais Todo o cálculo é baseado nas perdas dissipadas pelos condutores e na consequente elevação de temperatura da isolação As perdas geradas têm três origens perdas no condutor perdas na blindagem e perdas no dielétrico como já se estudou anteriormente Seu valor é dado pela Equação 448 ou seja Ptc Pc Pb Pd Wm 448 Ptc perdas totais no cabo em Wm Pc perdas no condutor em Wm Pb perdas na blindagem em Wm Pd perdas no dielétrico em Wm de acordo com a Equação 45 Rp resistência de sequência positiva do condutor em mΩm Ic corrente de carga a ser transportada pelo condutor em A Rb resistência da blindagem veja a Equação 416 Ib corrente circulante na blindagem veja a Equação 423 É importante frisar que para se determinar a seção dos condutores de vários circuitos numa certa condição é necessário se arbitrar inicialmente uma seção nominal em função da corrente de carga Na prática escolhese uma seção nominal entre 15 e 2 vezes superior àquela correspondente à instalação de apenas três condutores ao ar livre Para compensar a elevação de temperatura devido às perdas devese aumentar a seção transversal dos condutores o que é feito calculandose e aplicandose os fatores de correção correspondentes como é mostrado a seguir 46113 Fator de correção da capacidade de condução de corrente devido ao acréscimo de temperatura na canaleta Esse fator pode ser dado pela Equação 451 Ta temperatura máxima do ambiente da canaleta antes da energização dos cabos em C T0 temperatura máxima do condutor em regime de operação em C em função da sua isolação Δt acréscimo de temperatura na canaleta O seu valor pode ser calculado pela Equação 452 O valor de Fc corrige apenas o acréscimo de temperatura no interior da canaleta devido às perdas joule e à variação de temperatura entre a máxima admitida pelo condutor e a temperatura do interior da canaleta antes da entrada em operação do sistema Além disso é necessário se proceder à correção do agrupamento dos cabos É também necessário se corrigir o efeito da temperatura ambiente quando esta for diferente da considerada o que pode ser feito através da Tabela 411 Pe perímetro enterrado da seção transversal da canaleta em mm Vale ressaltar que esse procedimento pode ser estendido também aos condutores de baixa tensão fazendose apenas as perdas nulas na blindagem metálica TABELA 411 Fator de correção para temperaturas ambientes e do solo Fatores de correção para temperaturas ambientes diferentes de 30C para linhas não subterrâneas e de 20C temperatura do solo para linhas subterrâneas Temperatura C Isolação Temperatura C Isolação Ambiente EPR ou XLPE EPR 105 Do solo EPR ou XLPE EPR 105 10 115 113 10 107 106 15 112 11 15 104 103 20 108 106 20 096 097 25 104 103 25 093 094 35 096 097 35 089 091 40 091 093 40 085 087 45 087 089 45 08 084 50 082 086 50 076 08 55 076 082 55 071 076 60 071 077 60 065 072 65 065 073 65 06 068 70 058 068 70 053 064 75 05 063 75 046 059 80 041 058 80 038 054 46114 Fator de correção de temperatura Quando os condutores estão instalados no interior de um duto a uma temperatura diferente de 30C sua capacidade de condução de corrente pode ser obtida através da NBR 140392003 ou ela é alterada segundo os fatores de correção dados na Tabela 411 conforme referido anteriormente 46115 Fator de correção de agrupamento Quando os condutores estão instalados e agrupados no interior de um duto canaletas eletrocalhas etc a sua capacidade de condução de corrente é alterada segundo os fatores de correção dados na Tabela 412 conforme referido anteriormente TABELA 412 Fator de correção de agrupamento dos cabos isolados EXEMPLO DE APLICAÇÃO 410 Determinar as correntes nos circuitos trifásicos instalados na canaleta mostrada na Figura 436 sabendose que as suas características básicas são dadas na Tabela 412 A temperatura no interior da canaleta antes da operação dos cabos é de 25 Considerouse que as blindagens eletrostáticas dos cabos têm as mesmas dimensões Em função da corrente de curtocircuito a seção da blindagem adotada é de 25 mm² Como prática de cálculo adotar uma seção inicial que corresponda aproximadamente a 160 da corrente de carga prevista para instalação ao ar livre conforme se faz na Tabela 413 Os valores das capacidades de corrente dos cabos são obtidos da Tabela 428 coluna B de acordo com o método de referência da Tabela 410 A isolação dos cabos é de 8715 kV As blindagens estão aterradas nas duas extremidades do cabo No final serão totalizados os resultados de todos os circuitos também contidos na Tabela 413 TABELA 413 Dados e resultados dos cálculos Condições iniciais Condições finais Fatores de correção Circuito Tensão do sistema Tipo de isolação Corrente de carga Corrente adotada 16In Seção do condutor ao ar livre Perdas Temperatura Agrupamento Fator de correção kV A A mm2 ºC A 1380 XLPE 302 483 150 064 104 094 B 1380 XLPE 270 432 120 064 104 094 C 1380 EPR 440 704 240 064 104 094 D 1380 EPR 590 944 400 064 104 094 a Cálculo das perdas nos condutores Para o condutor de 150 mm² XLPE R1 01601 mΩm Tabela 426 R2 01601 1 000393 90 20 02041 mΩm Para o condutor de 120 mm² XLPE R3 01993 1 000393 90 20 02541 mΩm Para o cabo de 240 mm² EPR R4 01018 1 000393 90 20 01298 mΩm Para o cabo de 400 mm² EPR R5 00640 1 000393 90 20 00816 mΩm Com os valores das resistências dadas nas tabelas mencionadas temse b Cálculo das perdas dielétricas nos cabos XLPE e EPR Diâmetro sobre a isolação Dsi Dc 2 Ei 2 Ebi Ebi 08 mm considerado para todos os cabos Dsi150 144 2 45 2 08 250 mm Dsi120 128 2 45 2 08 234 mm Dsi240 182 2 45 2 08 288 mm Dsi400 236 2 45 2 08 342 mm Capacitância dos condutores Perdas dielétricas As perdas totais nos dielétricos envolvendo os demais circuitos valem tgδ valores encontrados na Tabela 46 c Cálculo das perdas na blindagem metálica Diâmetro médio da blindagem Dmb Dc 2 Ebi 2 Ebe 2 Ei Dmb150 144 2 08 2 08 2 45 266 mm Dmb120 124 2 08 2 08 2 45 246 mm Dmb240 182 2 08 2 08 2 45 304 mm Dmb400 236 2 08 2 08 2 45 358 mm Diâmetro médio geométrico Dmg 126 D 126 100 126 mm para todos os cabos já que a distância entre esses vale 100 mm D 100 mm veja Figura 436 Área da blindagem metálica Sb 25 mm2 Resistência da blindagem metálica K4 165 blindagem de fita de cobre αb 000393C Tb 85 C valor normalmente adotado FIGURA 436 Instalação dos cabos na canaleta Reatância da blindagem metálica Tensão na blindagem metálica Da Equação 422 temse Para as diversas correntes de carga dadas na Tabela 412 temse Corrente da blindagem metálica Da Equação 423 temse Perdas das blindagens metálicas Perdas totais nos circuitos Ptc Pc Ptd Ptb ptc 2720 274 3461 3093 Wm Perímetro enterrado da canaleta Pe L 2 H100 90 2 1026100 2952 m Variação da temperatura no interior da canaleta De acordo com a Equação 452 vale d Fator de correção devido aos acréscimos de temperatura na canaleta Fc O fator de correção para os cabos XLPEEPR vale Fatores de correção da temperatura Veja Tabela 411 para 25C 104 Fatores de correção do agrupamento Fa Veja Tabela 412 para cabos em bandeja para 2 sistemas 094 Fatores de correção total Ftc Correspondem ao produto dos fatores de correção anteriormente calculados Fct Fc Ft Fa Tabela 413 Portanto as capacidades de corrente dos condutores estão contidas na Tabela 413 Podese concluir que A seção de todos os condutores está compatível com a corrente de carga Isso pode ser observado comparandose os valores das correntes da coluna corrente corrigida com os valores da coluna corrente de carga Se qualquer corrente corrigida fosse inferior à corrente de carga seria necessário se proceder a um novo cálculo elevandose inicialmente a seção dos condutores 4612 Condutores instalados diretamente enterrados Quando um condutor elétrico isolado está em operação as perdas joule provocam um aumento na sua temperatura que inicialmente se supõe ser igual à do meio ambiente Pelo processo natural de transferência de calor por condução a temperatura de cada camada elementar do cabo vaise elevando até atingir a superfície do cabo ou propriamente a capa externa Enquanto a temperatura da superfície do cabo se eleva este vai transferindo calor para o ambiente em que se encontra instalado solo processo em que só é interrompido quando a quantidade de calor transferida da superfície do cabo para o ambiente for igual à quantidade de calor que o condutor cede à superfície do cabo atingindose nesse instante o estado térmico estacionário Como o material isolante é extremamente afetado pela temperatura acima do seu limite permissível podese aplicar a Equação 453 tomada como base a partir de documento da IEC para se determinar o valor máximo da corrente de um cabo Tc temperatura de operação do condutor em C Ta temperatura ambiente em C Pd perdas dielétricas em Wm Rt1 resistência térmica entre o condutor e a blindagem metálica em C mW Rt2 resistência térmica entre a blindagem metálica e a superfície externa em C mW Rt3 resistência térmica entre a capa externa e o meio ambiente em C mW Rp resistência de sequência positiva em mΩm Fpb fator de perdas da blindagem metálica Nc número de condutores por cabo Para cabos singelos Nc 1 A Equação 453 deve ser aplicada convenientemente para cada tipo de condutor considerandose somente as variáveis que lhes são pertinentes e desprezandose as demais Dessa equação alguns parâmetros ainda não são conhecidos ou seja Resistência térmica entre o condutor e a blindagem metálica ρt1 resistividade térmica do material isolante que vale PVC ρt1 6C mW XLPE ρt1 5C mW EPR ρt1 5C mW Dsb diâmetro sobre a blindagem externa em mm Dc diâmetro do condutor em mm Resistência térmica entre a blindagem metálica e a superfície externa Pt2 resistividade térmica do material da capa de proteção em C mW Os valores Pt2 são os mesmos de Pt1 para o mesmo material Dtc diâmetro total do cabo em mm Dsc diâmetro sob a capa externa em mm Resistência térmica entre a capa e o meio ambiente Rt3 Rts ΔTcv 456 Rts resistência térmica entre o cabo e o solo para cabos diretamente enterrados em C mW ΔTcv aumento do valor da resistência térmica devido ao agrupamento dos cabos circunvizinhos em C mW Sendo no entanto ρts resistividade térmica do solo em C mW H profundidade da instalação do cabo em mm TABELA 414 Resistividade térmica do solo ρts ºC cmW ρts K mW Fator de correção Tipo de solo 40 040 121 Terreno alagado 50 050 117 Terreno muito úmido 70 075 109 Areia úmida 85 085 102 90 090 100 Terreno normal seco argila calcário 100 100 097 120 120 091 150 150 083 Terreno muito seco 200 200 074 Areia muito seca 250 250 068 300 300 063 Cinzas escórias O valor de ρts é obtido pela Tabela 414 e depende da natureza do solo Já o valor de ΔTcv Dcri distância medida entre o cabo referência do conjunto e a imagem do cabo influência em mm Dcre distância entre o cabo referência e o cabo influência em mm Na Figura 437 visualizase a tomada das distâncias consideradas Fator de perdas da blindagem metálica Pb Xb ΔXb mΩm 460 Qb Xb ΔXb mΩm 461 O valor de Xb é dado na Equação 414 46121 Resistividade térmica do solo Mede a transferência de calor devido à perda unitária W de um condutor correção da corrente do cabo em função da resistividade térmica do solo da temperatura do solo da temperatura máxima do condutor e para um fator de carga de 100 46124 Fator de correção de corrente em função da temperatura do solo da resistividade térmica e fator de carga Quando a resistividade térmica do solo é diferente da resistividade térmica a que está referida a capacidade de condução do cabo de máxima temperatura de isolação conhecida a uma dada temperatura do solo e para um determinado fator de carga devese utilizar o fator de correção de corrente do cabo de conformidade com a Tabela 417 TABELA 416 Fator de correção da corrente em função da resistividade do solo para Fc 1 Resistividade térmica do solo em K mW Temperatura máxima do condutor em C Temp do solo em C 07 10 15 25 5 107 100 094 089 10 105 098 091 086 15 103 095 089 084 90 20 100 093 086 081 25 090 084 078 30 088 081 075 35 078 072 40 068 5 109 100 093 086 10 106 097 089 083 15 103 094 086 079 70 20 101 091 083 076 25 088 079 072 30 085 076 068 35 073 063 40 059 TABELA 417 Fator de correção corrente em função da resistividade e do carregamento do cabo Temp máx do cond Temp do solo Resistividade térmica do solo K mW 07 10 15 25 Fator de carga Fator de carga Fator de carga Fator de carga ºC ºC 050 060 070 085 100 050 006 070 085 100 050 060 070 085 100 05 a 100 5 124 121 118 113 107 111 109 107 103 100 099 098 097 096 094 089 10 123 119 116 111 105 109 107 105 101 098 097 096 095 093 091 086 15 121 117 114 108 103 107 105 102 099 095 095 093 092 091 089 084 90 20 119 115 112 106 100 105 102 100 096 093 092 091 09 088 086 081 25 102 100 098 094 090 090 088 087 085 084 078 30 095 091 088 087 086 084 083 081 075 35 082 080 078 072 40 068 5 127 123 120 114 108 112 110 107 104 100 099 098 097 095 093 088 10 125 121 117 112 106 11 107 105 101 097 097 095 094 092 091 085 15 123 119 115 109 103 107 105 103 099 095 094 091 092 09 088 082 80 20 120 117 113 107 101 105 103 100 096 092 091 09 089 087 085 078 25 103 100 097 093 089 088 087 086 084 082 075 30 095 091 086 085 084 083 081 078 072 35 080 077 075 068 40 064 5 120 126 122 115 109 113 111 108 104 100 099 098 097 095 093 086 10 127 123 119 113 106 111 108 106 101 097 096 095 094 092 089 083 15 125 121 117 110 103 108 106 103 099 094 093 092 091 088 086 079 70 20 123 118 114 108 101 106 103 100 096 091 090 089 087 085 083 076 25 103 100 097 093 088 087 085 084 082 079 072 30 094 089 085 084 082 080 078 076 068 35 077 074 072 063 40 059 5 131 127 123 116 109 114 111 109 104 100 099 098 096 094 092 085 10 129 124 120 114 106 111 109 106 102 097 096 095 093 091 089 082 15 126 122 118 111 104 109 106 103 098 094 093 091 09 088 085 078 65 20 124 120 115 108 101 106 103 100 095 090 090 088 085 084 082 074 25 103 100 097 092 087 086 084 083 080 078 070 30 094 089 083 082 081 079 077 074 065 35 075 072 07 060 40 055 5 133 128 124 117 11 115 112 109 105 100 099 098 096 094 092 084 10 130 126 121 114 107 112 109 106 102 097 096 094 093 09 088 080 15 128 123 119 112 104 109 106 103 098 093 092 091 089 087 084 076 60 20 125 121 116 109 101 106 103 100 095 09 089 087 086 083 08 072 25 103 100 097 092 086 085 083 082 079 076 067 30 093 088 082 081 079 078 075 072 062 35 073 070 067 057 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 411 Calcular a corrente máxima admissível de um cabo de um circuito que interliga o secundário de um transformador de 69138 kV de 10 MVA de potência instalada compreendendo uma extensão de 150 m Os cabos devem ser de cobre unipolares isolados em XLPE 8715 kV com blindagem metálica helicoidal com sobreposição de 30 e instalados diretamente enterrados O cabo está aterrado nas duas extremidades Sabese que Temperatura de operação do condutor 90C Temperatura ambiente 20C Resistividade térmica do solo 90C cmW 09C mW 09 K mW Fator de carga 100 considerase que a instalação opera segundo uma curva de carga plana Instalação dos cabos segundo a Figura 437 Segue a determinação das variáveis correspondentes à Equação 443 a Corrente a ser transportada b Seção do condutor De acordo com a Tabela 424 para o condutor XLPE8715 kV instalado diretamente enterrado no solo com resistividade térmica de 090C mW veja observação 6 no pé da Tabela 424 devese utilizar uma seção inicial de 150 mm² ou seja Ic 451 A c Perdas dielétricas De acordo com a Equação 45 temse No entanto o valor da capacitância do cabo segundo a Equação 46 é Dc 1440 mm Tabela 421 Ei 450 mm Tabela 421 Ebi Ebe 1125 mm valor calculado no item d εi 23 Tabela 46 d Resistência térmica entre condutor e blindagem metálica De acordo com a Equação 454 temse Pela Tabela 421 podese concluir que Dtc Dc 2 Ei 2 Ebi 2 Ebe 2 Ebm Ec Ei espessura da isolação em mm Ei espessura da blindagem interna de campo eletrostático em mm Ebm 07 mm valor adotado para a espessura da blindagem metálica Ebe espessura da blindagem externa de campo eletrostático em mm Ebi Ebe Ec espessura da cobertura em mm Dtc 327 mm Ec 170 mm Tabela 421 327 144 2 45 4 Ebe 2 07 2 170 327 2820 4 Ebe Ebe 1125 mm Logo Dsb 144 2 45 4 1125 2 07 2930 mm Dsb diâmetro sobre a blindagem metálica e Resistência térmica entre a blindagem metálica e a superfície externa do cabo De acordo com a Equação 455 temse Neste particular Dsc Dsb 2930 mm f Resistência térmica entre a capa externa e o meio ambiente terreno H 90 cm 900 mm profundidade da instalação ρts 90C cmW 09C mW Da Equação 458 e da Figura 437 temse Dcre 300 mm afastamento entre os centros dos cabos Devese perceber que foram tomadas três distâncias entre o cabo referência e a imagem do cabo influência duas delas em relação aos cabos externos e a outra em relação ao cabo do centro g Resistência de sequência positiva Da Equação 48 temse Rp Rcc 1 Ys Yp Rp 015787 1 000468 0000029 015861 mΩm Da Equação 49 temse Da Equação 412 temse h Fator de perdas da blindagem metálica Da Equação 459 temse FIGURA 437 Artifício para o cálculo da ampacidade de um cabo Área da blindagem Da Equação 419 temse Fs fator de sobreposição da fita de blindagem 30 Resistência da blindagem Da Equação 416 temse Reatância da blindagem Da Equação 414 temse Acréscimo de resistência devido à corrente da blindagem metálica Como o cabo está aterrado nas duas extremidades da Equação 415 temse Redução de reatância devido à corrente da blindagem metálica Como o cabo está aterrado nas duas extremidades da Equação 421 temse A resistência e a reatância efetivas da blindagem valem Pb Xb ΔXb 024878 002698 027576 mΩm Qb Xb ΔXb 024278 002698 021580 mΩm Logo o valor final do fator de perda é Corrente máxima admissível reticulado XLPE 90 130 250 160 250 Borracha etileno propileno EPR 105 105 140 250 160 250 46221 Seção do condutor de cobre A seção do condutor que pode suportar a corrente de curtocircuito pode ser calculada através da Equação 464 Sccu seção do condutor em mm² I3ϕ corrente de curtocircuito trifásica em kA Te tempo de duração da falta em s Tf temperatura máxima admissível pelo cabo em regime de curto circuito em C Ti temperatura máxima admissível pelo cabo para serviço contínuo em C Os valores de Tf e Ti em função da isolação estão estabelecidos na Tabela 418 FIGURA 441 Suportabilidade dos cabos de isolação em EPR EXEMPLO DE APLICAÇÃO 412 Determinar a seção mínima de um condutor de cobre isolado em EPR 061 kV que compõe um sistema trifásico que liga o Quadro Geral de Força QGF de uma subestação ao Centro de Controle de Motores CCM em que a corrente simétrica de curtocircuito vale 35 kA A capa do cabo é de PVC e a conexão é do tipo prensado Tf 250C O ajuste da proteção está calibrado para um tempo de disparo de 10 s Da Equação 464 temse Ti temperatura de operação da blindagem em regime permanente 85C para cabos com isolação EPR e XLPE e de 65C para cabos com isolação PVC EXEMPLO DE APLICAÇÃO 413 Determinar a seção mínima de um condutor de cobre isolado em EPR 8715 kV e a seção da blindagem metálica que compõem um sistema trifásico que liga o transformador de potência de uma subestação 15 MVA 691380 kV ao Quadro de Comando em que a corrente simétrica de curtocircuito trifásica vale 103 kA e a corrente de defeito à terra vale 45 kA A capa do cabo é de PVC O ajuste da proteção está calibrado para um tempo de disparo de 10 s 60 ciclos Cálculo da seção mínima do condutor de cobre Da Equação 464 temse Te 1 s Logo a seção mínima do condutor vale 95 mm² Cálculo da seção mínima da blindagem de cobre Da Equação 466 temse Logo a seção mínima da blindagem vale 28 mm² TABELA 419 Fator de correção para cabos ao ar livre à temperatura de 30º em função da sobrecarga IascImáxp ImáxImáp em função da duração da sobrecarga 30 min 45 min 1h 2h 3h 4h 5h 6h 25 171 151 141 122 115 112 110 108 50 165 147 137 121 115 111 109 108 75 150 138 138 118 113 11 108 107 90 134 126 126 113 110 108 107 106 Iasc corrente máxima em regime permanente antes da sobrecarga Imáxp corrente máxima em regime permanente de carga Imáx corrente de sobrecarga máxima admissível no cabo Para cobre 89 g cm3 Para alumínio 27 g cm3 ρc resistividade em Ω mm²m à temperatura θ1 ρc ρ20 1 α20 θi 20 ρ20 resistividade a 20C Para cobre 00178 Ω mm²m Para alumínio 00286 Ω mm²m FIGURA 442 Gráfico da seção de cabo de cobre nu curtocircuito tempo EXEMPLO DE APLICAÇÃO 414 Determinar a seção do condutor de um alimentador de distribuição aéreo de 345 kV em cabo de cobre que supre uma carga de 28 MVA345 kV Sabese a que a corrente de curtocircuito na barra da subestação de conexão do referido alimentador é de 1142 kA A temperatura de operação do condutor é de 50C A temperatura máxima admitida em regime de curtocircuito é de 200C Determinação da seção do condutor pela corrente de carga Sc 120 mm² Determinação da seção do condutor pela capacidade térmica 1ª condição tempo da proteção é de T 05 s Para as condições iniciais de projeto a seção mínima do condutor será de Ti 50C Tmáx 200C Icc 1142 kA esse valor pode ser comprovado no gráfico da Figura 442 Sc 70 mm² Logo a seção mínima do cabo de cobre do alimentador de distribuição aéreo deve ser de no mínimo 70 mm2 considerando T 05 s 1ª condição tempo da proteção é de T 10 s Para uma condição mais severa isto é tempo de T 1 s a seção do condutor será de esse valor pode ser comprovado no gráfico da Figura 442 Sc 95 mm2 valor considerado 48 ENSAIOS E RECEBIMENTOS Devido à grande diversidade dos cabos estudados neste capítulo indicase para o leitor a relação das normas brasileiras principais a serem pesquisadas nas quais estão descritos todos os ensaios necessários ao recebimento de cabos elétricos NBR 5111 Fios e cabos de cobre nus de seção circular para fins elétricos Especificação NBR 5368 Fios de cobre mole estanhados para fins elétricos Especificação NBR 6148 Fios e cabos com isolação sólida extrudada de cloreto de polivinila para tensões até 750 V Sem cobertura Especificação NBR 6251 Construção de cabos de potência com isolação sólida extrusada para tensões de 1 a 35 kV Padronização NBR 7283 Cabos de potência com isolação sólida extrudada de polietileno termofixo para tensões de 061 kV Sem cobertura Especificação NBR 7286 Cabos de potência com isolação sólida extrudada de borracha etilenopropileno EPR para tensões de 1 a 35 kV Especificação NBR 7288 Cabos de potência com isolação sólida de cloreto de polivinila PVC para tensões de 1 a 6 kV Especificação NBR 7287 Cabos de potência com isolação sólida extrudada de polietileno reticulado XLPE para tensões de 1 a 35 kV Especificação 481 Inspeção e Ensaios 49 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA No pedido de compra de um condutor devem constar no mínimo as seguintes informações Seção quadrática mm² Tipo do material condutor cobre ou alumínio Número de condutores do cabo 1 2 3 e 4 Tipo nu ou isolado Tipo da isolação PVC EPR ou XLPE Tensão nominal da isolação V0V se isolado Seção da blindagem metálica Outros dados serão fornecidos ao fabricante de acordo com as particularidades da instalação tais como tipo e natureza da proteção metálica espessura e material da capa de proteção externa etc TABELA 420 Características construtivas dos cabos de energia singelos de COBRE de baixa tensão Seção dos condutores mm2 Tipo da isolação 061 kV Elementos 15 25 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 Cabo Número de fios 7 7 7 7 7 7 7 7 19 19 19 37 37 37 61 61 isolado Diãmetro do condutor mm 156 201 255 312 372 471 587 695 827 975 114 128 144 16 182 204 em PVC Espessura da isolação mm 07 08 08 08 1 1 12 12 14 14 16 16 18 2 22 24 Diãmetro externo mm 3 37 43 49 59 69 85 96 114 129 151 165 185 207 234 26 Peso kgkm 21 33 49 69 114 172 268 364 518 710 961 1193 1500 1851 2390 2983 Cabo Número de fios 7 7 7 7 7 7 7 7 19 19 19 37 37 37 61 61 unipolar Diãmetro do condutor mm 156 201 255 312 372 471 587 695 827 975 114 128 144 16 182 204 com Espessura da isolação mm 08 08 1 1 1 1 12 12 12 14 16 16 18 22 22 24 isolação Espessura da cobertura mm 09 09 1 1 1 1 11 11 12 12 13 13 14 15 16 17 PVC Diãmetro externo mm 52 56 68 73 79 9 108 12 139 155 177 192 214 238 267 296 Peso kgkm 38 51 76 99 142 204 309 411 578 777 1044 1289 1608 1979 2445 3163 Cabo Número de fios 7 7 7 7 7 7 7 7 19 19 19 37 37 37 61 61 isolado Diãmetro do condutor mm 156 201 255 312 372 471 587 695 827 975 114 128 144 16 182 204 unipolar Espessura da isolação scob mm 12 12 12 12 16 16 16 16 2 2 2 24 24 24 24 28 com Espessura da isolação ccob mm 1 1 1 1 1 1 12 12 14 14 16 16 18 2 22 24 isolação Espessura da cobertura mm 09 09 1 1 1 1 11 11 12 12 13 13 14 15 16 17 XLPE Diãmetro externo scob 41 45 51 57 72 83 94 106 127 143 16 183 199 216 239 269 mm Diãmetro externo ccob mm 55 6 68 73 8 9 108 12 139 155 177 192 214 238 267 295 Peso com cobertura kgkm 40 52 73 95 138 200 303 403 566 762 1024 1266 1579 1942 2498 3105 Cabo Número de fios 7 7 7 7 7 7 7 7 19 19 19 37 37 37 61 61 e unipolar Diãmetro do condutor mm 156 201 255 312 372 471 587 695 827 975 114 128 144 16 182 204 com Espessura da isolação mm 1 1 1 1 1 1 12 12 14 14 16 16 18 2 22 24 isolação Espessura da cobertura mm 09 09 1 1 1 1 11 11 12 12 13 13 14 15 16 17 EPR Diãmetro externo mm 55 6 68 73 8 9 108 12 139 155 177 192 214 238 267 295 Peso kgkm 43 56 77 100 142 205 311 412 579 778 1046 1291 1610 1981 2548 3167 TABELA 421 Características construtivas dos cabos de energia de COBRE de média tensão TABELA 422 Características construtivas dos cabos de energia de ALUMÍNIO de média tensão TABELA 423 Parâmetros elétricos dos cabos de baixa tensão de COBRE isolados PVC Correntes nominais Resistência e reatâncias em mOhmm Seção do condutor mm2 Duto único Ao ar livre Dir enterrado Canaleta 1 Eletroduto Rp 1 Xp 1 Rz 1 Xz 1 Ohmkm Cabos unipolares 15 20 26 30 23 18 148130 01378 166130 29262 25 26 35 40 32 24 88882 01345 106880 28755 4 34 46 51 42 32 55518 01279 73551 28349 6 43 59 64 53 40 37035 01225 53034 28000 10 57 79 85 70 53 22221 01207 40221 27639 16 75 106 111 93 76 13889 01173 31889 27173 25 98 140 141 122 99 08891 01640 26891 26692 35 119 173 171 149 121 06353 01128 24353 26382 50 148 217 280 184 151 04450 01127 22450 25991 70 180 269 251 225 184 03184 01076 21184 25681 95 216 329 297 271 221 02352 01090 20352 25325 120 248 382 338 311 269 01868 01076 19868 25104 150 282 438 381 354 306 01502 01074 19502 24843 185 320 506 429 403 349 01226 01073 19226 24594 240 371 597 494 469 403 00958 01070 18958 24312 300 420 687 557 533 475 00781 01086 18781 24067 400 486 821 648 625 547 00608 01058 18608 23757 500 541 942 726 706 604 00507 01051 18550 23491 Cabos tripolares 25 89 100 118 93 89 0875 00900 10520 21718 35 108 123 142 114 108 06253 00900 08020 21550 50 134 154 173 142 134 04382 00900 06150 21419 70 163 189 209 173 163 03136 00900 04910 21265 95 196 230 247 209 205 02371 00900 04170 21146 120 224 266 282 240 235 01845 00800 03620 21038 150 255 304 317 273 266 01465 00800 03240 20951 185 288 348 356 310 301 01216 00800 02990 20869 240 332 405 406 359 357 00954 02730 20762 São as seguintes as condições de cálculo desta tabela 1 Para Rp Xp Rz Xz os cabos estão instalados juntos na configuração PLANA 2 Foi adotada a temperatura máxima admitida pela isolacão dos condutores 70ºC 3 Para Rz e Xz dos cabos unipolares considerouse o retorno da corrente somente pela terra 4 A resistividade do solo foi considerada de 100 Ohmm no caso dos cabos unipolares 5 Os cabos de corrente e impedância dos cabos tripolares foram extraído dos Catálogos da Ficap TABELA 424 Parâmetros elétricos dos cabos de energia de COBRE isolados XLPE TABELA 425 Parâmetros elétricos dos cabos de energia de COBRE isolados EPR TABELA 426 Parâmetros elétricos dos cabos de energia de ALUMÍNIO isolados XLPE TABELA 427 Parâmetros elétricos dos cabos de energia de ALUMÍNIO isolados EPR TABELA 428 Capacidade de condução de corrente em ampères para os métodos de referência A B C D E F G H e I Cabos unipolares e multipolares condutor de COBRE isolação de XLPE e EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 90C no condutor Temperatura ambiente 30oC e 20oC para instalações subterrâneas Tensão Métodos de instalação para linhas elétricas Seção m2 A B C D E F G H I 10 87 105 80 92 67 55 63 65 78 16 114 137 104 120 87 70 81 84 99 25 150 181 135 156 112 90 104 107 126 35 183 221 164 189 136 108 124 128 150 50 221 267 196 226 162 127 147 150 176 70 275 333 243 279 200 154 178 183 212 95 337 407 294 336 243 184 213 218 250 Tensão nominal menor ou igual a 8715 120 390 470 338 384 278 209 241 247 281 kV 150 45 536 382 43 315 234 270 276 311 185 510 613 435 491 357 263 304 311 347 240 602 721 509 569 419 303 351 358 395 300 687 824 575 643 474 340 394 402 437 400 796 959 658 734 543 382 447 453 489 500 907 1100 741 829 613 426 502 506 542 630 1027 1258 829 932 686 472 561 562 598 800 1148 1411 916 1031 761 517 623 617 655 1000 1265 1571 996 1126 828 555 678 666 706 16 118 137 107 120 91 72 83 84 98 25 154 179 138 155 117 92 106 108 125 35 186 217 166 187 139 109 126 128 149 50 225 259 199 221 166 128 148 151 175 70 279 323 245 273 205 156 181 184 211 95 341 394 297 329 247 186 215 219 250 120 393 454 340 375 283 211 244 248 281 Tensão nominal maior que 8715 kV 150 448 516 385 423 320 236 273 278 311 185 513 595 437 482 363 265 307 312 347 240 604 702 510 560 425 306 355 360 395 300 690 802 578 633 481 342 398 404 439 400 800 933 661 723 550 386 452 457 491 500 912 1070 746 817 622 431 507 511 544 630 1032 1225 836 920 698 477 568 568 602 800 1158 1361 927 1013 780 525 632 628 660 1000 1275 1516 1009 1108 849 565 688 680 712 TABELA 429 Capacidade de condução de corrente em ampères para os métodos de referência A B C D E F G H e I Cabos unipolares e multipolares condutor de ALUMÍNI isolação de XLPE e EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 90C Temperatura ambiente 30oC e 20oC para instalações subterrâneas Tensão Métodos de instalação para linhas elétricas Seção m2 A B C D E F G H I 10 67 81 61 71 51 42 49 50 60 16 88 106 80 93 67 55 63 65 77 25 116 140 105 121 87 70 81 83 98 35 142 172 127 147 105 83 96 99 117 50 171 208 152 176 126 98 114 117 137 70 214 259 188 217 156 120 139 142 166 95 262 317 228 262 188 143 166 169 197 Tensão nominal menor ou igual a 8715 kV 120 303 367 263 300 216 163 189 192 222 150 346 418 297 338 245 182 211 215 246 185 398 488 339 385 279 205 239 243 276 240 472 566 398 448 328 238 277 281 316 300 541 649 453 508 373 267 312 316 352 400 635 763 525 586 433 305 357 361 398 500 735 885 601 669 496 345 406 409 447 630 848 1026 685 763 566 388 461 462 501 800 965 1167 770 856 640 432 519 517 556 1000 1083 1324 853 953 709 473 576 568 610 16 91 106 82 93 70 56 64 65 76 25 119 139 107 121 91 71 82 83 97 35 144 169 129 145 108 84 98 99 116 50 174 201 154 172 129 100 115 117 137 70 217 251 190 212 159 121 141 143 166 95 264 306 230 256 192 145 168 170 196 120 306 354 264 293 220 164 191 193 221 Tensão nominal maior que 8715 kV 150 348 402 299 330 248 183 213 216 246 185 400 465 341 377 283 207 241 244 276 240 472 550 399 440 333 239 280 282 316 300 541 630 454 498 378 269 315 317 352 400 643 740 525 575 437 306 361 363 399 500 733 858 601 657 501 347 410 412 448 630 845 994 686 750 572 391 465 465 502 800 961 1119 774 837 649 437 526 522 559 1000 1081 1270 858 934 722 479 584 576 614 TABELA 430 Capacidade de condução de corrente em ampères para os métodos de referência A B C D E F G H e I Cabos unipolares e multipolares condutor de COBRE isolação de EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 105C no condutor Temperatura ambiente 30oC e 20oC para instalações subterrâneas Tensão Métodos de instalação para linhas elétricas Seção m2 A B C D E F G H I 10 97 116 88 102 75 60 68 70 84 16 127 152 115 133 97 76 88 90 107 25 167 201 150 173 126 98 112 115 136 35 204 245 182 209 153 117 134 137 162 50 246 297 218 250 183 138 158 162 190 70 307 370 269 308 225 168 192 197 229 95 376 453 327 372 273 20 229 235 270 Tensão nominal menor ou igual a 8715 kV 120 435 523 375 425 313 227 260 266 303 150 496 596 424 479 354 254 291 298 336 185 568 683 482 543 403 286 328 335 375 240 672 802 564 630 472 330 379 387 427 300 767 918 639 712 535 369 426 434 473 400 890 1070 731 814 613 416 483 490 529 500 1015 1229 825 920 693 465 543 548 588 630 1151 1408 924 1035 777 515 609 609 650 800 1289 1580 1022 1146 863 565 676 671 712 1000 1421 1762 1112 1253 940 608 738 725 769 16 131 151 118 132 102 78 90 91 106 25 171 199 153 171 131 100 114 116 135 35 207 240 184 206 156 118 136 138 161 50 250 286 20 244 187 139 160 163 189 70 b 357 272 301 230 169 195 198 228 95 379 436 329 362 278 202 232 236 269 120 438 503 377 414 319 229 263 267 303 Tensão nominal maior que 8715 kV 150 498 572 426 467 360 256 294 299 336 185 571 660 484 532 409 288 331 337 375 240 672 779 565 619 479 332 383 389 427 300 768 891 641 699 542 372 430 436 475 400 891 1037 734 800 621 420 488 493 531 500 1018 1192 829 905 703 469 549 553 590 630 1155 1367 930 1020 790 521 616 616 653 800 1297 1518 1033 1124 882 574 686 682 718 1000 1430 1694 1125 1231 961 619 748 739 775 TABELA 431 Capacidade de condução de corrente em ampères para os métodos de referência A B C D E F G H e I Cabos unipolares e multipolares condutor de ALUMÍNIO isolação de EPR 2 e 3 condutores carregados Temperatura no condutor 95C no condutor Temperatura ambiente 30oC e 20oC para instalações subterrâneas Tensão Métodos de instalação para linhas elétricas Seção m2 A B C D E F G H I 10 75 89 68 79 58 51 53 54 64 16 98 118 89 103 75 66 68 70 83 25 129 156 116 134 98 85 87 89 106 35 158 190 141 162 118 102 104 106 126 50 191 231 169 194 141 121 123 126 148 70 239 288 209 240 175 147 150 153 179 95 292 352 253 289 212 177 179 182 212 120 338 408 291 331 243 201 203 207 239 Tensão nominal menor ou igual a 8715 kV 150 385 464 329 374 275 226 227 231 266 185 443 534 376 425 314 256 257 261 298 240 525 629 441 495 370 298 298 303 341 300 603 722 502 561 421 337 336 341 381 400 708 850 582 648 488 387 386 389 430 500 820 986 666 740 560 440 439 442 483 630 947 1145 760 844 639 499 498 499 542 800 1079 1302 856 948 723 560 562 559 603 1000 1213 1480 950 1057 803 618 624 616 663 16 101 117 91 102 79 68 69 70 82 25 133 154 118 133 102 87 89 90 105 35 160 186 143 160 121 103 105 107 125 50 194 222 171 189 145 123 124 126 147 70 241 278 211 234 179 150 152 154 178 95 294 339 255 282 216 179 181 183 211 120 340 391 293 323 247 204 205 208 239 Tensão nominal maior que 8715 kV 150 387 445 330 363 279 229 230 232 265 185 444 516 377 416 318 259 260 262 298 240 524 610 441 485 374 302 302 304 341 300 601 699 501 550 425 340 340 342 381 400 705 822 581 635 493 390 389 391 431 500 815 953 665 726 565 444 443 444 484 630 941 1106 760 829 646 504 503 503 543 800 1070 1244 857 926 733 568 569 565 606 1000 1205 1414 953 1034 815 628 632 624 666 TABELA 432 Características gerais dos condutores de COBRE nu Seção Diâmetro Resistência cc a 20C Reatância indutiva Reatância capacitiva No de fios Corrente nominal Carga de ruptura Peso mm2 mm Ohmkm Ohmkm MOhmkm A kg kgkm 25 587 0862 037228 008576 7 180 852 188 35 695 0547 035674 008129 7 230 1381 299 50 827 0344 033934 007706 7 310 2155 475 70 975 0272 033064 007489 7 360 2688 599 95 114 0173 030888 007035 19 480 4362 953 120 128 0147 030267 006886 19 540 5152 1149 150 144 0121 029583 006712 19 610 6128 1378 185 16 0104 028962 006575 19 670 7071 1609 240 182 0075 027657 006239 19 840 10210 2297 Nota Os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento Para outros espaçamentos consultar a Tab 16 TABELA 433 Características gerais dos condutores de ALUMÍNIO com alma de aço CAA 60 Hz Seção Seção Formação Código AWGMCM mm2 mm2 Al Aço Peso Corrente nominal Carga de ruptura Resistência cc a 20C Reatância indutiva Reatância capacitiva Al Aço kgkm A Ohmkm Ohmkm MOhmkm Swan 4 211 353 6 1 85 140 830 135400 04995 008421 Sparrow 2 336 56 6 1 136 180 1265 085070 03990 000793 Ravem 10 534 892 6 1 217 230 1940 053510 04077 007557 Quail 20 674 112 6 1 273 270 2425 042450 03983 007346 Pigeon 30 85 142 6 1 344 300 3030 033670 03959 007128 Penguin 40 107 179 6 1 433 340 3820 026710 03610 006917 Partridge 2668 135 22 26 7 546 460 5100 021370 02989 006675 Ostrich 300 152 247 26 7 615 490 5730 019000 02846 006569 Linnet 3366 171 278 26 7 689 530 6357 016940 02802 006457 Ibis 3975 201 327 26 7 814 590 7340 014340 02740 006308 Hawk 477 242 392 26 7 978 670 8820 011950 02672 006140 Dove 5565 282 459 26 7 1140 730 10190 010250 02610 005997 Grosbeak 636 322 525 26 7 1303 789 11428 008989 02592 005826 Starling 7155 362 591 26 7 1466 849 12862 007975 02530 005778 Drake 795 403 654 26 7 1629 900 14175 007170 02479 005668 Nota Os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento entre condutores TABELA 434 Características gerais dos condutores de ALUMÍNIO simples CA 60 Hz Código Seção Diâmetro Formação Peso Correntenominal Carga de ruptura Resistência cc a 20C Reatância indutiva AWGMCM mm2 mm kgkm A kg Ohmkm Ohmkm Rose 4 211 590 7 x 196 583 134 415 13540 03853 Iris 2 336 740 7 x 247 927 180 635 08507 03566 Poppy 10 534 935 7 x 312 1475 242 940 05351 03377 Aster 20 674 1050 7 x 350 1859 282 1185 04245 03304 Phlox 30 85 1180 7 x 393 2345 327 1435 03367 03217 Oxlip 40 1072 1325 7 x 442 2956 380 1810 02671 03129 Daisy 2668 1352 1490 7 x 496 3729 443 2280 02137 02988 Peony 300 152 1595 19 x 319 4192 478 2670 019 02944 Tulip 3366 1705 1690 19 x 338 4701 514 2995 01694 02913 Canna 3975 2014 1840 19 x 368 5556 528 3470 01434 0285 Cosmos 477 2417 2010 19 x 402 6666 646 4080 01195 02781 Zinnia 500 2533 2060 19 x 412 6988 664 4275 01130 02764 Darhlia 5565 282 2175 19 x 435 7776 710 4760 01020 02751 Orchid 636 3233 2330 37 x 333 8887 776 5665 00890 02661 Nota Os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento entre condutores TABELA 435 Características gerais dos condutores de ALUMÍNIO LIGA CAL 60 Hz Fabricação ALUBAR AWGMCM Área mm2 Formação número e diâmetro dos fios No mm Diâmetro nominal do cabo mm Massa nominal kgkm RMC kN Resistência elétrica cc a 20C Ωkm Capacidade de corrente A 316 1600 7 x 171 513 4410 509 208400 100 395 2000 7 x 191 573 5510 635 167000 115 493 2500 7 x 213 639 6890 790 134300 130 622 3150 7 x 239 717 8680 995 106700 155 789 4000 7 x 270 810 11030 1270 083600 180 987 5000 7 x 302 906 13780 1590 066800 210 1243 6300 7 x 339 1017 17470 1910 053100 240 1579 8000 7 x 381 1143 22060 2410 041900 280 1974 10000 7 x 426 1278 27570 3020 033500 325 2210 11200 7 x 451 1353 30880 3380 030000 350 2467 12500 19 x 289 1445 34460 3830 026800 375 2763 14000 19 x 306 1530 38600 4290 024000 400 3158 16000 19 x 329 1635 44110 4670 021000 440 3552 18000 19 x 347 1735 49630 5260 018600 475 3947 20000 19 x 366 1830 55140 5860 016700 510 4421 22400 19 x 387 1935 61760 6550 015000 545 4934 25000 19 x 409 2045 68930 7310 013400 590 5526 28000 37 x 310 2170 77200 8390 012000 630 6217 31500 37 x 329 2303 86850 9020 010600 670 7006 35500 37 x 350 2450 97880 10200 009410 740 7894 40000 37 x 371 2597 110300 11500 008300 800 8881 45000 37 x 394 2758 124100 12900 007400 860 9868 50000 37 x 415 2905 137800 14300 006700 920 11052 56000 37 x 439 3073 154400 16100 005900 990 12433 63000 37 x 466 3262 173700 18100 005300 1045 Condições para o cálculo de amplicidade Temperatura ambiente a 25C temperatura do condutor a 75C velocidade do vento igual 061 ms e com sol TABELA 436 Características gerais dos condutores de ALUMÍNIO LIGA Termorresistente TCAA 60 Hz Fabricação ALUBAR FIGURA 53 Transformadores de corrente tipo barra de alta tensão FIGURA 54 Vista externa de um TC classe 230 kV FIGURA 56 Detalhes construtivos de um TC FIGURA 57 Aplicação de TCs de 69 kV na saída de alimentadores São muito utilizados em painéis de comando de baixa tensão em pequenas e médias correntes quando não se deseja seccionar o condutor para instalar o transformador de corrente Dessa forma empregada conseguese reduzir os espaços no interior dos painéis A Figura 510 mostra um TC de largo uso em painéis de baixa tensão d TC tipo bucha É aquele cujas características são semelhantes às do TC do tipo barra porém sua instalação é feita na bucha dos equipamentos transformadores disjuntores etc que funcionam como enrolamento primário de acordo com a Figura 511 São empregados em transformadores de potência para uso em geral na proteção diferencial quando se deseja restringir ao próprio equipamento o campo de ação desse tipo de proteção e TC tipo núcleo dividido É aquele cujas características são semelhantes às do TC do tipo janela em que o núcleo pode ser separado para permitir envolver o condutor que funciona como enrolamento primário conforme se mostra na Figura 512 FIGURA 58 Transformador de corrente do tipo enrolado FIGURA 59 Transformador de corrente do tipo janela FIGURA 510 Transformador de corrente do tipo janela FIGURA 511 Transformador de corrente do tipo bucha FIGURA 512 Transformador de corrente do tipo núcleo dividido São basicamente utilizados na fabricação de equipamentos de medição de corrente e potência ativa ou reativa já que permite obter os resultados esperados sem seccionar o condutor ou barra sob medição f TC tipo com vários enrolamentos primários É aquele constituído de vários enrolamentos primários montados isoladamente e apenas um enrolamento secundário conforme a Figura 513 Nesse tipo de transformador as bobinas primárias podem ser ligadas em série ou em paralelo propiciando a obtenção de várias relações de transformação g TC tipo com vários núcleos secundários É aquele constituído de dois ou mais núcleos secundários montados isoladamente formando com o enrolamento primário um só conjunto conforme se mostra na Figura 514 Nesse tipo de transformador de corrente a seção do condutor primário deve ser dimensionada tendo em vista a maior das relações de transformação dos núcleos considerados FIGURA 513 Transformador de corrente do tipo com vários enrolamentos primários FIGURA 514 Transformador de corrente do tipo com vários núcleos secundários Os transformadores de corrente de núcleos separados podem alimentar vários aparelhos que tenham diferentes funções Assim um TC que tenha três circuitos magnéticos separados pode alimentar Núcleo 1 os terminais de corrente do medidor de faturamento Núcleo 2 os terminais de corrente do relé de proteção de distância Núcleo 3 os terminais do relé de proteção de sobrecorrente Esse tipo de TC tem comportamento semelhante à condição de se utilizar três transformadores de corrente separados com a vantagem de se obter menor custo devido à quantidade de equipamentos utilizados e ao espaço ganho na dimensão do pátio de manobra em subestações de alta tensão No entanto em muitos casos as concessionárias não admitem compartilhar o mesmo TC com um núcleo dedicado à sua medição de faturamento FIGURA 515 Transformador de corrente do tipo vários enrolamentos secundários h TC tipo vários enrolamentos secundários É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelo enrolamento primário e vários enrolamentos secundários conforme se mostra na Figura 515 e que podem ser ligados em série ou paralelo i TC tipo derivação no secundário É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelos enrolamentos primário e secundário sendo este provido de uma ou mais derivações Entretanto o primário pode ser constituído de um ou mais enrolamentos conforme se mostra na Figura 513 Como os ampèresespiras variam em cada relação de transformação considerada somente é garantida a classe de exatidão do equipamento para a derivação que contiver o maior número de espiras A versão desse tipo de TC é dada na Figura 516 FIGURA 516 Transformador de corrente do tipo com derivação no secundário j TC de barra do tipo relação múltipla com o primário em várias seções É aquele constituído de múltiplas barras no primário que podem ser ligadas em sérieparalela formando múltiplas relações em conformidade com a Figura 517 522 Tipo de Isolamento Os tipos de isolamento empregados nos transformadores de corrente são a TCs de baixa tensão Normalmente são isolados em resinas sintéticas Os transformadores de corrente de baixa tensão normalmente têm o núcleo fabricado em ferrosilício de grãos orientados e está juntamente com os enrolamentos primário e secundário encapsulado em resina epóxi submetido à polimerização o que lhe proporciona endurecimento permanente formando um sistema inteiramente compacto e dando ao equipamento características elétricas e mecânicas de grande desempenho quais sejam Incombustibilidade do isolamento Elevada capacidade de sobrecarga dada a excepcional qualidade de condutividade térmica da resina epóxi Elevada resistência dinâmica às correntes de curtocircuito Elevada rigidez dielétrica b TCs de média e alta tensão Para sistemas de média tensão os TCs são normalmente isolados em resinas sintéticas São também construídos TCs isolados a óleo mineral em que o núcleo está imerso num tanque metálico cheio de óleo isolante e os terminais primários são constituídos por isoladores de porcelana Já os TCs de alta tensão normalmente empregados para uso externo são constituídos com isolamento porcelanaóleo Existem ainda TCs isolados a gás SF6 Os transformadores de corrente de média tensão semelhantemente aos TCs de baixa tensão são em geral constituídos em resina epóxi quando destinados às instalações abrigadas Também são encontrados transformadores de corrente para uso interno construídos em tanque metálico cheio de óleo mineral FIGURA 517 TC de barra com vários núcleos secundários A Figura 521 mostra vários exemplos de esquemas de ligação de TCs TABELA 51 Correntes primárias e relações nominais Corrente nominal Relação nominal Corrente nominal Relação nominal Corrente nominal Relação nominal Corrente nominal Relação nominal 5 11 60 121 400 801 2500 5001 10 21 75 151 500 1001 3000 6001 15 31 100 201 600 1201 4000 8001 20 41 125 251 800 1601 5000 10001 25 51 150 301 1000 2001 6000 12001 30 61 200 401 1200 2401 8000 16001 40 81 250 501 1500 3001 50 101 300 601 2000 4001 TABELA 52 Correntes primárias e relações nominais duplas para ligação sérieparalela Corrente primária nominal A Relação nominal Corrente primária nominal A Relação nominal 5 10 1 21 800 1600 160 3201 10 20 2 41 1000 2000 200 4001 15 20 3 61 1200 2400 240 v 4801 20 40 4 81 1500 3000 300 6001 25 50 5 101 2000 4000 400 8001 30 60 6 121 2500 5000 500 10001 40 80 8 161 3000 6000 600 12001 50 100 10 201 4000 8000 800 16001 60 120 12 241 5000 10000 1000 20001 75 150 15 301 6000 12000 1200 24001 100 200 20 401 7000 14000 1400 28001 150 300 30 601 8000 16000 1600 32001 200 400 40 801 9000 18000 1800 36001 FIGURA 521 Exemplos de ligação de TCs TABELA 53 Cargas nominais para TCs a 60 Hz e 5 A Designação Resistência Indutância Potência nominal Fator de potência Impedância Ω mH VA Ω C25 009 0116 25 09 01 C50 018 0232 50 09 02 C125 045 0580 125 09 05 C25 050 2300 250 05 10 C50 100 4600 500 05 20 C100 200 9200 1000 05 40 C200 400 18400 2000 05 80 Devese frisar que quando a corrente secundária nominal é diferente de 5 A os valores das cargas devem ser multiplicados pelo quadrado da relação entre 5 A e a corrente secundária nominal correspondente para se obter os valores desejados dos referidos parâmetros A carga dos aparelhos que deve ser ligada aos transformadores de corrente tem que ser dimensionada criteriosamente para se escolher o TC de carga padronizada compatível No entanto como os aparelhos são interligados aos TCs através de fios normalmente de grande comprimento é necessário calcularse a potência dissipada nesses condutores e somála à potência dos aparelhos correspondentes Assim a carga de um transformador de corrente independentemente de ser destinado à medição ou à proteção pode ser dada pela Equação 51 ΣCap soma das cargas correspondentes dos aparelhos considerados em VA Is corrente nominal secundária normalmente igual a 5 A Zc impedância do condutor em Ωm Lc comprimento do fio condutor em m A Tabela 54 fornece as cargas médias dos principais aparelhos utilizados na medição de energia demanda corrente etc Considerando que os condutores mais utilizados na interligação entre aparelhos e o TC sejam de 4 6 e 10 mm2 as suas resistências ôhmicas são respectivamente de 55518 37035 e 22221 mΩm TABELA 54 Cargas dos principais aparelhos para TCs Aparelhos Consumo aproximado VA Eletromecânico Digital Amperímetros registradores 15 a 5 015 a 35 Amperímetros indicadores 35 a 15 10 a 25 Wattimetros registradores 5 a 12 015 a 35 Wattimetros indicadores 6 a 10 1 a 25 Medidores de fase registradores 15 a 20 25 a 5 Medidores de fase indicadores 7 a 20 25 a 5 Relés direcionais de corrente 25 a 40 25 a 65 Relés de distância 10 a 15 20 a 8 Relés diferenciais de corrente 8 a 15 20 a 8 Medidor de kW kWh 22 094 Medidor de kvarh 22 094 FIGURA 522 Gráfico de perdas nos condutores de ligação dos TCs É importante frisar que os relés de sobrecorrente do tipo indução apresentam uma carga extremamente variável em função do tape utilizado É muito importante advertir que se a carga ligada aos terminais secundários de um transformador de corrente for muito menor que sua carga nominal ele pode sair de sua classe de exatidão além de não limitar adequadamente a corrente de curtocircuito permitindo a queima dos aparelhos a ele acoplados Este assunto será tratado posteriormente Como os condutores de interligação dos instrumentos correspondentes são de suma importância na composição das cargas secundárias do TC os FIGURA 523 Curva de magnetização de um transformador de corrente A corrente de magnetização pode ser dada através da Equação 53 e representa menos de 1 da corrente nominal primária para o TC em operação em carga nominal Ie K H mA 53 H força de magnetização em mAm K valor que depende do comprimento do caminho magnético e do número de espiras cuja ordem de grandeza é dada na Tabela 55 A corrente de magnetização varia para cada transformador de corrente devido à não linearidade magnética dos materiais de que são constituídos os núcleos Assim à medida que cresce a corrente primária a corrente de magnetização não cresce proporcionalmente mas segundo uma curva dada na Figura 524 tomada como ordem de grandeza Os TCs destinados ao serviço de proteção por exemplo que atingem o início da saturação a 20 In ou a 15 T segundo a curva da Figura 523 devem ser projetados para em operação nominal trabalhar com uma Ics corrente que circula no secundário em A Rc resistência da carga em Ω Rtc resistência do enrolamento secundário do TC em Ω Xc reatância da carga em Ω Xtc reatância do enrolamento secundário do TC em Ω A Figura 525 define as variáveis constantes da Equação 54 Os valores da resistência e reatância das cargas padronizadas secundárias dos transformadores de corrente são dados na Tabela 53 enquanto as resistência e reatância dos enrolamentos secundários podem ser obtidas a partir dos ensaios de laboratório cujos valores variam em faixas bastante largas Como ordem de grandeza a resistência pode variar entre 0150 e 0350 Ω Já a reatância também em ordem de grandeza tem valores entre 0002 e 18 Ω Como se pode observar pela Tabela 56 a tensão nominal pode ser obtida diretamente em função da carga padronizada do TC e que é resultado do produto da sua impedância pela corrente nominal secundária e pelo fator de sobrecorrente ou seja Vs Fs Zc Is 55 Fs fator de sobrecorrente padronizado em 20 FIGURA 525 Diagrama representativo da Equação 54 TABELA 56 Tensões secundárias dos TCs TC normalizado Carga Tensão secundária VA V Classe A Classe B C25 10 A10 B10 C5 20 A20 B20 C125 50 A50 B50 C25 100 A100 B100 C50 200 A200 B200 C100 400 A400 B400 C200 800 A800 B800 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 54 Calcular a força eletromotriz induzida no secundário de um transformador de corrente de 2005 A que alimenta um relé eletromecânico de sobrecorrente de 02 j012 Ω Determinar também a carga e a tensão no secundário do TC em regime de acionamento do relé ou seja 20 vezes a corrente nominal Admitese no ensaio do TC Rtc 0121 Ω e Xtc 0103 Ω Considerando desprezível o comprimento dos fios de interligação a carga do relé vale Logo o TC é C125 A força eletromotriz induzida nos enrolamentos secundários do TC Es para 20 vezes a corrente nominal considerando inicialmente a carga padronizada Rp e Xp na Tabela 53 vale A tensão secundária padronizada é de Vs Fs Ic Zc 20 5 05 50 V Zc 05 Ω Tabela 53 Considerando no entanto a carga do relé em vez da carga padronizada temse O valor da força eletromotriz Es 656 V para a carga padronizada é suficiente para compensar a queda de tensão interna do transformador de corrente e manter a tensão Vs 50 V nos terminais secundários veja Tabela 56 Particularizando o caso dos transformadores de corrente de baixa reatância tais como os de construção toroidal classe B a tensão secundária pode ser obtida da Equação 56 Zc impedância da carga ligada ao secundário do TC em Ω RTC relação de transformação de corrente nominal Ip corrente primária em A valor eficaz EXEMPLO DE APLICAÇÃO 55 Considerando um TC C50 com RTC 2005 determinar a tensão secundária nos seus terminais para uma corrente de curtocircuito no limite da saturação Como se sabe os capacitores quando manobrados são elementos que produzem elevadas correntes no sistema elétrico em alta frequência e cujo resultado para um TC instalado neste circuito e próximo aos capacitores referidos bem como para os instrumentos a ele ligados é a sobressolicitação a que ficam submetidas as suas isolações As tensões secundárias resultantes deste fenômeno podem ser determinadas a partir da Equação 57 Vis tensão impulsiva em seu valor de crista em V Ipi corrente primária impulsiva do TC em seu valor de crista em V Fi frequência correspondente do transitório em Hz Lc indutância da carga secundária do TC em mH EXEMPLO DE APLICAÇÃO 56 Na energização de um banco de capacitores de 138 kV ligado em Y próximo ao qual estava instalado um conjunto de TCs de proteção de 8005 A C100 impedância do circuito secundário 12 j3468 Ω classe A foram registrados os seguintes dados Corrente impulsiva 22400 A Frequência do transitório 2900 Hz Calcular a tensão impulsiva secundária 5351 Designação de um TC A corrente térmica é inferior à corrente inicial simétrica de curtocircuito Sendo a corrente térmica dada pela Equação 58 temse Top tempo de operação da proteção em s Icis corrente inicial simétrica de curtocircuito valor eficaz em kA Para Logo a corrente dinâmica do TC deve ser Idin Icis 510 Idin corrente dinâmica em kA A corrente térmica é igual à corrente inicial simétrica de curtocircuito Para Idin 25 Iter 511 Para Logo a corrente dinâmica do TC deve ser Idin 25 Iter 512 Considerando que a fonte de suprimento esteja afastada da carga condição mais comum nas aplicações práticas o valor da corrente inicial simétrica de curtocircuito é igual ao valor da corrente simétrica de curto circuito 5310 Tensão Suportável à Frequência Industrial Os transformadores de corrente devem ser capazes de suportar as tensões de ensaio discriminadas na Tabela 57 FIGURA 527 Exemplo de curva de saturação de transformadores de corrente Carga C125 Relação de transformação 3005 A Classe de exatidão 03 Resistência ôhmica do enrolamento secundário 02894 Ω Reatância do enrolamento secundário 0005 Ω Reatância de magnetização da carga 0218 Ω Resistência da carga 045 Ω Fator de segurança 10 Para o TC 1 de acordo com a Equação 54 temse Pela Figura 527 temse Em geral os erros de relação e de ângulo de fase dependem do valor da corrente primária do TC do tipo de carga ligada no seu secundário e da frequência do sistema que é normalmente desprezada devido à relativa estabilidade deste parâmetro nas redes de suprimento a Erro de relação de transformação É aquele que é registrado na medição de corrente com TC em que a corrente primária não corresponde exatamente ao produto da corrente lida no secundário pela relação de transformação nominal Os erros nos transformadores de corrente são devidos basicamente à corrente do ramo magnetizante conforme se mostra na Figura 519 A impedância do enrolamento primário não exerce nenhum efeito sobre o erro do TC representado apenas por uma impedância série no circuito do sistema em que está instalado este equipamento cujo valor pode ser considerado desprezível A representação de um TC cujo exemplo pode ser visto na Figura 527 Entretanto o erro de relação de transformação pode ser corrigido através do fator de correção de relação real FCRr e dado na Equação 516 FIGURA 528 Diagrama simplificado de um transformador de corrente Is corrente secundária de carga em A Ie corrente de excitação referida ao secundário em A FIGURA 529 Gráficos de exatidão dos transformadores de corrente classe 03 FIGURA 530 Gráficos de exatidão dos transformadores de corrente classe 06 FIGURA 531 Gráficos de exatidão dos transformadores de corrente classe 12 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 58 Uma medição efetuada por um amperímetro indicou que a corrente no secundário de um transformador de corrente suprindo uma determinada carga é de 416 A Calcular o valor real desta corrente no circuito primário sabendo se que o TC é de 4005 A e apresenta um fator de correção de relação igual a 1005 Para FCRp 1005 o valor de εp é εp 100 1005 05 Logo o valor verdadeiro da corrente é β 26 FCRp FCTp 26 988 1012 624 veja no gráfico da Figura 530 o valor de β 624 Ou ainda β 26 994 1006 312 veja Figura 530 Se o transformador de corrente for utilizado apenas para medir corrente o valor do erro do ângulo de fase não tem importância no resultado da medição Nesse caso somente deve ser considerado o erro de relação de transformação No entanto se o transformador de corrente for aplicado na medição de energia e demanda é de fundamental importância o erro do ângulo de fase além é claro do erro de relação de transformação 5413 Classe de exatidão A classe de exatidão exprime nominalmente o erro esperado do transformador de corrente levando em conta o erro de relação de transformação e o erro de defasamento entre as correntes primária e secundária Considerase que um TC para serviço de medição está dentro de sua classe de exatidão nominal quando os pontos determinados pelos fatores de correção de relação percentual FCRp e pelos ângulos de fase β estiverem dentro do paralelogramo de exatidão FIGURA 533 Gráfico de erro de relação percentual e fator de correlação FIGURA 534 Diagrama fatorial de um transformador de corrente Por meio da construção do diagrama fasorial de um transformador de corrente podemse visualizar os principais parâmetros elétricos envolvidos na sua construção conforme visto na Figura 534 Com base na Figura 534 as variáveis são assim reconhecidas FIGURA 538 Curvas características de magnetização dos transformadores de corrente EXEMPLO DE APLICAÇÃO 510 Calcular a tensão nos terminais secundários de um TC que alimenta uma carga de impedância igual a 098 j102 Ω sabendose que a corrente simétrica de curtocircuito é de 5100 A A proteção do elemento instantâneo atua em 0020 s A impedância do sistema entre o ponto de defeito e o transformador de corrente de proteção vale 1324 j0620 Ω O TC é de 3005A O fator de assimetria vale A tensão a que ficará submetido o secundário do TC será de A tensão no secundário do TC para 20 vezes a corrente nominal vale segundo a Equação 55 Vs Fs Zc Is 20 2 5 200 V 10B200 Zc 2 Ω Vsat Vs logo o TC não irá saturar Aplicando a Equação 56 considerando a carga nominal do TC temse 5423 Transformadores de corrente instalados próximos a banco de capacitores Em geral nas subestações de potência são instalados bancos de capacitores para controlar o nível de tensão ao longo da curva de carga principalmente quando a carga possui um alto valor de potência reativa indutiva o que ocorre normalmente no período de elevadas demandas Os bancos de capacitores quando são energizados faz circular no sistema uma elevada corrente denominada corrente de energização com alta frequência Também ao contribuir com a corrente de curtocircuito o banco de capacitores injeta no sistema uma elevada corrente até o ponto de defeito que passam pelos transformadores de corrente Essas correntes são responsáveis por sobretensões nos secundários dos transformadores de corrente que podem danificálos e as cargas a eles associadas A tensão nos terminais secundários dos transformadores de corrente nas condições anteriormente mencionadas vale Vs tensão impulsiva no secundário do TC valor de pico em V Itr corrente transitória em seu valor de pico Ftr frequência transitória em Hz Fi frequência industrial em Hz Xsec reatância da carga conectada ao secundário do TC correspondente à carga do relé e do cabo que conecta o relé ao transformador de corrente RTC relação de transformação de corrente O valor da tensão Vs não deve ultrapassar o valor da tensão suportável pela carga ligada ao secundário do TC que normalmente vale cerca de 2200 V valor de pico e nem o valor da tensão suportável pelo próprio secundário do TC que é de aproximadamente 3500 V valor de pico EXEMPLO DE APLICAÇÃO 511 Um transformador de corrente integra a proteção de sobrecorrente de um banco de capacitores de 7200 kVAr1380 kV A carga do TC é composta de um relé digital de 13 VA alimentado por um condutor de seção 10 mm² cujo comprimento dos cabos vale 30 m ida e volta Determinar a sobretensão no secundário do transformador de corrente quando a 10 m do ponto de instalação do banco de capacitores ocorre um defeito trifásico O cabo de cobre que interliga o banco ao barramento da subestação é de 120 mm² A potência de curtocircuito no barramento da subestação vale 597 MVA Cálculo da carga secundária do banco de capacitores Logo será utilizado um TC 10B20 cuja indutância secundária padronizada vale 0232 mH de acordo com as Tabelas 53 e 56 Cálculo da reatância secundária padronizada do transformador de corrente Cálculo da corrente impulsiva Pelo Capítulo 13 obtémse a seguinte expressão A capacitância do banco de capacitor vale O valor da indutância entre o banco de capacitor e o ponto de defeito vale Devido à pequena distância entre o banco de capacitores e o ponto de defeito desprezouse o efeito capacitivo do sistema Cálculo da RTC Logo será utilizado um TC de 400580 Carga nominal Relação de transformação Nível de isolamento Tensões suportáveis à frequência industrial e a impulso atmosférico Tipo encapsulado em epóxi ou imerso em líquido isolante 6 Transformador de Potencial 61 INTRODUÇÃO Os transformadores de potencial são equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir tensão de isolamento de acordo com a da rede à qual estão ligados Na sua forma mais simples os transformadores de potencial possuem um enrolamento primário de muitas espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a tensão desejada normalmente padronizada em 115 V ou Dessa forma os instrumentos de proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com bobinas e demais componentes de baixa isolação Os transformadores de potencial são equipamentos utilizados para suprir aparelhos que apresentam elevada impedância tais como voltímetros relés de tensão bobinas de tensão de medidores de energia etc São empregados indistintamente nos sistemas de proteção e medição de energia elétrica Em geral são instalados junto aos transformadores de corrente tal como se observa na Figura 61 no caso uma subestação ao tempo de 230 kV de tensão nominal Já a Figura 62 mostra a instalação de um transformador de potencial na sua base de concreto armado Os transformadores para instrumentos TP e TC devem fornecer corrente eou tensão aos instrumentos conectados nos seus enrolamentos secundários de forma a atender às seguintes prescrições O circuito secundário deve ser galvanicamente separado e isolado do primário a fim de proporcionar segurança aos operadores dos instrumentos ligados ao TP A medida da grandeza elétrica deve ser adequada aos instrumentos que serão utilizados FIGURA 64 TP de 15 kV tipo óleo mineral FIGURA 65 TP de 15 kV isolação a seco Os transformadores de potencial indutivos são construídos segundo três grupos de ligação previstos pela NBR 6855 Transformadores de potencial Especificação Grupo 1 são aqueles projetados para ligação entre fases São basicamente os do tipo utilizado nos sistemas de até 345 kV Os transformadores enquadrados nesse grupo devem suportar continuamente 10 de sobrecarga A Figura 64 mostra um transformador de potencial do grupo 1 em óleo mineral classe 15 kV Já a Figura 65 mostra um TP do mesmo grupo em epóxi Grupo 2 são aqueles projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas diretamente aterrados isto é sendo Ruz o valor resistência de sequência zero do sistema e Xup o valor reatância de sequência positiva do sistema Grupo 3 são aqueles projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas em que não se garanta a eficácia do aterramento Os transformadores enquadrados nos grupos 2 e 3 são construídos segundo a Figura 66 FIGURA 66 Representação dos transformadores de potencial dos grupos 2 e 3 A tensão primária destes transformadores corresponde à tensão entre fase e terra da rede enquanto no secundário as tensões podem ser de ou 115 V ou ainda as duas tensões mencionadas obtidas através de uma derivação conforme se mostra na Figura 67 A Figura 68 mostra um transformador de potencial do grupo 2 a óleo mineral classe 230 kV Existem transformadores de potencial que por causa da sua classe de tensão e consequentemente de suas dimensões são constituídas de duas FIGURA 68 Transformador de potencial da classe 230 kV FIGURA 69 Transformador de potencial indutivo 622 Transformador de Potencial do Tipo Capacitivo Os transformadores deste tipo são construídos basicamente com a utilização de dois conjuntos de capacitores que servem para fornecer um divisor de tensão e permitir a comunicação através do sistema carrier São construídos normalmente para tensões iguais ou superiores a 138 kV e apresentam como esquema básico a Figura 610 FIGURA 610 Circuito equivalente de um transformador de potencial capacitivo FIGURA 612 Gráficos de classe de exatidão dos transformadores de potencial EXEMPLO DE APLICAÇÃO 61 Uma medição efetuada por um voltímetro indicou que a tensão no secundário do transformador de potencial é de 1129 V Calcular o valor real da tensão primária sabendose que o TP é de 13800 V e que este apresenta um fator de correção de relação igual a 1005 A relação de transformação nominal vale O valor da tensão não corrigida é de RTP Vs 120 1129 13548 V FIGURA 614 Curva de ensaio de exatidão erro de ângulo de fase FIGURA 615 Diagrama fasorial de um TP Por meio da construção do diagrama fasorial de um transformador de potencial podese visualizar os principais parâmetros envolvidos na sua construção Com base na Figura 615 as variáveis são assim reconhecidas Es força eletromotriz induzida no secundário Vp tensão primária Vs tensão secundária Ip corrente primária Is corrente secundária Ia corrente de perda ativa no núcleo em fase com Es Ie corrente de magnetização Iϕ corrente magnetizante responsável pelo fluxo ϕ atrasada de 90 de Es γ ângulo de defasamento entre Vs e Vp ϕ ângulo de defasamento entre Es e Is Rp e Rs resistência dos enrolamentos primário e secundário Xp e Xs reatância dos enrolamentos primário e secundário A representação do circuito equivalente de um transformador de potencial pode ser feita segundo a Figura 616 Já a Figura 617 mostra o diagrama elétrico equivalente referido ao secundário construído a partir do circuito mostrado na Figura 616 Podese perceber no diagrama da Figura 615 o ângulo de fase γ formado pela tensão secundária Vs tomada no seu inverso e a tensão primária FIGURA 616 Circuito demonstrativo de um transformador de potencial EXEMPLO DE APLICAÇÃO 62 No ensaio de um transformador de potencial de 13800115 V grupo de ligação 1 foram anotados os seguintes resultados Tensão primária aplicada 13800 V Tensão secundária medida 1141 V Erro do ângulo de fase 24 Com base nestes resultados determinar a classe de exatidão do transformador sob ensaio Relação de transformação nominal RTP Relação de transformação real RTPr Fator de correção de relação real Fator de correção de relação percentual Erro de relação percentual εp 100 FCRp 100 100783 0783 No caso em questão dizse que o erro relativamente à tensão primária é por falta pois o valor correto seria Vp Vs RTPr 1141 120 13692 V Rc 22221 mΩm Tabela do Capítulo 4 Lc 2 90 180 m ida e retorno Obs desprezouse a queda de tensão na reatância Percentualmente a queda de tensão vale Quando se consideram os efeitos simultâneos da resistência e da reatância dos condutores secundários de um circuito de um TP é importante calcular o fator de correção de relação de carga total secundária pela Equação 66 e pelo ângulo do fator de potência FCRct fator de correção de relação compreendendo a carga e os condutores do circuito secundário FCRr fator de correção de relação dado na Equação 61 Ic corrente de carga em A Vs tensão secundária em V Rc resistência do condutor do circuito secundário em Ωm Xc reatância do condutor do circuito secundário em Ωm Lc comprimento do circuito em m considerar o condutor de ida e o de retorno θ ângulo do fator de potência Para se determinar o desvio angular total podese aplicar a Equação 67 ou seja γct ângulo de fase compreendendo a carga e os condutores do circuito secundário em γ ângulo de fase dado pela Equação 65 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 64 Considerando os dados oferecidos no Exemplo de Aplicação 63 determinar o fator de correção de relação total e o ângulo de fase total Fator de correção de relação FCR A relação de transformação percentual real vale De acordo com a Equação 61 temse Logo o fator de correção de relação percentual vale Da Equação 63 temse também εp 100 FCRp 100 996 04 Da Equação 64 temse também Fator de correção de relação de carga secundária Os transformadores de potencial por norma devem suportar tensões de serviço de 10 acima de seu valor nominal em regime contínuo sem nenhum prejuízo a sua integridade Tensões nominais primárias devem ser compatíveis com as tensões de operação dos sistemas primários aos quais os TPs estão ligados A tensão secundária é padronizada em 115 V para TPs do grupo 1 e para TPs pertencentes aos grupos 2 e 3 As tensões primárias e as relações nominais estão especificadas na Tabela 61 A notação das relações nominais adotadas pela NBR 6855 é Sinal de dois pontos deve ser usado para representar relações nominais como por exemplo 120 1 O hífen deve ser usado para separar relações nominais e tensões primárias de enrolamentos diferentes como por exemplo 69000115 V 1 enrolamento primário e 1 enrolamento secundário 1 enrolamento primário e 2 enrolamentos secundários Sinal deve ser usado para separar tensões primárias nominais e relações nominais de enrolamentos destinados a serem ligados em série ou paralelo como por exemplo 6900 13800 115 V ou ainda que corresponde a um TP de 2 enrolamentos primários religáveis e 2 enrolamentos secundários sendo um deles com derivação A barra deve ser usada para separar tensões primárias nominais e relações nominais obtidas por meio de derivações seja no enrolamento primário seja no enrolamento secundário como por exemplo que corresponde a um TP do grupo 2 ou 3 com um enrolamento primário e um enrolamento secundário com derivação Tem se também que corresponde a um TP do grupo 2 ou 3 com 1 enrolamento primário e 2 enrolamentos secundários com derivação 635 Cargas Nominais A soma das cargas que são acopladas a um transformador de potencial deve ser compatível com a carga nominal deste equipamento padronizada pela NBR 6855 e dada na Tabela 62 Ao contrário dos transformadores de corrente a queda de tensão nos Grupo 1 Grupos 2 e 3 Para ligação de fase para fase Para ligação fase para neutro Relação nominal Tensão primária nominal Relação nominal Tensão primária nominal Tensão secundária de 115 Tensão secundária de aproximadamente 115 V 115 11 230 21 230 21 121 4025 351 4025 351 21 460 41 460 41 241 575 51 575 51 31 2300 201 2300 201 121 3475 301 3475 301 1751 4025 351 4025 351 201 4600 401 4600 401 241 6900 601 6900 601 351 8050 701 8050 701 401 11500 1001 11500 1001 601 13800 1201 13800 1201 701 23000 2001 23000 2001 1201 34500 3001 34500 3001 1751 44000 4001 44000 4001 2401 69000 6001 69000 6001 3501 88000 8001 4801 115000 10001 6001 138000 12001 7001 161000 14001 8001 196000 17001 17001 230000 20001 12001 Medidor kvarh 30 77 82 Wattímetro 40 09 41 Motor do conjunto de demanda 22 24 32 Autotransformador de defasamento 30 130 133 Voltímetro 70 09 70 Frequencímetro 50 30 58 Fasímetro 50 30 58 Sincronoscópio 60 30 67 Cossifímetro 120 Registrador de frequência 120 Emissores de pulso 100 Relógios comutadores 70 Totalizadores 20 Emissores de valores medidos 20 FIGURA 619 Deslocamento de neutro por desequilíbrio de carga Como os contactores são elementos mais comumente utilizados nas instalações elétricas industriais a seguir estão prescritas algumas condições básicas que devem ser obedecidas na ligação de suas bobinas quais sejam A queda de tensão no circuito de comando não deve ultrapassar a 5 em regime intermitente TABELA 64 Carga consumida pelas bobinas de contactores Carga de curta duração Carga permanente Contactor A Potência Potência Potência Fat potência Potência Potência Potência Fat potência VA W var VA W var 22 72 53 48 074 105 315 100 030 35 75 56 49 075 105 315 100 030 55 76 59 47 078 100 315 100 030 90 194 62 183 032 210 714 197 034 100 365 164 325 045 350 910 337 026 110 365 164 325 045 350 910 337 026 180 530 217 483 041 400 1120 384 028 225 730 277 675 038 560 1344 543 024 350 1060 371 992 035 790 2133 762 027 450 2140 342 2041 030 1400 3640 1355 026 700 900 720 540 080 1100 6600 880 060 A carga a ser computada para o dimensionamento do transformador de potencial deve levar em consideração a potência das lâmpadas de sinalização a carga consumida continuamente pelas bobinas e a sua potência de operação No cálculo da carga total devese levar em consideração tanto as cargas ativas como as cargas reativas das bobinas em regime contínuo e em regime de operação A Tabela 64 dá os valores de potência típica das bobinas de contactores tanto em regime permanente como em regime de curta duração A Tabela 65 fornece as cargas admissíveis no secundário dos transformadores de potencial em regimes contínuo e de curta duração em função do fator de potência considerando que a queda de tensão no secundário do transformador não seja superior a 5 TABELA 65 Cargas admissíveis no secundário dos TPs em regime de curta duração Fator de potência 03 04 05 06 07 08 1 Potências dos TPs em VA curta duração Regime contínuo VA 60 50 50 50 40 40 30 20 110 90 80 70 70 60 60 40 180 150 140 120 110 100 80 60 310 260 230 200 180 160 140 100 530 450 390 340 300 270 250 150 890 750 640 570 500 500 430 230 1470 1240 1100 1000 900 850 740 370 2480 2060 1800 1700 1500 1400 1400 580 3300 2800 2400 2000 1900 1800 1500 930 5600 4700 4100 3600 3400 3000 1700 1500 9000 7600 6600 5900 5300 5000 4500 2400 13300 11600 11000 9400 8600 8000 7900 3700 17500 15700 15000 13900 13000 13000 13800 5900 26000 24000 23000 21300 21000 20000 24000 9300 Nesse ponto podese estabelecer uma analogia entre um transformador de potencial e um transformador de corrente ou seja Corrente TC valor constante TP valor variável Tensão TC valor variável TP constante A grandeza da carga estabelece TC a tensão TP a corrente Ligação do equipamento à rede TC série TP em paralelo Ligação dos aparelhos no secundário TC em série TP em paralelo Causa do erro de medida TC corrente derivada em paralelo no circuito magnetizante TP queda de tensão em série Aumento da carga secundária TC para aumento de Zs TP para redução deZs EXEMPLO DE APLICAÇÃO 65 Dimensionar um transformador de potencial ao qual serão ligados três contactores de corrente permanente igual a 90 A dois de corrente permanente igual a 225 A e cinco lâmpadas de sinalização de 15 W cada O TP será ligado entre fases de um sistema de 380 V obtendose no secundário 220 V para alimentação da carga Os contactores de corrente permanente iguais a 225 A operam simultaneamente O transformador de potencial deve ser dimensionado para que satisfaça simultaneamente as condições de carga permanente e de curta duração que correspondem às cinco lâmpadas ligadas os outros três contactores de 90 A e os dois contactores de 225 A em regime permanente e também os dois contactores de 225 A em regime de curta duração Regime permanente Pa 5 15 3 714 2 1344 558 W Pr 3 197 2 543 1677 VAr exemplo quando a onda de tensão num determinado instante atingindo os terminais primários tem direção H1 para H2 e a correspondente onda de tensão secundária está no sentido de X1 para X2 Caso contrário dizse que o transformador de potencial tem polaridade aditiva A maioria dos transformadores de potencial tem polaridade subtrativa sendo inclusive indicada pela NBR 6855 Somente sob encomenda são fabricados transformadores de potencial com polaridade aditiva Construtivamente os terminais de mesma polaridade vêm indicados no TP em correspondência A polaridade é obtida orientandose o sentido de execução do enrolamento secundário em relação ao primário de modo a se conseguir a orientação desejada do fluxo magnético 637 Descargas Parciais Os transformadores de potencial fabricados em epóxi estão sujeitos durante o encapsulamento dos enrolamentos à formação de bolhas no interior da massa isolante Além disso com menor possibilidade podese ter misturada ao epóxi alguma impureza indesejável Assim como acontece com os cabos condutores isolados estudados no Capítulo 4 a formação de uma bolha ou a presença de uma impureza qualquer resulta no surgimento de descargas parciais no interior do vazio ou entre as paredes que envolvem a referida impureza Disso decorrem a formação de ozona e a destruição gradual da isolação As normas prescrevem os valores limites e o método para a medição das descargas parciais tanto para transformadores imersos em óleo isolante como para aqueles encapsulados em epóxi 638 Potência Térmica Nominal É a potência que o TP pode suprir continuamente sem que sejam excedidos os limites de temperatura nominais Para os transformadores de potencial pertencentes aos grupos de ligação 1 e 2 a potência térmica nominal não deve ser inferior a 133 vez a carga nominal mais elevada relativamente à classe de exatidão O valor da potência térmica de um transformador de potencial pode ser determinado a partir da Equação 68 Vs tensão secundária nominal Zcn impedância correspondente à carga nominal Ω Pode ser encontrada na Tabela 62 K 133 para TPs dos grupos 1 e 2 K 36 para TPs do grupo 3 TABELA 66 Potência térmica dos TPs Potência térmica Designação Grupos 1 e 2 Grupo 3 VA VA P125 18 50 P25 36 100 P75 110 300 P200 295 800 P400 590 1600 Alternativamente à Equação 68 a potência térmica dos transformadores de potencial padronizados pode ser obtida a partir da Tabela 66 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 66 Calcular a potência térmica de um transformador de potencial de 75 VA de potência aparente tensão secundária de 115 V grupo de ligação 1 639 Tensões Suportáveis Os transformadores de potencial devem suportar as tensões de ensaio 661 Ensaios de Rotina Esses ensaios são efetuados para comprovar a qualidade e a uniformidade da mão de obra e dos materiais empregados São eles Tensão induzida Descargas parciais Polaridade Tensão aplicada ao dielétrico Exatidão Resistência à pressão interna Fator de perdas do isolamento 662 Ensaios de Tipo Os ensaios de tipo são efetuados para se determinar se certo tipo ou modelo de TP é capaz de funcionar satisfatoriamente nas condições estabelecidas por norma São eles Todos os ensaios especificados anteriormente FIGURA 621 Estrutura de concreto de um conjunto polimérico de medição de faturamento TPTC Resistência dos enrolamentos Corrente de excitação e perdas em vazio Tensão de curtocircuito e perdas em carga Tensão suportável a impulso atmosférico Resistência de pressão interna a quente Tensão suportável de impulso de manobra Elevação de temperatura Curtocircuito 663 Ensaios Especiais FIGURA 72 Detalhes construtivos das buchas de passagem para uso interior classe 15 kV FIGURA 73 Bucha de passagem para uso interior classe 15 kV FIGURA 74 Aplicação de buchas de passagem para uso interior em cubículo de alvenaria FIGURA 75 Detalhes construtivos das buchas de passagem para uso interiorexterior TABELA 72 Bucha de passagem para uso interiorexterior Dimensões em ordem de grandeza Dimensões Corrente nominal A Tensão kV A B C 15 245 300 135 400 25 311 340 135 36 394 440 154 FIGURA 76 Bucha de passagem para uso interiorexterior classe 15 kV Já a parte montada no interior do tanque do equipamento é normalmente lisa ou ligeiramente corrugada A Figura 77 mostra uma bucha para transformador de distribuição da classe 15 kV Já a Figura 78 mostra a aplicação de uma bucha num transformador classe 15 kV 722 Quanto à Construção 7221 Buchas de passagem sem controle de campo elétrico São buchas que não dispõem de elementos apropriados para distribuir uniformemente as linhas de força resultantes do campo elétrico e se constituem na maioria das buchas de média tensão utilizadas em subestações industriais e em equipamentos FIGURA 77 Bucha de passagem para uso em transformador classe 15 kV FIGURA 78 Transformador classe 15 kV e as buchas de média tensão 7222 Buchas de passagem condensivas Também conhecidas como buchas capacitivas são aquelas na qual o condutor previstos pela NBR 5034 são Para atmosferas ligeiramente poluídas 16 mmkV Para atmosferas medianamente poluídas 23 mmkV Para atmosferas fortemente poluídas 29 mmkV Para atmosferas extremamente poluídas 35 mmkV 734 Níveis de Isolamento Nominais As buchas de passagem devem suportar os níveis de tensão previstos na Tabela 73 de acordo com a NBR 5034 TABELA 73 Níveis de isolamento nominais de buchas Tensão nominal Tensão nominal suportável à frequência industrial a seco e sob chuva Tensão suportável de impulso atmosférico 12 50 μs kV kVcr kVcr 12 10 72 20 60 150 34 95 110 258 60 125 150 380 80 170 200 483 105 250 725 140 350 924 185 450 1450 230 550 275 650 2420 325 750 360 850 395 950 FIGURA 713 Limite térmico da corrente de curtocircuito para buchas de passagem EXEMPLO DE APLICAÇÃO 71 Calcular a corrente nominal de uma bucha de passagem de uma subestação de 1500 kVA sabendose que as correntes de crista e a corrente simétrica de curtocircuito valem respectivamente 60 e 10 kA O tempo da proteção é de 05 s Logo pela Figura 713 com os valores de T Δ t 192 s e Is 10 kA a corrente nominal da bucha é de 400 A 74 ENSAIOS E RECEBIMENTO As buchas de passagem devem ser submetidas aos ensaios normalizados nas instalações do fabricante ou em institutos autorizados na presença do inspetor do comprador 741 Ensaios de Tipo São os ensaios realizados para comprovar se determinado protótipo funciona satisfatoriamente nas condições especificadas São eles Tensão suportável nominal à frequência industrial e sob chuva para a extremidade instalada externamente ou para ambas quando a bucha for de instalação externa Tensão suportável nominal de impulso atmosférico a seco para todos os tipos Tensão suportável nominal de impulso de manobra a seco e sob chuva conforme o tipo de instalação Estabilidade térmica do dielétrico Corrente térmica de curtocircuito Resistência dinâmica de curtocircuito Resistência à flexão Elevação de temperatura somente para as buchas condensivas nos contatos e põe em risco a vida do operador Porém podem ser operados quando são previstas no circuito pequenas correntes de magnetização de transformadores de potência e reatores ou ainda correntes capacitivas Os seccionadores podem ainda desempenhar várias e importantes funções dentro de uma instalação quais sejam Manobrar circuitos permitindo a transferência de carga entre barramentos de uma subestação Isolar um equipamento qualquer da subestação tais como transformadores disjuntores etc para execução de serviços de manutenção ou outra utilidade Propiciar o bypass de equipamentos notadamente os disjuntores e religadores da subestação Os seccionadores compõemse de várias partes e as mais importantes são as que se seguem a Circuito principal Compreende o conjunto das partes condutoras inseridas no circuito que a chave tem por função abrir ou fechar b Circuitos auxiliares e de comando São aqueles destinados a promover a abertura ou o fechamento da chave c Polos São a parte da chave incluindo o circuito principal sem o suporte isolante e a base associada exclusivamente a um caminho condutor eletricamente separado e excluindo todos os elementos que permitem a operação simultânea d Contatos Compreendem o conjunto de peças metálicas destinado a assegurar a continuidade do circuito quando se tocam e Terminais São a parte condutora da chave cuja função é fazer a ligação com o circuito da instalação f Dispositivo de operação São aqueles através dos quais se processa a abertura ou o fechamento dos contatos principais do seccionador g Dispositivo de bloqueio É o dispositivo mecânico que indica ao operador a posição assumida pelos contatos móveis principais após a efetivação de determinada manobra 82 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS São os mais diversos os tipos de construção das chaves seccionadoras dependendo da finalidade e da tensão do circuito em que serão instaladas Os seccionadores podem ser constituídos de um só polo chaves seccionadoras unipolares ou de três polos chaves seccionadoras tripolares Os seccionadores tripolares são dotados de mecanismo que obriga a abertura simultânea dos três polos quando impulsionado manualmente ou por ação de um motor 821 Seccionadores para Uso Interno Os seccionadores de uso interno são destinados à operação em subestações de consumidor em geral de pequeno e médio portes de instalação abrigada livre das intempéries Nesse tipo se enquadram as subestações construídas em alvenaria e de módulo metálico Quanto à construção as chaves seccionadoras de instalação abrigada podem ser classificadas como descrito a seguir 8211 Seccionadores simples São constituídos por uma lâmina condutora seccionadores unipolares ou por três lâminas condutoras seccionadores tripolares de abertura FIGURA 82 Aspectos construtivos da chave seccionadora tripolar TABELA 81 Dimensões de chaves seccionadoras Dimensões mm Corrente Nominal A Tensão kV A B C D E F 400 15 376 880 275 300 235 120 e 25 476 1100 335 350 315 150 600 36 608 1378 410 415 430 190 FIGURA 83 Chave seccionadora com buchas passantes FIGURA 84 Chave seccionadora fusível 8213 Seccionadores fusíveis São chaves seccionadoras dotadas de três hastes isolantes normalmente de resina epóxi ou de fenolite montadas em paralelo a três cartuchos fusíveis também fabricados em epóxi ou fenolite ou ainda três unidades fusíveis de alta capacidade de ruptura Como as demais o acionamento da chave é tripolar e de comando simultâneo através do mesmo mecanismo articulado Também os isoladores são da mesma construção dos modelos anteriores As hastes isolantes servem para permitir a operação simultânea das três fases o que seria impraticável somente com os fusíveis Quando atua um elemento fusível o cartucho é acionado da sua posição original indicando a ruptura do elo fusível Como a haste isolante não permite a continuidade do circuito a instalação passa a operar com apenas duas fases desde que não se disponha de elementos de proteção adequados Quando são utilizados fusíveis de alta capacidade de ruptura o visualizador do fusível indica a sua condição de queima A utilização desses seccionadores é própria para instalação em subestações abrigadas em alvenaria na proteção de pequenas unidades de transformação Deve ser evitado o uso em cubículos metálicos já que os elos fusíveis quando operam permitem a formação de arco no interior do cartucho que é expulso pela parte inferior podendo atingir o invólucro metálico Isso propicia uma falta a arco isto é um curtocircuito faseterra através do arco Os seccionadores fusíveis como o próprio nome sugere exercem as funções simultâneas de proteção e secionamento A Figura 84 mostra detalhes construtivos desse tipo de seccionador Os elos fusíveis são instalados no interior do cartucho tal como se procede nas chaves fusíveis unipolares convencionais A substituição do elemento fusível implica a abertura do seccionador assegurandose antes que a carga esteja desconectada Tanto a retirada como a recolocação do cartucho devem ser feitas através de vara de manobra com gancho apropriado na extremidade O fechamento do seccionador somente deve ser feito quando os cartuchos estiverem convenientemente instalados isto é com os contatos superiores fechados Opcionalmente podem ser fornecidos contatos auxiliares NA normalmente aberto ou NF normalmente fechado que possibilitam intertravamento com o disjuntor correspondente 8214 Seccionadores interruptores São formados por uma chave tripolar comando simultâneo das três fases podendo ser acionada manualmente por um mecanismo articulado que FIGURA 86 Acionamento da chave seccionadora tripolar de abertura em carga FIGURA 87 Diagrama unifilar simplificado para um sistema de reversão FIGURA 88 Chave seccionadora reversível TABELA 82 Dimensões de chaves seccionadoras reversíveis ordem de grandeza Dimensões mm Corrente Nominal A Tensão kV A B C D E F G 400 15 726 900 275 300 235 217 217 e 25 926 1100 335 350 315 280 280 600 36 1115 1378 410 415 430 361 361 Já os seccionadores tripolares são utilizados com menor frequência em redes de distribuição e é de uso intenso em subestação de potência sejam elas de instalações industriais ou de concessionária de energia elétrica A Figura 89 mostra uma chave seccionadora monopolar classe 15 kV uso externo de muita utilização em rede de distribuição urbana ou rural Já a chave seccionadora da Figura 810 fabricação monopolar classe 36 kV é também muito utilizada em redes urbanas em geral em áreas industriais ou na interligação entre subestações 8222 Seccionadores para subestações de potência São normalmente de fabricação tripolar e apresentam diferentes tipos construtivos FIGURA 89 Chave seccionadora monopolar da classe 15 kV FIGURA 810 Chave seccionadora monopolar da classe 36 kV 82221 Seccionadores de abertura lateral singela ALS Esse tipo de seccionador se caracteriza por apresentar as hastes condutoras se abrindo lateralmente conforme mostra a Figura 811 O comando é feito numa das colunas isolantes que gira em torno do seu próprio eixo até atingir um ângulo de aproximadamente 60 Uma haste metálica pode ligar Dimensões mm Corrente Nominal A Tensão kV A B C D E 15 537 737 381 152 254 25 598 813 457 152 305 600 36 674 966 610 152 381 46 750 1118 762 152 457 725 1030 1423 1067 152 737 FIGURA 812 Aspectos dimensionais das chaves seccionadoras ALS FIGURA 813 Chave seccionadora de abertura central com lâminas paralelas classe 725 kV FIGURA 814 Chave seccionadora de abertura central com tubo metálico classe 138 kV FIGURA 816 Chave seccionadora de dupla abertura lateral classe 500 kV FIGURA 817 Chave seccionadora de dupla abertura lateral classe 725 kV FIGURA 818 Chave seccionadora dupla abertura horizontal com lâminas paralelas TABELA 84 Dimensões dos seccionadores DAL ordem de grandeza Dimensões mm Corrente Nominal A Tensão kV A B C D E 15 475 966 610 152 254 25 526 1118 762 152 305 600 36 602 1270 914 152 381 46 678 1424 1168 152 457 725 958 1880 1524 152 737 FIGURA 820 Chave seccionadora de abertura vertical classe 36 kV TABELA 85 Dimensões dos seccionadores AV ordem de grandeza Dimensões mm Corrente Nominal A Tensão kV A B C D E F 15 1020 1076 578 152 650 498 25 1350 1136 638 152 701 498 600 36 1427 1316 788 152 777 528 46 1653 1496 938 152 856 558 725 2350 1826 1226 152 1160 558 FIGURA 821 Chave seccionadora de abertura vertical com lâmina de terra classe 725 kV FIGURA 822 Indicações dimensionais de um seccionador pantográfico FIGURA 823 Chave seccionadora monopolar de haste vertical FIGURA 825 Instalação de chaves seccionadoras em subestação de 230 kV FIGURA 826 Seccionador derivação FIGURA 827 Chave seccionadora tandem FIGURA 828 Chave seccionadora com lâmina de terra 823 Características Mecânicas Operacionais Dentre os tipos construtivos de chaves vistos anteriormente os seccionadores podem ser operados basicamente de três diferentes formas a Operação manual A maioria dos seccionadores para instalação abrigada é operada manualmente através de mecanismos articulados que podem ter vários pontos fixos dependendo do layout do cubículo onde irá operar FIGURA 829 Sistema operacional do tipo manual A Figura 829 mostra o tipo mais simples de operação manual de seccionadores constituído de uma alavanca única que gira em torno de um eixo resultando na movimentação do mecanismo articulado Mais simplesmente os seccionadores também podem ser operados manualmente através de varas de manobra empregadas geralmente em redes de distribuição das concessionárias Também a Figura 85 mostra o acionamento de um seccionador de operação automática e manual feito através de um sistema de mola e trava Quando acionado o mecanismo de operação no sentido de fechar a chave carregase a mola até que ela seja travada O sistema de trava é retirado através de um solenoide operado localmente ou a distância ou ainda através da queima do fusível da chave o que libera toda a energia potencial armazenada na mola Dentro de uma análise mais genérica a operação manual pode ser feita de maneira dependente e independente Na operação manual dependente o esforço de acionamento é aplicado diretamente ao mecanismo de manobra e a velocidade de fechamento depende consequentemente corta a alimentação do motor M pela abertura do contato CA2 Logo a energização de CB faz fechar os contatos auxiliares CB1 e CB2 acionando o solenoide S que destrava agora o mecanismo de abertura constituído da mola anteriormente carregada FIGURA 830 Chave seccionadora motorizada FIGURA 831 Diagrama elétrico de comando de uma chave motorizada sobrecarga contínua de conformidade com a Equação 81 É preciso ressaltar que o limite de elevação de temperatura é estabelecido para o componente do seccionador que primeiro atingir a sua temperatura máxima de operação Isc corrente de sobrecarga admissível na temperatura ambiente considerada em A In corrente nominal do seccionador referida à temperatura ambiente de 40C Tm temperatura permissível no ponto mais quente do seccionador que normalmente se localiza nos contatos conexões e terminações e que resumidamente pode ser obtida através da Tabela 87 Ta temperatura ambiente Logo o fator de sobrecarga vale EXEMPLO DE APLICAÇÃO 81 Calcular o fator de sobrecarga admissível numa chave seccionadora unipolar de 630 A15 kV instalada numa rede aérea em que a temperatura ambiente é de 25C Tm 75C Tabela 87 temperatura máxima admissível para contatos de liga de cobre nu no ar permitida para um seccionador podese aplicar a Equação 83 ou seja ΔTm elevação de temperatura máxima admissível para qualquer componente do seccionador em C T tempo de circulação da corrente para o qual se inicia o processo de estabilização térmica em minutos τ constante de tempo térmica do equipamento Para um valor crescente de Tτ a corrente de sobrecarga admissível da corrente de curta duração se aproxima do valor admissível da corrente de sobrecarga contínua A constante de tempo térmica admitida para seccionadores de 15 kV é de 40 minutos A sobrecarga admissível de curta duração é inversamente proporcional à temperatura ambiente Para tempos de sobrecarga pequenos maiores são os valores admissíveis da sobrecarga de curta duração EXEMPLO DE APLICAÇÃO 82 Determinar a corrente máxima de sobrecarga de curta duração para o exemplo anterior considerando que o tempo de sobrecarga é de 70 minutos o suficiente para se realizar uma transferência de carga entre alimentadores a fim de possibilitar um reparo na rede de distribuição sem desligar os consumidores da área ΔTm 35C Tabela 87 para ligas de cobre no ar Isto representa uma sobrecarga em relação à nominal de Se o tempo de transferência de carga atingisse 140 minutos a corrente de sobrecarga de curta duração permitida diminuiria de 20 em relação à corrente nominal isto é Porém se a temperatura ambiente no primeiro caso fosse de 35C a corrente de sobrecarga de curta duração permitida seria de apenas 6498 A ou seja TABELA 88 Nível de isolamento Tensão Suportável nominal de impulso atmosférico kV crista Lista 1 Lista 2 Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto kV eficaz Tensão nominal kV eficaz À terra e entre polos Entre contatos abertos À terra e entre polos Entre contatos abertos À terra e entre polos Entre contatos abertos 72 40 46 60 70 20 23 15 95 110 36 40 15 110 125 50 55 258 125 140 150 165 60 66 38 150 165 200 220 80 88 483 250 275 250 275 95 110 725 325 375 350 385 140 160 833 Nível de Isolamento Caracterizase pela tensão suportável do dielétrico às solicitações de impulso atmosférico e de manobra As isolações dos seccionadores são todas elas do tipo regenerativo isto é rompido o dielétrico pela aplicação de determinado impulso de tensão suas condições retornam aos valores iniciais logo que cessa o fenômeno que provocou a disrupção A Tabela 88 fornece os valores de nível de isolamento da NBR 6935 834 Solicitações das Correntes de CurtoCircuito Os seccionadores devem permitir a condução da corrente de curtocircuito por um tempo previamente determinado até que a proteção de retaguarda atue eliminando a parte do sistema defeituoso A corrente de curtocircuito é constituída por dois fatores sendo um componente alternado simétrico e outro contínuo O valor resultante em qualquer instante dos componentes contínuo e alternado simétrico fornece o valor do componente alternado assimétrico Este estudo pode ser aprofundado no livro do autor Instalações Elétricas Industriais 8ª edição Rio de Janeiro LTC 2010 A Figura 832 representa um oscilograma de um curtocircuito destacandose a evolução dos seus componentes ao longo do tempo 8341 Corrente dinâmica de curtocircuito O primeiro semiciclo da corrente de curtocircuito tem um valor muito elevado declinando logo em seguida segundo uma taxa que depende da relação entre a reatância e a resistência do circuito XR desde a fonte até o ponto de defeito correspondentes à corrente de curtocircuito ao vento sobre as lâminas condutoras e ao vento sobre o próprio corpo das colunas dos isoladores Enquanto isso o esforço total sobre as lâminas deve corresponder à força devido ao curtocircuito e à força do vento sobre a sua própria superfície EXEMPLO DE APLICAÇÃO 83 Calcular o esforço que atua sobre um seccionador de 600 A725 kV abertura lateral instalado externamente e cujas dimensões são dadas na Figura 812 quando atravessado por uma corrente de curtocircuito com valor de crista igual a 15 kA A força eletrodinâmica vale L 1067 mm 106 7 cm distância de C vista na Tabela 83 D 1830 mm 183 cm espaçamento entre fases eixo a eixo de chaves de abertura lateral conforme Tabela 89 Quanto ao esforço do vento em relação às estruturas cilíndricas temse Vv 90 kmh valor característico das mais variadas regiões brasileiras S 043 m² valor médio estimado que corresponde à área plana dos isoladores sob ação dos ventos Logo a força resultante vale Fr Fe Fc 26 146 172 kgf supõemse que as forças envolvidas tem o mesmo sentido TABELA 89 Espaçamento para chaves Espaçamento entre fases eixo a eixo Tensão nominal máxima Distância mínima entre fases Chaves de abertura vertical Chaves de abertura lateral kV mm mm mm Verificar se o seccionador cuja corrente térmica é de 20 kA para um tempo de 1 s pode ser instalado numa subestação de 138 kV em que a corrente de curto circuito inicial simétrica é de 12 kA e a relação entre esta e a corrente de curto circuito simétrica vale 15 O fator de assimetria calculado para este caso é de 17 m 00 Tabela 810 n 084 Tabela 811 Como a corrente térmica no ponto de instalação da chave é inferior ao seu valor nominal poderá ser empregada na subestação 835 Coordenação dos Valores Nominais A escolha do valor da corrente nominal de um seccionador depende de vários parâmetros elétricos da instalação além da corrente de carga TABELA 810 Fator de influência do componente contínuo m Fator de assimetria Tempo de Duração 11 12 13 14 15 16 17 18 19 001 050 064 073 092 007 126 145 167 1800 002 028 035 050 060 072 088 114 140 1620 003 017 023 033 041 052 062 088 118 1470 004 011 017 025 03 041 050 072 100 1330 005 008 012 019 028 034 043 060 087 1250 007 003 008 015 017 024 029 040 063 0930 010 000 000 000 001 015 023 035 055 0830 020 000 000 000 000 015 010 015 030 0520 050 000 000 000 000 000 000 012 019 0200 100 000 000 000 000 000 000 000 000 0017 curta duração ou simplesmente corrente térmica é de 15 kA referida a 1 s Da Tabela 812 temse In 800 A coluna 6 que satisfaz concomitantemente a condição de corrente de curta duração 15 kA e de crista 35 kA TABELA 812 Coordenação de valores nominais de 72 kV a 725 kV Corrente nominal Tensão nominal kV eficaz Corrente suportável de curta duração kA eficaz Valor crista da corrente suportável kA crista A eficaz 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 72 8 20 400 1250 125 32 400 630 1250 16 40 630 1250 25 63 630 1250 1600 40 100 1250 1600 2000 3150 4000 15 8 20 400 630 1250 125 32 630 1250 16 40 630 1250 25 63 1250 1600 40 100 1250 1600 2000 258 8 20 400 630 1250 125 32 630 1250 16 40 630 1250 25 63 1250 1600 2000 40 100 1600 2000 3150 4000 38 8 20 630 ensaios que segundo a NBR 6935 são Ensaios para verificar o nível de isolamento inclusive os ensaios de tensão aplicada à frequência industrial nos equipamentos auxiliares Ensaios para comprovar que a elevação de temperatura de qualquer parte não exceda os valores especificados pela referida norma Ensaios para comprovar se as chaves suportam o valor de crista nominal da corrente suportável e o valor da corrente suportável nominal de curta duração Ensaios para comprovar a operação satisfatória e a resistência mecânica Ensaios do nível de interferência de radiofrequência 842 Ensaios de Rotina Os ensaios de rotina segundo a mesma NBR 6935 são Ensaio de tensão suportável à frequência industrial a seco no circuito principal Ensaio de tensão aplicada nos circuitos auxiliares de comando e de acionamento Ensaio de resistência ôhmica do circuito principal Ensaio de operação 85 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA No pedido de compra de um seccionador devem constar pelo menos as seguintes informações que caracterizam o equipamento apropriado para as necessidades da instalação em que irá operar Tensão nominal Corrente nominal Frequência nominal Corrente nominal suportável de curta duração Duração da corrente suportável de curtocircuito Valor de crista nominal da corrente suportável Tensão de operação dos circuitos auxiliares Tensão nominal dos dispositivos de comando FIGURA 92 Detalhes construtivos dos fusíveis FIGURA 93 Base e fusível TABELA 91 Dimensões das bases e fusíveis Ordem de grandeza Dimensões em mm Tensão Nominal kV A B C 72 246 275 292 12 374 275 292 175 374 290 292 24 568 330 443 36 605 410 537 FIGURA 94 Detalhes construtivos de uma base para fusível dimensões dos fusíveis consequentemente as suas bases A Tabela 92 fornece as correntes nominais dos fusíveis limitadores em função da tensão nominal Quando a corrente do circuito for superior a 150 A podem ser utilizados dois fusíveis limitadores em paralelo 932 Tensão Nominal É aquela para a qual o fusível foi dimensionado respeitadas as condições de corrente e temperatura especificadas FIGURA 96 Gráfico da força de impacto do percursor TABELA 92 Correntes nominais dos fusíveis para várias tensões Tensão nominal kV Correntes nominais dos fusíveis A 336 672 1012 15175 2024 3036 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 050 x x x x x x x x x x 100 x x x x x x x x x x 250 x x x x x x x x x x 400 x x x x x x x x x x 500 x x x x x x x x x x 600 x x x x x x x x x x 800 x x x x x x x x x 1000 x x x x x x x x x x 1250 x x x x x x x x x x 1600 x x x x x x x x x x 2000 x x x x x x x x x x 3200 x x x x x x x x x x 4000 x x x x x x x x x x 5000 x x x x x x x x x x 6300 x x x x x x x x x x 7500 x x x x x x x x x 8000 x x x x x x x x x 12500 x x x x x x 16000 x x x x x x 20000 x x x x x 25000 x x x 31500 x x x 40000 x x x 50000 x x x Nota os fusíveis apresentam os seguintes tamanhos 1 192 225 mm 6 292 325 mm 4 442 475 mm 9 442 475 mm 2 192 225 mm 7 442 475 mm 5 292 325 mm 10 537 570 mm 3 292 325 mm 8 537 570 mm Os fusíveis limitadores apresentam duas tensões nominais sendo uma indicativa da tensão de serviço e outra da sobretensão permanente do sistema Em geral esses fusíveis são fabricados para as seguintes tensões nominais 336 672 1012 15175 2024 3036 kV conforme seletividade de atuação entre os elementos de proteções primárias e secundárias a fim de se manter um elevado desempenho do sistema Para que haja seletividade entre as proteções secundárias e os fusíveis limitadores é necessário que as calorias desenvolvidas nos elementos de baixa tensão sejam maiores que as calorias desenvolvidas no fusível primário A Tabela 94 fornece as correntes nominais dos fusíveis limitadores instalados para a proteção de transformadores de potência Adotandose os valores nominais dos fusíveis previstos na Tabela 94 praticamente se garante que não haverá atuação dos mesmos durante a energização dos transformadores No entanto se for necessário manter a seletividade com outras proteções a montante e a jusante podese utilizar o fusível mínimo que corresponde a 150 da corrente nominal do transformador TABELA 94 Correntes nominais dos fusíveis para proteção de transformadores Tensão Nominal do Fusível Potência Trifásica 36 kV 72 kV 12 kV 175 kV 25 kV 36 kV 52 kV 725 kV Tensão Nominal do Sistema 33 kV 66 kV Us 119 kV 132 kV 138 kV 23 kV 25 kV 345 kV 44 kV 725 kV kVA Int Inf Int Inf Int Inf Int Inf Int Inf Int Inf Int Inf Int Inf Int Inf Int Inf 10 153 4 088 4 049 4 044 4 042 4 15 229 6 132 4 073 4 066 4 063 4 30 457 125 263 75 146 4 132 4 126 4 076 4 07 4 45 685 20 395 10 219 5 197 5 189 5 113 4 104 4 076 4 75 115 30 657 20 365 10 329 10 315 10 189 5 174 5 126 4 099 4 1125 172 40 986 25 547 15 493 125 472 125 283 75 26 75 189 5 148 5 150 229 50 132 30 729 20 657 15 629 15 377 10 347 10 252 6 297 6 126 4 225 343 75 197 40 109 25 986 25 943 20 566 125 52 125 377 10 296 75 189 5 300 457 100 263 60 146 30 135 30 126 30 754 20 694 15 503 125 395 10 252 6 500 761 200 438 100 243 50 219 50 209 50 126 30 116 25 836 20 657 15 419 10 750 114 250 657 150 365 75 329 60 315 60 189 40 174 40 126 25 986 20 629 125 1000 152 300 876 200 486 100 438 100 438 90 419 90 252 50 168 40 132 25 838 20 1500 131 300 729 150 657 150 629 120 377 75 347 75 252 50 197 40 126 25 2000 972 200 876 180 835 150 503 100 463 100 335 80 263 50 168 40 2500 105 180 629 120 578 120 419 100 329 60 21 50 Int Corrente Nominal do Transformador Inf Corrente Nominal do Fusível Limitador tipo HH EXEMPLO DE APLICAÇÃO 91 Determinar o valor da corrente nominal do fusível limitador primário do diagrama da Figura 911 bem como identificar se o mesmo é seletivo com o fusível NH de baixa tensão FIGURA 911 Diagrama unifilar A corrente nominal secundária do transformador vale A corrente primária vale A corrente nominal do fusível limitador vale Inf 15 Inf 15 209 313 A Logo Inf 32 A Tabela 92 fusível mínimo que será adotado inicialmente ou Inf 50 A Tabela 94 A corrente nominal do fusível NH de proteção do secundário é de 1000 A FIGURA 912 Gráfico de tempo corrente dos fusíveis NH As calorias resultantes das correntes de curtocircuito nos fusíveis primários 32 A e secundários 1000 A valem Ip corrente de curtocircuito secundária referida ao primário Tp 00120 s Figura 910 para uma corrente de 413 A Para se determinar aproximadamente as calorias desenvolvidas pelo fusível NH1000 A de proteção do secundário basta se obter o tempo de atuação para a corrente de curtocircuito no lado de baixa tensão que é de 15000 A Para o valor desta corrente o fusível NH de 1000 A não limita o seu valor de crista Isso pode ser constatado no Capítulo 10 do livro do autor Instalações Elétricas Industriais 8ª edição Rio de Janeiro LTC 2010 Observar também na Figura 98 que o fusível primário não limita o valor de crista correspondente à corrente de curtocircuito de 413 A A partir do gráfico da Figura 912 curvas características tempo corrente dos fusíveis NH obtémse T 070 s para um corrente de 15000A atravessando o fusível NH 1000A ou seja Es 150002 07 157500 103 A2s Nesse caso os fusíveis são seletivos pois Ep Es Podese no entanto utilizar o fusível HH 50 A pois a coordenação está garantida e não haverá interrupção do fusível motivada pela corrente de energização do transformador 942 Proteção de Transformadores de Potencial Nesse caso como as correntes dos transformadores de potencial são muito pequenas podese utilizar o fusível de menor corrente nominal que é geralmente de 05 A ou mesmo ainda o fusível de 1 A 943 Proteção de Motores de Média Tensão Muitas vezes podese utilizar essa proteção primária em motores de média tensão 23 a 138 kV apesar de não ser uma prática consagrada Porém quando isso for necessário para limitar o valor de crista da corrente de curtocircuito devemse tomar as seguintes precauções O fusível não deve atuar para a corrente de partida do motor Nesse caso devese conhecer o valor da corrente de partida e verificar através das curvas de tempo corrente da Figura 910 a característica de fusão do elemento fusível admitindose em média se não houver um valor conhecido para o motor em questão um tempo de partida de 15 s considerando o acionamento a plena tensão É imprescindível dotar os circuitos de motores protegidos por fusíveis limitadores primários Podese no entanto utilizar as normas IEC 2821 ou ainda as normas alemãs DIN 43625 nas quais se baseiam os fabricantes nacionais para produzir os fusíveis limitadores primários 97 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA Para aquisição de um fusível limitador primário devem constar no mínimo as seguintes informações Corrente nominal Tensão nominal superior e inferior Corrente mínima de interrupção Curvas características de tempo corrente Capacidade de ruptura na tensão inferior e na tensão superior Informação sobre a aquisição do fusível com indicador de defeito ou com percussor 10 Painéis Elétricos 101 INTRODUÇÃO Um painel elétrico genericamente compreende um conjunto de dispositivos de manobra associados a equipamentos de proteção comando medição e controle complementados por acessórios instalados internamente a um cubículo normalmente metálico dotado de estruturas de suporte Os painéis elétricos são também denominados pela norma ABNT NBR IEC 60050 441 e ABNT NBR IEC 60050 151 conjunto de manobra e controle Os painéis elétricos podem ser classificados de diferentes formas ou seja a Quanto ao nível de tensão O nível de tensão de um painel elétrico está relacionado à classe de tensão dos equipamentos no interior dos quais estão instalados Em geral os painéis são classificados em dois níveis de tensão Painéis de baixa tensão São aqueles no interior dos quais são instalados equipamentos de manobra controle medição proteção e demais dispositivos necessários ao seu funcionamento em que o nível de tensão é igual ou inferior a 1000 V Podem ser construídos para diferentes aplicações conforme Figura 101 Para alimentação de motores elétricos são denominados Centro de Controle de Motores CCM Veja exemplo na Figura 102 Para alimentação de circuitos de distribuição de iluminação são denominados Quadros de Distribuição de Luz QDL FIGURA 101 Vista interna de um painel de BT FIGURA 102 CCM Quando alimentados por um ou mais transformadores que fazem o suprimento a diversos painéis são denominados Quadro Geral de Força QGF Para alimentação de equipamentos específicos como por exemplo capacitores de baixa tensão Para alimentação de circuitos de instalações residenciais Painéis de média tensão São aqueles no interior dos quais são instalados equipamentos de manobra controle medição proteção e demais dispositivos necessários ao seu funcionamento em que o nível de tensão é superior a 1000 V e em geral limitados a 50 kV FIGURA 103 Painel de controle b Quanto à função Os painéis podem ser projetados para desempenharem diferentes funções dentro de uma instalação elétrica Painel de comando Quando nele são instalados equipamentos de comando e manobra de circuitos de baixa ou média tensão tais como disjuntores contactores chaves seccionadoras chaves inversoras etc Painel de controle Quando nele são instalados dispositivos e circuitos destinados a realizar o controle de equipamentos a partir de sinais enviados por relés ou por outros dispositivos Veja exemplo na Figura 103 Painel de medição Quando nele são instalados equipamentos e dispositivos destinados à medição de parâmetros elétricos tais como consumo demanda corrente etc Painel para banco de capacitores Quando nele são instaladas unidades capacitivas chaves de comando e controlador de fator de potência opcional destinado ao controle do fator de potência para evitar o pagamento por excesso de energia reativa e demanda reativa da instalação conforme visto na Figura 104 FIGURA 105 Painel do tipo armário FIGURA 106 Painel do tipo multicoluna FIGURA 108 Painel do tipo modular FIGURA 109 Painel do tipo multimodular constituídas normalmente em chapa de acrílico transparente instalada na parte frontal interna Devemse seguir algumas recomendações no projeto de painéis elétricos do tipo Block Sempre que possível evitar o uso de chaves seccionadoras com abertura sem carga a fim de reduzir o risco de manobras indevidas Prever intertravamento entre chaves seccionadoras e o respectivo disjuntor de média tensão para garantir a máxima segurança na realização de manobras Devese assegurar que o painel opere dentro dos limites de capacidade térmica e dinâmica Projetar o painel com previsão de intercambialidade entre disjuntores a fim de permitir manutenção preventiva periódica A Figura 1011 mostra a parte interna de um painel do tipo Block de baixa tensão FIGURA 1011 Painel do tipo Block de baixa tensão 1032 Conceito de Painel do Tipo Metal Enclosed Os painéis do tipo Metal Enclosed também conhecidos como painéis não blindados são construídos com três divisórias internas Devemse seguir algumas recomendações no projeto de painéis elétricos do tipo Metal Enclosed Devese prever dispositivo de cobertura automático dos terminais vivos guilhotina quando da retirada do disjuntor da sua posição de funcionamento normal Devese isolar a parte de baixa tensão por meio de divisões a fim de evitar eventos de curtocircuito Separar os cubículos com chapas de aço a fim de evitar que o arco resultante de defeitos internos migre para o cubículo adjacente A Figura 1012 mostra um painel construído sob o conceito de Metal Enclosed 1033 Conceito de Painel do Tipo Metal Clad Os painéis do tipo Metal Clad também conhecidos como painéis blindados são constituídos por divisões metálicas internas isolantes tendo como objetivo aumentar o nível de segurança nos trabalhos de manutenção com o painel energizado São divididos em Compartimento de manobra disjuntor ou chave Compartimento de barras Compartimento dos transformadores de corrente e tensão e também terminais dos cabos Compartimento de baixa tensão A Figura 1013 mostra a vista externa tridimensional de um painel Metal Clad Já a Figura 1014 mostra a vista interna de um painel Metal Clad Para complementar o entendimento do assunto podese observar na Figura 1015 a parte interna de um painel Metal Clad de média tensão uma ilustração do fabricante Schneider e diversos equipamentos instalados ou seja transformador de corrente disjuntor transformador de potencial barramentos relés etc A Tabela 101 relaciona as diferenças entre as principais características construtivas quando se comparam os três diferentes tipos de painéis 1034 Sistema Modular São painéis metálicos normalmente fabricados para sistemas de média tensão e caracterizados por construção de colunas com dimensões padronizadas e que em cada coluna são instalados equipamentos que exercem uma única função como se pode observar na Figura 1016 FIGURA 1012 Painel do tipo Metal Enclosed de média tensão FIGURA 1013 Painel Metal Clad vista externa FIGURA 1014 Painel Metal Clad vista interna FIGURA 1015 Parte interna de um painel de MT ilustração Schneider TABELA 101 Comparativo entre as principais características dos painéis elétricos Características Block Metal Enclosed Metal Clad Número de compartimentos Máximo de 2 Igual a 3 Igual ou superior a 3 Instalação de buchas de passagem Não há buchas Possível de haver Sempre haverá Proteção de acesso às partes vivas do painel Sem proteção Com proteção Com proteção Quanto à facilidade de operação durante o funcionamento do painel Mais complexa e cautelosa Fácil operação Fácil operação Propagação de arco no interior do painel para defeitos internos Normalmente ocorre Pode ocorrer Dificilmente ocorre FIGURA 1016 Sistema Modular Já a Figura 1017 mostra a parte frontal de um sistema modular enquanto a Figura 1018 mostra a vista tridimensional de um sistema modular 1035 Requisitos Normativos A norma NR10 Norma Regulamentadora No 10 do Ministério do Trabalho e da Previdência Social que estabelece os limites de segurança em instalações e serviços de eletricidade é um importante instrumento que deve ser seguido nos projetos e construção de painéis elétricos Para atender os requisitos da norma NR 10 os painéis elétricos devem ser projetados e construídos de acordo com as seguintes condições FIGURA 1017 Vistas de um conjunto de painéis de um sistema modular FIGURA 1018 Vistas de perfil de um painel de um sistema modular 10351 Proteção contra choques elétricos 103511 Condições gerais As partes vivas energizadas não devem ser acessíveis a pessoas posicionadas interna ou externamente ao painel elétrico As massas ou partes condutivas acessíveis a pessoas não devem oferecer perigo a mesma nas diversas condições de operação do painel e principalmente para o caso de ocorrência de alguma falha que possa energizar acidentalmente esses elementos Para isso todas as massas e partes condutivas devem ser aterradas por meio de um sistema de equipotencialização Deve ser prevista uma proteção básica com a isolação dos condutores e equipamentos utilizados mantendo determinada separação com as partes vivas e acondicionando os mesmos de forma adequada Deve ser prevista uma proteção suplementar por meio de um sistema de equipotencialização e seccionamento automático da alimentação Deve ser instalada trava mecânica para impedir a extração de disjuntores energizados Deve ser instalada trava mecânica para impedir a abertura da porta do painel com o disjuntor energizado 103512 Proteção contra contatos diretos A construção dos painéis elétricos deve ser tomada de cuidados para evitar que pessoas possam entrar em contato direto com partes vivas condutoras A forma mais usual utilizada é o emprego dos condutores de proteção PE e PEN a Proteção com o uso de isolação das partes energizadas Todas as partes vivas dos circuitos condutores devem ser revestidas por material isolante adequado ao nível de tensão do painel e que somente pode ser removido por meio de sua destruição b Proteção por meio de barreiras As barreiras podem ser caracterizadas por meio de portas tampas e subtampas As barreiras devem apresentar um grau de proteção contra contatos diretos não inferiores a IP2X ou IP XXB proteção contra a penetração do dedo que corresponde a uma abertura igual ou inferior a 12 mm As barreiras somente podem ser deliberadamente removidas utilizando se ferramenta adequada permitindose no entanto a remoção dessas barreiras sem o uso de ferramentas desde que as partes vivas energizadas que possam ser eventualmente tocadas sejam desconectadas da fonte de energia antes de sua retirada As barreiras não devem impedir que intencionalmente a pessoa possa acessar as partes vivas condutoras Esse é o caso típico da substituição de fusíveis dos tipos NH ou diazed 103513 Proteção contra contatos indiretos Geralmente a proteção contra contatos indiretos pode ser realizada por duas diferentes formas i as que utilizam o condutor de proteção e ii as medidas de proteção por meio do seccionamento automático do circuito de alimentação No primeiro caso a proteção é garantida pelas seguintes ações Separação elétrica Aplicação de isolação equivalente à classe II Ligações equipotenciais de locais não aterrados 10352 Proteção contra efeitos térmicos Os componentes vivos das instalações fixas energizados devem ser dimensionados e instalados de forma que as superfícies externas em condições máximas de corrente não alcancem temperaturas capazes de provocar incêndio nos materiais adjacentes Os componentes vivos devem ser projetados e instalados separados das estruturas condutivas dos painéis utilizandose materiais especificados para operarem nas temperaturas máximas de operação previstas e que se caracterizem por uma baixa resistividade térmica Os componentes vivos devem estar afastados dos materiais que possam ser danificados pelo excesso de temperatura de operação desses componentes garantindose que a quantidade de calor gerada seja dissipada de forma segura para o meio exterior 10353 Proteção contra energização indevida A Norma Regulamentadora No 10 Segurança em Instalações e Serviço em Eletricidade estabelece os requisitos e condições mínimas objetivando a implementação de medidas de controle e sistemas preventivos de forma a garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores que direta ou indiretamente interajam em instalações elétricas e serviços com eletricidade Serão transcritos alguns pontos que julgamos ser importantes para elaboração de projetos em painéis elétricos É obrigatório que os projetos de instalações elétricas especifiquem dispositivos de desligamento de circuitos que possuam recursos para impedimento de reenergização para sinalização de advertência com indicação da condição operativa Para atender a esse requisito por exemplo os disjuntores devem possuir dispositivos de segurança para evitar a reenergização do circuito como mostrado na Figura 1019 FIGURA 1019 Vista frontal de um painel com dispositivo de segurança O projeto elétrico na medida do possível deve prever a instalação de dispositivo de seccionamento de ação simultânea que permita a aplicação de impedimento à reenergização do circuito O projeto de instalações elétricas deve considerar o espaço seguro quanto ao dimensionamento e à localização de seus componentes e às influências externas quando da operação e da realização de serviços de construção e manutenção e os circuitos devem ser identificados em todos os terminais com um código alfanumérico correspondente à identificação dos diagramas topográficos Os condutores devem ser contínuos sem emendas e instalados de tal forma que a isolação não esteja sujeita a danos mecânicos As aberturas devem ser dimensionadas de forma a permitir a instalação fácil de todos os cabos de controle necessários bem como de eventuais acréscimos de cabos correspondentes à reserva de 20 dos terminais Os circuitos de cada módulo devem ser protegidos através de disjuntores adequados Os condutores devem ser de cobre flexível formação mínima 19 fios com isolamento antihigroscópio não propagante de chamas classe de isolamento 1 kV de acordo com as normas aplicáveis Toda a fiação interior dos módulos deve ser feita entre terminais sem emendas ou derivações Todas as ligações terminais com parafusos devem ser providas de uma arruela lisa e uma arruela de pressão A fiação para os circuitos de força e para os transformadores de corrente deve ter seção mínima de 4 mm² e para os circuitos de controle e para os transformadores de potencial a fiação deve ter no mínimo 25 mm² de seção com temperatura de operação de 90C Toda fiação deve correr em calhas plásticas com tampa removível evitando ao máximo fiação externa Os blocos terminais devem ser do tipo régua de borne multipolares em bronze estanhado classe de isolamento 750 V corrente de 30 A com placa separadora entre polos e conexões através de parafuso passante Em cada módulo devem ser instalados 20 de bornes de reservas As interligações entre os módulos devem ser feitas pelas réguas terminais instaladas em separado em cada módulo especialmente para este fim e com identificação própria Deverá ser incluída a letra T imediatamente após a letra X régua de borne Norma ABNTNBR 5280 no código de identificação dos blocos terminais de interligação e obedecendo as demais regras para a identificação dos componentes Todas as extremidades dos condutores devem ser providas de terminais à compressão do tipo olhal em bronze estanhado Fazse exceção nos componentes onde não for possível a sua utilização sendo permitido nesses casos o uso de terminais tipo em bronze Na régua de borne fica obrigado o uso de terminal tipo olhal Todas as borneiras utilizadas nos módulos devem ter um fácil acesso para a verificação do cabo e posterior conexão dos circuitos externos na obra A isolação dos condutores deve ser livre de halógenos resistente à chama e à umidade não sendo aceita isolação de PVC Todas as terminações dos cabos serão do tipo prensado Os condutores devem ser identificados em ambas as extremidades de acordo com os Diagramas de Fiação por meio de anilhas plásticas com algarismos eou letras de forma visível e indelével de modo que voltada para a extremidade do condutor fique o código e o borne do componente ao qual esta extremidade deve ser ligada Como exemplo a fiação deve ter as seguintes cores b Sistemas de corrente alternada Circuito de tensão e força Fase A vermelho VM Fase B azul AZ Fase C branco BR Circuito de corrente Fase A vermelho e preto VMPR Fase B azul e preto AZPR Fase C branco e preto BRPR b Neutro e aterramento preto PR c Controle marrom MR d Sistema de corrente contínua Positivo amarelo AM Negativo verde VD Cinzagelo 7035 Verdelimão 25 G 72 segurança 25 RP 410 Cinza 7032 Verdepastel 10 G 64 Púrpura 75 P 46 Verde 6018 Verde segurança 10 GY 63 Branco N 95 Verde 6001 Verde 25 G 34 Preto N 10 Verde 6020 Verde 25 G 56 Rosa 25 YR 76 Verde 6016 Verde 5 GY 84 Bordeaux 25 R 310 Verde 6000 Verde 10 GY 66 Óxido ferro 10 N 36 Verde 6005 Verdeescuro 25 G 48 Cinzaclaro N 65 Azul 5015 Azulclaro 5 B 74 Cinza médio N 5 Azul 5000 Azul médio 75 B 68 Cinzaescuro N 35 Azul 5012 Azulescuro 25 PB 34 Cinzagelo N 80 Amarelo 1004 Azulpastel 25 PB 64 Cremeareia 25 Y 82 Amarelo segurança 1021 Azul cinzento 75 PB 72 Cremeclaro 25 Y 94 Amarelo 1016 Azul 25 PB 410 Gelo 10 Y 91 Laranja segurança 3026 Azulpastel 25 PB 84 Begecaqui 25 Y 56 Vermelho segurança 3000 Azul 75 PB 38 Vermelho 3002 Amareloouro 10 YR 714 Bege 1002 Amarelo 75 R 714 Marrom 8017 Amarelo segurança 5 Y 812 Púrpura 5014 Laranja segurança 25 YR 614 Branco 9010 Vermelho segurança 5 R 414 Rosa 3015 Creme 5 Y 316 b Letras que representam os códigos intermediários Amarelo Avermelhado Yellow Red YR Vermelho Amarelado Green Yellow GY Os fusíveis instalados no interior dos painéis são fonte de calor devido às perdas Joule que se desenvolvem durante o seu uso A norma IEC 6026921 estabelece as perdas máximas permitidas para os fusíveis gL gG e aM fusíveis NH considerando como base a sua corrente nominal Os valores dessas perdas são dados através da Tabela 103 aqui reproduzida da IEC 6026921 TABELA 103 Perdas máximas permitidas aos fusíveis gL gG e aM Perda máxima permitida em W Tamanho do fusível 500 V 690 V NH000 75 12 NH000 12 12 NH1 23 32 NH2 34 45 NH3 48 60 NH4 90 90 Para se determinar as perdas dissipadas pelos fusíveis para correntes diferentes da sua corrente nominal podese empregar a Equação 102 Pef perdas elétricas no fusível em W Pnf perda do fusível para a sua corrente nominal em W α coeficiente de resistência térmica emC que para o cobre vale 000391C a 20C Ir corrente a que está referida a perda no fusível em A Inf corrente nominal do fusível em A ΔT variação da temperatura em K diferença entre a temperatura da barra e a temperatura ambiente Podese admitir o valor de ΔT 100 K numericamente a variação é a 250 45 1600 305 315 63 2500 498 400 75 3150 645 500 115 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 101 Determinar a contribuição das perdas Joule no interior de um painel quando nele estão instaladas 4 chaves seccionadoras tripolares 630 A660 V alimentando cargas cuja corrente é de 476 A A partir da Equação 103 temse 1031433 Temperatura interna dos painéis A temperatura interna dos painéis deve ser calculada eou medida pelo fabricante considerando os seguintes requisitos As perdas dos fusíveis instalados As perdas nas barras e cabos As perdas das chaves seccionadoras As perdas dos contactores As perdas dos demais equipamentos ou dispositivos instalados no painel tais como chaves Soft Starters inversores etc Características construtivas dos painéis Área da base do painel Área das faces externas laterais do painel Área da superfície do painel que efetivamente dissipa calor Largura do painel Número de compartimentos do painel Relação entre a altura e a base Relação entre a altura e a largura Elevação de temperatura dentro do painel Elevação de temperatura do ar interno na parte superior do painel Elevação de temperatura do ar interno no ponto médio do painel Elevação de temperatura do ar interno no ponto a 34 da altura do painel A norma internacional IEC 60890 apresenta um método prático para o cálculo da elevação de temperatura no interior de painéis elétricos limitado a algumas premissas básicas nela mencionadas intensidade luminosa da luz do sol de verão a céu aberto é de 100000 lux FIGURA 1023 Utilização de sensores de luz pontual e regional 3 445 0396 04909 02619 187 316 381 162 282 361 2 395 0351 05531 02664 189 302 313 162 264 298 20 3 595 0529 03672 02509 273 394 454 204 348 431 5 991 0882 02205 02317 319 560 728 274 500 690 10 1990 1770 01098 02054 497 924 1320 427 825 1180 25 3 745 0663 02932 02424 287 470 525 245 412 498 5 1250 1110 01748 02229 384 662 839 327 586 795 3 895 0796 02441 02355 337 544 593 285 476 564 30 5 1400 1330 01561 02187 447 760 944 379 627 896 10 2990 2660 00731 01900 676 1200 1670 573 1060 1480 3 1190 1050 01836 02248 435 692 725 366 600 690 40 5 1990 1770 01098 02054 573 952 1140 482 836 1090 10 3990 3550 00548 01792 850 1470 2000 715 1290 1770 50 5 2490 2220 00877 01969 697 1140 1330 583 994 1260 10 4990 4440 00438 01707 1020 1720 2320 852 1510 2040 60 5 2990 2660 00731 01900 826 1330 1510 688 1150 1440 10 5990 5330 00365 01639 1180 1960 2610 989 1720 2300 80 5 3990 3550 00548 01792 1070 1680 1830 885 1450 1750 10 7990 7110 00273 01530 1500 2410 3170 1240 2110 2790 100 5 4990 4440 00438 01707 1300 2010 2150 1080 1730 2050 10 9880 8890 00221 01450 1810 2850 3720 1490 2480 3260 120 10 12000 10700 00182 01377 2110 3280 4270 1740 2860 3740 160 10 16000 14200 00137 01268 2700 4130 5360 2220 3590 4680 200 10 20000 17800 00109 01184 3290 4970 6430 2690 4310 5610 Condições de instalação Temperatura da barra 65C Temperatura ambiente 35C Afastamento entre as barra paralelas igual à espessura Distâncias entre as barras 75 cm Posição das barras vertical Distâncias entre os centros de fases 080 vez o afastamento entre fases TABELA 106 Barramento de alumínio Barras de alumínio retangulares no interior de painéis Largura Espessura Seção Peso Resistência Reatância Capacidade de corrente permanente A Barra pintada Barra nua mm mm mm2 kgm mOhmm mOhmm Número de barras por fase 1 2 3 1 2 3 12 2 235 00633 14777 02859 97 160 178 84 142 168 15 2 295 00795 11771 02774 118 190 204 100 166 193 3 445 01200 07803 02619 148 252 300 126 222 283 2 395 01070 08791 02664 150 240 245 127 206 232 20 3 595 01610 05836 02509 188 312 357 159 272 337 5 991 02680 03504 02317 254 446 570 214 392 537 10 1990 05380 01745 02054 393 730 1060 331 643 942 25 3 745 02010 04661 02424 228 372 412 190 322 390 5 1240 03350 02800 02232 305 526 656 255 460 619 3 895 02420 03880 02355 267 432 465 222 372 441 30 5 1490 04030 02331 02163 356 606 739 295 526 699 10 2990 08080 01161 01900 536 956 1340 445 832 1200 3 1190 03230 02918 02248 346 550 569 285 470 540 40 5 1990 05380 01745 02054 456 762 898 376 658 851 10 3990 10800 00870 01792 677 1180 1650 557 1030 1460 50 5 2490 06730 01395 01969 566 916 1050 455 786 995 10 4990 13500 00696 01707 815 1400 1940 667 1210 1710 60 5 2990 08080 01161 01900 655 1070 1190 533 910 1130 10 5990 16200 00580 01639 951 1610 2200 774 1390 1940 80 5 3990 10800 00870 01792 851 1360 1460 688 1150 1400 10 7990 21600 00435 01530 1220 2000 2660 983 1720 2380 5 4990 13500 00696 01707 1050 1650 1730 846 1390 1660 100 10 9990 27000 00348 01446 1480 2390 3110 1190 2050 2790 15 15000 40400 00232 01292 1800 2910 3730 1450 2500 3220 120 10 12000 32400 00289 01377 1730 2750 3540 1390 2360 3200 15 18000 48600 00193 01224 2090 3320 4240 1680 2850 3650 160 10 16000 43200 00217 01268 2220 3470 4390 1780 2960 4000 15 24000 64700 00145 01115 2670 4140 5230 2130 3540 4510 200 10 20000 54000 00174 01184 2710 4180 5230 2160 3560 4790 15 30000 80900 00116 01031 3230 4950 6240 2580 4230 5370 Condições de instalação Temperatura da barra 65C Temperatura ambiente 35C Afastamento entre as barra paralelas igual à espessura Afastamento entre os centros das barras 75 cm Posição das barras vertical Distâncias entre os centros de fases 080 vez o afastamento entre fases 103172 Solicitações eletromecânicas As correntes de curtocircuito que se manifestam em uma determinada instalação podem provocar sérios danos de natureza mecânica nos barramentos isoladores suportes e na própria estrutura dos painéis de comando e proteção Quando as correntes elétricas percorrem dois condutores barras ou cabos mantidos paralelos e próximos entre si aparecem forças de deformação que dependendo de sua intensidade podem danificar mecanicamente esses condutores Os sentidos de atuação destas forças dependem dos sentidos em que as correntes percorrem os condutores podendo surgir forças de atração ou repulsão Considerandose duas barras paralelas e biapoiadas nas extremidades percorridas por correntes de forma de onda complexa a determinação das solicitações mecânicas pode ser obtida resolvendose a seguinte expressão Fb força de atração ou repulsão exercida sobre as barras condutoras em kgf D distância entre as barras em cm Aplicandose a Equação 104 temse Portanto a resistência mecânica das barras deve ser superior ao valor do esforço produzido por Fb acima calculado Também os isoladores e suportes devem ter resistências compatíveis com o mesmo esforço de solicitação FIGURA 1025 Vista interna de um painel de comando de média tensão posição das barras O valor da resistência mecânica da barra adotada 30 10 mm disposta com as faces de menor dimensão paralelas vale B 10 mm H 30 mm Lb 516 mm 516 cm O momento resistente da barra vale Ith valor térmico médio efetivo da corrente TABELA 108 Dimensionamento de barramentos de cobre pelo esforço mecânico faces de menor dimensão em paralelo Esforços mecânicos em kgfmm2 Barramento Corrente de curtocircuito em kA B H 5 10 15 20 30 40 50 60 159 190 90 359 809 1439 3238 5757 8996 12954 159 254 50 201 453 805 1812 3221 5033 7248 318 127 100 402 906 1610 3624 6443 10067 14497 318 190 45 179 404 719 1619 2878 4498 6477 318 254 25 100 226 402 906 1610 2518 3624 318 381 11 44 100 179 402 716 1118 1610 477 254 16 67 151 268 604 1074 1678 2416 477 381 07 29 67 119 268 477 745 1074 477 508 04 16 37 67 151 268 419 604 635 254 12 50 113 201 453 806 1260 1815 635 381 05 22 50 89 201 358 560 807 635 508 03 12 28 50 113 201 315 454 635 635 02 08 18 32 72 129 201 290 635 702 02 06 15 26 59 105 165 237 635 889 01 04 09 16 37 66 102 148 635 1016 03 07 12 28 50 78 113 1270 254 25 56 100 226 403 630 907 1270 508 06 14 25 56 100 157 226 1270 762 02 06 11 25 44 70 100 1270 1016 01 03 06 14 25 39 56 Condições Espaçamento entre dois apoios consecutivos entre barras 550 mm Distância entre barras 80 mm Em geral os fabricantes indicam os valores da corrente térmica nominal de curtocircuito que seus equipamentos cabos etc podem suportar durante um período de tempo Tth normalmente definido em 1 s EXEMPLO DE APLICAÇÃO 104 Numa instalação industrial a corrente inicial eficaz simétrica de curtocircuito no barramento do QGF é de 50 kA sendo a relação XR igual a 140 Calcular a corrente térmica mínima de curtocircuito que devem ter as chaves seccionadoras ali instaladas Icis Ics Como já foi mencionada anteriormente essa relação só é válida quando o ponto de geração está distante do ponto de defeito TABELA 109 Fator de influência do componente contínuo de curtocircuito M Fator de assimetria Duração Td s 11 12 13 14 15 16 17 18 19 001 050 064 073 092 107 126 145 167 180 002 028 035 050 060 072 088 114 140 162 003 017 023 033 041 052 062 088 118 147 004 011 017 025 030 041 050 072 100 133 005 008 012 019 028 034 043 060 087 125 007 003 008 015 017 024 029 040 063 093 010 000 000 000 001 015 023 035 055 083 020 000 000 000 000 015 010 015 030 052 050 000 000 000 000 000 000 012 019 020 100 000 000 000 000 000 000 000 000 001 TABELA 1010 Fator de influência do componente alternado de curtocircuito N Relação entre IcisIcs Duração Td s 60 50 40 30 25 20 15 125 10 001 092 093 094 095 096 097 098 100 100 002 087 090 092 094 096 097 098 100 100 003 084 087 089 092 094 096 098 100 100 004 078 084 086 090 093 096 097 099 100 005 076 080 084 088 091 095 097 099 100 007 070 075 080 086 088 092 096 097 100 010 068 070 076 083 086 090 095 096 100 020 053 058 067 075 080 085 092 095 100 050 038 044 053 064 070 077 087 094 100 100 027 034 040 050 060 070 084 091 100 200 018 023 030 040 050 063 078 087 100 300 014 017 025 034 040 058 073 086 100 10318 Exemplo de Especificação de um Painel Elétrico 103181 Painéis de média tensão Tipo do painel Metal Enclosed Tipo de instalação Abrigada Função Proteção e manobra Tensão nominal eficaz 15 kV Tensão máxima de operação contínua 175 kV Corrente nominal mínima dos barramentos eficaz 2000 A 40 kA Corrente simétrica de interrupção eficaz Fator de assimetria 120 Corrente mínima de curta duração 1 segundo eficaz 40 kA Corrente nominal mínima suportável de crista 75 kA Corrente de resistência ao arco interno 40 kA1 s Frequência 60 Hz Tensão do circuito de aquecimento e iluminação 220 Vca Tensão suportável à frequência industrial 1 minuto 38 kV Tensão suportável de impulso atmosférico 110 kV Grau de proteção IP51 Manutenção do painel Frontal e posterior Entrada e saída dos cabos Inferior Estrutura do painel Aço carbono Espessura da estrutura e portas 265 mm Espessura da placa de montagem 190 mm Tratamento das chapas Fosfatizada Acabamento externo Cinza RAL 7032 tinta pó Acabamento interno Cinza RAL 7032 tinta pó Partes internas Chapas galvanizadas Altura base 2000 100 mm Largura 800 mm Profundidade 1000 mm 103182 Painéis de baixa tensão Tensão nominal 220380440480 V Frequência nominal 5060 Hz Tensão de isolação 600 V Tensão do sistema de controle 24Vcc 220 Vca Tensão dos serviços auxiliares 127220 Vca Corrente máxima suportável de curtocircuito valor de crista 100 kA Corrente suportável de curtocircuito simétrica 1 s 48 kA Corrente nominal do barramento principal 3150 A Corrente nominal do barramento derivação 1000 A Esquema de aterramento TNS Nível básico de isolação 4 kV Tipo do painel Metal Enclosed Tipo de instalação Abrigada Grau de proteção IP41 Gavetas de saída tipo FixaExtraível Manutenção do painel Frontal e posterior Entrada e saída dos cabos Inferior ou superior Estrutura do painel Açocarbono Espessura da estrutura e portas 265 mm Espessura da placa de montagem 190 mm Tratamento das chapas Fosfatizada Acabamento externo Cinza RAL 7032 tinta pó Acabamento interno Cinza RAL 7032 tinta pó Partes internas Chapas galvanizadas Altura base 2000 100 mm Largura 800 mm Profundidade 1000 mm 104 ENSAIOS Os ensaios têm como objetivo assegurar se o projeto e a fabricação do painel incluindo os seus componentes estão de acordo com as normas vigentes e se atendem às condições de segurança operacionais Os ensaios devem ser realizados reproduzindose as condições mais severas a que pode ficar submetido o painel esses ensaios são realizados pelo fabricante eou solicitados pelo comprador São os seguintes 10431 Painéis de baixa tensão 104311 Inspeção do painel 104312 Ensaio dielétrico 104313 Verificação da continuidade elétrica dos circuitos auxiliares e de proteção 10432 Painéis de média tensão Os ensaios de rotina devem ser realizados nos laboratórios do fabricante do painel antes do embarque de cada unidade e tem como objetivo assegurar que o painel está em conformidade com o painel submetido aos ensaios de tipo A seguir serão mencionados os principais ensaios de rotina Alguns deles são iguais aos ensaios de tipo 104321 Ensaio dielétrico do circuito principal Deve ser realizado de acordo com o item 71 da ABNT NBR IEC 60694 104322 Ensaio nos circuitos auxiliares e de controle Deve ser realizado de acordo com o item 72 da ABNT NBR IEC 60694 104323 Ensaio de estanqueidade Deve ser realizado de acordo com a ABNT NBR IEC 60694 104324 Ensaio de verificação de projeto e aspectos visuais Deve ser realizado de acordo com a ABNT NBR IEC 60694 104325 Medição de descargas parciais Normalmente essa medição somente deve ser realizada quando solicitada pelo usuário 104326 Ensaio de operação mecânica Esse ensaio deve assegurar que os dispositivos de conexão as partes removíveis e as travas mecânicas funcionam de acordo com as condições de projeto 104327 Ensaio de pressão de compartimentos preenchido a gás Cada compartimento deve ser submetido ao ensaio com uma pressão igual a 13 da pressão estabelecida em projeto durante 1 min 104328 Ensaio de dispositivos auxiliares elétricos pneumáticos e hidráulicos consideravelmente a temperatura do meio em que se desenvolve Para melhor entendimento do fenômeno considerar a abertura do polo de um disjuntor representada na Figura 111 em seus vários instantes durante o período de manobra Inicialmente na posição a o polo apresenta os seus contatos fechados por onde circula determinada corrente elétrica cuja resistência é formada basicamente pela pressão dos contatos metálicos resultando numa pequena perda por efeito joule No instante inicial do movimento do contato móvel a pressão entre os contatos diminui aumentando consequentemente a resistência elétrica entre eles e conduzindo a corrente a circular apenas por algumas saliências existentes nas superfícies dos contatos Isso acarreta grandes perdas ôhmicas elevando consideravelmente a temperatura das superfícies condutoras o que pode ser observado na posição b Imediatamente após a separação dos contatos a corrente continua passando através do meio fortemente ionizado de acordo com a posição c Ao se proceder ao afastamento total dos contatos observase a formação do arco que precisa ser extinto o mais rapidamente possível de sorte a evitar a fusão dos contatos As saliências nas superfícies dos contatos são de tamanho microscópico e normal a qualquer metal mesmo que seja dispensado um tratamento de alisamento no acabamento das superfícies É bom lembrar também que ao se ligar um disjuntor ou mesmo uma chave sob pressão de mola por exemplo há uma deformação elástica e plástica dos contatos Como consequência da deformação elástica há um processo de recocheteamento dos contatos que pode se repetir várias vezes e somente cessa quando toda a energia cinética do mecanismo do contato móvel transformase em calor a Por alongamento e resfriamento do arco Esse é o processo mais simples e rudimentar de extinção do arco Utilizandose duas hastes metálicas em forma de chifre dispostas frontalmente conforme a Figura 114 o arco formado entre elas provoca o aquecimento do ar que as envolve A tendência ascendente do ar quente leva consigo o próprio arco alongandoo em função da forma das hastes e ao mesmo tempo resfriandoo até a sua extinção total nas partes superiores do dispositivo FIGURA 114 Ilustração do alongamento do arco FIGURA 115 Aplicação de dispositivos em equipamentos para alongamento do arco tensão resultante da formação do arco fica limitada a praticamente 200 V Como se pode observar o arco não sofre nenhum processo de resfriamento durante a sua extinção o que diferencia substancialmente esse tipo de disjuntor de muitos outros 114 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DOS DISJUNTORES Os tipos construtivos dos disjuntores dependem dos meios que utilizam para extinção do arco Existe no mercado uma grande quantidade de marcas e tipos de disjuntores empregando as mais variadas técnicas às vezes particulares para certas aplicações Independentemente das características elétricas disponíveis entre os vários disjuntores comercializados estes podem ser estudados quanto às duas formas básicas o sistema de interrupção do arco e o sistema de acionamento 1141 Quanto ao Sistema de Interrupção do Arco Os disjuntores podem ser classificados como a seguir 11411 Disjuntores a óleo Nos sistemas de média tensão e para aplicação geral em subestações consumidoras de pequeno e médio porte os disjuntores a óleo têm uma forte presença no mercado devido a seu custo reduzido robustez construtiva simplicidade operativa e reduzidas exigências de manutenção dadas as características de operação desses sistemas No entanto vem perdendo mercado para o seu principal concorrente que é o disjuntor a vácuo Os disjuntores a óleo podem ser fabricados de acordo com duas diferentes técnicas de interrupção ou seja os disjuntores a grande volume de óleo GVO e os disjuntores a pequeno volume de óleo PVO 114111 Disjuntores a grande volume de óleo GVO Nesse tipo de disjuntores os contatos dos três polos se localizam no interior de um único recipiente contendo uma grande quantidade de óleo mineral isolante O recipiente ou simplesmente tanque é constituído de uma chapa de aço robusta e contém na sua parte superior uma tampa metálica cujas guarnições em borracha especial garantem uma completa vedação do conjunto O interior do tanque é revestido de material isolante Os contatos de cada polo são instalados no interior de uma pequena um visor de material transparente instalado na altura da câmara de extinção Na câmara de extinção de arco ilustrada na Figura 1110 se processa a interrupção da corrente elétrica do circuito É constituída basicamente de três partes o compartimento superior onde são extintas as correntes de pequena intensidade a base da câmara que permite juntamente com o cabeçote a injeção dirigida do óleo sobre o arco resultante de correntes de grande intensidade e o canal anelar destinado a conduzir o óleo até o arco em alta pressão FIGURA 118 Disjuntor a pequeno volume de óleo PVO FIGURA 1112 Conjunto de manobra com disjuntor a óleo do tipo extraível Esse sistema funciona como um seccionamento visível prescindindo da chave seccionadora tripolar normalmente instalada antes do disjuntor no sentido fontecarga Esses disjuntores são providos de intertravamento e bloqueio mecânico que somente permitem inserir ou extrair a parte móvel do disjuntor mediante a abertura dos contatos dos polos evitandose dessa forma um seccionamento em carga do disjuntor o que poderia ocasionar sérios danos na instalação Os disjuntores extraíveis podem ser construídos com comando para fechamento automático à mola précarregada tanto nas versões de operação manual como motorizada de acordo com o que já foi mencionado Os disjuntores extraíveis podem ser fabricados em duas versões quanto ao sistema de proteção por relés Como está apresentado na Figura 1113 o disjuntor é destinado a um circuito com proteção por meio de relés de ação indireta ou simplesmente relés secundários digitais Caso o sistema seja projetado levandose em conta o uso de relés primários de ação direta o disjuntor será fornecido sem a haste de acionamento do relé O disjuntor do tipo extraível instalado no cubículo metálico conforme visto na Figura 1112 é fabricado com dispositivos de travamento e intertravamento para atender aos seguintes requisitos A inserção ou extração do disjuntor somente deverá ser possível quando o mesmo estiver na posição aberta A operação do disjuntor somente deverá ser possível quando o mesmo estiver nas posições inserido extraído ou de teste O disjuntor não poderá ser ligado quando na posição de serviço sem que seu circuito auxiliar de corrente esteja também conectado FIGURA 1113 Parte extraível do disjuntor FIGURA 1114 Parte extraível frontal de um disjuntor do tipo extraível Existe um dispositivo de travamento entre os disjuntores do cubículo metálico quando o carrinho de manobra do disjuntor estiver na posição de teste Dizse que o carrinho de manobra do disjuntor está na posição de teste quando na posição anterior à posição de separação Existe um dispositivo de bloqueio ou travamento do disjuntor na posição aberta enquanto não se fizer um contato perfeito com os dispositivos primários de desconexão ou não existir uma distância segura de separação Existe um dispositivo de acionamento automático para desligamento do disjuntor quando o carrinho de manobra estiver sendo afastado por defeito do intertravamento da sua posição de disjuntor ligado sendo a abertura do disjuntor efetuada antes da separação dos contatos dos dispositivos primários de desconexão O sistema de bloqueiointertravamento do disjuntor deve executar as suas funções básicas de segurança quando este estiver na posição de inseridoserviço de tal forma a Impedir de mover o disjuntor com o mesmo ligado Impedir de fechar a chave de aterramento Impedir de abrir a porta do compartimento do disjuntor O sistema de bloqueiointertravamento do disjuntor deverá executar as suas funções básicas de segurança quando este ocupar a posição de inseridotesteextraído de tal forma a Impedir de abrir a porta do compartimento do disjuntor Impedir de ligar o disjuntor Impedir de fechar a chave de aterramento Impedir de desligar o plugue de comando do disjuntor O sistema de bloqueiointertravamento do disjuntor deve executar as suas funções básicas de segurança quando na posição de testeextraído de tal forma a Impedir de mover o disjuntor se o mesmo estiver ligado Impedir de mover o disjuntor se a chave de aterramento estiver fechada Impedir de fechar a porta do compartimento do disjuntor sem conectar o plugue de comando do disjuntor FIGURA 1122 Componentes de um polo de disjuntor a SF6 Observase na Figura 1123 que a câmara do disjuntor é do tipo I utilizada comumente nos disjuntores da classe de tensões elevadas Os disjuntores a SF6 para uso esterno da classe de tensão superior a 230 kV possuem duas câmaras de interrupção por polo e podem extinguir correntes de interrupção de até 50 kA As câmaras de interrupção funcionam de acordo com o princípio do pistão de compressão de gás e estão equipadas com dois sistemas de contatos Uma rigidez dielétrica elevada é assegurada pela grande distância entre os contatos abertos O mecanismo de operação aciona através de uma haste isolante de comando as duas câmaras de interrupção conectadas na forma de V conforme mostrado na Figura 1124 O acionamento funciona pelo princípio de pistão diferencial e o seu movimento é amortecido pneumaticamente Esses disjuntores muitas vezes são dotados de resistência de préinserção a fim de limitar as sobretensões de manobra nas redes de alta tensão A resistência e o contato de préinserção são alojados cada um em uma câmara isolante própria FIGURA 1123 Vista de instalação de um disjuntor de câmara em I FIGURA 1124 Vista de instalação de um disjuntor em V acionamento São instalações de custo mais elevado mas que são economicamente mais vantajosos quando comparado com o emprego individual de cada unidade disjuntora portadora de um compressor para gerar o meio extintor do arco elétrico FIGURA 1126 Ilustração de polo de disjuntor a ar comprimido A operação dos disjuntores a ar comprimido vem perdendo mercado nos últimos anos para os disjuntores a SF6 à medida que a técnica de utilização desse gás está sendo aperfeiçoada para utilização em sistema de tensões elevadas iguais ou superiores a 230 kV 1142 Quanto ao Sistema de Acionamento 11421 Sistema de mola O sistema de mola é o mais comum no acionamento dos disjuntores principalmente por apresentar grande simplicidade de operação e custos reduzidos É empregado basicamente em todos os disjuntores de média tensão e na maioria dos disjuntores de alta tensão O sistema de acionamento através de mola é utilizado nos disjuntores a óleo de pequeno ou grande volumes nos disjuntores a SF6 a sopro magnético e a vácuo Consiste numa mola ou conjunto de molas que ao ser destravada libera toda a sua energia mecânica armazenada para o deslocamento da haste que porta o contato móvel do disjuntor Esse acionamento pode ser feito individualmente por polo ou de forma tripolar em comando simultâneo O sistema de acionamento dos disjuntores na maioria dos casos é do tipo mecânico e utiliza o princípio da energia armazenada que tem as seguintes funções básicas Armazenar energia mecânica carregando uma mola de fechamento utilizandose para isso de uma haste metálica que faz girar o disco do sistema de manobra ou empregandose um motor do tipo universal Ceder esta energia a um sistema de fechamento ultrarrápido dos contatos fixo e móvel ao mesmo tempo e transferir parte dessa energia para o carregamento simultâneo da mola de abertura O sistema de acionamento por mola permite dotar os disjuntores de vários mecanismos peculiares a cada fabricante Esses mecanismos são resumidamente descritos a seguir a Fechamento automático Nessa concepção o disjuntor é ligado imediatamente após o carregamento da mola de fechamento e pode ser acionado por dois diferentes meios FIGURA 1129 Mecanismo de acionamento de um polo de um disjuntor Disparadores operados por TC São utilizados para desligamento automático de disjuntores nos casos de curtocircuitos e sobrecargas Para a conexão dos disparadores operados por TC é necessário utilizar transformadores de corrente ligados no circuito principal a ser protegido pelo disjuntor Disparadores mecânicos São utilizados em disjuntores desligados manualmente ou quando são utilizados relés primários de ação direta Esse tipo de disjuntor foi empregado em subestações de pequeno porte instaladas em estabelecimentos comerciais e industriais Atualmente não é mais utilizado Bobina de fechamento Permite o fechamento do disjuntor através de comando local ou remoto É montada no dispositivo de acionamento substituindo o mecanismo de operação manual Pode ser energizada por fonte de corrente contínua ou alternada sucessivas do disjuntor o que pode acontecer quando por descuido de operação ou falha nos contatos auxiliares a bobina de fechamento se mantém energizada e o disjuntor é ligado com o sistema sob defeito sustentado Dessa forma o disjuntor é ligado e religado repetidas vezes podendo resultar em danos irreparáveis ou mesmo na explosão do equipamento A bobina antibombeamento tem retardo próprio de 80 ms Para desligar o disjuntor basta acionar a botoeira D que energiza a bobina de abertura BA retirando a trava mecânica da mola de abertura 11422 Sistema de solenoide É utilizado no carregamento da mola de abertura do disjuntor ao mesmo tempo que propicia a operação do seu sistema de fechamento É constituído basicamente de um solenoide e em geral empregado somente na abertura do disjuntor Tem utilização limitada devido à pouca energia que consegue transferir para o carregamento da mola de abertura 11423 Sistema a ar comprimido Esse sistema é praticamente empregado nos disjuntores que utilizam o ar comprimido como meio de extinção do arco Nesse caso o ar comprimido exerce tanto a função do meio extintor do arco como a de acionador do mecanismo de disparo do disjuntor O ar é armazenado em vasos cilíndricos de alta pressão e distribuído através de uma rede de tubulação aos diversos disjuntores do sistema No entanto o disjuntor pode conter o seu próprio vaso de pressão 11424 Sistema hidráulico É simplesmente constituído de um vaso de óleo 1 visto na Figura 1131 que recebe uma elevada pressão da bomba hidráulica B comprimindo o êmbolo do vaso 1 contra certo volume de nitrogênio N2 armazenando dessa forma uma grande quantidade de energia A bomba hidráulica chega a imprimir uma pressão de aproximadamente 200 kgcm2 no reservatório 1 Para se proceder à abertura do disjuntor energizase o solenoide K1 que abre a válvula correspondente permitindo que o óleo depositado sob pressão na parte inferior do reservatório 2 através dos condutos a e d se escoe para o reservatório 3 Assim o solenoide K2 mantém a válvula correspondente fechada conservando a pressão do óleo contido na parte superior do reservatório Para se proceder ao fechamento do disjuntor acionase o solenoide K1 permitindo a passagem do óleo sob pressão pelos condutos c e a para o reservatório 2 ao mesmo tempo acionase o solenoide K2 fazendo o óleo sem pressão escoar para o reservatório 3 através dos condutos b e e Dessa forma o êmbolo que contém o contato móvel é empurrado violentamente para cima fechando os contatos do disjuntor 1143 Sequência de Operação Os disjuntores são dimensionados para operar dentro de suas características nominais considerando o ciclo de operação determinado pelo fabricante Em geral o ciclo de operação é designado por duas sequências ou seja FIGURA 1131 Ilustração de um sistema hidráulico do mecanismo de acionamento de um disjuntor a Sequência OtCO O operação de abertura open t tempo para o fechamento após a abertura C operação de fechamento close Muitas vezes a sequência de operação vem acompanhada dos tempos correspondentes ou seja O035sCO b Sequência OtCOtCO Simétrica Assimétrica Tensão de serviço Corrente Potência Corrente Potência kV kA MVA kA MVA Tensão nominal 138 kV 138 105 250 115 280 Tensão nominal 2024 kV 20 10 350 117 400 Tensão nominal 725 kV 725 315 3950 378 4740 69 315 3950 378 4510 60 315 3950 378 3920 52 315 3950 378 3410 52 315 3950 378 3410 Tensão nominal 145 kV 145 315 7900 378 9480 132 315 7900 378 9480 132 315 7900 378 9480 TABELA 112 Características elétricas gerais de disjuntores Características Valores Tipo Ud D KU35620 D KU50620 Tensão nominal kV 2024 132 2024 132 Corrente nominal A 630 630 630 630 Capacidade de ruptura nominal A 350 250 500 350 Potência de interrupção simétrica MVA 10 11 145 155 Corrente de ligação simétrica kA 25 28 36 39 Corrente de curta duração 1 s kA 20 20 20 20 Tempo de ligação s 011 012 Tempo de desligamento s 06 0065 Tempo de interrupção s 014 016 Tempo de ligação desligamento s 004 006 Tensão de ensaio 60 Hz1 min kV 55 Tensão de impulso 150 μs kV 125 Distância de escoamento mm 248 Distância fase terra mm 180 TABELA 113 Características elétricas de disjuntores HPF Características Valores Tipo Ud HPF HPF 409385 Tensão nominal kV 52725 345 Tensão máxima de serviço kV 725 38 Frequência nominal Hz 5060 5060 Corrente nominal A 2000 2000 Corrente nominal simétrica de inter kA 315 315 Corrente nominal de ligação crista kA 80 80 Tempo de operação tempo de ligamento s 016 016 tempo próprio na abertura s 0025 0025 tempo total de interrupção s 0025 005 tempo em oposição de fase s 006 006 Tensões de prova tensão de 5060 Hz 1 m seco entre faseterra kV 160 80 tensão suportável de impulso kV 350 200 1152 Solicitações em Serviço Normal As solicitações em serviço normal são as que se caracterizam pela operação do disjuntor em condições de manobra intencional São as descritas a seguir 11521 Abertura de transformadores a vazio Quando um transformador é desligado através de um disjuntor a sua energia magnética armazenada na indutância própria é liberada em forma de energia elétrica com base na Equação 113 A energia capacitiva mesmo de pequena expressão armazenada no transformador também é liberada e seu valor pode ser dado pela Equação 114 Como há uma troca de energia de igual valor entre os circuitos indutivos e capacitivos Wm Wc a tensão V toma um valor muito elevado ou seja calculada pela Equação 118 Ct capacitância do enrolamento para a terra em pF Cs capacitância série entre espiras em pF Para se determinar aproximadamente a frequência das oscilações pode se empregar a Equação 119 É importante lembrar que a Equação 118 é válida somente para transformadores ligados em estrelatriângulo A frequência das oscilações em transformadores em triângulo é significativamente menor EXEMPLO DE APLICAÇÃO 111 Um transformador de 20 MVA ΔY 69138 kV de impedância igual a 7 é desenergizado a vazio através da abertura do seu disjuntor a SF6 correspondente Calcular a sobretensão resultante e a frequência das oscilações Aplicando a Equação 116 temse Ic 5 A valor considerado da corrente de corte ou chopping veja item 11522 η 06 valor considerado A indutância de magnetização vale A capacitância série das espiras dos enrolamentos e a respectiva capacitância para a terra podem ser determinadas pelo gráfico da Figura 1134 A capacitância dos enrolamentos por fase é dada pela Equação 118 A Equação 119 dá a frequência das oscilações FIGURA 1134 Gráfico das capacitâncias de transformadores de força 11522 Abertura de pequenas cargas indutivas capacitâncias da carga e da fonte inclusive a da câmara de interrupção do próprio disjuntor Considerando como ordem de grandeza uma capacitância paralela de 2 106 F no circuito de alimentação de um motor de indução durante a sua partida a corrente de chopping num disjuntor a pequeno volume de óleo pode adquirir o valor de A corrente de corte Ic capaz de provocar sucessivas reignições nos disjuntores está compreendida entre 20 e 500 A Valores inferiores a 20 A que correspondem à desenergização de transformadores a vazio não provocam sobretensões perigosas para o disjuntor As sobretensões podem ser mais bem avaliadas analisandose o fator de sobretensão que corresponde à relação entre a tensão máxima transitória e a tensão nominal do motor em seu valor de pico Pode ser dada pela Equação 1112 TABELA 114 Relação de corrente de corte ou de chopping em função da capacitância Tipo de disjuntor Pequeno volume de óleo 10 104 Disjuntor a SF6 17 104 Disjuntor a ar comprimido 20 104 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 112 Considerar um motor de rotor em curtocircuito com potência nominal de 1250 cvpolos4160 V Calcular a sobretensão a que ficará submetido o motor quando durante os instantes iniciais de partida é desligado da rede a Corrente nominal do motor b Corrente de chopping do disjuntor Ic 1414 A valor calculado anteriormente c Sobretensão no desligamento durante a partida valor de pico De acordo com a Equação 1111 temse d Fator de sobretensão De acordo com a Equação 1112 temse 1153 Energização de Componentes do Sistema 11531 Energização de transformadores Durante a energização de um transformador surgem correntes de valor FIGURA 1135 Curva de magnetização ou de histerese FIGURA 1136 Esquema básico de um sistema elétrico com capacitâncias de fase Assim a tensão entre os contatos abertos do disjuntor cresce podendo haver reacendimento do arco O exame da Figura 1137 facilita a compreensão dos fenômenos que acontecem num polo durante a operação do disjuntor Nesse caso a corrente de carga Ic dos capacitores está adiantada da tensão de 90 carga capacitiva Supor que no ponto a os contatos do disjuntor se abrem Então surge um arco entre os contatos em processo de enquanto a tensão Vm da fonte G que no momento da extinção do arco estava no seu valor máximo inicia o carregamento da capacitância Cf através da indutância e da resistência da fonte Mesmo após carregada a capacitância com a tensão máxima da fonte Vm a indutância através de seu campo magnético continua descarregando toda a sua energia armazenada sobre a mesma capacitância que agora passa a apresentar nos seus terminais uma tensão superior à tensão da fonte Quando toda a energia magnética da indutância for transferida e transformada em energia elétrica na capacitância a corrente cessa e inicia imediatamente o processo de retorno de toda a sua energia elétrica armazenada transferindoa para a indutância e transformandose em energia magnética novamente Criase então um circuito oscilatório cuja tensão atinge duas vezes a tensãoVm conforme se pode ver através da Figura 1140 d A resistência Rf é responsável pelo amortecimento da energia transferida entre a indutância e a capacitância transformadoa em energia de perda FIGURA 1138 Esquema básico de um circuito elétrico com capacitâncias de terra FIGURA 1139 Tensões e corrente na abertura monopolar de um disjuntor b Circuitos trifásicos Na análise de interrupção de uma corrente de curtocircuito trifásica pelo disjuntor devese levar em consideração que as três correntes de defeito estão defasadas entre si de120 enquanto a passagem pelo ponto zero natural se dá a cada 60 por qualquer uma das três correntes do sistema Considerando que os três contatos do disjuntor se separam nas três fases praticamente no mesmo instante podese perceber facilmente que a interrupção nos três polos ocorre em tempos diferentes Isto é se um polo num determinado instante interrompe a corrente que está passando pelo seu zero natural nos outros dois polos a corrente de defeito continua circulando à semelhança de um circuito bifásico A Figura 1140 demonstra de forma clara o processo de interrupção de uma corrente num circuito trifásico Ao se abrirem os contatos do disjuntor num ponto qualquer T0 a FIGURA 1140 Tensões e correntes na abertura de um disjuntor Chamase fator de primeiro polo a relação entre a tensão transitória de restabelecimento e a tensão máxima do sistema 11542 Abertura em regime de curtocircuito distante dos terminais do disjuntor Nesse caso há uma intensa transferência de energia armazenada entre a capacitância e a indutância do sistema desenergizado A frequência dessas oscilações pode ser dada pela Equação 1113 FIGURA 1141 Ilustração da abertura dos três polos de um disjuntor FIGURA 1142 Diagrama básico de um sistema elétrico de potência Considerar o sistema com uma fonte geradora G alimentando uma longa linha de transmissão cujo circuito simplificado é dado na Figura 1142 onde são mostrados os principais parâmetros do circuito isto é a resistência a reatância e a capacitância Rf Lf e Cf são respectivamente a resistência a indutância e a capacitância do sistema gerador enquanto RcLc e Cc são respectivamente a resistência a indutância e a capacitância do sistema de transmissão Ao abrir o disjuntor D o arco é extinto quando a corrente passa pelo seu zero natural Por tratarse de um curtocircuito a tensão está adiantada da corrente num ângulo próximo a 90 portanto assumindo o seu valor máximo Assim no instante da interrupção da corrente a capacitância Cc distúrbio que faça circular uma elevada corrente no alimentador o disjuntor deve intervir através das proteções associadas abrindo os seus contatos quando nesse instante as tensões nas duas fontes geradoras mencionadas então defasadas em um certo ângulo de fase A condição mais desfavorável é aquela em que as tensões em cada terminal de um polo do disjuntor estão desfasadas 180 quando se diz que o disjuntor operou em regime de oposição fase Nesse caso a tensão de restabelecimento transitória pode assumir valores muito elevados superiores até mesmo àqueles resultantes dos processos de curtocircuito a curta distância da barra Já a corrente resultante do fenômeno é consideravelmente inferior àquela referente a um curtocircuito nos terminais do disjuntor e é normalmente dada em percentagem desta Para um disjuntor por exemplo de 725 kV a capacidade de interrupção em oposição de fase assume os seguintes valores Máxima tensão de restabelecimento à frequência nominal valor eficaz 105 kV Capacidade de corrente de interrupção em oposição de fases 25 de Icc 79 kA Máxima tensão de restabelecimento transitória 185 kV 116 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1161 Características dos Ensaios Todos os ensaios devem ser realizados pelo fabricante na presença do inspetor ou não de conformidade com as prescrições contidas no documento de aquisição do comprador Os ensaios de recepção devem ser realizados de acordo com a NBR 7102 Os ensaios sintéticos em disjuntores de alta tensão estão enumerados a seguir 11611 Ensaios de rotina Devem ser executados em todas as unidades produzidas São os seguintes Ensaios de tensão suportável a seco à frequência industrial no circuito principal Ensaios de tensão aplicada nos circuitos de comando e auxiliar Medição da resistência no circuito principal Ensaios de operação mecânica Ensaios nas buchas Ensaios de vazamento óleo ar comprimido gás Ensaios de pressão gás ar comprimido Ensaios dos ajustes mecânicos Ensaios de operação mecânica Ensaios dos tempos de operação tanto no fechamento como na abertura Ensaios de suportabilidade dos componentes isolantes principais à tensão de frequência industrial 11612 Ensaios de tipo Em geral os ensaios de tipo são dispensados pelo comprador quando o fabricante exibe resultados dos ensaios de tipo anteriormente executados sobre disjuntores fabricados com base no mesmo projeto Caso contrário é sempre conveniente a presença de um inspetor na fábrica durante a realização dos ensaios que são Ensaios de comprovação do desempenho mecânico Ensaios de comprovação de operação Ensaios de comprovação da elevação máxima de temperatura Ensaios de impulso de manobra Ensaios de impulso atmosférico Ensaios de tensão aplicada à frequência industrial Ensaios de descarga parcial Ensaios de estabelecimento de correntes de curtocircuito Ensaios de corrente crítica Ensaios de interrupção de corrente de curtocircuito monofásico Ensaios de interrupção de falta quilométrica Ensaios de abertura em discordância de fases Ensaios de suportabilidade à corrente de curta duração admissível Ensaios de abertura de linha a vazio Ensaios de manobra de banco de capacitores abertura e fechamento Ensaios de abertura do transformador a vazio Ensaios de interrupção de falta com a operação de disjuntores em paralelo 122 CARACTERÍSTICAS GERAIS 1221 Princípio de Funcionamento Na sua concepção mais simples um transformador é constituído de dois enrolamentos o enrolamento primário que recebe a energia do sistema supridor e o enrolamento secundário que transfere esta energia para o sistema de distribuição descontando as perdas internas referentes a esta transformação A Figura 123 mostra um circuito magnético fechado representando um transformador na sua forma mais simples No seu estudo de funcionamento os transformadores devem ser analisados nas três situações particularmente mais importantes que assumem durante a sua operação como se verá a seguir 12211 Operação a vazio Quando um transformador está energizado e não há nenhum aparelho consumidor ligado ao seu enrolamento secundário dizse que opera a vazio Neste caso uma tensão V1 é aplicada ao seu enrolamento primário fazendo aparecer no enrolamento secundário uma tensão V2 Dessa forma no enrolamento primário circulará uma corrente I0 denominada corrente a vazio Conforme o diagrama da Figura 124 esta corrente poderá ser decomposta em dois componentes sendo Iμ a corrente responsável pela magnetização do núcleo enquanto Ip é a corrente que o transformador absorve da rede de alimentação para suprir as perdas internas devido às correntes parasitas ou de Foucault e às perdas por histerese Os valores de Iμ e Ip são expressos de acordo com as Equações 121 e 122 FIGURA 121 Representação de um sistema GTD geração transmissão distribuição Ip I0 cosψ0 121 Iμ I0 senψ0 122 FIGURA 122 Vista geral de uma subestação do tipo subtransmissão de 69 kV FIGURA 123 Circuito magnético elementar de um transformador distribuição e de força Assim um transformador em cujo projeto se admitiu uma indução magnética de 12600 gauss 126 kgauss e se utilizará uma chapa M5 na frequência de 60 Hz apresentará uma perda no ferro correspondente de 0880 W para cada kg de peso do núcleo Se o núcleo pesa 80 kg logo a perda resultante é de 7040 W As relações fundamentais dos transformadores são dadas pela Equação 128 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 121 Um transformador monofásico de tensões primária e secundária respectivamente iguais a 796 kV e 220 V tem um núcleo magnético com área da seção transversal igual a 10 12 cm Sabendose que a frequência é de 60 Hz calcular o número de espiras nos dois enrolamentos considerando uma densidade de fluxo igual a 12000 gauss Da Equação 127 temse 12212 Operação em carga Quando uma carga é ligada aos bornes secundários do transformador circula neste enrolamento uma corrente de valor I2 que em consequência faz surgir no primário além da corrente de valor I0 uma nova corrente de valor cuja composição resulta na corrente que circula no primário I1 conforme mostrado no diagrama da Figura 125 A força magnetomotriz provocada por essa corrente equilibrará a força magnetomotriz fmm gerada no secundário com a circulação da corrente de carga I2 FIGURA 125 Diagrama vetorial de um transformador em operação carga O diagrama vetorial da Figura 125 indica os novos valores elétricos com a ligação de uma carga indutiva no enrolamento secundário Dessa forma podese concluir que quando uma determinada carga faz circular uma corrente I2 no enrolamento secundário de um transformador o enrolamento primário absorve da rede de alimentação uma corrente total I1 que compreende a corrente magnetizante I0 e a corrente de reação a qual está defasada em relação à tensão de um ângulo ψ1 cujo valor depende do ângulo do fator de potência da carga ψ2 FIGURA 128 Diagrama vetorial de um transformador real De modo semelhante no enrolamento primário a queda de tensão R1 I1 está em fase com a corrente da rede de alimentação I1 enquanto X1 I1 está em avanço de 90 em relação à mesma corrente Assim o valor da tensão V1 é dado pela Equação 1210 É importante observar que a fem E1 gerada quando o transformador está em carga é inferior à fem para a condição de operação a vazio Assim mantendose constante o valor de V1 e elevandose a corrente de carga I2 cresce o valor da corrente de reação primária provocando uma queda de tensão na impedância R1 jX1 I1 o que resulta num decréscimo do valor de E1 A redução de E1 é função da queda na impedância primária bucha no secundário ou eventualmente duas ou mais buchas secundárias Apresentam baixo custo e têm potência nominal geralmente não superior a 15 kVA na classe de tensão de 15 kV Operam com terminal primário ligado à fase e o outro à terra conforme mostra a Figura 1212 Esses transformadores atendem a cargas rurais monofásicas de pequeno porte na tensão padronizada pelas concessionárias para seu sistema distribuidor Na maioria das concessionárias do Nordeste que utilizam sistemas MRT as tensões aplicadas são de 7968 V no primário e 220 V no secundário A Figura 1213 mostra um transformador monobucha e os seus diversos componentes b Transformadores bifásicos São aqueles construídos para operar individualmente em redes de distribuição rural ou em formação de bancos de transformação em poste ou em cabines como é prática em algumas regiões americanas Quando utilizados sozinhos atendem a cargas monofásicas Quando operados em banco podem alimentar cargas monofásicas e trifásicas A Figura 1214 mostra um transformador bifásico de largo uso em redes de distribuição rural e em áreas urbanas de baixo consumo Vale ressaltar que os transformadores de potência muito elevada normalmente em tensão de 500 kV e acima são constituídos de três transformadores monofásicos formando um banco de transformador Essa solução é praticada para facilitar o transporte desses equipamentos por rodovias e vias urbanas Sua maior vantagem reside no fato de um defeito numa fase do transformador afetar apenas um dos transformadores monofásicos o que pode ser mais facilmente substituído FIGURA 1212 Esquema de um transformador monobucha MRT FIGURA 1213 Transformador monobucha MRT FIGURA 1214 Transformador bifásico c Transformadores trifásicos que entra em quaisquer destes pontos é chamada similarmente de corrente de linha A corrente que circula em quaisquer das bobinas é denominada corrente de fase Neste tipo de ligação temse V1 Vf 1215 V1 tensão de linha I1 corrente de linha Vf tensão de fase If corrente de fase A Figura 1218 mostra o esquema de ligação das bobinas em triângulo e a Figura 1219 demonstra a Equação 1216 FIGURA 1217 Transformador para rede subterrânea TABELA 122 Dimensões dos transformadores de 69 kV Potência Largura Altura Profundidade Peso MVA mm mm mm kg 5625 3500 4000 3500 15000 10125 4000 4200 3800 20000 20266 4200 4500 4000 30000 FIGURA 1218 Ligação das bobinas em triângulo FIGURA 1219 Diagrama vetorial das correntes A Figura 1220 mostra o esquema de ligação das bobinas em estrela e a Figura 1221 demonstra a Equação 1217 A ligação estrela é comumente utilizada no secundário dos transformadores de força e de distribuição podendo também ser utilizada no primário c Ligação ziguezague É aquela em que se ligam em série dois enrolamentos em cada fase e em seguida se ligam três terminais quaisquer a um ponto comum Neste caso as bobinas são ligadas em oposição A Figura 1222 mostra o esquema de ligação mencionado FIGURA 1221 Diagrama vetorial das tensões FIGURA 1222 Ligação das bobinas com ligação em zigue zague Esse tipo de ligação atenua os efeitos dos hormônios de 3a ordem permitindo ao mesmo tempo a possibilidade de três FIGURA 1228 Sobrelevação de temperatura de transformadores a seco Geafol 90110C FIGURA 1229 Sobrelevação de temperatura de transformadores a seco Geafol 90110C FIGURA 1230 Curva de carga TABELA 123 Dimensões dos transformadores a seco 15 kV Características construtivas Potência Dimensões mm Peso kVA A B C kg 15 1000 360 710 380 30 1250 500 910 445 45 1330 620 1000 510 75 1450 640 1100 535 1125 1630 810 1100 790 150 1800 850 1140 815 300 2010 1100 1300 993 500 2300 1220 1530 1100 750 2800 1400 1730 1210 quadradas nos enrolamentos cuja seção seja igual ou superior a 10 mm2 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 122 Calcular a seção dos condutores das bobinas primárias e secundárias de um transformador trifásico de potência nominal igual a 500 kVA de tensões 13800380220 V60 Hz Logo se tem a escala de fios comerciais S1 10 mm2 S2 300 mm2 ou barra de 112 118 aproximadamente Para se determinar o número de espiras de uma bobina podemse utilizar as Equações 1221 e 1222 N1 número de espiras das bobinas primárias N2 número de espiras das bobinas secundárias V1 tensão do circuito primário em V V2 tensão do circuito secundário em V b Transformadores de núcleo envolvente São assim denominados aqueles em que as bobinas são abraçadas pelo núcleo de ferro conforme a Figura 1237 A construção de transformadores de um ou outro tipo é uma questão técnicoeconômica não tratada neste estudo 12325 Líquidos isolantes São compostos líquidos de baixa viscosidade destinados à refrigeração de transformadores ao transferir o calor gerado por efeito Joule às paredes do tanque São caracterizados por uma elevada rigidez dielétrica que ao impregnarse nos elementos isolantes aumenta o poder desses materiais Os óleos minerais são também empregados em capacitores disjuntores e cabos elétricos desempenhando funções específicas em cada componente em que é utilizado além daquelas já mencionadas anteriormente Atualmente são utilizados dois tipos de líquido isolante em transformadores fabricados no Brasil quais sejam FIGURA 1236 Núcleo de transformador do tipo envolvido a Óleo mineral FIGURA 1240 Vista superior da régua de tape do comutador de derivação rotativo FIGURA 1241 Comutador de derivação em carga A placa pode ser de material de alumínio anodizado ou aço inox Deve FIGURA 1242 Exemplo de placa de identificação do transformador de 69 kV FIGURA 1244 Indicador de nível de óleo do tipo magnético lentas da pressão fato que ocorre durante o funcionamento normal do equipamento em função das variações de temperatura O relé possui uma câmara na qual se encontra um fole que se comunica com a parte interna do transformador A câmara também se comunica com o interior do transformador através de um pequeno orifício que tem a função básica de equalizar a pressão Assim quando ocorre um defeito no transformador surge muito rapidamente um aumento de pressão no interior do tanque Porém o pequeno orifício permite que por alguns instantes a pressão na câmara seja inferior à pressão no interior do tanque fazendo com que o fole sofra um alongamento provocando o fechamento de um contato elétrico que aciona o alarme ou o disjuntor de proteção A Figura 1246 mostra esquematicamente o relé em questão Se a pressão sobe lentamente o fole não se alonga devido à pressão da câmara se igualar à pressão interna do transformador através do pequeno orifício mencionado Já a Figura 1247 mostra a parte exterior de um relé de súbita pressão FIGURA 1246 Ilustração do funcionamento de um relé de súbita pressão 123216 Dispositivo de absorção de umidade É construído de um recipiente contendo uma determinada quantidade de sílicagel destinada a retirar a umidade do ar durante o processo de resfriamento do transformador O dispositivo de absorção de umidade é instalado somente em transformadores dotados de câmara de expansão Quando o transformador está operando em carga crescente o ar contido no interior do tanque de expansão mas isolado do óleo é expulso do mesmo através do dispositivo de absorção de umidade No entanto quando o transformador está em processo de resfriamento pelo decréscimo da carga o ar exterior penetra pelo dispositivo de absorção de umidade motivado pela redução da pressão no interior do tanque de expansão Como o ar atmosférico contém impurezas e umidade ao passar pelo dispositivo de absorção de umidade a sílicagel nele contida absorve toda a umidade deixando passar para o interior do tanque de expansão o ar seco A Figura 1248 mostra um dispositivo de absorção de umidade de largo uso em transformadores de 69 kV e acima FIGURA 1247 Relé de pressão súbita pressão FIGURA 1251 Ilustração da montagem dos componentes de um transformador Já a Figura 1252 mostra um transformador da classe 15 kV de potência elevada de largo uso em instalações industriais indicando os diversos componentes de instalação externa ao tanque No caso de transformadores da classe de 145 kV mostramse na Figura 1253 os diversos componentes de instalação externa ao tanque Esse tipo de transformador é muito utilizado em instalações industriais e em subestações de subtransmissão das companhias de distribuição de energia elétrica 124 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS E TÉRMICAS de uma chapa de ferro silício de grãos orientados tipo M5 e espessura 0304 mm em função da indução magnética máxima Bm e da frequência a que está submetida Esse ábaco pode ser comparado com a Tabela 125 que corresponde a uma chapa de fabricação Armco FIGURA 1254 Diagrama das correntes em operação a vazio do núcleo Para chapas siliciosas seu valor é de aproximadamente 110 para Bm 16000 gauss com F 60 Hz Ec espessura da chapa em mm EXEMPLO DE APLICAÇÃO 124 Determinar as perdas por corrente de Foucault num transformador de 225 kVA sabendose que a frequência da rede é de 60 Hz as lâminas são do tipo siliciosas o valor máximo de indução nas lâminas é de 16000 gauss e a chapa tem 0304 mm Pcf 20 1011 160002 602 03042 11 Pcf 187 Wkg Considerando que o peso do ferro no transformador de 225 kVA seja igual a 350 kg as perdas por efeito das correntes de Foucault valem Pcfn 187 350 6545 W b Perdas por histerese magnética Todos os materiais ferromagnéticos apresentam uma estrutura molecular que se assemelha a minúsculos ímãs contendo um polo norte N e um polo sul S Quando esses materiais são submetidos a um campo magnético seus minúsculos ímãs tendem a se alinhar com o referido campo resultando num campo magnético maior do que o produzido pela bobina considerandose que a permeabilidade desses materiais seja superior à unidade À medida que se eleva a corrente na bobina maior é a quantidade de dipolos que se alinham ao campo magnético até que para acréscimos sucessivos de corrente se obtenham reduzidas variações do campo magnético Para essa condição dizse que o material ferromagnético está saturado A Figura 1256 mostra esquematicamente esse fenômeno Pt perdas totais no transformador em W Fc fator de carga Pfe perdas totais no ferro em W dado por Pfe Pcfn Phmm EXEMPLO DE APLICAÇÃO 126 Ainda com base no exemplo anterior determinar as perdas no cobre do transformador de 225 kVA Corrente primária Corrente secundária Densidade de corrente adotada Será adotada a densidade de corrente de 3 Amm2 Seção do condutor primário Logo Sp 4 mm2 Seção do condutor secundário Logo Ss 120 mm2 o condutor será em barra de cobre Densidade de corrente primária Densidade de corrente secundária Densidade de corrente média Perdas no cobre Pcu 243 2602 1642 Wkg Considerando que os enrolamentos de cobre pesem cerca de 170 kg as perdas totais nas bobinas valem Pcu 1642 170 27914 W veja a Tabela 1210 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 127 Determinar as perdas totais de um transformador de 1000 kVA13800 380220 V operando com uma determinada carga média de 70 de sua capacidade nominal De acordo com a Equação 1228 temse 1246 Rendimento Rendimento é a relação entre a potência elétrica fornecida pelo secundário do transformador e a potência elétrica absorvida pelo primário A Equação 1229 expressa a conceituação feita anteriormente Ps potência absorvida pelo secundário Pp potência absorvida pelo primário A Equação 1230 fornece o rendimento do transformador considerando o fator de potência da carga o fator de carga e as perdas do equipamento ou seja Pfe perdas no ferro compreendendo as perdas por correntes de Foucault e por histerese em kW Fc fator de carga do período em que se está analisando o rendimento do transformador Pcu perdas nos enrolamentos de cobre em kW cos ψ fator de potência da carga Pnt potência nominal do transformador em kVA O ábaco da Figura 1258 permite que se calcule o rendimento dos transformadores tomando como base a fração de carga que está ligada ao seu secundário e as perdas no ferro em percentagem dessa mesma potência Por exemplo um transformador de 500 kVA operando a 50 da sua capacidade nominal e tendo como característica os dados de perda a seguir discriminados apresenta um rendimento de 9885 ou seja FIGURA 1258 Ábaco para a determinação do rendimento dos transformadores Pfe 1900 W 19 kW Pcu 4300 W 43 kW As perdas percentuais valem Conforme está indicado na Figura 1258 o rendimento η 9885 Para determinar o rendimento máximo de um transformador devese modular a carga de tal modo que se obtenha um fator de carga dado pela Equação 1231 Nesse caso o rendimento valeria 12461 Análise econômica para aquisição de transformadores Quando se têm várias propostas para aquisição de um ou mais transformadores devemse analisar além dos aspectos técnicos dos equipamentos os custos envolvidos na sua operação notadamente os das perdas Dessa forma não se deve adquirir o transformador apenas considerando o preço da proposta outros fatores são importantes para a decisão de compra conforme se pode observar pela Equação 1232 utilizada por muitas concessionárias do setor elétrico C Pfe Fc Pcu Top Tkwh Paq Tam 1232 C custo final do transformador R ou US Top tempo de operação do equipamento normalmente analisado para 1 ano ou 8760 horas Tkwh tarifa do consumo de energia elétrica RkWh ou USkWh Paq preço da proposta ou de aquisição do transformador em R ou US Tam taxa de amortização do capital investido na transação em Normalmente adotase 12 ao ano Fc fator de carga da instalação onde o transformador irá operar Pfe perdas no ferro kW Pcu perdas no cobre em kW EXEMPLO DE APLICAÇÃO 129 Duas propostas devem ser comparadas para aquisição de um transformador de 1000 kVA 13800380220 V cujos valores são a Proposta 1 Preço US 899400 Perdas no ferro 3000 W 30 kW Perdas no cobre 11000 W 1100 kW b Proposta 2 Preço US 845000 Perdas no ferro 3800 W 38 kW Perdas no cobre 16700 W 167 kW c Outros dados Fator de carga do sistema 070 Tarifa do consumo de energia elétrica US 004968kWh Tempo de operação do transformador 8760 horas Taxa de amortização 12 ao ano Aplicando a Equação 1232 para as duas propostas em questão temse C1 3 07 11 8760 004968 8994 012 C1 U 573588ano C2 38 07 167 8760 004968 8450 012 C2 U 775519ano Como se pode perceber apesar de a segunda proposta apresentar um preço inferior o custo operacional do transformador é bem superior ao da primeira proposta que deve ser a vencedora 1247 Regulação A regulação representa a variação de tensão no secundário do transformador desde o seu funcionamento a vazio até a operação a plena carga considerando a tensão primária constante Também denominada queda de tensão industrial pode ser calculada em função dos componentes ativo e reativo da impedância percentual do transformador do fator de potência e do fator de carga conforme a Equação 1233 R regulação do transformador em Rpt resistência percentual do transformador Xpt reatância percentual do transformador ψ ângulo do fator de potência da carga O valor da tensão no secundário do transformador corresponde às condições de carga a que está submetido é dado pela Equação 1234 Vns tensão nominal do secundário em V Quanto maior for a queda de tensão interna do transformador maior será o valor da regulação Isto significa impedâncias elevadas EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1210 Calcular a regulação de um transformador de 750 kVA 13800380220 V sabendose que a sua resistência percentual é de 128 e a sua reatância percentual de 46 a fator de potência 080 e para um fator de carga da instalação igual a 070 A tensão no secundário deste transformador nestas condições vale Podese concluir que todo transformador deve possuir um baixo valor de regulação a fim de manter a tensão secundária em carga plena próxima da sua tensão nominal A regulação também pode ser calculada pelo ábaco da Figura 1259 para um fator de carga igual a 1 Considerando uma instalação com um fator de carga igual a 1 Rpt 131 e Xpt 452 e consultando o ábaco da Figura 1259 obtémse o valor de R 379 conforme se mostra na interseção da reta com a escala correspondente ao fator de potência igual a 080 O mesmo resultado pode ser obtido pela Equação 1233 1248 Impedância Percentual Conhecida também como tensão nominal de curtocircuito a impedância percentual representa numericamente a impedância do transformador em percentagem da tensão de ensaio de curtocircuito em relação à tensão nominal É medida provocandose um curtocircuito nos terminais secundários e aplicandose uma tensão nos terminais primários que faça circular neste enrolamento a corrente nominal A Equação 1235 expressa a definição anterior FIGURA 1259 Ábaco para determinação da regulação em transformadores Vnccp tensão nominal de curtocircuito aplicada aos terminais do enrolamento primário Vnpt tensão nominal primária do transformador Zpt impedância percentual ou tensão nominal de curtocircuito em da tensão nominal do transformador Quando se diz que um transformador trifásico de 300 kVA13800 V tem uma impedância percentual de 45 querse dizer que provocando um curtocircuito nos seus terminais secundários e aplicando nos terminais primários uma tensão de 621 V fazse circular nos enrolamentos primários e Xpt reatância percentual É importante saber que os valores de expressos no diagrama equivalente do transformador da Figura 1261 correspondem a uma resistência e a uma reatância que transferidas para o primário e adicionadas às resistências e reatâncias primárias produziriam a mesma queda de tensão que as resistências e reatâncias secundárias quando tomadas no próprio secundário As resistências e reatâncias equivalentes podem ser determinadas a partir das expressões a seguir ou seja FIGURA 1261 Diagrama das impedâncias transferidas do primário para o secundário Considerando agora o lado secundário do transformador as resistências e reatâncias equivalentes valem Logo se demonstra que os valores percentuais das resistências e reatâncias são iguais A queda de tensão referida à impedância equivalente do lado secundário vale A força eletromotriz induzida tomada à corrente nominal secundária e a fator de potência 080 vale O valor de E2 está demonstrado graficamente na Figura 128 A regulação pode ser calculada por A Tabela 1210 expressa as principais características elétricas dos transformadores de potência da classe 15 kV A Tabela 1211 fornece as principais características elétricas de transformadores de 69 kV referentes a diversos fabricantes TABELA 1210 Dados característicos de transformadores trifásicos em óleo para instalação interior ou exterior Classe de tensão 15 kV primário em estrela ou triângulo e secundário em estrela frequência 60 Hz Potência Tensão secundária V Perdas Rendimento Regulação Impedância kVA A vazio Pfe W Cobre Pcu W Cos 08 Cos 08 a 75C 15 220 a 440 120 300 9624 322 35 30 220 a 440 200 570 9685 329 35 45 220 a 440 260 750 9709 319 35 75 220 a 440 390 1200 9732 315 35 1125 220 a 440 520 1650 9751 309 35 150 220 a 440 640 2050 9768 302 35 225 220 2950 9788 367 45 380 ou 440 900 2800 9796 363 45 300 220 3900 9796 366 45 380 ou 440 1120 3700 9804 361 45 500 220 6400 9802 365 45 380 ou 440 1700 6000 9811 360 45 750 220 10000 9804 432 55 380 ou 440 2000 8500 9828 420 55 1000 220 12500 9810 427 55 380 ou 440 3000 11000 9828 419 55 1500 220 18000 9820 424 55 380 ou 440 4000 16000 9836 416 55 TABELA 1211 Características típicas dos transformadores de tensão 69 kV Potência nominal MVA Parâmetros elétricos Pot cventnat 25 5 10 20 Pot cvent 25 5 625 10 125 20 266 Vn Perdas 90 6450 6680 10560 10329 15739 15874 a vazio 100 4150 8640 8720 14320 14392 21738 21903 W 110 11640 11866 19841 19928 29883 30041 Tapes kV Perdas 7260 16340 21102 32796 38730 60578 65993 118915 no cobre 7095 21340 33424 38985 61513 68509 119966 W 6930 16730 21698 34263 39938 62887 69997 122106 75C 6765 22173 34266 40252 62613 70600 124097 6600 17280 23702 35108 41767 64383 72361 128159 7260 592 685 697 866 698 934 Impedância 7095 692 864 698 873 703 931 a 75C 6930 712 694 866 701 873 709 943 6765 699 877 701 880 714 951 6600 709 886 703 876 722 965 FP carga 100 478 463 586 469 592 459 621 Regulação 08 75 345 435 349 439 50 228 287 231 290 100 090 067 092 063 088 057 088 10 75 046 062 043 057 50 028 037 026 034 100 9909 9926 9916 9934 9926 9945 9934 Rendimento 08 75 9933 9928 9940 9937 50 9933 9934 9940 9941 100 9927 9941 9933 9947 994 9956 9946 10 75 9946 9942 9952 995 50 9946 9947 9952 9953 Complementando as Equações 1236 e 1237 a impedância de curto circuito varia proporcionalmente ao valor de Ze ou seja Ze impedância do transformador em Ω V1 tensão nominal primária do transformador I1 corrente nominal primária do transformador EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1212 Calcular a resistência e a reatância percentuais de um transformador de 1000 kVA13800380220 V sabendose que no ensaio de curtocircuito a tensão medida foi de 760 V A potência de curtocircuito registrada foi de 18930 W Determinar também a impedância equivalente do transformador Pccr potência absorvida no ensaio de curtocircuito Logo a impedância do transformador em pu nas bases de sua potência e tensão nominais vale Zppt 00189 j00516 pu A impedância equivalente do transformador vale 1249 Corrente de Excitação Corrente de excitação é aquela que percorre os terminais de linha de um transformador quando em operação sob condições de tensão e frequência nominais mantendo em aberto os terminais secundários A corrente de excitação dos transformadores trifásicos é diferente para cada uma das fases No caso de transformadores com ligação primária em estrela as correntes de excitação das fases externas são maiores do que as da fase central Isso se deve à dissimetria dos circuitos magnéticos nas três colunas do transformador A corrente de excitação é conhecida também como corrente a vazio É de pequeno valor e considerada desprezível quando o transformador está em carga Para núcleos de chapas de cristais orientados com laminação a frio seu valor pode chegar a cerca de 8 da corrente nominal primária Como as correntes de excitação são diferentes em cada fase devemse expressálas como a média das correntes medidas nas três fases do transformador A corrente a vazio se eleva quando se alimenta o transformador com uma tensão superior à sua nominal provocando o aumento das perdas no ferro A corrente a vazio do transformador não é perfeitamente senoidal apesar de na prática ser conveniente considerála como uma onda senoidal Na realidade a corrente a vazio toma forma de um sino Assim os transformadores são geradores de harmônicos principalmente os de terceira ordem 12410 Deslocamento Angular É a diferença entre os fatores que representam as tensões entre o ponto neutro real ou ideal e os terminais correspondentes de dois enrolamentos quando um sistema de sequência positiva de tensão é aplicado aos terminais de tensão mais elevada na ordem numérica desses terminais Admitese que os fasores girem no sentido antihorário NBR 53562007 Para determinar o ângulo de deslocamento entre os fasores das tensões primária e secundária é prático comparar os referidos fasores com os ponteiros de um relógio posicionando o ponteiro dos minutos em 12 horas tendo a sua origem num ponto neutro real ou imaginário H0 e atingindo um terminal de linha do enrolamento de tensão superior H1 Já o ponteiro representativo do fasor de tensão inferior ponteiro das horas com origem FIGURA 1263 Deslocamento angular 150º FIGURA 1264 Deslocamento angular 150º FIGURA 1265 Deslocamento angular 30º FIGURA 1266 Deslocamento angular 60º transformadores em serviço em paralelo No caso de transformadores trifásicos devemse comparar as tensões entre fases das bobinas dos transformadores que se quer operar em paralelo ligandose as que correspondem à mesma polaridade E para se determinar a polaridade de um transformador podese aplicar um dos mais fáceis métodos de laboratório que é o método do golpe indutivo como alternativa da medição através do medidor de ângulo de fase FIGURA 1268 Determinação do defasamento angular TABELA 1212 Determinação do deslocamento angular Medições a b c X1 X2 X1 X3 X2 X3 Ângulo Def angular 0 0 0 0 30 1 180 6 0 0 210 7 A partir de um amperímetro de zero central ligase o borne positivo de FIGURA 1272 Carga capacitiva EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1213 Determinar a tensão no secundário de um transformador de 300 kVA13800 380220 V que em certo horário noturno apresenta a seguinte carga ligada 30 lâmpadas incandescentes de 100 W 1 banco de capacitores de 200 kVAr A potência de carga vale As perdas ôhmicas são praticamente nulas enquanto as perdas no ferro valem segundo a Tabela 1210 Pfe 1120 W 112 kW As potências ativa e reativa resultantes são O fator de potência nessas condições vale A Figura 1272 explica a natureza do fator de potência O ângulo do fator de potência vale ψ arcos0020 888 fator de potência capacitivo cos 888 0020 sen 888 0999 O fator de carga nessas condições pode ser substituído por As resistências e reatâncias do transformador valem Aplicando a Equação 1233 e considerando negativa a queda de tensão na indutância temse considerado Isso quer dizer que um transformador alimentando uma carga variável sofre uma perda de vida útil variável cujo efeito é aproximadamente o mesmo que o de uma carga intermediária mantida constante pelo mesmo período de tempo A carga equivalente de um ciclo de carga qualquer pode ser dada pela Equação 1243 P1 P2Pn potência demandada num determinado tempo T1 T2Tn em kVA T1 T2Tn tempo de duração da potência demandada em horas A Figura 1275 mostra uma curva de carga aleatória que para efeito de carregamento do transformador de força necessitaria ser convertida numa curva equivalente FIGURA 1274 Ábaco para determinação de perda de isolamento carregamento inicial de 70 sistema de resfriamento ONAN e transformadores de 55C Assim um transformador em operação numa subestação cuja temperatura interna é de 35C pode suportar durante um período de 4 horas uma carga de 110 da capacidade nominal sem perda de vida útil adicional alcançando uma temperatura no topo do óleo de 76C e temperatura no ponto mais quente do enrolamento de 105C Para transformadores de 55C a perda de vida útil é a perda em excesso à perda de 003691 ao dia produzida pela operação contínua a 95C do transformador em questão A Figura 1277 representa a curva de carregamento adequado à utilização da Tabela 1213 mostrando um carregamento médio de 70 antes de iniciar a condições de sobrecarga TABELA 1213 Carregamento de transformadores de 55ºC ONAN Carga inicial 70 Carregamento de transformadores de 55ºC Sistema de resfriamento ONAN Carga inicial 70 Temperatura ambiente ºC Ponta de carga em Temperatura no topo do óleo em ºC Temperatura no ponto mais quente enrolamento em ºC Tempo em horas 05 1 2 4 8 24 05 1 2 4 8 24 05 1 2 4 8 24 10 150 150 148 137 131 129 43 49 59 64 66 67 90 97 105 105 105 104 15 150 150 142 132 126 125 48 54 61 66 68 69 95 102 105 105 105 105 20 150 148 136 127 121 120 53 59 64 69 71 71 100 105 105 105 104 105 25 150 140 130 121 117 115 58 62 67 71 73 73 105 105 105 105 105 105 30 142 133 123 116 111 110 62 66 70 74 75 76 105 105 105 105 105 105 35 133 125 117 110 106 105 66 69 73 76 77 78 105 105 105 105 105 105 40 124 117 110 104 101 100 70 73 76 78 80 80 105 105 105 105 105 105 Provoca envelhecimento acelerado do papel isolante ΔTem Δoa para o período de ponta de carga As equações anteriores dependem dos valores obtidos a seguir TABELA 1214 Dados típicos de transformadores de força de até 100 MVA NBR 5416 Características dos transformadores Tipo de resfriamento ΔTon ΔTen ΔTon T0 Ct R m n Transformadores de 55C ONAN 40 65 270 008 50 08 08 ONAF 133 40 65 170 008 50 08 09 ONAF 133 37 65 125 008 50 08 09 ONAF ou OFWF 37 65 125 008 50 08 10 ODAF ou ODWF 37 65 125 008 50 10 10 Transformadores de 65C ONAN 55 80 300 008 32 08 08 ONAF 133 50 80 200 008 45 08 09 ONAF 133 45 80 125 008 65 08 09 OFAF ou OFWF 45 80 125 008 65 08 10 ODAF ou ODWF 45 80 125 008 65 10 10 ΔTen ΔTpe Δton 1254 m expoente da elevação de temperatura do enrolamento em função das perdas no cobre valor contido na Tabela 1214 n expoente da elevação de temperatura do enrolamento em função das perdas totais valor contido na Tabela 1214 ΔTof elevação final da temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente para a carga de ponta Pcp em C ΔToi elevação inicial da temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente para o instante T 0 em C ΔTef elevação final da temperatura do ponto mais quente sobre o topo do óleo para a carga de ponta Pcp em C ΔTei elevação inicial da temperatura do ponto mais quente sobre o topo do óleo para o instante T 0 em C ΔTon elevação de temperatura do topo do óleo sobre a temperatura ambiente sob carga nominal em C Tabela 1214 ΔTen elevação final de temperatura do ponto mais quente do enrolamento em C sob carga nominal sobre a temperatura do topo do óleo obtida a partir da elevação da temperatura média do enrolamento sob carga nominal em relação à do topo do óleo acrescida de 10C para transformadores de 55C e de 15C para transformadores de 65C T tempo em horas Tp tempo de duração da ponta em horas T1 tempo contado a partir do início do resfriamento do transformador isto é início do declínio da curva de carga Ct constante de tempo térmica do ponto mais quente em horas Tabela 1214 T0 constante de tempo térmica do transformador para qualquer carga e para qualquer diferença de temperatura entre a elevação final e inicial do topo do óleo em horas Tabela 1214 Pcp carga de ponta em kVA ou MVA Pci carga anterior à sobrecarga em kVA ou MVA R relação entre as perdas em carga sob carga nominal e a perda a vazio Tabela 1214 ΔTen ΔTon elevação de temperatura do ponto mais quente acima da temperatura em C Tabela 1214 ΔTom elevação máxima de temperatura do topo do óleo sobre o ambiente durante a sobrecarga em C ΔTem elevação máxima de temperatura do ponto mais quente enrolamento sobre o topo do óleo durante a sobrecarga EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1215 Determinar a perda de vida útil de um transformador de 20 MVA691380 kV no período de 24 horas cuja curva de carregamento médio ocorrido num dia de contingência está na Tabela 1215 O transformador é do tipo ONAN com elevação máxima de temperatura de 65C A temperatura ambiente é de 35C TABELA 1215 Dados da curva de carga média MVA Tempo h 03 36 69 912 1215 1518 1821 2124 Carga 90 135 168 246 170 126 106 100 Aplicando a metodologia explanada anteriormente temse a Elevação da temperatura no óleo durante o aquecimento O aquecimento se dá no intervalo da 0000 às 1200h Devese calcular a perda de vida acumulada em cada intervalo considerado nesse período ou seja Determinar inicialmente a carga equivalente no período anterior à ponta de carga Com base nos cálculos anteriores podemse determinar todos os valores de ΔToa que se referem ao período de aquecimento do óleo ou seja ΔToa 7160 3557 1 eT30 3557 Assim temse período da 0000 às 300h T 0 ΔToa 3603 1 e030 3557 3557C período das 300 às 600h T 3 ΔToa 3603 1 e330 3557 5834C período das 600 às 900h T 6 ΔToa 3603 1 e630 3557 6672C período das 900 às 1200h T 9 ΔToa 3603 1 e930 3557 6980C b Elevação da temperatura no enrolamento durante o aquecimento Com base no mesmo procedimento anterior calculamse os valores de elevação de temperatura no enrolamento durante o período de crescimento da carga ou seja período da 0000 às 300h T 0 ΔTea 2164 1 e0008 1317 1317C período das 300 às 600h T 3 ΔTea 2164 1 e3008 1317 3481C período das 600 às 900h T 6 ΔTea 2164 1 e6008 1317 3481C período das 900 às 1200h T 9 ΔTea 2164 1 e9008 1317 3481C c Elevação de temperatura durante o resfriamento no óleo Devese calcular a elevação de temperatura durante o resfriamento do transformador e determinar a perda de vida útil neste período que corresponde à redução da carga do sistema período das 1200 às 1500h T1 3 ΔTor 3423 e330 3557 4816C período das 1500 às 1800h T1 6 ΔTor 3423 e630 3557 4020C período das 1800 às 2100h T1 9 ΔTor 3423 e930 3557 3727C período das 2100 às 2400h T1 12 ΔTor 3423 e1230 3557 3619C d Elevação de temperatura durante o resfriamento no enrolamento Da mesma maneira anterior devese calcular os valores de elevação de temperatura no enrolamento para a condição de declividade da curva de carga Aplicandose a Equação 1249 temse ΔTem ΔTea período das 900 às 1200h ponta de carga período das 1200 às 1500h T1 3 ΔTer 2164 e3008 1317 1317C período das 1500 às 1800 h T1 6 ΔTer 2164 e6008 1317 1317C período das 1800 às 2100h T1 9 ΔTer 2164 e9008 1317 1317C período das 2100 às 2400h T1 12 ΔTer 2164 e12008 1317 1317C e Cálculo da temperatura do ponto mais quente do enrolamento É dada pela Equação 1245 Te Δ T0 ΔTe Ta Δ T0 Æ ΔToa ou ΔTor ΔTe Æ ΔTea ou ΔTer período da 0000 às 300h Te 3557 1317 35 8374C período das 300 às 600h Te 5834 3481 35 12815C período das 600 às 900h Te 6672 3481 35 13653C período das 900 às 1200h Te 6980 3481 35 13961C período das 1200 às 1500h Te 4816 1317 35 9633C período das 1500 às 1800h Te 4020 1317 35 8837C período das 1800 às 2100h Te 3727 1317 35 8544C período das 2100 às 2400h Te 3619 1317 35 8436C f Cálculo da perda de vida útil Aplicando a Equação 1244 temse período da 0000 às 300h período das 300 às 600h período das 600 às 900h período das 900 às 1200h período das 1200 às 1500h período das 1500 às 1800h período das 1800 às 2100h período das 2100 às 2400h g Perda de vida útil percentual Consiste em somar as perdas de vida nos intervalos considerados ou seja Dessa forma o excesso de perda de vida é acima de perda de vida útil normal vale ΔPv 0195921 003691 0159011dia Este transformador somente poderá operar nestas condições considerandose que funcione continuamente com esta curva de carga durante no máximo 628 dias Em condições de operação normal e de emergência a Tabela 1216 fornece os limites de temperatura no ponto mais quente do enrolamento e no topo do óleo seguidos pela maioria das concessionárias de energia elétrica Os valores de temperatura do ponto mais quente do enrolamento e do topo do óleo considerandose os limites entre os carregamentos normal e de emergência de longa duração não devem ser superiores a um período de 4 horas As temperaturas mencionadas nas tabelas anteriores se referem a uma temperatura ambiente de 40C Porém muitas vezes é necessário se estimar a perda de vida útil de um transformador que não possui termômetros de temperatura do topo do óleo e nem do ponto mais quente do enrolamento e também não se conhecem os dados térmicos de projeto do equipamento Isso é verdade na maioria dos transformadores da classe distribuição Apesar de não se dispor de elementos capazes de calcular as temperaturas mencionadas podese estabelecer com uma margem de erro aceitável uma proporcionalidade entre a temperatura no ponto mais quente do enrolamento e o carregamento em tempo real do transformador considerandose a temperatura ambiente de 35C e que o tempo dos carregamentos no período seja de pelo menos 2h para que haja estabilidade térmica do transformador TABELA 1216 Operação de transformadores Transformadores Temperaturas 55C 65C Operação em temperaturas limites Ponto mais quente do enrolamento 105 120 Temperatura do topo do óleo 95 105 Operação em regime de emergência Ponto mais quente do enrolamento 115 130 Temperatura do topo do óleo 100 110 Testes realizados em transformadores de distribuição de 55C durante 24h apresentaram os seguintes resultados Para 100 de carga Te 100C T0 75C Para 120 de carga Te 1198C T0 86C Para 150 de cargaTe 1536C T0 105C Te temperatura no ponto mais quente do enrolamento em C T0 temperatura no topo do óleo em C Aconselhase no entanto utilizar o valor de Te 95C para 100 da carga Há programas computacionais que calculam facilmente a expectativa de vida de um transformador e que são muito utilizados pelas concessionárias de energia elétrica EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1216 Determinar a expectativa de vida útil de um transformador novo de 500 kVA13800380220 V limite de elevação de temperatura de 55C operando no interior de uma subestação cuja temperatura média é de 35C sendo que o ciclo de produção resulta numa curva de carga mostrada na Figura 1279 e é de modo repetitivo durante todo o ano Inicialmente dividese a curva de carga diária original em uma curva de carga retangular Neste caso como a curva de carga apresenta dois pontos de carga máxima devese transformála numa curva de base retangular conforme a Figura 1280 Calculase então a carga equivalente de cada ciclo da curva de carga ou seja FIGURA 1279 Curva de carga FIGURA 1280 Curva de carga retangular Considerando que a temperatura do ponto mais quente do enrolamento é diretamente proporcional à carga do transformador em relação à sua potência nominal para uma temperatura ambiente de 35C podese calcular a perda de vida útil para as diferentes faixas da curva de carga retangular Logo a perda de vida útil correspondente à curva de carga retangular vale O excesso de perda de vida útil vale ΔPv 013653 003691 009962dia Logo a expectativa de vida útil será de Isto é se o transformador for utilizado por 1003 dias consecutivos nessas condições o seu tempo de vida útil se encerrará após decorrido esse período A perda de vida útil pode ser calculada também e com maior precisão considerandose cada ponto da curva de carga ou ainda de maneira mais prática considerandose a curva de carga retangular conforme a da Figura 1279 com base nos procedimentos anteriores O resultado pode ser computado pela Tabela 1217 ou seja para o período da 0000 às 200h Os demais valores podem ser observados na Tabela 1217 TABELA 1217 Perda de vida útil Período H Carga kVA Temperatura C Perda de vida útil em 02 400 760 000028 24 350 665 000007 46 350 665 000007 68 400 760 000028 810 480 912 000195 1012 620 1178 00392 1214 630 1197 004782 1416 620 1178 00329 1618 480 912 000195 1820 500 950 000307 2022 520 988 000480 2224 470 893 000154 Pt 013393 Como se pode notar quanto maior for o número de trechos retangulares tomados mais preciso será o resultado Neste caso a expectativa de vida será de EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1217 A curva de carga retangular da Figura 1281 representa a operação de uma indústria cuja subestação é composta de dois transformadores de 1000 kVA13800380220 V classe de temperatura 55C Em dado momento queimase uma das unidades de transformação Considerando que a produção não pode parar e que somente 25 da carga de pico pode ser desligada calcular quantos dias máximos são necessários para recuperar ou substituir o transformador defeituoso A temperatura ambiente é de 40C O termômetro do transformador remanescente assinala os seguintes valores de temperatura Temperatura no topo do óleo 874C Temperatura no ponto mais quente do enrolamento 1098C FIGURA 1281 Curva de carga equivalente A carga de pico racionada vale Cr 1 025 1700 1275 kVA Perda de vida útil da unidade de transformação A perda de vida útil de 004984 é para o período das 1400 às 2000h Como em regime de emergência se admite uma redução na vida útil de até 2 temse Expectativa de vida nas condições de emergência A perda de vida útil em excesso Se fosse admitida uma perda de vida útil de 100 o transformador poderia operar durante 2462 dias ou seja Tempo para uma perda de vida útil de 2 total Como foi admitida uma perda de vida útil de 2 o transformador poderá operar durante apenas 49 dias ou seja Para que a perda de vida útil do transformador remanescente fosse de 2 seria necessário que a substituição da unidade defeituosa se efetuasse no máximo em 49 dias 12413 Refrigeração do Local de Instalação do Transformador Todo transformador dissipa potência interna em forma de calor que é transferido ao meio ambiente onde está instalado através dos seus elementos de refrigeração que podem ser a própria carcaça do equipamento com os radiadores nela instalados ou ainda os ventiladores a eles acoplados Podese facilmente perceber que é necessário retirar esse calor do recinto para que o transformador não seja prejudicado com a elevação de temperatura do meio ambiente que pode prejudicar a sua vida útil Desta forma os cubículos de transformação devem conter aberturas de ventilação necessárias para permitir a passagem do ar quente para o meio exterior Como já se viu anteriormente o calor gerado durante a operação de um transformador se deve às perdas de energia no núcleo de ferro e nos enrolamentos de cobre do transformador Uma regra simples porém imprecisa para se determinar as aberturas de FIGURA 1282 Correntes de ar natural de um cubículo de transformação FIGURA 1283 Monograma para determinação da área de ventilação Perdas a dissipar kW Vazão dos exaustores m3min 160 6 217 12 270 16 370 27 482 38 770 67 1050 95 1400 128 2000 188 TABELA 1219 Potência em kW de condicionadores de ar Tipo janela Minicentrais e centrais Capacidade nominal Potência Capacidade nominal Potência BTUh kcalh kW TRh kcalh kW 7100 1775 110 3 9000 52 8500 2125 150 4 12000 70 10000 2500 165 5 15000 87 12000 3000 190 6 18000 104 14000 3500 210 75 22500 130 18000 4500 285 8 24000 139 21000 5250 308 10 30000 189 27500 6875 370 125 37500 217 30000 7500 400 15 45000 260 Nota 1 TRh 12000 BTUh 17 51000 295 20 60000 347 TABELA 1220 Velocidade do ar de refrigeração para T2 T1 20C Diferença Velocidade de saída Diferença Velocidade de saída Ha ms Ha ms 3 081 12 166 4 094 14 179 5 107 16 19 6 118 18 205 7 128 20 215 8 135 22 222 9 144 24 234 10 151 26 244 A constante 110 da Equação 1258 representa o acréscimo de área da abertura para compensar as obstruções referentes às telas metálicas de proteção cuja malha não deve ser inferior a 12 mm Devese considerar também que as paredes do cubículo dissipam calor para o meio exterior o que a Equação 1257 não levou em conta propiciando dessa forma uma área de ventilação inferior àquela normalmente requerida Para determinar as perdas dissipadas pelas paredes podese aplicar a Equação 1259 Pp K S T2 T1 1259 Pp perdas dissipadas pelas paredes em kW S superfície do cubículo que contribui com a dissipação das perdas geradas internamente em m2 K condutividade térmica kWm2C K 0002 paredes de alvenaria e teto de concreto K 0005 paredes metálicas Para um cálculo mais preciso na Equação 1257 devese subtrair as perdas dissipadas pelas paredes do cubículo o que resulta na Equação 1260 É interessante observar que se o cubículo é construído em locais elevados onde a pressão atmosférica é inferior a 760 mm Hg 1013 bar o volume de ar deve ser corrigido pela Equação 1261 Pb pressão atmosférica do local de instalação do cubículo de transformação em bar d Área de ventilação inferior entrada do ar refrigerante Como o volume do ar frio é inferior ao ar aquecido a janela de entrada de ar refrigerante pode ter uma área inferior à janela superior destinada à saída do ar Ai área da abertura de entrada em m2 Considerandose o efeito de obstrução da tela metálica de proteção que corresponde aproximadamente a 10 da área total a abertura de entrada deve ser dada na Equação 1263 ou seja Muitas vezes podese querer calcular a Equação 1260 em m3min o que pode ser feito pela Equação 1264 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1218 Calcular as dimensões das áreas das janelas de ventilação de uma subestação de transformação contendo um cubículo de medição com 2 TPs e 2 TCs um cubículo de disjunção e dois cubículos de transformação contendo um transformador de 750 kVA e outro de 1000 kVA Considerando que o QGF esteja instalado no interior da subestação admitir para ele uma perda de 35 kW de potência dissipada A temperatura média do ano é de 30C Admitir uma elevação de temperatura máxima de 15C no interior da subestação A tensão dos transformadores é de 13800380220 V Considerar que a subestação tem pé direito igual a 55 m e dimensões de 140 70 m A subestação tem um portão de aço de 4 3 m a construção das paredes é de alvenaria simples e permite fácil circulação do ar refrigerante O teto é de concreto armado a Cálculo das perdas Pfe 2000 3000 5000 W 50 kW Tabela 1210 Pcu 8500 11000 19500 W 195 kW Tabela 1210 Pa 4 016 016 35 43 kW perdas TPs TCs cubículos e disjuntor QGF b Cálculo do volume de ar de refrigeração c Cálculo da área necessária da abertura superior Para saber o valor de Vs é necessário conhecer a altura Ha veja a Figura 1282 Considerando que o ponto médio do tanque do transformador de 1000 kVA está a 90 cm do piso a altura do ponto médio da abertura de ventilação superior seja 05 m e a distância entre a abertura superior e o teto seja de 10 cm temse Ha 55 09 05 010 Ha 4 m As dimensões do transformador estão na Tabela 121 A partir da Tabela 1220 a velocidade necessária de ar com circulação natural para resfriar o ambiente interior da subestação a fim de não permitir uma elevação de temperatura superior a 15C vale Vs 094 ms Como a Tabela 1220 foi elaborada para T2 T1 20C logo aproximadamente se pode considerar a proporção Isto é com a redução do diferencial de temperatura entre o meio ambiente interno e o externo a velocidade do ar entre as aberturas de entrada e saída também será reduzida Logo Como se considerou de 10 m a altura da abertura superior a sua largura então vale As H L 257 10 L L 257 m Assim as dimensões são altura 10 largura 257 m d Cálculo da área necessária da abertura inferior Assim as dimensões são altura 10 largura 23 m Se for considerada a contribuição das paredes na dissipação do calor podese aplicar a Equação 1259 ou seja Pp K S T2 T1 K1 0002 K2 0005 S1 Spc 2 Spl 2 Hse Steto Spor Sjan S1 14 2 7 2 55 14 7 4 3 23 1 257 1 312 m2 S1 área de contribuição das paredes e teto Spc área da parede no sentido do comprimento da subestação Spl área da parede no sentido da largura da subestação Hse altura da subestação Steto área do teto Sjan área das janelas superior e inferior Spor 4 3 12 m2 Spor área de contribuição do portão de ferro Pp K1 S1 K2 S2 T2 T1 Pp 0002 312 0005 12 15 Pp 102 kW O volume de ar necessário nesta condição vale de acordo com a Equação 1264 As novas dimensões da janela de ventilação superior serão Assim as dimensões são altura 10 largura 165 m Para abertura da ventilação inferior temse Assim as dimensões são altura 10 largura 150 m Para conferir os resultados podese utilizar o ábaco da Figura 1283 ou seja P 5 195 43 102 186 kW Ha 35 m T2 T1 15C Com esses dados se deseja saber o volume de ar necessário e a área de abertura de ventilação Devese assim proceder com os valores de P 186 kW e T2 T1 15C ligamse esses pontos obtendose o valor de V 60 m3min A partir da interseção dessa reta com a vertical K unese esse ponto ao valor Ha 35 m obtendose S 180 m2 Sendo H 10 m temse Ai H L 180 10 L L 180 m Para se comparar o volume do ar de circulação obtido no gráfico com o valor calculado temse de acordo com a Equação 1264 Var 642 m3min 60m3min de acordo com o gráfico da Figura 1283 Considerar agora outra solução fundamentada na quantidade de calor devido ao diferencial de temperatura do meio externo e interno e determinar as dimensões das aberturas de ventilação inferior e superior Neste caso basta calcular a potência dissipada no interior da subestação e adicionar as perdas devidas aos equipamentos elétricos aplicandose a Equação 1264 Essa solução é mais completa Inicialmente usase o ábaco da Figura 1284 adotando o seguinte procedimento Ligar o ponto 2 construção de alvenaria de paredes simples e de boa circulação de ar da escala A ao ponto da escala C que representa o volume do ambiente interno da subestação que no caso vale Vr 55 14 7 539 m3 Obtémse na escala B a quantidade de kcalm3 gerada no interior da subestação devido a um diferencial de temperatura de 35C cujo valor é de 39 kcalm3 Obtémse na escala D a quantidade de kcalh 22000 kcalh equivalente a uma dissipação térmica de 255 kW devido a um diferencial de temperatura entre o meio externo e interno de 35C Como se deseja nesse caso que este diferencial não ultrapasse o valor de 15C isto é T2 T1 15C devese corrigir o valor do diferencial de 35C ligandose o ponto de 255 kW da escala D ao ponto de 15C na escala F Obtémse na escala E o novo valor da quantidade de calor gerado no interior da subestação que é de 9000 kcalh relativa a um diferencial de temperatura de 15C Sabendo que 1 kcalh 116 103 kW temse que a potência equivalente dissipada é de P 9000 116 103 1044 kW Para se calcular o volume de ar de refrigeração a circular devese aplicar a Equação 1260 Desse modo às perdas adicionais devemse somar as perdas geradas no interior da subestação devido ao diferencial de temperatura internaexterna de 15C ou seja Logo as aberturas superiores e inferiores valem Vs 0656 ms valor já corrigido e anteriormente calculado As 26 As H L 26 10 L L 26 m Assim as dimensões são altura 10 largura 26 m Logo as dimensões são altura 10 largura 23 m Se fossem utilizados exaustores na subestação em vez das aberturas de ventilação se poderia calcular a sua capacidade através da Tabela 1218 ou seja Perdas a dissipar Pd 5 195 43 1044 102 29 kW Adotandose exaustores comerciais de 67 m3min serão necessárias 4 unidades ou seja Se fossem utilizados aparelhos de ar condicionado poderia ser calculada a sua capacidade através da Tabela 1219 ou seja Perdas a dissipar em kcalh Capacidade do arcondicionado 5 unidades 5250 kcalh ou ainda 1 unidade de 27500 BTUh 12414 Transformador em Regime de Desequilíbrio Somente há desequilíbrio de corrente em transformadores trifásicos que podem ser considerados como um agrupamento de três transformadores monofásicos Normalmente nos estudos de carregamento de transformadores se considera que o mesmo alimenta uma carga perfeitamente equilibrada tal como são as cargas constituídas por motores trifásicos Porém a prática ensina que a maioria dos transformadores em operação está submetida a cargas diferentes ligadas entre as fases acarretando em consequência correntes desequilibradas Dessa forma para efetuar quaisquer estudos com transformadores até então considerados alimentadores de cargas equilibradas devese considerar o valor das cargas ligadas entre cada uma das fases e o neutro e o tipo de agrupamento das fases primárias e secundárias Como na maioria dos casos os transformadores são ligados em triângulo no primário e estrela aterrada no secundário se dará ênfase ao exame dessa alternativa 124141 Transformadores com ligação triângulo no primário e estrela no secundário Observando a Figura 1285 quando se aplica somente uma carga C1 entre o terminal X1 e o neutro X0 podese perceber que a corrente de carga I201 gera no enrolamento primário uma corrente correspondente de valor igual a I1a que circula entre H1 e H3 não interferindo nos demais enrolamentos Há de se acrescentar com relação à Figura 1285 que o enrolamento H1 H3 A envolve física e magneticamente o enrolamento X0 X1 a Logo a potência desenvolvida no secundário Ps Vs0 I201 correspondente à potência solicitada no enrolamento primário Pp Vp1 I1a Se for considerado que C1 equivale a uma carga de 18 kW com fator de potência 08 a distribuição das correntes primárias e secundárias fica assim determinada admitindose que seja um transformador de 13800380220 V Considerase também que as perdas internas são desprezíveis isto é Pp Ps Vp1 I13 Vs0 I201 Vs0 tensão secundária entre fase e neutro FIGURA 1285 Transformador em regime de desequilíbrio FIGURA 1286 Transformador em regime de carga bifásico desequilibradas nos enrolamentos primários A distribuição das correntes no primário I101 I102 e I103 é percentualmente dada em função do valor da corrente da carga secundária Se a carga está aplicada conforme a Figura 1288 entre a fase a e o neutro é o seguinte o valor das correntes primárias I101 0666 R I201 I102 0333 R I201 1265 I103 0333 R I201 R relação de transformação Na prática só se utilizam transformadores na ligação estrela no primário e no secundário quando o desequilíbrio de corrente não superar os 10 EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1219 Calcular as correntes primárias num alimentados que supre um transformador conectado em estrela no primário e no secundário sabendose que na condição mais desfavorável lhe é aplicada uma carga monopolar de 608 kVA O transformador tem a potência nominal de 150 kVA e tensões primária 13800 V e secundária 380220 V Analisando a Figura 1288 temse FIGURA 1288 Transformadores com ligação estrelaestrela e uma carga monofásica A relação nominal de transformação vale As correntes primárias de acordo com as Equações 1265 valem I101 0666 R I201 0666 002753 2763 I101 506 A I102 0333 R I201 0333 002753 2763 I102 253 A I103 0333 R I201 0333 002753 2763 I103 253 A transformadores considerando as seguintes circunstâncias FIGURA 1289 Medição de tensão com transformadores em paralelo 124151 Tensões primárias iguais e relação de transformação diferente Considerando dois transformadores em paralelo a corrente de circulação a vazio tomada em percentagem da corrente nominal do transformador T1 é dada pela Equação 1266 Rt1 relação de transformação do transformador 1 Rt2 relação de transformação do transformador 2 Rt relação de transformação média ΔRtp variação percentual das relações de transformação dos transformadores T1 e T2 Zpt1 impedância percentual do transformador T1 Zpt2 impedância percentual do transformador T2 Pnt1 potência nominal do transformador T1 em kVA Pnt2 potência nominal do transformador T2 em kVA EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1220 Dois transformadores de 500 kVA1380013200380220 V estão em paralelo Porém um dos transformadores foi erradamente ligado no tape de 13200 V enquanto o outro se manteve no tape de 13800 V Calcular a corrente de circulação entre as duas unidades Relações de transformação Relação de transformação média Variação da relação de transformação Corrente de circulação a vazio em percentagem da corrente nominal do transformador T1 A corrente efetiva de circulação a vazio em ampères vale Observar que se esses transformadores operam em carga plena sofrerão um forte aquecimento pois à corrente de circulação devese adicionar a corrente de carga 124152 Defasagens angulares diferentes Quando dois ou mais transformadores são postos em paralelo é de fundamental importância que as forças eletromotrizes formadas pelos circuitos secundários sejam iguais e opostas anulandose Podese constatar então que na ligação de dois transformadores cujas tensões secundárias se somam a corrente de circulação se igualará à corrente de curtocircuito e é dada segundo a Equação 1269 Icir corrente de circulação em A Vs tensão entre os terminais secundários de fase do transformador em V Zt1 e Zt2 impedâncias dos transformadores em Ω Considerando genericamente a ligação de dois transformadores em paralelo com defasagens angulares diferentes porém com os demais parâmetros elétricos iguais a corrente de circulação vale Icir corrente de circulação em A Ins corrente nominal secundária α diferença do ângulo de defasagem entre os secundários dos dois transformadores em graus elétricos Zpt1 impedância percentual do transformador Zpt1 Zpt2 Zp EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1221 Calcular a corrente de circulação resultante do paralelo de dois transformadores de 500 kVA13800380220V com as ligações respectivas iguais a Dy1 e Dy5 No caso de dois transformadores Dd2 e Dy1 se teria Se a diferença entre os ângulos de defasamento for nula não haverá corrente de circulação como no caso dos transformadores Dy1 e Yd1 ou seja No caso de dois transformadores Dy5 e Dy11 em que α 180 se teria a maior corrente de circulação ou seja Esse mesmo resultado pode ser obtido utilizandose a Equação 1269 como se verá adiante Resistência equivalente referida ao lado primário do transformador Impedância equivalente do lado primário do transformador Vcc tensão de curtocircuito Reatância equivalente do lado primário do transformador Resistência equivalente do lado secundário do transformador Reatância equivalente do lado secundário Impedância equivalente do lado secundário Corrente de circulação entre os secundários dos dois transformadores Observar que esse resultado é igual ao que se obteve anteriormente 124153 Impedâncias diferentes e potências nominais diferentes Considerando agora o caso de ligação de dois ou mais transformadores em paralelo com potências nominais diferentes que possuem impedâncias percentuais diferentes a distribuição de carga pelas diversas unidades de transformação pode ser calculada de acordo com as Equações 1271 dadas para o caso específico de três transformadores Pct1 Pct2 Pct3 potências de carregamento de cada transformador em paralelo em kVA Pc potência demandada de carga em kVA Pnt1 Pnt2 Pnt3 potências nominais dos transformadores em paralelo Znt1 Znt2 Znt3 impedâncias percentuais dos transformadores em paralelo Zmt impedância média dos transformadores dada pela Equação 1272 Os transformadores nessa condição apesar de apresentarem defasagens desiguais diferenciamse do mesmo número de graus elétricos de duas fases FIGURA 1290 Transformadores em paralelo com ligações Dd0Dd4 Para que a ligação seja efetuada devese assim proceder Fazer a ligação dos terminais primários A1A2 B1B2 e C1C2 no caso de dois transformadores Efetuar a ligação dos terminais secundários obedecendo às seguintes condições Se a diferença entre os índices dos dois transformadores do mesmo grupo for 4 fazer as ligações a2b1 b2c1 e c2a1 conforme Figura 1290 Se a diferença entre os índices dos dois transformadores do mesmo grupo for 8 fazer as ligações a2c1 b2a1 e c2b1 conforme Figura 1291 Para melhor visualização observar as ligações mostradas na Figura 1290 correspondentes à conexão de dois transformadores dos tipos Dd0Dd4 em que a diferença dos índices é 4 Já na Figura 1291 observase a ligação de dois transformadores cuja diferença dos índices é 8 como por exemplo os transformadores Dd2Dd10 FIGURA 1291 Transformadores em paralelo com ligações Dd2Dd10 c Transformadores pertencentes a grupos de ligação distintos Com base no resultado da Equação 1273 podemse ter os seguintes casos Se resultar K 0 as ligações do paralelo se efetuam modificando duas quaisquer ligações de fase no primário do segundo transformador de acordo com a Figura 1292 Nas ligações secundárias invertemse entre si os terminais correspondentes ao primário Se resultar K 0 as ligações primárias se efetuam da maneira anterior enquanto a ligação dos terminais secundários é efetuada fazendose a rotação de uma posição cíclica quando K 1 a b ca c b e de duas posições para K 2 a b cc b a sempre no sentido de avanço A Figura 1293 mostra a ligação de dois transformadores quando K 2 FIGURA 1292 Transformadores em paralelo para K 0 Equação 1273 FIGURA 1293 Transformadores em paralelo para K 0 Equação 1273 seguindo o mesmo procedimento em relação às medições entre os terminais secundários Se forem esgotadas todas as hipóteses e não se obtiver nenhum resultado podese concluir que os transformadores em questão não podem operar em serviço em paralelo EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1222 Considerar três transformadores em paralelo com as seguintes características Transformador 1 Pn1 1000 kVA Znt1 45 Transformador 2 Pnt2 1250 kVA Znt2 50 Transformador 3 Pnt3 1500 kVA Znt3 55 Sabendose que a demanda solicitada é de 3800 kVA determinar a distribuição da carga pelas três unidades Logo a distribuição da carga para cada transformador vale magnetizante correspondente ϕ a corrente harmônica de magnetização I03 de terceira ordem e a corrente de magnetização resultante I0 A seguir serão resumidos os efeitos práticos motivados pela circulação da onda harmônica de terceira ordem Os transformadores ligados em triângulo no primário geram harmônicas de terceira ordem e seus múltiplos independentemente de estarem operando em carga ou vazio As correntes harmônicas de terceira ordem estão em fase cuja soma nos pontos de conexão do triângulo com os terminais da rede é nula e portanto não circulam nos condutores de alimentação do transformador Nesse caso as correntes harmônicas circulam somente no interior do circuito em triângulo Os transformadores ligados em estrela não aterrada no primário não contribuem com tensões harmônicas entre fases de terceira ordem Os transformadores com ligação em triângulo no primário e estrela não aterrada no secundário proporcionam entre cada fase e neutro uma pequena tensão harmônica de terceira ordem No entanto as tensões de terceira harmônica entre as fases secundárias são nulas Os transformadores ligados em triângulo no primário e estrela aterrada no secundário tendo acoplada aos seus terminais uma carga conectada em triângulo não permitem a circulação de correntes harmônicas no circuito compreendido entre o transformador e a carga Os transformadores ligados em triângulo no primário e estrela aterrada no secundário tendo acoplada aos terminais uma carga conectada em estrela também aterrada permitem a circulação de correntes harmônicas de terceira ordem como se pode observar na Figura 1296 As correntes harmônicas nas três fases são iguais e estão em fase FIGURA 1298 Autotransformador trifásico ligado em triângulo FIGURA 1299 Autotransformador trifásico ligado em estrela Considerando agora uma carga ligada nos terminais secundários ab da Figura 1297 absorvendo uma corrente I2 resulta no enrolamento primário uma corrente I1 composta pela corrente de excitação adicionada à corrente de reação devido à carga Os autotransformadores são dotados de uma estrutura magnética compatível com a dos transformadores porém divergindo quanto à característica dos enrolamentos Os autotransformadores apresentam custos menores pois parte dos enrolamentos é comum ao primário e secundário no caso as espiras N2 da Figura 1297 Por outro lado a seção do condutor das espiras N2 deve ser dimensionada somente pela corrente resultante da diferença entre I2 I1 Essa economia no peso do cobre faz com que os autotransformadores tenham custos mais reduzidos que os transformadores normais Porém essa vantagem tem um limite quando a relação de transformação é superior a 3 Os autotransformadores ainda apresentam outras vantagens caracterizadas pelo melhor rendimento já que suas perdas internas são menores Além disso as quedas de tensão internas são também menores apresentando ainda correntes a vazio de valor inferior ao dos transformadores normais Observando a Figura 1297 podese perceber que a economia no peso do cobre é inversamente proporcional à diferença entre V2 V1 Quanto maior esta diferença maior será a corrente circulante I2 acarretando seções maiores de condutor Nos autotransformadores parte da potência é transferida do primário para o secundário por condução e a outra parte por ação de transformação eletromagnética A potência transferida por condução é chamada potência transformada que serve de base para o desenvolvimento do projeto do equipamento A potência transferida eletromagneticamente é chamada potência própria ou potência interna A Equação 1274 fornece o valor da potência transformada de um autotransformador monofásico Pt I1 V1 V2 1274 Já a potência nominal ou potência própria do autotransformador monofásico é dada pela Equação 1275 Pnat I1 V1 1275 É preciso lembrar que o projeto do transformador depende da potência transformada e não da sua potência nominal EXEMPLO DE APLICAÇÃO 1223 Calcular as potências transformadas de dois autotransformadores trifásicos de 300 kVA ligação Y sendo o primário de 440380 V e o outro de 440220 V frequência 60 Hz ligação em estrela Tomando somente uma fase dos autotransformadores trifásicos conforme Figura 12100 temse V11 tensão primária 1 do autotransformador 1 V21 tensão secundária 2 do autotransformador 1 V22 tensão secundária 2 do autotransformador 2 FIGURA 12100 Autotransformador monofásico a Autotransformador 1 Potência nominal por fase Potência transformada por fase Potência transformada trifásica Pt3 3 Pt1 3 1338 40 kVA Observar na Figura 12100 que a parte dos enrolamentos responsável pela potência de transformação eletromagnética trecho 23 deve ser dimensionada somente para a corrente circulante de 608 A ou seja Ou ainda Já a parte do enrolamento primário 12 deve ser dimensionada para a corrente I1 3937 A b Autotransformador 2 Potência nominal por fase Potência transformada por fase Potência transformada trifásica Pt3 3 Pt2 3 50 150 kVA A seção do condutor da parte dos enrolamentos responsável pela potência de transformação eletromagnética deve ser dimensionada somente para a corrente circulante de 3937 A ou seja Como se pode notar neste exemplo para dois autotransformadores de uma mesma potência nominal há duas potências transformadas correspondentes A Figura 12101 é a representação da ligação dos transformadores em questão Os autotransformadores apresentam uma impedância interna muito pequena o que inicialmente parece ser uma vantagem Porém quando submetidos a um curtocircuito no seu secundário a corrente correspondente assume valores muito elevados o que pode danificálos É necessário pois indicar em sua placa o valor máximo da corrente ou potência de curtocircuito que o equipamento pode suportar Dessa forma devese contar com a impedância natural da instalação a montante do ponto de ligação do autotransformador a fim de reduzir a corrente de curtocircuito Os autotransformadores devem ter o ponto comum 3 na Figura 12102 ligado permanentemente à terra a fim de evitar tensões elevadas quando da ocorrência de um defeito no circuito primário Supor que o ponto K do autotransformador da Figura 12102 foi levado à terra Com a fase A aterrada o ponto b está num potencial igual a ou 2401 V Já o potencial na fase a vale 2401 800 V 1601 V tornando o sistema extremamente perigoso a acidentes Logo o ponto 3 deve ser aterrado com segurança conforme se mostra na Figura 12103 Os autotransformadores não são equipamentos que convenientemente possam operar em paralelo devido aos baixos valores das impedâncias que dificultam essa ligação FIGURA 12101 Esquema básico de um autotransformador trifásico FIGURA 12102 Autotransformador monofásico FIGURA 12103 Autotransformador monofásico aterrado 126 ENSAIOS E RECEBIMENTO 1261 Características dos Ensaios As fábricas de transformadores necessitam de laboratórios bem equipados através dos quais são realizados testes e ensaios que irão dar garantia à qualidade do produto Um dos principais elementos de um laboratório de ensaio de transformadores é a ponte capacitiva destinada aos ensaios dielétricos A Figura 12104 mostra o núcleo de um transformador em preparação para ser submetido aos ensaios dielétricos ao lado da ponte capacitiva Todos os ensaios devem ser realizados pelo fabricante na presença do inspetor ou não de conformidade com as prescrições contidas no documento de aquisição do comprador Os ensaios de recepção devem ser realizados de acordo com a NBR 53801993 e estão enumerados a seguir 12611 Ensaios de rotina Devem ser executados em todas as unidades de produção São os seguintes Resistência elétrica dos enrolamentos Relação de tensões Polaridade Deslocamento angular e sequência de fases Perdas a vazio e em carga Corrente de excitação Tensão de curtocircuito Ensaios dielétricos Tensão suportável nominal à frequência industrial tensão aplicada Tensão induzida transformadores com tensão máxima igual ou inferior a 145 kV Tensão suportável nominal de impulso de manobra transformadores com tensão máxima igual ou superior a 242 kV Tensão suportável nominal de impulso atmosférico transformadores com tensão máxima igual ou superior a 242 kV Tensão induzida de longa duração transformadores com tensão máxima igual ou superior a 242 kV FIGURA 12104 Ponte capacitiva para ensaio de tensão de impulso Estanqueidade e resistência à pressão a quente em transformadores de potência nominal igual ou superior a 750 kVA Verificação do funcionamento dos acessórios Está incluído ainda nesses ensaios o funcionamento dos seguintes acessórios Indicador externo do nível de óleo Indicador de temperatura do óleo Comutador de derivações sem tensão Comutador de derivações em carga Relé de Buchholz Indicador de temperatura do enrolamento Ventilador Bomba de circulação de óleo Dispositivo de alívio de pressão 12612 Ensaios de tipo Em geral os ensaios de tipo são dispensados pelo comprador quando o fabricante exibe resultados de ensaios de tipo anteriormente executados sobre transformadores do mesmo projeto Caso contrário é sempre conveniente a presença de um inspetor na fábrica durante a realização dos ensaios que são Todos os ensaios de rotina Fator de potência do isolamento Elevação de temperatura Nível de ruído Nível de tensão de radiointerferência Tensão suportável nominal de impulso atmosférico para transformadores com tensão máxima do equipamento igual ou inferior a 145 kV 12613 Ensaios especiais Às vezes dada a importância da instalação ou o seu grau de periculosidade podem ser exigidos ainda os seguintes ensaios Ensaio de curtocircuito Medição da impedância de sequência zero em transformadores trifásicos Medição dos harmônicos na corrente de excitação Medição da potência absorvida pelos motores de bombas de óleo e ventiladores Análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo isolante A descrição de cada um desses ensaios está contida na NBR 5356 Transformador de potência especificação 1262 Recebimento Para o recebimento dos transformadores são considerados os seguintes aspectos definidos na NBR 70361990 12621 Inspeção visual O transformador deve sofrer uma inspeção visual abrangendo os seguintes itens Confrontar as características da placa com o pedido de compra Verificar a inexistência de fissuras ou lascas nas buchas e danos externos no tanque ou acessórios Verificar o nível correto do líquido isolante Verificar a exatidão dos instrumentos através de leituras Examinar se há indícios de corrosão Examinar a marcação correta dos terminais Observar se há vazamentos através das buchas bujões e soldas Verificar os componentes externos do sistema de comutação Verificar o estado da embalagem quando existir 127 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA Para se formular o pedido de um transformador são necessários no mínimo os seguintes dados Tensão primária Tensão secundária fasefase e faseneutro Derivações desejadas tapes Potência nominal Deslocamento angular Número de fases monobucha monofásico bifásico ou trifásico Tensão suportável de impulso Impedância percentual Acessórios desejados FIGURA 132 Registro da tensão e corrente para Fp 1 FIGURA 133 Registro da tensão e corrente para fator de potência indutivo FIGURA 134 Registro da tensão e corrente para fator de potência capacitivo Porém se a carga é constituída de potência capacitiva em Necessidade de liberação da capacidade do sistema elétrico nacional Promoção do uso racional de energia Redução do consumo de energia reativa indutiva que provoca sobrecarga no sistema das empresas fornecedoras e concessionárias de energia elétrica principalmente nos períodos em que ele é mais solicitado Redução do consumo de energia reativa capacitiva nos períodos de carga leve que provoca elevação de tensão no sistema de suprimento havendo necessidade de investimento na aplicação de equipamentos corretivos e realização de procedimentos operacionais nem sempre de fácil execução Criação de condições para que os custos de expansão do sistema elétrico nacional sejam distribuídos para a sociedade de forma mais justa De acordo com a legislação tanto o excesso de energia reativa indutiva como de energia reativa capacitiva serão medidos e faturados O ajuste por baixo fator de potência de acordo com os limites da legislação será realizado através do faturamento do excedente de energia reativa indutiva consumida pela instalação e do excedente de energia reativa capacitiva fornecida à rede da concessionária pela unidade consumidora O fator de potência deve ser controlado de forma que permaneça dentro do limite de 092 indutivo e 092 capacitivo sua avaliação é horária durante as 24 horas e em tempos definidos Para a apuração da energia reativa e da demanda reativa por posto tarifário devese considerar a O período de 6 horas consecutivas compreendido a critério da distribuidora entre 23h30 e 6h30 apenas os fatores de potência inferiores a 092 capacitivo verificados em cada intervalo de 1 hora b O período diário complementar ao definido no item anterior apenas os fatores de potência inferiores a 092 indutivo verificados em cada intervalo de 1 hora De acordo com a legislação para cada kWh de energia ativa consumida a concessionária permite a utilização de 0425 kVArh de energia reativa indutiva ou capacitiva sem acréscimo no faturamento A avaliação do fator de potência poderá ser feita através de duas formas distintas FIGURA 136 Representação interna de arranjo de uma unidade capacitiva 1333 Processo de Construção Os capacitores têm como construção básica duas placas paralelas separadas por um dielétrico A parte ativa dos capacitores é constituída de eletrodos de alumínio ou zinco separados entre si pelo dielétrico de polipropileno metalizado bobinado associado a líquidos impregnantes formando o que se denomina armadura bobina ou elemento Esses elementos são montados no interior da caixa metálica e ligados adequadamente em série paralelo ou sérieparalelo de forma a resultar na potência reativa desejada ou na capacitância requerida em projeto o interior de uma célula capacitiva de baixa tensão do tipo seco Já a Figura 138 mostra células capacitivas que podem ser montadas em módulos formando células capacitivas de diferentes potências nominais É de uso bastante prático A Figura 139 mostra uma célula capacitiva do tipo a seco em caixa metálica e de uso atual bastante difundido em instalações de baixa tensão Para utilização em alta tensão a Figura 1310 mostra várias células capacitivas de tensão nominal montadas em estrutura de aço galvanizado e de uso bastante comum pelas concessionárias de energia elétrica A Figura 1311 mostra uma estrutura de banco de capacitores em tensão primária de distribuição muito empregada em subestações de 7251380 kV bem como em subestações de 1381380 kV FIGURA 138 Células capacitivas de baixa tensão do tipo modular FIGURA 139 Célula capacitiva de baixa tensão em caixa metálica FIGURA 1310 Banco de capacitores de alta tensão células capacitivas montagem vertical FIGURA 1311 Banco de capacitores em montagem horizontal FIGURA 1312 Células capacitivas de diferentes potências nominais A Figura 1312 mostra várias células capacitivas de diferentes potências nominais de uso comum em banco de capacitores em subestações de potência bem como em instalações em redes de distribuição urbana e rural 134 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 1341 Conceitos Básicos 13411 Potência nominal Os capacitores são normalmente designados por sua potência nominal reativa contrariamente aos demais equipamentos cuja característica principal é a potência nominal aparente ou ativa A potência nominal de um capacitor em kVAr é aquela absorvida do sistema quando este está submetido a tensão e frequência nominais a uma temperatura ambiente não superior a 20C ABNT Conhecida a potência nominal do capacitor podese facilmente calcular a sua capacitância pela Equação 134 Pc potência nominal do capacitor em kVAr F frequência nominal Hz Vn tensão nominal em kV C capacitância em μF Para capacitores de até 660 V a potência nominal não ultrapassa normalmente a 50 kVAr em células trifásicas e a 30 kVAr em células monofásicas Já os capacitores de tensão de isolamento de 22 a 25 kV são geralmente monofásicos com potências padronizadas dos capacitores Tabela 131 fornece a capacidade nominal dos capacitores de baixa tensão e demais informações para sua instalação Já a Tabela 132 fornece a capacidade nominal dos capacitores de média tensão Os isolantes sólidos e os líquidos de impregnação que constituem o dielétrico dos capacitores apresentam constante dielétrica variável em função da temperatura ambiente e da temperatura interna devido às perdas na parte ativa principalmente as dielétricas Quanto maior for a Os capacitores são normalmente fabricados para a tensão nominal do sistema entre fases ou entre fase e neutro respectivamente para células trifásicas e monofásicas TABELA 132 Potência nominal das células capacitivas de média tensão Potência nominal kVAr Tensão nominal V 25 2400 a 7200 25 7620 a 14400 50 2400 a 7200 50 7620 a 14400 50 2400 a 3810 100 4160 a 7200 100 7620 a 14400 100 17200 a 24940 150 2400 a 7200 150 7620 a 14400 150 17200 a 24940 200 2400 a 3810 200 4160 a 7200 200 7620 a 14400 200 17200 a 24940 300 7620 a 14400 300 17200 a 24940 400 7620 a 14400 400 17200 a 24940 No caso de capacitores de baixa tensão cuja maior utilização é em sistemas industriais de pequeno e médio portes são fabricados para 220 380 440 e 480 V independentemente de que sejam células monofásicas e trifásicas Já os capacitores de tensão primária são normalmente fabricados para as tensões de 2300 a 25000 V Para tensões superiores somente são fabricados sob encomenda sistema elétrico ou seja a Nos sistemas de geração transmissão e de distribuição Nesse caso apresentam as seguintes vantagens Liberam os geradores para fornecer maior potência ativa ao sistema Corrigem o fator de potência na geração Reduzem as perdas nas linhas de transmissão Melhoram a regulação do sistema elétrico Elevam o nível de tensão na carga Reduzem as perdas por efeito Joule na resistência do sistema elétrico Reduzem as perdas por efeito Joule na reatância do sistema elétrico b Nos sistemas industriais e comerciais Nesse caso apresentam as seguintes vantagens Corrigem o fator de potência da instalação evitando o pagamento de potência reativa excedente e energia reativa excedente Liberam os transformadores da subestação para fornecer maior potência ativa ao sistema Liberam os circuitos de distribuição e os circuitos terminais secundários para transportar maior potência ativa Reduzem as perdas por efeito Joule na resistência do sistema elétrico Reduzem as perdas por efeito Joule na reatância do sistema elétrico Elevam o nível de tensão na carga Aliviam os equipamentos de manobra dos motores quando os capacitores estão ligados junto a seus terminais de ligação A aplicação correta dos capacitoresderivação numa instalação industrial deve ser precedida de um estudo rigoroso para evitar o dimensionamento de células desnecessárias no ponto de aplicação de duvidosa utilidade Para melhor entendimento basta observar com atenção a Figura 1314 onde se pode perceber o funcionamento de um banco de capacitores num sistema em que a corrente reativa capacitiva é fornecida à carga liberando o alimentador de parte dessa tarefa da instalação e da carga direcionará o melhor procedimento para a localização do banco de capacitores necessário à correção do fator de potência ou liberação da carga de uma parte qualquer da planta Um dos benefícios da instalação de capacitoresderivação é a elevação do nível de tensão Porém em instalações industriais ou comerciais não se usa esse artifício para melhorar o nível de tensão já que a mudança de tape do transformador é tradicionalmente mais vantajosa desde que a regulação do sistema de suprimento não venha a provocar sobretensões em certos períodos FIGURA 1315 Instalação de capacitores junto aos motores elétricos FIGURA 1316 Diagrama de partida de um motor por uma chave estrelatriângulo O estudo para aplicação de banco de capacitoresderivação pode ser dividido em dois grupos distintos O primeiro é o estudo para aplicação de capacitoresderivação em instalações industriais em fase de projeto O segundo estudo é destinado às instalações industriais em pleno processo de operação A aplicação de capacitoresderivação em ambas as situações está estudada detalhadamente no livro do autor Instalações Elétricas Industriais 8ª edição Rio de janeiro LTC 2010 É importante frisar que a sobrecompensação isto é o excesso de potência capacitiva na instalação pode causar sobretensões nas instalações e consequentemente a queima de equipamentos principalmente lâmpadas incandescentes Isso é muito comum quando se instala um banco de capacitores com potência elevada no QGF nas proximidades do transformador da subestação e no momento de carga leve mantém o referido banco ligado Essa sobretensão pode ser calculada pela Equação 135 Vst valor da sobretensão em V Vns tensão nominal do secundário do transformador em V R regulação do sistema Capítulo 12 1352 Compensação Estática A compensação estática é empregada onde é exigido um controle rápido e contínuo de potência reativa Esse controle pode ser exercido através dos compensadores estáticos que são equipamentos formados por capacitores derivação e reatores controlados eletronicamente por um sistema de supervisão Antes do uso da eletrônica de potência nos sistemas elétricos a compensação de reativos era realizada por compensadores síncronos rotativos que são máquinas rotativas com capacidade gerar ou absorver potência reativa a depender das necessidades do sistema elétrico ao qual está associado A quantidade de energia gerada ou absorvida é continuamente controlada pelo regulador de tensão do gerador síncrono que opera sem carga no eixo isto é gerando potência ativa nula Já a compensação estática é constituída de banco de capacitores arranjado em vários módulos conectados em série às pontes tiristorizadas de controle e que associados aos reatores formam o sistema de compensação de conformidade com a Figura 1317 Em geral o banco de capacitores está ligado ao sistema de potência através de transformadores elevadores O sistema de controle do compensador estático introduz ou retira os módulos de capacitores do sistema de potência de forma a manter a tensão dentro dos limites estabelecidos de projeto A compensação estática é empregada notadamente em sistemas de transmissão de energia elétrica ou em cargas industriais de grande porte dotadas de operação oscilante tais como os fornos a arco de indústrias siderúrgicas Também é empregada para diminuir os efeitos da redução da tensão durante a partida frequente de motores elétricos de indução FIGURA 1317 Esquema básico de um compensador estático Existem diferentes tipos de tecnologias empregadas na concepção de um compensador estático ou seja Capacitor comandado por tiristores Reator controlado a tiristores e banco de capacitor fixo Reator chaveado por tiristores e banco de capacitores comandado por tiristores A Figura 1317 mostra um esquema básico de um compensador estático do tipo reator chaveado por tiristores e capacitor comandado por tiristores Os principais benefícios de um sistema de compensação estática são Regularização da estabilidade dinâmica do sistema Regularização da estabilidade do sistema em regime permanente Amortecimento das oscilações subsíncronas Redução do nível de flicker esse assunto pode visto no livro do autor Instalações Elétricas Industriais Redução dos níveis de sobretensão Redução dos desequilíbrios de tensão e corrente 1353 Banco de Capacitores Série Os capacitores série são aplicados em linhas de transmissão radiais que alimentam cargas que consomem potência reativa em excesso resultando um FIGURA 1318 Diagrama elétrico simplificado de um sistema de capacitores série 135312 Dispositivo limitador de tensãovaristor Normalmente é utilizado um resistor a óxido de zinco também denominado MOV Metal Oxide Varistor Podese utilizar também um gap Os varistores devem ter capacidade de suportar as sobrecorrentes resultantes das correntes de curtocircuito nas linhas de transmissão Nesse caso não ocorrerá a operação do Gap Principal e toda a corrente de defeito flui pelo varistor Na realidade os varistores têm a mesma concepção dos pararaios a óxido zinco normalmente utilizados na proteção de transformadores de potência e nas entradassaídas das linhas de transmissão Porém para essa aplicação os pararaios devem ser dotados de blocos cerâmicos e demais dispositivos internos com grande capacidade de dissipação térmica devido às altas correntes que devem conduzir durante os defeitos trifásicos nas linhas de transmissão 135313 Gap principal soluções que devem ser adotadas dependendo das condições particulares de cada instalação 1361 Correção do Fator de Potência em Instalações de Baixa Tensão As instalações em baixa tensão de prédios comerciais e industriais necessitam de correção de fator de potência para fugir do pagamento de excesso do consumo de demanda e energia reativa Normalmente essa correção é obtida com a instalação de bancos de capacitores conectados no barramento do Quadro Geral de Força QGF ou no caso das instalações industriais conectados em alguns Centros de Controle de Motores CCMs Esses capacitores em forma de banco podem ser operados de duas diferentes formas banco de capacitores fixos e banco de capacitores automático A Figura 1320 mostra vetorialmente como um banco de capacitores opera num sistema Para uma carga com potência aparente Pt em kVA e uma correspondente potência ativa Pat em kW proporcionando um ângulo de fator de potência de ϕ1 cujo valor necessita de compensação de reativos capacitivos podese instalar um banco de capacitores com capacidade nominal de Pc para se obter uma redução da potência reativa da carga do valor de Pre1 para Pre2 proporcionando um fator de potência corrigido cujo ângulo é de ϕ2 FIGURA 1320 Diagrama de potência EXEMPLO DE APLICAÇÃO 131 Uma carga industrial foi medida utilizando um medidor SAGA 4000 FIGURA 1321 Banco de capacitores automático em armário FIGURA 1322 Controlador de fator de potência O CFP deve possuir um programa que realiza as conexões das diferentes unidades capacitivas de forma circular de modo que a vida útil das unidades seja afetada uniformemente O CFP deve ser dotado de uma unidade de alarme que é ativada nas seguintes situações Quando a temperatura no interior do CFP atingir um valor em torno de 85ºC Na ausência da fonte de alimentação do CFP Quando o valor do fator de potência requerido e ajustado não for alcançado num tempo previamente ajustado em geral da ordem de 5 minutos ao final da conexão da última unidade capacitiva O CFP pode ser ajustado para operação do banco na forma automática ou manual Podem ser programados no CFP os seguintes parâmetros O fator de potência desejado A sequência de comutação das unidades capacitivas Número de terminais de saídas ativas Tempo de espera da comutação entre duas unidades capacitivas ou grupo de unidades capacitivas conforme for o arranjo do banco O CFP deve possui a seguinte estratégia de comutação Durante o tempo de espera de comutação o CFP identifica o número de grupos ou de unidades capacitivas que podem ser manobradas tomando como base os valores medidos de demanda de energia reativa Ao realizar a comutação o CFP conecta os grupos ou as unidades capacitivas com as maiores potências nominais evitando a conexão de unidades menores que acarretam um maior número de operação A comutação para o grupo ou unidade capacitiva subsequente é realizada num intervalo de tempo da ordem de 15 segundos evitandose assim transientes desnecessários que podem prejudicar a qualidade de energia da instalação e superando os valores de compatibilidade eletromagnética EMC requeridos em norma Tipos de comutação Linear Segue a lógica da Figura 1323 Circular Segue a lógica da Figura 1324 Progressivodireto Nesse tipo de programação da comutação os estágios são chaveados sequencialmente um a um No caso da comutação direta o chaveamento se inicia no maior estágio corrigindo mais rapidamente o fator de potência O CFP deve possui unidades de medição e monitoramento com os seguintes parâmetros Potência ativa kW Potência reativa kVAr Potência aparente kVA Potência reativa necessária para alcançar o fator de potência ajustado kVAr Frequência na barra do banco de capacitores F Tensão na barra do banco de capacitores V Distorção total de harmônica de tensão THD V em Distorção total de harmônica de corrente THD I em FIGURA 1323 Lógica da comutação linear FIGURA 1324 Lógica da comutação circular Medição operacional bancos cujo número de células deve ser limitado em função de determinados critérios a serem posteriormente estudados A Figura 1326 ilustra um banco de capacitores formado por diversas células capacitivas montadas em estrutura metálica sobre coluna de isoladores A formação mais comum dos bancos de capacitores é 1371 Configuração em Estrela Aterrada Nesse tipo de arranjo as células capacitivas podem ser ligadas tanto em série como em paralelo conforme as Figuras 1327 e 1328 Esse tipo de arranjo só deve ser empregado em sistemas cujo neutro seja efetivamente aterrado o que normalmente ocorre nas subestações de potência dos sistemas elétricos das concessionárias e das instalações industriais Dessa forma este sistema oferece uma baixa impedância para a terra às correntes harmônicas reduzindo substancialmente os níveis de sobretensão devido às harmônicas referidas Não é recomendável a utilização de banco de capacitores contendo apenas um único grupo série por fase de células capacitivas conforme será estudado posteriormente Isso se deve ao fato de o banco apresentar em cada fase uma baixa reatância resultando em elevadas correntes de curto circuito e em consequência proteção fusíveis individuais de elevada capacidade de ruptura FIGURA 1326 Banco de capacitores FIGURA 1327 Ligação em série estrela aterrada FIGURA 1332 Ligação em paralelo banco delta FIGURA 1333 Células em série banco dupla estrela isolada No caso de banco de capacitores primários tensão igual ou superior a 22 kV as células são fornecidas nas potências nominais de 25 50 100 300 400 500 e 700 kVAr sendo a de maior emprego em subestações de 691380 kV as células de 200 kVAr As tensões nominais de fabricação normalmente são 220 240 380 664 762 796 1270 1320 1380 1440 1720 249 kV conforme Tabela 132 A utilização de capacitores de menor ou maior potência nominal é uma questão a princípio econômica na formação do banco Porém outros parâmetros estão envolvidos na determinação da potência unitária das Finalmente para se dimensionar corretamente um banco de capacitores devemse adotar as seguintes prescrições A célula capacitiva pode ser especificada para uma tensão nominal igual ou inferior à máxima tensão prevista para operação do sistema Devese também avaliar quanto ao aspecto de rendimento do capacitor que nessas condições fica reduzido Devemse escolher de preferência células capacitivas de maior potência nominal visando reduzir a relação custokVAr instalado Limitar o número de células capacitivas eliminadas para não causar uma sobretensão no sistema superior a 10 Limitar o número de estágios do banco de sorte a não provocar sobretensão superior a 10 durante a manobra de energização desses estágios Limitar em 3100 kVAr a potência máxima de um grupo de capacitores em paralelo por fase 1381 Configuração em Estrela Aterrada ou Triângulo A determinação do número de células capacitivas em paralelo que deve ter um banco ligado em estrela aterrada ou triângulo para não permitir uma sobretensão superior a 10 quando são eliminadas uma ou mais células pode ser feita de acordo com a Equação 138 Nmcp número mínimo de capacitores em paralelo em cada grupo série por fase Ngs número de grupos em série por fase Nce número de células capacitivas eliminado de um único grupo série É bom frisar que nesse caso quando há somente um grupo de capacitores em série por fase e a proteção fusível de uma célula capacitiva atuar não ocorrerá sobretensão nas células remanescentes do grupo Nesse caso Ngs 1 resultando em Nmcp 0 No caso de vários grupos em série por fase a tensão resultante nas demais células capacitivas em paralelo do mesmo grupo quando da queima da proteção fusível de Nce capacitores pode ser dada pela Equação 139 capacitores fora de operação vale Para um arranjo em que há um ou mais grupos em série por fase contendo cada um deles uma determinada quantidade de capacitores ligados em paralelo a queima de um elo fusível ou mais em uma ou mais células capacitivas acarreta um desequilíbrio no sistema cuja tensão nas células capacitivas remanescentes do grupo considerado pode ser bastante elevada de acordo com a Equação 1314 Devese ter Vur Vc Vc é a tensão em cada grupo quando este é operado com todas as suas células capacitivas A tensão nos grupos restantes Ngs 1 da mesma fase vale Devese ter Vgr Vc Nesse caso a tensão é sempre inferior à tensão de neutro do grupo A corrente que circula na fase é dada pela Equação 1316 A tensão entre o neutro e a terra com a queima de Nce capacitores de um determinado grupo vale 1383 Configuração em Dupla Estrela Isolada O arranjo de um banco de capacitores exige que se tomem precauções para que após a eliminação de uma ou mais células capacitivas por meio da queima de seus elementos fusíveis a tensão nas células remanescentes não ultrapasse a 10 da sua tensão nominal conforme já frisado anteriormente A Equação 1318 fornece o número mínimo de capacitores que cada grupo série deve ter por fase para que essa prescrição seja atendida quando o banco está ligado na configuração em dupla estrela isolada Assim a tensão que resulta nas células sobejantes do mesmo grupo vale Devese ter Vur Vc Consequentemente a tensão em cada um dos demais grupos para Ngs 1 da fase afetada vale Devese ter Vgr Vc A corrente que circula entre os neutros após a eliminação de uma ou mais células capacitivas de um determinado grupo vale Imf corrente que circula na meia fase do banco Se o neutro do banco de capacitores está à terra através de uma impedância elevada a tensão que ocorre entre o neutro e a terra após a eliminação de uma ou mais células capacitivas vale 1384 Configuração em Dupla Estrela Aterrada correspondem aos grupos G6 e G8 da Figura 1334 vale Devese ter Vgr Vc A corrente que circula nos grupos da meia fase em que ocorreu a falta isto é grupo G7 no caso da Figura 1334 vale Imf corrente nominal da meia fase do banco Devese ter Id In A corrente que circula nos grupos restantes localizados na outra metade do circuito dividido com a instalação do TC isto é nos grupos G6 e G8 da Figura 1334 vale Devese ter Id Imf A corrente que circula nos grupos das meias fases correspondentes ao grupo defeituoso isto é o grupo G5 da Figura 1334 vale Sendo Id Imf A corrente que circula nos TCs instalados conforme a Figura 1334 vale EXEMPLO DE APLICAÇÃO 132 Uma subestação industrial necessita de cerca de 3600 kVAr de potência Uma subestação industrial necessita de cerca de 3600 kVAr de potência reativa para compensação O sistema é de 69 kV no primário em triângulo e de 132 kV no secundário em estrela aterrada Determinar a configuração do banco de capacitores a ser ligados no secundário Número mínimo de capacitores em paralelo em cada grupo e por fase A potência por fase é Arbitrandose inicialmente em 2 o número de grupos em série por fase tem se Logo o número mínimo de capacitores por grupo e por fase para a condição de estrela aterrada e apenas uma célula excluída vale A potência de cada célula vale Logo a potência nominal de cada célula vale Pc 100 kVAr FIGURA 1335 Ligação de células em paralelo e grupos série na configuração estrela aterrada A Figura 1335 mostra a configuração adotada A tensão de cada célula é de Se fosse cogitado apenas um grupo de capacitores em série se teria Poderseia arranjar o banco com células de 100 kVAr de 762 kV de acordo com a Figura 1336 empregando 12 células por fase no único grupo de cada fase Essa configuração não é recomendável devido à baixa reatância e elevada corrente de curtocircuito FIGURA 1336 Ligação de células em paralelo e 1 grupo série na configuração estrela aterrada A potência total do banco seria Pt 12 100 3 3600 kVAr Considerando que no banco mostrado na Figura 1335 houvesse a exclusão de dois capacitores na fase A determinar as tensões resultantes nas células capacitivas remanescentes no grupo série não afetado e a corrente que circularia na fase em que estão instalados os referidos grupos de capacitores A tensão nas 4 células restantes do grupo vale A tensão no grupo série não afetado vale Logo a sobretensão nas 4 células do grupo afetado é de Percentualmente a redução da tensão no grupo não afetado da mesma fase A vale A corrente na fase A vale A redução da corrente é de É comum adotarse para banco de capacitores com potência superior a 1800 kVAr a configuração de dupla estrela isolada devido à redução de custo na formação do banco No caso do exemplo anterior haveria seis capacitores de 100 kVAr762 kV em cada fase de cada estrela de acordo com a Figura 1337 FIGURA 1337 Ligação de células em paralelo na configuração dupla estrela isolada 1385 Análise dos Tipos de Ligação de Banco de Capacitores A partir dos estudos anteriormente efetuados podem ser feitas as seguintes considerações sobre a ligação de banco de capacitores 13851 Bancos conectados em triângulo a Vantagens da ligação em triângulo Não há circulação de correntes harmônicas Conexão em redes elétricas com tensão inferior a 2400 V b Desvantagens da ligação em triângulo Custo elevado da proteção especialmente quando é necessária a proteção diferencial Sensibilidade moderada dos relés de sobrecorrente notadamente quando se trata de grandes bancos em que o desequilíbrio de corrente é muito pequeno comparativamente à corrente nominal 13852 Bancos conectados em estrela com neutro aterrado a Vantagens da ligação em estrela com neutro aterrado Podese ter um maior número de capacitores com defeito antes que se atinja o limite de 10 de sobretensão Custo de instalação inferior ao custo de outras configurações Ocupação de uma pequena área O banco de capacitores é autoprotegido contra corrente de descargas atmosféricas já que fornecem uma via de escoamento para essas correntes Em alguns casos podese dispensar a proteção de para raios b Desvantagens da ligação em estrela com neutro aterrado As proteções devem ser dotadas de filtros contra terceira harmônica Pode haver interferência nos circuitos de comunicação devido ao fluxo de terceira harmônica para a terra A proteção de desequilíbrio de corrente por meio de relés sensíveis pode apresentar falhas 13853 Bancos conectados em estrela com neutro isolado a Vantagens da ligação em estrela com neutro isolado As correntes de defeito são limitadas pela impedância das fases não atingidas Não há circulação de correntes harmônicas de terceira ordem b Desvantagens da ligação em estrela com neutro isolado O neutro deve ser isolado para a tensão de fase devido aos surtos de manobra 13854 Bancos conectados em dupla estrela isolada a Vantagens da ligação em dupla estrela isolada Não há circulação de correntes harmônicas de terceira ordem Banco de baixo custo b Desvantagens da ligação em estrela com neutro isolado Uso de células capacitivas em quantidade superior a de outros esquemas para satisfazer ao número mínimo de células capacitivas em paralelo O neutro deve ter o mesmo nível de isolamento do sistema É necessário dispor de maior área para instalação do banco comparativamente com outros esquemas 139 EQUIPAMENTOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES Em geral os capacitores ligados às redes de baixa tensão são manobrados juntamente com carga a que estão corrigindo No caso típico de capacitores ligados aos terminais de motores a chave de acionamento do motor serve para manobrar os capacitores Ich corrente mínima nominal da chave em A Ic corrente do banco de capacitores b Contactores magnéticos A corrente nominal dos contactores é dada pela Equação 1333 Ico 15 Ic 1333 TABELA 133 Contactores para capacitores Siemens Contactor Corrente Potência do capacitor kVAr Tipo A 220 V 380 V 440 V 3TF43 22 3 5 5 3TF44 35 5 10 10 3TF45 45 125 20 25 3TF49 85 20 30 40 3TF50 110 25 40 50 3TF52 170 40 60 80 3TF54 250 60 100 120 3TF56 400 90 160 180 3TF57 475 130 240 260 3TF69 700 200 340 400 A Tabela 133 fornece a capacidade dos contactores de fabricação Siemens em função da maior potência do banco de capacitores que pode manobrar Os contactores são normalmente utilizados quando se deseja manobrar o banco de capacitores a distância ou quando o banco é seccionado e se deseja manobrar as diversas seções do banco automaticamente através de sensores de tensão corrente fator de potência etc c Disjuntores São muito empregados na manobra de banco de capacitores A corrente da unidade térmica deve ser ajustada pela Equação 1334 Ia 135 Ic 1334 Um caso particular interessante é a manobra de bancos de capacitores para compensar individualmente motores de indução trifásicos Algumas prescrições devem ser observadas como se verá a seguir a É economicamente importante secionar simultaneamente o motor e o capacitor ou banco Nesse caso a potência do banco de capacitores deve ficar limitada a 90 da potência do motor em operação a vazio Em média os motores trifásicos com velocidade síncrona de 1800 rpm apresentam uma corrente de cerca de 27 da corrente nominal quando funcionam a vazio Logo a potência máxima do banco de capacitores trifásicos pode ser dada aproximadamente pela Equação 1335 Pc 0420 Vm Im 1335 Pc potência máxima trifásica do banco de capacitores em kVAr Vm tensão nominal entre fases do motor em kV Im corrente nominal do motor em A EXEMPLO DE APLICAÇÃO 133 Calcular a potência máxima que deve ter um banco de capacitores monofásicos ligado segundo a Figura 1339 para corrigir o fator de potência do motor de 150 cv IV polos 380 V60 Hz cuja corrente nominal é de 1942 A Ao se aplicar a Equação 1335 considerase o banco de capacitores como uma célula capacitiva trifásica ou seja Pc 0420 Vm Im Pc 0420 038 1942 Pc 309 kVAr A potência unitária dos capacitores no caso da utilização de células capacitivas monofásicas é de Logo cada capacitor deve ter uma potência nominal de 10 kVAr60 Hz e o banco deve ser ligado de acordo com a Figura 1339 Caso se fosse utilizar uma célula trifásica sua potência seria de 30 kVAr FIGURA 1339 Representação de um banco de capacitores operando nos terminais de um motor b Se a potência do capacitor ou banco de capacitores obrigar à utilização de uma chave independente do motor para manobrar o referido banco se utilizará a configuração conforme mostra a Figura 1340 A chave que FIGURA 1341 Banco de capacitores ligados a um motor com partida por meio de chave estrelatriângulo FIGURA 1342 Esquema elétrico básico correspondente à Figura 1341 FIGURA 1343 Banco de capacitores ligado aos terminais de um motor com rotor bobinado Nos motores acionados pela chave softstart os capacitores podem ficar conectados aos terminais de carga da referida chave 1392 Bancos Primários A interrupção de correntes em circuitos capacitivos submete os equipamentos de manobra a severas condições de operação Como se sabe os capacitores armazenam certa quantidade de energia mantendo mesmo após desenergizados tensão nos seus terminais Dessa forma quando o equipamento de manobra realiza a operação de abertura de um banco de capacitores logo após a sua desenergização os seus terminais de fonte estão submetidos à tensão resultante da carga armazenada pelo capacitor Ic corrente máxima de crista em A Pn potência nominal do banco de capacitores em kVAr Pcc potência de curtocircuito trifásica no ponto de instalação do banco em kVA In corrente nominal de banco de capacitores em A A frequência dessa corrente pode ser calculada de acordo com a Equação 1337 As equações anteriores são aproximadas considerandose sem valor a contribuição da resistência do circuito para efeito do amortecimento do transitório Além disso também se considera que os capacitores estão descarregados e não há nenhuma corrente residual EXEMPLO DE APLICAÇÃO 134 Calcular a corrente de energização de um banco de capacitores ligado em triângulo com potência nominal de 1800 kVAr1380 V na frequência de 60 Hz Calcular também a frequência dessa corrente A potência de curtocircuito na barra da subestação onde está ligado o banco é de 250 MVA De acordo com a Equação 1336 temse na Equação 1338 Vn tensão nominal entre fases do sistema em kV Vi tensão de impulso em seu valor de crista em kV F frequência da rede em Hz FIGURA 1346 Sobretensão na desenergização do banco de capacitores denominado também descargas parciais O dimensionamento do isolamento entre as placas de um capacitor dielétrico é determinado de forma a garantir uma baixa corrente de fuga No entanto se a tensão no dielétrico é elevada acima do valor previsto em projeto observase um aumento da corrente de fuga que faz aquecer o meio dielétrico reduzindo a vida útil do capacitor Esse aumento de tensão pode ser propiciado pela tensão sustentada do próprio sistema de regulação da rede elétrica ou simplesmente pela presença de conteúdos de tensão harmônica b Corrente As correntes harmônicas resultantes que fazem elevar o valor da corrente total que circula pelas placas do capacitor sobreaquecem não somente o meio dielétrico mas também os condutores os pontos de conexão das placas etc interferindo na vida útil da célula capacitiva c Efeito simultâneo da tensão e da corrente A variação instantânea da tensão em relação ao tempo isto é dvdt faz aumentar a corrente que atravessa os diversos componentes elétricos da célula capacitiva elevando o efeito Joule no seu interior Diversos estudos já foram realizados em bancos de capacitores em instalações industriais e em redes de distribuição urbanas e rurais para a determinação da vida útil dos capacitores Como resultados foram encontradas curvas típicas que relacionam o nível de sobretensão permanente com a vida útil do capacitor cotada em anos de conformidade com a Figura 1348 Assim para um capacitor que está submetido a um nível de sobretensão permanente de 102 pu a sua vida útil provável será de 14 anos contra 2 anos se o nível de sobretensão permanente for de 112 pu A vida de um capacitor pode ser analisada sob quatro diferentes parâmetros elétricos quais sejam Tensões harmônicas Sobretensões na rede de energia elétrica à qual está ligado o capacitor Variação da capacitância Variação da frequência da rede de energia elétrica decorrente de surtos de manobra descargas atmosféricas etc Pt potência por fase absorvida pelos capacitores durante os picos de tensão harmônica em kVAr k ordem das harmônicas α valor de cada harmônico em pu da tensão fundamental Considerando que o valor da potência absorvida durante os picos das tensões harmônicas Pt não deve ser superior a β da potência nominal por fase do banco temse Pnc potência nominal trifásica do banco de capacitores β fator com o qual se calcula o valor máximo da potência que se admite que o capacitor deva absorver Os valores de tensão harmônica em pu da tensão fundamental são V1 tensão fundamental do sistema valor eficaz V2 a k tensões harmônicas de ordem 2 a k em kV O valor de tensão fundamental V1 a 60 Hz pode ser calculado pela Equação 1342 a partir da sobretensão medida no sistema Vt sobretensão máxima do sistema na frequência nominal em kVfase O valor de Vt é constituído da onda de tensão fundamental a 60 Hz V1 acrescido das tensões harmônicas correspondentes A tensão nominal que devem ter as células capacitivas vale A corrente nominal por fase do banco de capacitores vale A corrente absorvida na frequência fundamental vale I1 γ Inc 1346 Já a corrente total absorvida pelo banco de capacitores durante as sobretensões vale Ik k αk I1 1348 Um caso muito comum de ocorrer em instalações industriais é a formação de circuito ressonante paralelo entre o transformador da subestação de potência e o banco de capacitores conectados principalmente no barramento do Quadro Geral de Força localizado no interior da referida subestação A ordem de frequência ressonante pode ser conhecida através da Equação 1349 Pcsc potência de curtocircuito do sistema no ponto de instalação do capacitor Pnc potência nominal dos capacitores Se a frequência ocorrer em valores próximos aos valores das harmônicas de menor ordem geradas pelas cargas não lineares o circuito ressonante paralelo criado pelos capacitores e transformador ampliará a distorção harmônica da instalação Para avaliação sumária da potência de curtocircuito no ponto de entrada de instalação do capacitor pode ser empregada a 1350 Pnt potência nominal do transformador Ztr impedância nominal do transformador relativa ao tape de operação em Pcss potência de curtocircuito no ponto de entrega de energia EXEMPLO DE APLICAÇÃO 136 Uma instalação industrial é alimentada através de uma subestação de 1000 kVA 13800380220 V e cuja impedância percentual é de 55 No ponto de entrega de energia a corrente de curtocircuito é de 10500 A Os motores de indução da indústria são manobrados através de chaves conversoras de frequência inversores Foi instalado um banco de capacitores de 370 kVAr no lado de baixa tensão da subestação Determinar a ordem da harmônica que poderia ocasionar perturbações na instalação Potência de curtocircuito no ponto de entrega de energia Potência de curtocircuito aproximado no ponto de instalação do capacitor Como os inversores são fontes de 5ª e 7ª harmônica há grande probabilidade de ocorrer fenômeno de ressonância paralela À medida que se eleva a potência do banco de capacitores diminui a ordem da harmônica capaz de causar perturbação na instalação Para evitar o fenômeno de ressonância paralelo é necessária a instalação de filtros de harmônicas do tipo paralelo sintonizado constituído por um conjunto de capacitores normalmente ligados em estrela conectados em série com um banco de reatores com amortecimento resistivo O conjunto será conectado aos terminais do Quadro Geral de Força para o exemplo em questão 13104 Influência dos Fenômenos de Ressonância Série nos Bancos de Capacitores Os fenômenos de ressonância em bancos de capacitores podem ocorrer quando a reatância indutiva do sistema Xl apresenta valores iguais à reatância capacitiva Xc Para evitar eventuais perturbações decorrentes de ressonância série recomendase que exista uma combinação do tipo de ligação entre o banco de capacitores e o tipo de ligação do transformador da subestação de potência ou seja a Se o transformador de força da subestação ao qual está conectado o banco de capacitor estiver ligado em estrela solidamente aterrada o banco de capacitores deverá ser ligado também na configuração estrela aterrada Há de se esclarecer que essa é melhor configuração para evitar ressonância série entre transformador e banco de capacitores b Se o transformador de força da subestação ao qual está conectado o banco de capacitor estiver ligado em triângulo o banco de capacitores deverá ser ligado também na configuração triângulo ou em estrela não aterrada c Se o transformador de força da subestação ao qual está conectado o banco de capacitor estiver ligado em estrela não aterrada o banco de capacitores deverá ser ligado também na configuração estrela não aterrada ou em triângulo d No caso de banco de capacitores ligados em dupla estrela podese considerar para efeito de ressonância série como ligação em estrela não aterrada EXEMPLO DE APLICAÇÃO 137 Calcular a potência absorvida por um banco de capacitores quando instalado num barramento de uma subestação industrial dotado de um grande equipamento gerador de harmônicas de sequência zero isto é 3ª 9ª 15ª e 21ª com os seguintes valores de fase e neutro 3ª harmônica 1480 kV 9ª harmônica 1420 kV 15ª harmônica 0932 kV 21ª harmônica 0683 kV O valor eficaz da sobretensão máxima registrada do sistema é de 146 kV composta pela tensão fundamental a 60 Hz acrescida das harmônicas referidas O banco de capacitores é de 3600 kVAr ligado em estrela aterrada A tensão nominal do sistema é de 138 kV Tensão fundamental αk apresenta os seguintes valores por unidade da tensão fundamental Potência absorvida por fase durante as sobretensões Para que a potência absorvida pelos capacitores durante a geração de harmônicas não seja superior a 110 da potência nominal do banco temse A potência absorvida por fase pelos capacitores na frequência fundamental vale Potência total absorvida pelo banco de capacitores na frequência fundamental P1 3 7604 22812 kVAr Tensão nominal dos capacitores Capacitância nominal Corrente nominal por fase do banco de capacitores Corrente absorvida pelos capacitores na frequência fundamental I1 γ Inc 0796 1188 945 A Corrente total absorvida pelo banco de capacitores A corrente máxima que deve ser absorvida pelos capacitores é de 180 da corrente fundamental ou seja Im 18 945 1701 A O valor máximo de sobrecorrente It é muito superior a 180 da corrente nominal do banco que é o valor máximo que os capacitores podem suportar continuamente conforme norma FIGURA 142 Diagrama elétrico básico da chave de aterramento rápido FIGURA 143 Sistema elétrico de transmissão e distribuição de energia elétrica Para que se possa entender com maior nitidez a questão basta analisar o esquema simplificado da Figura 143 Observase que a subestação de 5 MVA está na extremidade do sistema e a chave de aterramento rápido pode provocar o desligamento do disjuntor D localizado na subestação da barra 3 Quando ocorre um curtocircuito no barramento de 1380 kV o disjuntor A é o responsável pelo desligamento correspondente Se o defeito é trifásico Operação manual da alavanca de aterramento Operação automática da alavanca de aterramento Pressão dos contatos do terminal Ensaio da coluna de isoladores conforme se descreve no Capítulo 19 naquilo que for pertinente Capacidade de corrente instantânea 146 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA Para se adquirir uma chave de aterramento rápida são necessárias no mínimo as seguintes informações Tensão nominal Corrente nominal de descarga Tensão suportável de impulso Número de polos FIGURA 151 Diagrama elétrico elementar representando as impedâncias Muitas vezes é necessário se calcular o valor da corrente de curtocircuito admitindose nulos os valores de Ruc Rum e Zua Nessa condição a corrente de curtocircuito fase e terra assume o seu valor máximo sendo muitas vezes superior à própria corrente trifásica de curtocircuito Isso pode ser verdade caso se admita um defeito fase e terra nos terminais secundários do transformador da subestação em que o condutor fase entra em contato com o condutor de aterramento que liga o tanque do transformador à malha de terra do sistema Para se reduzir a grandeza da corrente de curtocircuito monopolar quando ela assume valores elevados podese aplicar no condutor que liga o ponto neutro do transformador de força à malha de terra uma impedância Zua chamada impedância de aterramento que pode ser simplesmente um resistor uma reatância ou um conjunto de resistores associado a uma reatância Neste capítulo se tratará somente da aplicação do resistor de aterramento por ser o procedimento mais utilizado nos sistemas elétricos de média tensão com o ponto neutro aterrado Nos sistemas isolados isto é em triângulo podese obter referência à terra através do transformador de aterramento em ziguezague Cabe aqui ressaltar que a impedância de aterramento pode ser também aplicada ao neutro dos geradores da mesma forma como se faz com os transformadores Para que se possa determinar o valor do resistor de aterramento é necessário conhecer os valores trifásicos e de fase e terra das correntes de curtocircuito cujo processo de cálculo pode ser visto no livro do autor Instalações Elétricas Industriais 8ª edição Rio de Janeiro LTC 2010 No caso da corrente simétrica de curtocircuito trifásica o seu valor pode ser dado pela Equação 151 Σ Zup impedância total de sequência positiva compreendendo todos os valores de resistência e reatância desde a fonte de suprimento até o ponto de defeito em pu Já a Equação 152 fornece o valor mínimo da corrente de sequência zero de curtocircuito ou seja Zup impedância de sequência positiva do sistema correspondente aos cabos barramentos reatores de fase e transformadores de potência em pu Zuzt impedância sequência zero do transformador de potência normalmente igual à sua impedância de sequência positiva em pu Zuzc impedância sequência zero dos cabos em pu Ruc resistência de contato com o solo em pu Rua resistência do resistor de aterramento em pu Rum resistência da malha de aterramento em pu Para se obter o valor máximo da corrente de defeito monopolar em pu podese aplicar a Equação 153 em que Ruc Rua Rum 0 ou seja instalações ao tempo o armário deve ter grau de proteção compatível ou no mínimo IP 54 154 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS Os parâmetros elétricos que caracterizam os resistores de aterramento estão descritos a seguir 1541 Tensão Nominal É a tensão de neutro do sistema no qual o resistor irá operar 1542 Tempo de Operação Os tempos de operação dos resistores variam de acordo com o tipo do material empregado na fabricação das resistências ôhmicas e com o valor da corrente de defeito monopolar Por norma os tempos padronizados são de 10 s 30 s 60 s 10 min e regime contínuo Considerando a natureza do material resistor temse FIGURA 152 Resistor de aterramento FIGURA 153 Resistor de aterramento montado na subestação Aço inoxidável 2000 A em 10 s Níquelcromo 2000 A em 10 s Ferro fundido 5000 A em 10 s FIGURA 154 Detalhes de montagem do resistor de aterramento O tempo de operação mais comum é o de 10 s utilizado por grande parte das concessionárias de energia elétrica 1543 Temperatura O limite de temperatura admitido para os resistores é função também da natureza do material do resistor A elevação de temperatura nestes casos vale a Ferro fundido Regime contínuo 385C Até 10 min 460C b Aço inoxidável Regime contínuo 610C Até 10 min 610C 155 DETERMINAÇÃO DOS RESISTORES Os resistores de aterramento limitam as correntes de curtocircuito monopolar a valores que podem variar na prática entre 5 e 60 do valor da corrente de curtocircuito trifásica conforme se deseja O valor da resistência ôhmica do resistor é função de dois fatores básicos A corrente de defeito monopolar resultante da instalação do resistor de aterramento deve ser suficientemente capaz de acionar os dispositivos de proteção A corrente de defeito monopolar deve ser suficientemente reduzida a fim de que os esforços térmicos e dinâmicos sejam compatíveis com os valores nominais dos equipamentos em operação no sistema Com base nessas premissas o valor do resistor de aterramento pode ser dado pela Equação 154 Vft tensão nominal de neutro do sistema em V Ift corrente de curtocircuito fase e terra necessária para atender os requisitos da proteção e da capacidade dos equipamentos EXEMPLO DE APLICAÇÃO 151 Dimensionar o resistor de aterramento da subestação de potência de 20 MVA69138 kV cujo diagrama simplificado está apresentado na Figura 155 A corrente de curtocircuito nos terminais primários da subestação é de 1100 MVA Considerar que o defeito fase e terra se dá nos terminais secundários da subestação Analisar os efeitos decorrentes sobre os pararaios instalados nas proximidades da mesma subestação a Dados do sistema Tensão nominal primária 69 kV Tensão nominal secundária 138 kV b Dados do transformador Capítulo 12 Potência do transformador 20 MVA Tape de ligação primária 726 kV Impedância a 100 da carga em 726 kV 698 Perdas no cobre a 75C a 726 kV 65993 W Tensões nominais do transformador 69138 kV FIGURA 155 Diagrama elétrico c Dados de base Tensão 1380 kV Potência 20000 kVA d Impedância equivalente do sistema de suprimento e Impedância do transformador de 20 MVA Resistência Reatância Mudandose os valores para as bases adotadas temse Zu 698 00698 pu na base de 726 kV e 20 MVA Vprz 726 kV tensão primária a que se refere Zu Vsrz 138 kV tensão secundária a que se refere Zu Vnptr 69 kV tensão nominal primária Vnstr 138 kV tensão nominal secundária Zut 0077 pu nas bases de 69 kV e 20 MVA Rut 00036 pu nas bases de 69 kV e 20 MVA f Impedância até o ponto de defeito F g Corrente simétrica de curtocircuito trifásica De acordo com a Equação 151 temse A corrente básica vale Logo a corrente de curtocircuito em ampères vale Ics Ib Iups 1063 8367 88941 A h Corrente simétrica de curtocircuito fase e terra Para um defeito franco e de acordo com a Equação 153 temse Zuzc 0 não existe condutor a considerar já que o defeito é nos terminais secundários do transformador Para a impedância do sistema até o ponto de alimentação do transformador admitese ter o mesmo valor tanto para a impedância de sequência positiva Zup quanto para a impedância de sequência negativa Zun Não há impedância de sequência zero Zuz pois o primário do transformador é ligado em Δ Os valores das impedâncias de sequência positiva negativa e zero do transformador são iguais Os valores das impedâncias de sequência positiva e negativa dos condutores são iguais Já o valor da impedância de sequência zero é diferente Logo a corrente de curtocircuito de defeito monopolar vale Ift 1124 8367 94045 A Como se observa Ift Ics i Resistor de aterramento Para se limitar o valor da corrente de curtocircuito monopolar a 20 do valor da corrente trifásica a resistência ôhmica do resistor de aterramento deve valer IftIcs 020 Ift 020 88941 1778 A De acordo com a Equação 154 temse Considerandose Ra nos valores de base temse Para comprovação de resultado temse j Cálculo das tensões resultantes Será considerado que A é a fase defeituosa no esquema da Figura 155 Serão aplicadas as equações discutidas no Capítulo 1 referentes ao cálculo de sistemas elétricos através de componentes simétricas Correntes de sequência Impedância de sequência zero com o resistor Tensão de sequência positiva De acordo com o Capítulo 1 temse Tensões de sequência negativa De acordo com o Capítulo 1 temse Tensões de sequência zero De acordo com o Capítulo 1 temse Tensões de fase Figura 156 De acordo com o Capítulo 1 temse FIGURA 156 Diagrama elétrico Tensões de linha A B B C e C A Pode se observar que A tensão de fase Vnb 127 kV é superior à tensão nominal do pararaios que é de 12 kV A tensão de linha C A é a maior alcançada no sistema isto é Vca 143 kV A tensão de linha C A difere em módulo e ângulo da tensão de linha A B isto é Vab 127 kV e Vca 143 kV 156 ENSAIOS E RECEBIMENTO Os resistores de aterramento são fabricados e inspecionados por normas internacionais Dentre essas normas citase o IEEE 32 Standard Requeriments Terminology and Test Procedures for Neutral Grounding Devices 157 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA A aquisição de um resistor de aterramento requer no mínimo as seguintes informações Tensão nominal faseneutro Tempo de operação Material resistor Valor ôhmico do resistor Limite de temperatura admitido FIGURA 161 Esquema básico de um autotransformador FIGURA 162 Autotransformador com função de redução da tensão FIGURA 163 Autotransformador com função de elevação da tensão FIGURA 164 Esquema básico de um regulador de tensão FIGURA 165 Esquema básico de um regulador de tensão Os reguladores trifásicos normalmente são utilizados na regulação da tensão de barra das subestações de distribuição enquanto os reguladores monofásicos são aplicados ao longo dos alimentadores de distribuição notadamente os alimentadores que suprem áreas rurais Pela Figura 165 podese entender o funcionamento de um regulador de tensão monofásico O regulador de tensão é constituído de vários tapes que são acessados pelos terminais de um reator que é inserido para permitir que durante a mudança de tape o circuito do lado da carga não seja interrompido Uma chave com terminais K1 e K2 faz a permuta da polaridade de energização da bobina A Para cada mudança de tape resulta uma elevação ou redução da tensão nos terminais da carga Considerando uma mudança do tape 0 para o tape 1 podese observar que enquanto terminal T2 do reator desliza na direção do tape 1 o terminal T1 permite a continuidade da tensão nos terminais da carga através do terminal central do reator cuja tensão nessa circunstância é a metade do valor da tensão entre um tape anterior e um tape posterior Vt ou seja Vt2 conforme mostrado na Figura 165 No mercado há dois tipos de equipamentos destinados à correção da tensão nas redes de distribuição Regulador de tensão autobooster Regulador de tensão de 32 degraus 162 REGULADOR DE TENSÃO AUTOBOOSTER Conhecidos comumente como autobooster são os equipamentos mais simples de regulação de tensão São fabricados em unidades monofásicas Têm bastante utilização em redes de distribuição rural RDR em zonas de baixa densidade de carga atendendo a pequenas cidades interioranas a que é dever da concessionária fornecer tensão dentro de níveis adequados de sorte a manter satisfatório o atendimento a essas comunidades FIGURA 166 Diagrama simplificado de um autobooster na conexão de elevação da tensão No esquema para elevar a tensão conforme se pode observar na Figura 166 as tensões das bobinas série e paralelas são opostas o que resulta uma tensão maior no lado da carga Já no caso de a conexão ser feita para reduzir a tensão conforme se observa na Figura 167 as tensões nas bobinas série e paralelo têm o mesmo sentido o que resulta numa tensão menor do que a da fonte Observar também que a tensão da fonte é aplicada às bobinas série e paralelo enquanto a tensão de carga é aplicada somente sobre a bobina paralela Para entendimento do trocador de posições e as interligações das bobinas série observar a Figura 168 Construtivamente o regulador autobooster apresenta as seguintes partes Tanque de aço cheio de óleo mineral dentro do qual se encontra a parte ativa do equipamento Núcleo e enrolamento que constituem a sua parte ativa Trocador de posição Tampa de aço na qual estão fixadas as buchas de porcelana Pararaios derivação Pararaios série O trocador de posições é um mecanismo dotado das seguintes partes Motor de carregamento da mola propicia a troca automática de posição dos contatos estacionários Mola de impulso responsável pelo movimento rápido do contato móvel Resistor de ponte responsável pela continuidade do circuito durante a troca de posição dos contatos estacionários Batente serve para limitar o movimento do trocador de posição A Figura 168 uma ilustração da Sudeletro Técnica Comercial Ltda mostra uma sequência completa de operação do trocador de posições Inicialmente esse dispositivo ocupa a sua posição neutra conforme a Figura 168 a Ao receber o sinal do controle eletrônico para mudar de posição o trocador se movimenta e insere o resistor B no circuito impedindo a formação de arcos Figura 168 b Continuando a girar o trocador de posições insere o resistor A Figura 168 c No movimento seguinte o resistor B é retirado Figura 168 d passandose à última parte da operação com o bypass do resistor A Figura 168 e e a sua posterior remoção Figura 168 f FIGURA 168 Sequência de operação de um trocador de posição TABELA 161 Características básicas dos reguladores autobooster de 50 e 100 A Tensão nominal da rede Tensão nominal em V Relação do TP RTP Estrela aterrada só na SE kV 1 Estrela multiaterrada kV 2 Ajuste do controle em V Pararaios derivação em kV 60 6901194 115 10 7620 60 7621320 127 10 60 7961380 133 10 12000 100 691194 119 12 100 762132 132 12 120 796138 115 12 14400 120 1382390 115 18 120 1442492 120 18 1 Ligados em triângulo aberto ou fechado 2 Ligados em estrela com neutro aterrado FIGURA 169 Ligação em triângulo de um banco de reguladores autobooster 1621 Tipos de Ligação dos Reguladores Autobooster Por se tratar de um equipamento monofásico o regulador autobooster pode ser empregado nas seguintes condições Uma unidade pode regular um alimentador monofásico 1F1N Duas unidades podem regular um alimentador trifásico a três fios Três unidades podem regular um alimentador trifásico a três fios configuração estrela ou triângulo se ligadas em triângulo Figura 169 Três unidades podem regular um alimentador trifásico a quatro fios configuração estrela com neutro multiaterrado ou se ligadas em estrela com o neutro aterrado conforme a Figura 1610 Três unidades podem regular um alimentador trifásico a três fios com o neutro aterrado somente na subestação se ligadas em triângulo É desaconselhável ligálas em estrela devido ao deslocamento de neutro em função das cargas desequilibradas a não ser que se obtenha uma resistência de terra de cerca de 4 Ω no ponto de instalação dos equipamentos FIGURA 1610 Ligação em estrela multiaterrada de um banco de reguladores autobooster FIGURA 1611 Instalação de banco de autobooster em estrutura simples de poste A montagem dos reguladores autobooster normalmente se faz em estrutura simples de poste de concreto armado mostrandose como exemplo a instalação de um banco de reguladores autobooster representado na Figura 1611 1622 Dimensionamento e Ajuste dos Reguladores Autobooster Os ajustes de controle dos reguladores de tensão autobooster são simples e de fácil aplicação O ajuste da tensão de saída é feito no seletor instalado na caixa do controle eletrônico cujos valores variam entre 115 V e 140 V Ainda na Vr ΔVp Vn 164 ΔVp faixa de regulação da tensão cujos valores são de 6 ou 10 conforme a aplicação do regulador autobooster Vn tensão nominal do sistema em kV d Potência de regulação É aquela que o regulador efetivamente regula em função da sua faixa de regulação percentual e pode ser dada pela Equação 165 Pr In Vr 165 In corrente nominal do regulador autobooster em A Vr tensão de regulação EXEMPLO DE APLICAÇÃO 161 Dimensionar um banco de reguladores autobooster sabendose que a potência da carga do alimentador é de 930 kVA na tensão de 13800 V A tensão regulada no ponto de instalação do regulador autobooster é de 13600 V A queda de tensão entre o ponto de instalação do regulador autobooster e a extremidade de carga do alimentador é de 55 em carga máxima O regulador autobooster deve elevar a tensão nesse ponto igual ao valor nominal do sistema Os reguladores autobooster estão conectados em triângulo fechado Corrente de carga Logo a corrente nominal do regulador autobooster é de 50 A e a sua tensão nominal de 14400 V Ajuste do nível de tensão Para se obter no ponto final do alimentador uma tensão de 13800 V em carga máxima o ajuste do controle eletrônico de acordo com Equação 161 deve ser de Vsr 13800 1055 14559 V Ve 13600 V tensão de entrada constante nos terminais do regulador autobooster Largura de faixa da tensão regulada em percentagem Logo se deve utilizar o regulador autobooster de 6 já que as três unidades regulam 50 a mais do que uma unidade ou seja ΔVp 15 6 9 Tensão de regulação Vr ΔVp Vn Vr 0090 13800 1242 V Potência de regulação 1623 Uso do Regulador Autobooster Os reguladores autobooster como já foi mencionado podem ser utilizados como elevadores ou somente como abaixadores de tensão 16231 Operação como elevador de tensão Essa é a aplicação mais corrente dos reguladores autobooster Normalmente são instalados a jusante dos reguladores de tensão de 32 degraus que mantém num determinado ponto do alimentador chamado de ponto de regulação uma tensão constante e definida É muito comum instalarse reguladores autobooster em alimentadores que suprem inicialmente cargas urbanas onde se deve manter um nível de tensão adequado e posteriormente cargas rurais cujo nível de tensão pode ser inferior devido principalmente a uma questão econômica e também pela maior exigência do consumidor urbano apesar de esse conceito estar sendo revertido em função da industrialização crescente da atividade agrícola e pecuária e principalmente pela legislação do órgão regulador de energia elétrica ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica EXEMPLO DE APLICAÇÃO 162 Considerar o diagrama do alimentador configurado em estrela aterrada somente na subestação e apresentado na Figura 1612 em cuja saída da referida subestação se instalou um regulador de tensão de 32 degraus Dimensionar se possível um banco de reguladores autobooster ligados em triângulo aberto a ser instalado ao longo do alimentador em questão Será tomada como base a tensão de 120 V para plotar as curvas de tensão considerando os seguintes elementos Tensão regulada na saída do regulador de 32 degraus 14490 V FIGURA 1612 Perfil de tensão de um alimentador de distribuição Queda de tensão entre KX 7 O regulador da subestação foi ajustado para fornecer 13800 V no ponto de regulação P A tensão de entrada regulada pelo regulador de tensão a montante no ponto K é de 13420 V largura de faixa a Escolha do regulador de tensão autobooster Tabela 161 Tensão nominal 14400 V Ajuste do controle 115 V RTP 120 V Tensão de saída no ponto K para se ter 13800 V no ponto X Vk Vx ΔVkx Vk 13800 13800 007 Vk 14766 V Ajuste da tensão no regulador autobooster Faixa de regulação Logo o regulador autobooster deve ser de 10 b Valores das tensões nos diversos pontos do alimentador No ponto K Vk 14766 V Vef Vlf RTP 25 120 300 V Vlf 25 V largura de faixa do regulador autobooster Vmin 14766 300 14466 V Vmax 14766 300 15066 V No ponto X Vx 13800 V Vmin 13800 300 13500 V Vmax 13800 300 14100 V Observar que a tensão no ponto K atingirá valores muito elevados em relação à nominal ou seja Esse mesmo Exemplo de Aplicação poderia ser resolvido tomandose um valor base qualquer o que é normalmente mais utilizado Admitindose 120 V com base temse a Tensão de saída no secundário do TP do regulador b Largura da faixa do regulador de 32 degraus Serão adotados 2 V c Escolha do regulador autobooster Tensão em K no secundário do TP Tensão no ponto K para se ter 120 V valor base no ponto X Vk Vx ΔVkx Vk 120 120 007 1284 V Ajuste da tensão no regulador autobooster Faixa de regulação d Valores das tensões nos diversos pontos do alimentador referidos à base de 120 V Ponto K Vlf 25 V Na base de 120 V a largura de faixa de 25 V vale Ou ainda Em volts Vmin vale No ponto X Observar que a tensão no ponto K atingirá valores elevados em relação à nominal ou seja O gráfico da Figura 1612 mostra o perfil de tensão do alimentador na base de 120 V 16232 Operação como redutor de tensão Essa aplicação é comum quando se instala um regulador de tensão de 32 degraus na barra da subestação para manter uma determinada tensão no ponto de regulação de um alimentador de elevada queda de tensão e que na saída desse alimentador se deve suprir uma carga de certa importância Para que a tensão nesses consumidores não supere o valor máximo previsto de 3 serão alimentados através de uma derivação aplicandose um regulador autobooster para reduzir o nível de tensão EXEMPLO DE APLICAÇÃO 163 Considerar o alimentador trifásico ligação estrela aterrada na subestação apresentado na Figura 1613 em cuja saída da referida subestação se instalou um regulador de tensão de 32 degraus Dimensionar o regulador autobooster AB e calcular os ajustes necessários considerando os seguintes elementos Queda de tensão em carga máxima entre AB 90 Queda de tensão em carga máxima entre CD 60 Queda de tensão em carga leve entre CD 20 Utilizar a base de 120 V a Tensão de saída do regulador de 32 degraus Para que a tensão em B que é o ponto de regulação fique em 13800 V a tensão em A que é barra de saída do regulador de tensão em carga máxima deve ser de Va 13800 13800 009 15042 V FIGURA 1613 Alimentador de distribuição b Redução da tensão do regulador autobooster Para que a tensão na rede urbana não ultrapasse o valor de 3 da tensão nominal o regulador autobooster deve reduzir a tensão nas seguintes condições Tensão máxima de saída do regulador autobooster ponto C Vspu Vb 103 Vlf Na base de 120 V Vlf 25V vale Ou ainda Tensão de ajuste do controle eletrônico c Valores de tensão nos diversos pontos na base de 120 V Ponto A saída do regulador de tensão de 32 degraus Na base de 120 V o valor de Vlf 1 V é RTP 115 regulador de tensão Vmin 1308 1 1298 V Vmax 1308 1 1318 V No ponto B Vmin 120 1 119 V Vmax 120 1 121 V No ponto D Em carga máxima Vd 121 006 120 1138 V Em carga leve Vd 121 002 120 1186 V Vmin 1138 26 1112 V Vmax 1138 26 1164 V d Faixa de regulação Adotar dois reguladores autobooster de 10 de faixa de regulação A Figura 1614 mostra o perfil de tensão no alimentador regulado pelo regulador de tensão FIGURA 1615 Esquema básico de um regulador de tensão de 32 degraus FIGURA 1616 Regulador de tensão de 32 degraus Observar na Figura 1615 que o comutador de derivação é dotado de um reator e dois contatos móveis e que as oito derivações permitem que a tensão seja alterada em passos de até oito degraus no sentido de elevar e acionando a chave de reversão em oito degraus iguais no sentido de reduzir Externamente o regulador de tensão de 32 degraus pode ser visto na Figura 1616 identificandose aí os seus principais componentes Os reguladores de tensão são normalmente instalados em postes de concreto armado ou de madeira em estrutura dupla como mostrado na Figura 1617 que corresponde ao padrão adotado pela Companhia Energética do Ceará Coelce Observar e isso é importante a instalação de três conjuntos de chaves seccionadoras destinadas a isolar o regulador de tensão da rede elétrica para fins de manutenção e ajuste Os reguladores de tensão para instalação em poste de rede de distribuição são normalmente equipamentos monofásicos a três buchas enquanto os reguladores destinados à instalação em subestações para regulação de barra são em geral trifásicos FIGURA 1617 Estrutura em poste para instalação de banco de reguladores Para se proceder ao estudo de regulação de um alimentador devemse conhecer os seguintes dados Quando dois reguladores estão ligados em triângulo aberto podem regular um circuito trifásico a três fios conectado em triângulo Quando três reguladores estão ligados em estrela podem regular um circuito trifásico a quatro fios conectado em estrela com neutro multiaterrado FIGURA 1618 Esquema básico de ligação de 1 regulador de tensão monofásico FIGURA 1619 Esquema básico de ligação de 2 de reguladores de tensão monofásicos FIGURA 1620 Diagrama elétrico básico referente à Figura 1619 FIGURA 1621 Esquema básico de ligação de 3 reguladores de tensão monofásicos em rede a 3 condutores FIGURA 1622 Esquema básico de ligação de 3 reguladores de tensão monofásico em rede a 4 condutores Não se devem ligar três reguladores em estrela em circuito trifásico a três fios com neutro aterrado somente na subestação devido ao deslocamento do ponto neutro em função das cargas monofásicas Não se devem ligar três reguladores em triângulo fechado em sistemas trifásicos a quatro fios dotados de cargas monofásicas ligadas entre fase e neutro O modo como são conectados os reguladores de tensão formando bancos permite se obterem faixas de regulação diferentes A esse respeito podemse fazer as seguintes considerações Um regulador monofásico instalado num sistema monofásico pode regular 100 de sua faixa de regulação Dois reguladores de tensão conectados em triângulo aberto num sistema trifásico podem regular 110 da faixa de um regulador individual conforme se vê na Figura 1623 Os acréscimos da tensão valem FIGURA 1624 Diagrama elétrico de 3 reguladores de tensão monofásicos em triângulo fechado FIGURA 1625 Curva de variação percentual da tensão de linha para reguladores individuais 1632 Determinação das Características de um Banco de Reguladores Os reguladores de tensão de 32 degraus devem exercer duas funções básicas no sistema em que estão ligados Primeiramente devem estar ajustados para corrigir as variações de tensão a partir do ponto de sua instalação Em segundo lugar devem compensar a queda de tensão num ponto distante e predeterminado do alimentador É necessário saber que os reguladores de tensão monofásicos são dotados das seguintes faixas de variação de tensão 5 625 75 875 e 10 como a elevação ou redução da tensão feita em 32 degraus em passos de 58 sendo no entanto 16 degraus no sentido de elevar e 16 degraus no sentido de reduzir a tensão Observar que 16 degraus em passos de 58 fornecem o limite da faixa de regulação de 10 ou seja 16 58 10 Para se calcular a potência necessária que deve ter um banco de reguladores monofásicos podemse adotar os seguintes passos TABELA 162 Variação da capacidade do regulador de tensão Características Variação Faixa de regulação 10 875 756 625 5 Corrente nominal A 100 110 120 135 160 16321 Faixa de regulação percentual É dada pela Equação 168 Vs tensão nos terminais de saída do regulador de tensão em V Ve tensão nos terminais de entrada do regulador de tensão em V A redução da faixa de regulação permite aumentar a capacidade do regulador de tensão de acordo com a Tabela 162 16322 Tensão de regulação É a tensão em kV regulada pelo equipamento e dada pela Equação 169 Vr ΔRp Vn 169 ΔRp faixa de regulação em Vn tensão nominal do circuito entre fases em kV 16323 Potência de regulação É aquela que o regulador vai fornecer para manter a tensão no nível desejado Pode ser dada pela Equação 1610 Pr Ic Vr kVA 1610 Ic corrente de carga máxima do circuito em A Vr tensão de regulação em kV As potências nominais mais comuns de reguladores de tensão de 32 degraus para sistema de 15 kV são as apresentadas na Tabela 163 16324 Ajuste da tensão de saída A tensão de saída dos reguladores de 32 degraus pode ser determinada a partir do ajuste no controle eletrônico na base da tensão de 120 V O ajuste é feito através de um potenciômetro localizado no painel de controle A Equação 1611 fornece o valor da tensão de saída do regulador em função do ajuste efetuado no controle eletrônico TABELA 163 Características de carga dos reguladores de tensão Corrente A Potência kVA Corrente do TC A 50 72 50 100 144 100 200 288 200 231 333 250 289 416 300 347 500 350 FIGURA 1626 Largura da faixa de ajuste Vs Vaj RTP 1611 Grande parte dos reguladores de tensão de 32 degraus possui um RTP de 13800120 V115 Para um ajuste no controle eletrônico Vaj 120 V por exemplo a tensão de saída assume o valor de Vs 120 115 13800 V O ajuste do potenciômetro do nível de tensão varia continuamente de 105 a 135 V em incrementos de 1 V conforme se observa na Figura 1630 De fábrica em geral o sensor vem ajustado em 120 V com largura de faixa de 15 V 16325 Ajuste da largura de faixa de tensão A largura de faixa de tensão é ajustada por um potenciômetro localizado no painel de controle Se o sensor de tensão registra uma tensão de saída abaixo do valor ajustado o regulador inicia a sua operação no sentido de elevar a tensão Se no entanto a tensão de saída registrada pelo sensor estiver acima do valor ajustado o regulador inicia a sua operação para reduzila Logo se denomina largura de faixa de tensão a diferença entre os valores de tensão inferior e superior anteriormente mencionados A Figura 1626 esclarece o que foi definido observandose ainda que o nível de tensão é o valor médio entre as tensões superior e inferior Considerandose um determinado nível de tensão de ajuste a largura de faixa estabelece a máxima queda de tensão do alimentador em função da máxima variação de tensão admitida Para melhor compreensão observar a Figura 1627 em que o nível de tensão foi ajustado para 120 V no controle eletrônico enquanto a largura de faixa sofreu um ajuste de 20 V Nesse caso a carga no alimentador deve produzir uma queda de tensão máxima de 25 para que a largura de faixa EXEMPLO DE APLICAÇÃO 164 Regular um alimentador trifásico a três condutores ligação em estrela aterrada na subestação tensão nominal igual a 13800 V sabendose que em carga máxima a tensão na barra de onde deriva o referido alimentador é de 12860 V Pretendese que a tensão de saída do regulador seja cerca de 145 acima da tensão nominal no horário de carga máxima que corresponde a 2340 kVA A RTP do regulador de tensão é 115 isto é 13800120 V Fazer um estudo alternativo para regular o referido alimentador instalando um banco de reguladores conectado em triângulo aberto ou um banco de três reguladores conectado em triângulo fechado a Dois reguladores em triângulo aberto Ajuste do controle eletrônico Para manter uma tensão de saída no regulador constante e igual a 145 acima da tensão nominal temse Vs 13800 10145 14000 V De acordo com a Equação 1611 devese efetuar o ajuste do controle eletrônico no valor de Faixa de regulação de tensão De acordo com a Equação 168 temse Logo será selecionada a faixa de regulação de 10 Corrente de carga Tensão de regulação Vr ΔRp Vn Vn 13800 V Vr 010 13800 1380 138 kV Potência de regulação Pr Ic Vr 979 138 1351 kVA O mesmo valor pode ser assim obtido Logo serão utilizados dois reguladores de 100A de corrente nominal e de 144 kVA de potência nominal Tabela 163 b Três reguladores em triângulo fechado Ajuste do controle eletrônico Será ajustado na mesma forma aplicada anteriormente Faixa de regulação Como a ligação dos reguladores será efetuada em triângulo fechado e cada regulador no caso anterior estava ajustado para uma faixa de regulação de 10 utilizandose agora três reguladores nesta condição podese reduzir a faixa de regulação individual de cada regulador de 50 já que a faixa total de regulação passa para 15 ou seja Reduzir a faixa de regulação de cada regulador de 50 Logo ΔVpi 625 veja Tabela 162 A faixa de regulação dos três reguladores ligados em triângulo fechado é 50 superior à faixa de regulação de um regulador ΔVpi 625 15 93 886 Tensão de regulação Para cada regulador vale Vr 00625 13800 862 V 0862 kV Potência de regulação Pr 979 0862 843 kVA Nota Como cada regulador de tensão está ajustado para uma faixa de regulação de 625 a potência da carga pode ser elevada para um valor limite de 3266 kVA de acordo com a Tabela 162 ou seja 1633 Compensador de Queda de Tensão Muitas vezes se quer manter um determinado nível de tensão num ponto distante da instalação do regulador de tensão Para atender a esse requisito devese ajustar um dispositivo que possui o regulador de tensão o qual simula a impedância do alimentador desde o ponto de sua instalação até o ponto em que se deseja manter constante o valor da tensão A esse dispositivo dáse o nome compensador de queda de tensão podese utilizar a Tabela 164 que informa esses valores para redes aéreas de cobre e alumínio em função de diferentes espaçamentos entre condutores Para se proceder ao ajuste do compensador de queda de tensão basta girar os potenciômetros da resistência e da reatância nos valores desejados O alcance dos ajustes varia de 0 a 24 V Também existem mais dois potenciômetros destinados ao ajuste fino No caso de se desejar uma compensação de queda de tensão no secundário do transformador devese acrescer aos valores calculados para a resistência e reatância mais 5 e 4 V respectivamente O ajuste do compensador de queda de tensão deve levar em consideração dois casos descritos a seguir 16331 Alimentador sem derivação Nesse caso para se proceder ao ajuste do compensador de queda de tensão podese empregar as Equações 1612 e 1613 que fornecem os valores aproximados desses ajustes a Ajuste da resistência da rede Ra valor de ajuste da resistência em V Intc corrente nominal primária do transformador de corrente do regulador de tensão em A Dl comprimento do alimentador entre o ponto de instalação do regulador e o ponto de regulação em km RTP relação de tensão do transformador de potencial Rl resistência unitária do alimentador em Ωkm Tabela 164 b Ajuste da reatância da linha Xa valor de ajuste da reatância em V Xl reatância unitária do alimentador em Ωkm Tabela 164 TABELA 164 Resistências e reatâncias em Ω km a 60 Hz Cobre duro Reatância indutiva Seção mm2 Resistência A 20C Espaçamento equivalente entre condutores cm 45 61 76 91 106 122 137 152 10 2151 0443 0446 0482 0495 0508 0518 0528 0535 16 0463 0426 0449 0466 0479 0492 0502 0512 0518 25 0862 0407 0426 0443 0459 0469 0479 0489 0495 35 0547 0390 0410 0426 0443 0453 0462 0472 0479 50 0344 0371 0394 0410 0433 0446 0453 0472 70 0272 0361 0384 0400 0417 0426 0436 0446 0453 95 0173 0344 0364 0380 0397 0407 0417 0426 0433 120 0147 0338 0354 0371 0387 0397 0407 0417 0423 150 0121 0321 0348 0364 0377 0390 0400 0410 0417 185 0104 0315 0341 0358 0371 0384 0394 0403 0410 240 0075 0312 0331 0351 0364 0374 0384 0394 0403 400 0052 0302 0338 0338 0351 0364 0374 0384 0390 500 0039 0289 0328 0328 0341 0354 0364 0374 0380 Alumínio com alma de aço 6 22140 0430 0453 0469 0482 0495 0505 0515 0522 4 13540 0413 0436 0453 0466 0479 0459 0499 0505 2 08507 0400 0423 044 0453 0466 0476 0485 0492 10 05351 0387 0410 0426 0440 0453 0462 0472 0479 20 04245 0380 0403 042 0433 0446 0456 0466 0472 30 03367 0374 0397 0413 0426 0440 0449 0459 0466 40 02671 0367 0390 0407 0420 0433 0443 0453 0459 2668 02137 0321 0341 0358 0371 0384 0339 0403 0410 3364 01694 0308 0331 0348 0361 0373 0384 0394 0400 3975 01434 0305 0325 0344 0358 0367 0377 0387 0394 4770 01195 0298 0318 0335 0348 0361 0371 0380 0387 5565 01025 0291 0315 0331 0331 0344 0367 0374 0384 7950 00717 0279 0302 0331 0331 0344 0354 0361 0371 9540 00620 0275 0295 0312 0325 0338 0348 0354 0364 1272 00450 0259 0282 0298 0312 0325 0335 0344 0351 Os valores das resistências dos condutores de cobre são aproximados FIGURA 1630 Frontal do painel de controle de um regulador de tensão Os ajustes do regulador de tensão são efetuados pelos potenciômetros mostrados na Figura 1630 Como a relação entre a corrente e a tensão é função do tipo de sistema é necessário que se faça uma correção nos valores calculados pelas Equações 1612 e 1613 Nos sistemas monofásicos os ajustes Ra e Xa devem ser multiplicados pelo fator de correção 167 considerandose que o neutro do circuito esteja ligado à terra Tratandose de circuitos trifásicos a três condutores os ajustes devem levar em consideração o deslocamento de fase da corrente de carga provocado pela conexão dos reguladores na configuração delta Nos circuitos equilibrados as tensões de fase e o componente ativo da corrente de carga estão atrasados ou adiantados de um ângulo de 30 dependendo da rotação de fase Os valores dos ajustes corrigidos são dados pelas Equações 1614 1615 1616 e 1617 Este ajuste é necessário para que não se tenha nos terminais dos reguladores a corrente de um em avanço e do outro em atraso Ou todas as correntes estão em avanço ou todas as correntes devem estar em atraso Para reguladores em avanço Rcor 0866 Ra 05 Xa 1614 Xcor 0866 Xa 05 Ra 1615 Para os reguladores em atraso Rcor 0866 Ra 05 Xa 1616 Xcor 0866 Xa 05 Ra 1617 Nos sistemas trifásicos a quatro fios com neutro multiaterrado ligados em estrela devemse aplicar nos reguladores os ajustes definidos nas Equações 1612 e 1613 Quando os reguladores forem ligados em triângulo aberto ou fechado a RTP deve ser convertida para a base da tensão de neutro dividindose a própria RTP por As correções a serem efetuadas em Ra e Xa calculadas pelas Equações 1612 e 1613 são normalmente determinadas no momento da ligação do banco com os seguintes passos Ligar os reguladores para operação em triângulo aberto Posicionar o seletor de controle no automático Ajustar o compensador de queda de tensão Ajustar o sensor do nível de tensão em 120 V Ajustar o valor de Xa em 10 V em cada regulador deixando o valor de Ra nulo Medir a tensão na saída do regulador O regulador com a tensão de saída mais elevada está com a fase em atraso Repetir a operação anterior com o terceiro regulador de sorte a se ter todos eles com o mesmo deslocamento angular 16332 Alimentador com derivação Esse caso consiste na existência de derivações entre o ponto de instalação do regulador e o ponto de regulação Nessas condições a corrente que circula no transformador de corrente do regulador é diferente da corrente no ponto de regulação Logo o ajuste do compensador de queda de tensão deve ser feito de acordo com os valores de Ra e Xa dados pelas Equações 1618 e 1619 It corrente nos trechos do alimentador compreendidos entre as derivações consideradas em A Dt distância compreendida entre os trechos considerados em km Rt resistência unitária dos condutores em Ωkm Tabela 164 Xt reatância unitária dos condutores em Ωkm Tabela 164 Ic corrente que circula no ponto de instalação do regulador de tensão em A EXEMPLO DE APLICAÇÃO 165 Calcular os valores de Ra e Xa para o alimentador apresentado na Figura 1631 O espaçamento equivalente dos condutores é de 91 cm Foram utilizados três reguladores de 50 A ligados entre fase e neutro e o ponto D é considerado o ponto de regulação O sistema é de quatro condutores de alumínio em estrela multiaterrada De acordo com as Equações 1618 e 1619 temse Vpr tensão que deve ser mantida no ponto de regulação na mesma base anterior Ic corrente de carga trifásica em A Ra valor do ajuste da resistência no compensador de queda de tensão em V Xa valor do ajuste da reatância no compensador de queda de tensão em V ψ ângulo do fator de potência da carga Intc corrente primária do transformador de corrente do regulador O valorVsr1 não deve superar o valor máximo de tensão permitido para o transformador Além disso de acordo com a legislação da ANEEL o valor Vsr1 não deve ser superior a 3 da tensão nominal Na base de 120 V a tensão máxima permitida vale Vad 120 103 1236 V Caso Vsr1 seja superior ao valor da tensão máxima admitida Vad então devemse corrigir os valores de Ra e Xa aplicando sobre esses resultados o fator de ajuste Fa de acordo com a Equação 1621 ou seja Finalmente a tensão no primário do transformador localizado logo após regulador de tensão vale Rl resistência unitária do condutor em Ωkm de acordo com a Tabela 164 Xl reatância unitária do condutor em Ωkm de acordo com a tabela anteriormente mencionada Dl distância compreendida entre o regulador e o primeiro transformador em km Vpri tensão no primário do primeiro transformador em V na base da RTP Ic corrente de carga que circula no ponto de instalação de regulador em A Icap corrente nominal do capacitor em A Drc distância entre o ponto de instalação do regulador e do capacitor em km Dcpr distância entre o ponto de instalação do capacitor e o ponto de regulação em km Rrc resistência unitária do condutor utilizado entre o regulador e o capacitor em Ωkm de acordo com a Tabela 164 Rcpr resistência unitária do condutor utilizado entre o capacitor e o ponto de regulação em Ωkm de acordo com a Tabela 164 Xrc reatância unitária do condutor utilizado entre o regulador e o capacitor em Ωkm de acordo com a Tabela 164 Xcpr reatância unitária do condutor utilizado entre o capacitor e o ponto de regulação em Ωkm de acordo com a Tabela 164 O método mais simples para se obter a coordenação entre a ação do capacitor e do regulador é manter constante o ajuste do compensador nos valores calculados para o alimentador sem a presença do capacitor e elevar o nível da tensão de regulação por meio da Equação 1625 cujo resultado fica muito próximo dos valores reais Vsc tensão ajustada sem a influência do capacitor normalmente igual a 120 V Vcc tensão ajustada com a influência do capacitor EXEMPLO DE APLICAÇÃO 166 Calcular os valores de Ra e Xa considerando o alimentador em cabo 4 AWG Calcular os valores de Ra e Xa considerando o alimentador em cabo 4 AWG CAA apresentado no desenho esquemático da Figura 1632 Os reguladores estão ligados em triângulo fechado FIGURA 1632 Diagrama de carga da rede de distribuição primária À temperatura do cabo de70 C temse Rrcc 1350 1 000393 70 20 Rrcc 16152 Ωkm Xrc Xcpr 0466 Ωkm Tabela 164 espaçamento de 91 cm O valor de presente na determinação de Ra eXa referese à condição de o banco de reguladores estar ligado em triângulo c Banco de capacitores instalado entre os terminais de carga do regulador e o ponto de regulação em alimentador com derivação Os valores de Ra e Xa podem ser calculados pelas Equações 1626 e 1627 It corrente que circula em cada trecho do alimentador em A Rt resistência do condutor dos trechos compreendidos entre o regulador e o ponto de regulação em Ωkm Dt comprimento do circuito dos trechos compreendidos entre o regulador e o ponto de regulação em km Xt reatância do condutor dos trechos compreendidos entre o regulador e o ponto de regulação em Ωkm EXEMPLO DE APLICAÇÃO 167 Calcular os valores de Ra e Xa de um compensador de queda de tensão considerando o alimentador em cabo de seção 10 AWGCAA da Figura 1633 Todas as cargas têm fator de potência igual a 087 São três reguladores ligados em triângulo fechado FIGURA 1633 Rede de distribuição primária Utilizandose agora o método de modificação do nível de tensão obtido pela Equação 1625 temse Neste caso é necessário se calcular Vcc levando em consideração a influência do capacitor Neste exemplo será admitido que o ajuste efetuado no regulador de tensão foi de 120 V que permite uma saída regulada de 13800 V considerandose uma relação do transformador de potencial de 115 Aplicando a Equação 1625 temse Vcc 12046 V valor a ser ajustado no controle eletrônico Os ajustes de Ra e Xa devem ser mantidos nos valores calculados pelas Equações 1618 e 1619 como se não houvesse capacitor ou seja d Banco de capacitores instalado no ponto de regulação ou após o mesmo em alimentador sem derivação Nesse caso a alteração na tensão tanto nos terminais de saída do condutores é de 91 cm a Corrente de carga b Ajuste do controle eletrônico valor inicial Va 120 V c Faixa de regulação De acordo com a Equação 168 temse Nesse caso devemse utilizar três reguladores de tensão conectados em triângulo fechado e cada regulador deve ser ajustado na faixa de regulação de 10 o que resulta no final uma faixa de regulação igual a 15 d Tensão de regulação Vr ΔRpr Vn 015 138 207 kV e Potência de regulação Pr Ic Vr 1836 207 380 kVA f Características do regulador de tensão Tabela 163 Corrente nominal 289 A Potência nominal 416 kVA RTC 300 5 Æ RTC 60 RTP 13800 120 Æ RTC 115 g Ajuste do compensador de queda de tensão sem capacitor De acordo com as Equações 1612 e 1613 temse Os valores de resistência e reatância dos condutores podem ser encontrados na Tabela 164 para um espaçamento equivalente de 91 cm h Ajuste de Ra e Xa considerando a instalação do banco de capacitores no ponto A A tensão na saída do regulador de tensão vale A tensão no secundário do regulador seria extremamente elevada ou seja Vsr 12862 115 14791 V este valor é ainda inferior ao valor máximo admitido para o regulador de tensão Como alternativa podese manter os valores dos ajustes de Ra e Xa calculados sem a ação do banco de capacitores e alterar o nível da tensão de regulação pela Equação 1625 Vcc 12025 V valor a ser ajustado no controle eletrônico em vez do valor de 120 V Considerandose que apenas metade do valor corrigido deve ser ajustado tem se i Ajuste de Ra e Xa considerando a instalação do banco de capacitores no ponto B De acordo com as Equações 1623 e 1624 temse Como se deve considerar apenas a metade do valor ajustado para Ra e Xa tem se Como alternativa podese manter os valores de Ra e Xa já calculados sem a ação dos capacitores e modificar o nível de tensão no controle eletrônico j Ajuste de Ra e Xa considerando a instalação do capacitor no ponto C Aplicando as Equações 1623 e 1624 e fazendo Dcpr 0 temse Proceder as correções dos ajustes da mesma maneira como se fez anteriormente EXEMPLO DE APLICAÇÃO 169 Calcular os ajustes necessários do regulador de tensão considerando o alimentador apresentado na Figura 1635 Os dados do sistema são Tensão nominal 138 kV Condutor 10 AWG CAA Espaçamento equivalente do condutor 91 cm Fator de potência da carga 080 FIGURA 1635 Rede de distribuição primária Tensão na carga leve na barra da SE 1400 kV Tensão na carga máxima na barra da SE 1323 kV Rotação de fase ABC RTP do regulador 13800120115 Considerar duas alternativas na primeira não contar com a influência do capacitor fixo de 300 kVAr instalado no ponto C na segunda ajustar o regulador de tensão considerando a influência do aludido equipamento O ponto de regulação está a 5 km do regulador ou mais precisamente em D onde o nível de tensão deve ser mantido em 13800 V Considerar ainda a base de cálculo de 120 V igual à tensão secundária do TP 1ª alternativa alimentador sem a influência do capacitor a Carga do alimentador b Corrente de carga c Ajuste do controle eletrônico Va 120 V d Faixa de regulação De acordo com a Equação 168 temse Vs 1223 V veja Seção h deste exemplo Devese neste caso utilizar dois reguladores de tensão conectados em triângulo aberto sendo cada regulador ajustado na faixa de 625 e Tensão de regulação ΔVr ΔRp Vn 00625 1380 086 kV f Potência de regulação Pr Ic Vr 799 086 687 kVA As características do regulador de tensão segundo a Tabela 163 são Corrente nominal 100 A Potência 144 kVA RTC 100 5 Æ RTC 20 RTP 13800 120 Æ RTC 115 g Ajuste do compensador de queda de tensão para se obter 120 V no último transformador do alimentador Como a carga do alimentador é uniformemente distribuída será considerada pontual e aplicada no ponto médio do circuito ou seja a 25 km da subestação Ajuste da resistência Considerando que no campo no momento da aplicação observouse que um dos reguladores estava em avanço e o outro em atraso foi necessário fazer as correções dos valores de Ra e Xa anteriormente calculados no regulador em avanço Isso foi possível através das Equações 1614 e 1615 Rcor 0866 Ra 05 Xa Rcor 0866 2 05 165 255 V Xcor 0866 Xa 05 Ra Xcor 0866 165 05 2 0429 V Logo se tem Ra Rcor 3 V Xa Xcor 05 V h Tensão no primeiro transformador Após os ajustes do compensador de queda de tensão devese verificar se a tensão no primeiro transformador no caso o de 500 kVA não supera o limite máximo de 5 utilizando a Equação 1620 Vpr 120 V tensão que deve ser mantida no último transformador do alimentador na base de 120 V Logo a tensão no primário do transformador na base de 120 V pode ser calculada empregandose a Equação 1622 2ª alternativa alimentador com a influência do capacitor Neste caso será instalado um banco de capacitor de 300 kVAr no ponto C Ajuste da resistência De acordo com a Equação 1626 temse Será considerado que toda a carga do trecho BC está concentrada no ponto médio desta distância O mesmo procedimento se adotará para o trecho CD Com a instalação do capacitor de 300 kVAr e computandose as correntes por trecho temse Ajuste da resistência Ajuste da reatância Relação do transformador de potencial Faixa de ajuste do nível de tensão Faixa de ajuste do tempo de retardo Faixa de ajuste dos seletores de resistência e reatância do compensador de queda de tensão Faixa de ajuste da largura de faixa 17 Religadores Automáticos 171 INTRODUÇÃO Religadores automáticos são equipamentos de interrupção da corrente elétrica dotados de uma determinada capacidade de repetição em operações de abertura e fechamento de um circuito durante a ocorrência de um defeito Os religadores têm larga aplicação em circuitos de distribuição das redes aéreas das concessionárias de energia elétrica por permitir que os defeitos transitórios sejam eliminados sem a necessidade de deslocamento de pessoal de manutenção para percorrer o alimentador em falta Esses equipamentos não devem ser aplicados em instalações industriais ou comerciais onde os defeitos são quase sempre de natureza permanente ao contrário das redes aéreas urbanas e rurais Os religadores podem ser classificados quanto ao número de fases em a Monofásicos São aqueles destinados à proteção de redes de distribuição monofásicas Em redes trifásicas que alimentam cargas essencialmente monofásicas podem ser utilizados religadores monofásicos em cada fase Nesse caso quando qualquer unidade operar devido a um defeito fase e terra permanente é bloqueada no final do ciclo de religação sem afetar os outros consumidores ligados às outras duas fases remanescentes b Trifásicos São aqueles destinados à proteção de redes aéreas de distribuição onde é necessário o secionamento tripolar simultâneo para se evitar que cargas trifásicas ligadas ao alimentador funcionem com apenas duas fases FIGURA 171 Religador automático GVO FIGURA 172 Aplicação de um religador automático GVO Relé de religamento automático 10 Amperímetros de demanda 11 Relés indiretos eletromecânicos ou digitais de sobrecorrente de fase e de fase e terra 12 c Unidade de baixa tensão É composta de um painel removível em cujo interior se encontra o sistema mecânico de manobra que encerra as seguintes partes principais Motor de acionamento das molas Mola de fechamento Bobina de desligamento Bobina de fechamento O mecanismo de operação é do tipo energia armazenada utiliza molas carregáveis por motor elétrico e pode ser disparado manualmente em caso de emergência Um ciclo de operação do religador iniciandose com os polos abertos e molas descarregadas se processa da seguinte maneira Carregamse as molas de fechamento por meio do motor elétrico tipo universal ou manualmente por meio de alavanca movimentandoa em forma de bombeamento Fechamse os polos manualmente premindose um botão mecânico de fechamento instalado na própria unidade ou por comando elétrico a distância Parte da energia de descarga da mola de fechamento é utilizada para deslocar os contatos móveis dos polos enquanto a outra parte é cedida para carregar a mola de abertura Se após a operação anterior se não houver nenhum defeito no alimentador o religador permanece ligado e imediatamente o motor inicia o recarregamento da mola de fechamento Nessa condição o religador está predisposto a realizar sucessivas manobras rápidas e com retardo de abertura fechamento abertura Em geral os religadores permitem no máximo três religamentos antes do bloqueio A Figura 175 permite visualizar um ciclo completo de abertura e religamento com uma programação de quatro operações considerandose inicialmente o religador com os seus contatos fechados O relé de religamento é responsável pelas seguintes funções Número de aberturas rápidas e com retardo Sequência das aberturas rápidas e com retardo Número de operação de abertura até o bloqueio com um máximo de quatro Tempo de rearme Os relés de religamento compõemse das seguintes partes Três 3 temporizadores de intervalo de religamento Os três temporizadores da unidade de controle fazem a monitorização dos sinais enviados à bobina de fechamento do religador Cada temporizador permite regular o tempo entre um sinal de abertura e o religamento sucessivo R1 R2 e R3 O primeiro temporizador R1 é regulado na faixa de 0 a 120 s em passos de 0 5 20 40 60 80 120 s Os dois outros temporizadores R2 e R3 responsáveis pelos dois religamentos seguintes são reguláveis de 5 a 120 s em passos iguais ao anterior com início em 5 s que correspondem ao tempo necessário ao carregamento das molas de fechamento através do motor elétrico É importante alertar que somente o primeiro religamento pode ser instantâneo e os tempos de religamentos são independentes entre si FIGURA 174 Unidade de controle FIGURA 175 Diagrama de operação dos religadores Um 1 contador de religamento Permite ajustar o número de operações consecutivas de abertura que o religador deve executar antes do bloqueio Podese ajustálo em uma das quatro posições marcadas na escala 1 2 3 4 Um 1 seletor de aberturas sucessivas 17212 Religadores a pequeno volume de óleo PVO Esses religadores se caracterizam pela construção dos polos individuais em cujo interior se processa a extinção do arco TABELA 171 Características técnicas religadores ESM 560 Características Valores Tensão nominal máxima 155 kV Frequência nominal 60 Hz Tensão suportável 60 Hz 1 min a seco 50 kV Tensão suportável 60 Hz 10 s sob chuva 45 kV Corrente nominal em serviço contínuo 560 A Capacidade interrupção nominal 144 kV 16 kA Tensão suportável de impulso 110 kV Tempo mínimo de fechamento 25 Hz Tempo mínimo de interrupção 35 Hz Normas aplicadas ANSIABNT C3760NBR8177 Câmaras de extinção de arco a pequeno volume de óleo É do tipo com comando a mola précarregada conforme já se estudou no Capítulo 11 e cujos polos estão mostrados na Figura 177 com detalhe das demais partes componentes b Caixa de comando É constituída de um invólucro metálico em cujo interior estão instalados os seguintes dispositivos FIGURA 177 Polos de um religador a óleo PVO Relés de sobrecorrentes de fase e de neutro com características de atuação apropriadas Dispositivo de religamento para até três religamentos com ajuste de tempo independente para cada ciclo com programação do número de religamentos idêntica ao que já se descreveu para os religadores a grande volume de óleo Câmaras de extinção de arco Amperímetros de demanda Comando de abertura e fechamento Chave seletora de comando local ou remoto apresenta a seguir 17321 Religadores a vácuo de controle eletrônico São equipamentos dotados de dispositivos estáticos e relé de religamento que controlam todas as funções do religador A Figura 178 a e b mostra um tipo de religador para rede de distribuição cuja montagem em parte pode ser vista na Figura 179 FIGURA 178 Religador de distribuição Os religadores a vácuo para distribuição compreendem as seguintes partes fundamentais ou seja a Buchas De acordo com o que já foi mencionado b Câmara de interrupção É da mesma característica das câmaras utilizadas nos religadores a vácuo já estudados c Unidade de controle FIGURA 179 Estrutura aérea de instalação de religador de distribuição FIGURA 1712 Curvas de temporização das correntes de fase do religador c Circuito de religamento e lógica Esse circuito é alimentado por energia armazenada em fonte capacitiva permitindo desse modo a temporização do religamento através do ajuste dos sensores na seguinte forma Primeiro religamento ajustável em 06 125 e 25 s Segundo religamento ajustável em 25 50 10 e 20 s Terceiro religamento ajustável em 25 50 10 e 20 s A temporização do religamento se inicia após completada a função de abertura do religador Terminado o tempo ajustado para o religamento um gerador de pulso envia um sinal para o dispositivo de fechamento iniciando a temporização para o de rearme Após o religamento e antes que o tempo de rearme tenha sido completado e outro sinal de abertura tenha sido gerado o contador de sinais de abertura é ativado iniciandose a próxima temporização do religamento Esse procedimento se repete até que o sinal de abertura atinja o número de operações para o bloqueio O tempo de rearme pode ser ajustado no seletor com os seguintes valores 20 40 80 e 160 s d Circuito de saída É formado por um circuito estático em que um conjunto de capacitores atuará sobre os dispositivos de abertura e fechamento Esse circuito recebe três comandos independentes Abertura da proteção de fase Abertura da proteção de terra Fechamento do circuito de religamento Para melhor compreensão do que foi abordado anteriormente observar a Figura 1711 que representa o esquema elementar de operação do religador modelo SEV mostrando os seus principais elementos atuantes A temporização mostrada nas curvas das Figuras 1712 e 1713 indica o tempo de retardo do relé O tempo total de interrupção do religador é igual ao tempo indicado nas curvas acrescido do tempo de interrupção que pode variar de cerca de 25 a 40 ms dependendo do tipo de equipamento Para se ajustar o religador devese adotar o seguinte procedimento Determinar a corrente máxima de linha e escolher a relação dos sensores de fase Se por exemplo a corrente máxima de carga do alimentador é de 135 A devese escolher a relação dos sensores de fase X4X6 150 1 de acordo com a Tabela 174 própria para o religador de 280 A A corrente de acionamento será então de 150 A 5 Determinar o valor mínimo da corrente de curtocircuito faseterra que será o valor de ajuste da corrente de acionamento Considerando o alimentador anteriormente mencionado e sabendose que a corrente de defeito para a terra é de 30 A então devese ajustar o transformador auxiliar da proteção de terra no tape H1 H3 módulo calibrador 8 que corresponde a uma corrente de defeito para a terra de valor igual ou superior a 27 A Nesse caso quando o alimentador for percorrido por uma corrente de defeito para a terra de valor igual ou superior a 27 A 5 o religador atuará FIGURA 1713 Curvas de temporização das correntes de terra do religador Selecionar as curvas características de temporização de fase rápida ou retardada de acordo com a Figura 1712 Selecionar as curvas características de temporização de terra rápida ou retardada de acordo com a Figura 1713 FIGURA 1715 Vista internaexterna de um religador tripolar de controle digital Tavrida Electric 17323 Religadores de controle hidráulico São equipamentos dotados de mecanismos apropriados constituídos de haste êmbolo câmara de interrupção e um tanque cheio de óleo mineral dispondo de um diafragma pelo qual se pode ajustar todas as suas funções operativas Um dos equipamentos deste tipo mais conhecidos nos sistemas de distribuição das concessionárias brasileiras é o religador KF de fabricação McGraw Edison visto na Figura 1716 a e b A interrupção desses religadores é feita no interior de três câmaras seladas a vácuo O óleo é utilizado nesses religadores como meio isolante não estando envolvido na interrupção do arco elétrico Também é utilizado para acionar o mecanismo temporizador das operações de abertura e religamento Além disso faz parte do mecanismo contador de operações Os religadores de maneira geral são equipados com o sensor de terra sensíveis à corrente de sequência zero A abertura e o fechamento dos religadores tipo distribuição de controle hidráulico são normalmente efetuados pela ação de molas acionadas através FIGURA 1716 Religador de controle hidráulico FIGURA 1717 Mecanismo de operação dos religadores hidráulicos Tntc corrente nominal do transformador de corrente em A Ics corrente nominal de curtocircuito valor simétrico em A b A corrente nominal primária do transformador de corrente deve ser superior à maior corrente de carga que se planejou para o alimentador Em geral o planejamento previsto não deve ir além de 5 anos e para essa condição a corrente nominal do TC deve obedecer a Equação 173 Intc Kp Imáxm 173 Kp índice de crescimento previsto da carga Imáxm corrente máxima de carga atual valor medido em A FIGURA 1718 Diagrama elétrico simplificado c A corrente de acionamento do religador deve ser superior à maior corrente prevista no alimentador Iaf K1 Kp Imáxm 174 Iaf corrente de acionamento do relé de fase do religador em A K1 fator de multiplicação que deve ser superior a 1 d A corrente de acionamento do relé de fase de preferência deve ser inferior à menor corrente de curtocircuito fase e terra em qualquer ponto a jusante do elo fusível e A corrente de acionamento do relé de fase deve ser inferior à menor corrente de curtocircuito bifásica no trecho protegido pelo religador no caso até o ponto C f A corrente de acionamento do relé de neutro deve ser inferior à menor corrente de curtocircuito fase e terra no trecho protegido pelo religador no caso até o ponto C g O tempo mínimo de fusão do elo fusível para todo o trecho do alimentador por este protegido deve ser superior ao tempo de abertura do religador operando na curva rápida corrigida pelo fator K conforme definido na Figura 1719 h O tempo total de interrupção do elo fusível para todo o trecho do alimentador por este protegido deve ser inferior ao tempo mínimo de abertura do religador operando na curva temporizada e ajustado para duas ou mais operações temporizadas Dessa forma cabe à chave fusível a função de interromper a corrente de defeito em qualquer ponto a jusante de sua instalação no trecho protegido pelo fusível Assim os consumidores localizados neste trecho do circuito são de importância secundária comparandose com a prioridade da carga instalada a montante da chave fusível Isto é bem característico dos alimentadores que servem no seu início a cargas urbanas e no seu final a consumidores da área rural i O religador em geral deve ser ajustado para o seguinte ciclo de operação Duas operações rápidas Duas operações retardadas A coordenação entre o fusível e o religador tornase extremamente difícil quando este equipamento é dotado de dispositivo de atuação para defeito fase e terra Sumarizando as condições de coordenação anteriormente estudadas podemse apresentar as curvas características de um religador e do elo fusível e observar as interseções das curvas 35 e 24 que correspondem à faixa de coordenação AB isto é os valores de corrente no intervalo AB entre o religador e o elo fusível que permitem coordenação de operação As curvas da Figura 1719 são relativas a FIGURA 1719 Curvas de coordenação 1 curva de operação rápida do religador 2 curva de operação rápida do religador multiplicada por um fator K 3 curva de operação com retardo do religador 4 curva de tempo mínimo de fusão do elo fusível 5 curva de tempo máximo de interrupção do elo fusível Quando a curva de operação com retardo do religador não intercepta a curva de tempo máximo de interrupção do elo fusível o ponto de corrente mínima corresponde à corrente de acionamento do religador Durante um projeto de coordenação entre religadores e elos fusíveis é necessário que se efetue também a coordenação entre os próprios elos fusíveis tais como aqueles instalados nos ramais em relação à proteção individual dos transformadores de distribuição As curvas dos elos fusíveis estão contempladas no Capítulo 2 onde se fornecem resumidamente as tabelas de coordenação entre os próprios elos fusíveis do tipo K e entre os elos fusíveis dos tipos K e H EXEMPLO DE APLICAÇÃO 171 Fazer o estudo de coordenação entre o religador R de distribuição e os elos fusíveis instalados ao longo do alimentador mostrado na Figura 1720 Os dados do sistema são Tensão nominal 13800 V Corrente de curtocircuito trifásicafase e terra Ponto A 1200400 A Ponto B 900320 A Ponto C 630220 A Ponto D 410130 A Ponto E 20889 A Ponto F 600200 A A corrente de carga medida junto ao religador é de 29 A no horário de ponta de carga FIGURA 1720 Esquema unifilar básico de uma rede de distribuição Observar que o religador é do tipo distribuição instalado em poste a 45 km do barramento da subestação cujo alimentador está protegido no seu início através de um disjuntor Somente será estudada nesse caso a coordenação entre o religador de distribuição e os elos fusíveis localizados a jusante do ponto de instalação do religador a Corrente de carga máxima vista pelo religador b Aplicação dos elos fusíveis Para melhor entender esse assunto o leitor deve recorrer ao Capítulo 2 Chave Fusível Indicadora Unipolar Como não existe medição de corrente nos pontos do alimentador podese utilizar o conceito da taxa de corrente por kVA instalado ou seja Ponto D Condição Ic E corrente de carga no ponto E Logo 222 Ine 96 A Pela tabela de coordenação do Capítulo 2 entre elos fusíveis do tipo K podese adotar para o ponto D o elo fusível de 15 K considerando a coordenação com o maior elo fusível do transformador de 150 kVA que é o de 8K ou seja Ine 15K elo fusível preferencial Os elos fusíveis de 15K e 8K adotados neste estudo coordenam entre si para uma corrente de no máximo igual a 440 A conforme se mostra na tabela mencionada Ponto B Logo 50 A Ine 112 A Como a corrente de curtocircuito trifásica no ponto F é de 600 A e como a corrente máxima de coordenação do elo fusível de 8K é de 650 A relativa ao elo fusível de 20K se deveria adotar esse elemento Porém considerando que o elo fusível preferencial mais próximo e superior é o de 25K este será o elemento escolhido ou seja Ine 25 K c Religador Serão adotadas duas operações rápidas e duas com retardo Relação do sensor A seleção do ajuste do sensor deve ser feita pela Tabela 174 considerandose a proteção de defeito para a terra Para uma corrente de carga igual a 29 A será escolhida a relação do sensor de fase igual a X2 X4 50 A Como a menor corrente de curtocircuito fase e terra é de 89 A logo pela Tabela 174 observa se que a maior corrente de acionamento 50 A é inferior à menor corrente de defeito para a terra 89 A o que atende à condição desejada que é a atuação do religador para a menor corrente de defeito Assim os ajustes a serem efetuados são Relação do sensor X2 X4 50 A Transformador auxiliar da proteção de terra H1 H2 Módulo calibrador da corrente de acionamento 1 Seleção das curvas de operação do religador Plotando a curva do elo fusível de 25 K nos gráficos mostrados nas Figuras 1721 e 1722 observase que as curvas selecionadas para se obter coordenação devem ser Proteção de fase Curva rápida D Curva retardada H Proteção de terra Curva rápida L Curva retardada P Considerando a proteção de terra podese comentar Para um defeito fase e terra no ponto E 89 A o religador atuará na curva L em 012 s enquanto o tempo de atuação do elo fusível é de 180 s havendo portanto coordenação na curva rápida ou melhor na primeira e segunda atuações do religador o elo fusível não se fundirá No entanto na terceira atuação o religador responderá na curva temporizada curva P da Figura 1722 para um tempo de 27 s enquanto o elo fusível se fundirá em apenas 180 s Nessas condições o ramal primário DE defeituoso será eliminado e a tensão no restante do sistema ficará restabelecida FIGURA 1721 Curvas genéricas de coordenação de fase entre religador e fusível FIGURA 1722 Curvas genéricas de coordenação de faseterra entre religador e fusível Observar que a coordenação entre o religador e o elo fusível do ponto D somente existe a partir de uma corrente superior a 78 A já que a curva P do religador e a do elo fusível se interceptam no ponto I 78 A Observar ainda que Para um defeito trifásico no ponto E 208 A o religador atuará na curva D da Figura 1721 em 0038 s enquanto o tempo de atuação do elo fusível será de 025 s havendo portanto coordenação na curva rápida ou melhor na primeira e segunda atuações do religador o elo fusível não se fundirá No entanto na terceira atuação o religador responderá na curva temporizada H com um tempo de 045 s enquanto o elo fusível abrirá em 023 s eliminando o trecho defeituoso DE restabelecendo o restante do sistema Cabe observar no entanto que o tempo de intervalo de coordenação é de apenas 022 s o que poderá ocorrer a atuação do religador e a fusão do Ponto E 315215 A Ponto F 710570 A A corrente de carga medida no horário de ponta de carga vale 37 A a Elo fusível da chave instalada no ramal do ponto B Para se obter seletividade com o religador se escolherá o elo fusível de Ine 25 K elo fusível preferencial b Elo fusível da chave instalada no ramal do ponto D Ine 25K valor adotado inicialmente como tentativa de se obter coordenação c Sequência de operação do religador 1 operação instantânea3 operações temporizadas d Ajuste do religador automático Corrente de carga máxima Icm 37 A medida no horário de ponta de carga Dimensionamento do transformador de corrente Valor inicial do RTC 505 10 Considerando que a corrente de curtocircuito não deva provocar a saturação do TC temse Fs fator de sobrecorrente Logo RTC 1005 20 É portanto necessário conhecer os valores nominais dos transformadores de corrente dos religadores a serem utilizados já que normalmente esses equipamentos já contam com os TCs instalados padronizados dotados de várias derivações Adotar então a derivação mais próxima do valor calculado Determinação da proteção temporizada de fase Serão utilizados relés digitais cujas curvas estão mostradas na Figura 1724 com corrente nominal de 5 A FIGURA 1724 Curva tempo corrente do relé de característica muito inversa Unidade de proteção temporizada de fase Kf 15 valor da sobrecarga admissível Para a faixa de operação do relé de 02 24 In em passos de 001A selecionandose Iaj 054 Inr ou seja Logo a corrente de acionamento vale Iatf RTC Itf 20 27 54 A Múltiplo da corrente de acionamento A unidade temporizada será ajustada para cobrir todo o alimentador isto é sentir os defeitos até o ponto E que corresponde às faltas de menor corrente de curtocircuito do sistema Com o gráfico da Figura 1724 curva muito inversa selecionase o valor do ajuste do relé sabendose que o tempo de operação da unidade temporizada deve ser superior ao tempo de atuação do elo fusível do ponto D Como o tempo de abertura do fusível pelo gráfico da Figura 222 é de Taf 020 s para a corrente de defeito em E 315 A elo fusível de 25K e curva superior logo o religador deve operar na curva temporizada do relé no tempo de Tr Taf Ts Ts 03s tempo de segurança adotado normalmente varia de 03 a 05 s Tr 020 03 050 s Tr tempo de atuação do relé do religador Pelo gráfico da Figura 1724 relativa ao relé de característica muito inversa determinase a sua curva de operação entrandose com o tempo de 050 s e o múltiplo da corrente ajustada de 58 ou seja curva 020 Isso quer dizer que durante a ocorrência de um defeito trifásico em E o elo fusível instalado no ponto D vai atuar antes da proteção de fase do religador no primeiro religamento temporizado Unidade de proteção de tempo definido de fase Essa unidade será ajustada para cobrir a zona de proteção até o ponto E Logo o tape de ajuste será de Iif F Itf 5 27 135 A Fa 12 fator de assimetria adotado A corrente de acionamento vale Iaif RTC Iif 20 135 270 A Iaif Ics condição satisfeita O tempo de atuação do elo fusível do ponto D deve ser superior ao tempo de atuação da unidade de tempo definido de fase evitandose que se queime desnecessariamente o elo fusível caso o defeito seja transitório Assim o elo fusível no ponto D deve atuar em 020 s conforme já se determinou anteriormente O tempo de atuação do religador Tr é a soma do tempo de atuação do relé de tempo definido de fase Tri 0 s mais o tempo próprio do religador Tp que é de 0040 s ou seja Tr Tri Tp Tri 00 s tempo de atuação do relé unidade instantânea Tr 00 004 004 s Como se pode notar o tempo de abertura do elo fusível é superior ao do religador na primeira operação que é instantânea dada pela unidade de tempo definido de fase Logo o elo fusível não vai operar satisfazendo à condição de seletividade Determinação da proteção temporizada de neutro Unidade de proteção temporizada de neutro K 030 valor que pode variar entre 010 e 030 A faixa de operação do relé é de 004048 In em passos de 001 A selecionandose o ajuste Itn 011 Inr ou seja Múltiplo da corrente de acionamento O relé será ajustado para atuar em defeitos fase e terra até o ponto E No gráfico da Figura 1724 selecionase a curva do relé sabendose que o tempo de operação da unidade temporizada deve ser superior ao tempo de atuação do elo fusível no ponto D Tr Taf Ts Taf 04s curva superior do fusível para Icc 215 A vista na Figura 222 para o elo fusível de 25K Tr 04 03 07 s Pelo gráfico da Figura 1724 do relé para M 195 e T 070 s determina se a curva de operação do relé curva 09 curva muito inversa Unidade de proteção de tempo definido de neutro Será ajustada para atuar em defeitos ocorridos até o ponto E O tempo de atuação do maior elo fusível do trecho além do seccionador deve ser superior ao tempo de atuação do religador Tr Tri Tp 00 004 004 s Taf 04s Tr 004 s condição insatisfeita Logo o ajuste será de Iin F Itf 20 011 5 11 A A corrente de acionamento vale Iain RTC Iin 20 11 220 A Iain Itf condição satisfeita O religador será ajustado para o seguinte ciclo de religamento 1 atuação instantânea e 3 atuações temporizadas Intervalo de religamento R1 5s R2 5s R3 20 s valores considerados Tempo de rearme do religador De acordo com a Equação 171 temse O tempo total de todas as operações do relé de fase considerandose 1 uma operação instantânea e 3 três temporizadas vale Tto 004 3 04 124 s O tempo total dos intervalos de religamento para a menor corrente de acionamento vale Tti 5 5 20 30 s Tre 110 124 115 30 Tre 136 345 3586 s Para o relé de neutro Tre vale Tre 110 004 3 07 115 5 5 20 3685 s Logo o tempo de rearme será ajustado em Tre 50 s valor adotado e Ajuste do seccionador do tipo eletrônico com base em 80 das correntes de acionamento dos relés de proteção de fase e de neutro Resistor de fase Irf 08 Iatf 08 54 432 A De acordo com a Tabela 182 o valor do resistor é de 8365 Ω valor máximo para corrente de acionamento de 40 A Tempo de memória O tempo de memória do seccionador deve ser maior do que o tempo acumulado do religador ou seja Tm 60 s Ajuste do número de contagem das interrupções Nis Nir 1 Nis 4 1 3 Tempo de rearme Tem ajuste constante e igual a 75 min para este regulador Restrição da corrente de magnetização Logo o ajuste deve ser de Duração da elevação temporária da corrente de acionamento de fase Taf 10 ciclos Duração da elevação temporária da corrente de acionamento de terra Taf 15 ciclo 1753 Coordenação entre Religadores A aplicação de religadores em série depende do tipo de operação desses equipamentos ou seja a Religadores operados por bobina série hidráulicos Para a coordenação entre religadores desse tipo podese considerar Capacidade de interrupção simétrica Tensão suportável de impulso Intervalos do tempo de religamento Intervalos do tempo de rearme Número de religamentos antes do bloqueio Definição das curvas de operação FIGURA 183 Seccionador de controle eletrônico A Figura 183 mostra o aspecto externo do seccionador do tipo comando estático marca GN3E Esse seccionador é montado numa estrutura de poste simples de concreto armado conforme se vê na Figura 184 Essa montagem está eletricamente mostrada na Figura 185 observandose a instalação de dois conjuntos de pararaios com um do lado da fonte e o outro do lado da carga É importante observar na Figura 185 que o desligamento do seccionador para manutenção ou outra operação qualquer deve obedecer às seguintes instruções a Operação de fechamento Fechar a chave de bypass FIGURA 184 Estrutura de instalação de um seccionador FIGURA 185 Esquema básico de ligação dos seccionadores Fechar primeiro a chave do lado da fonte e em seguida a do lado da carga Com a vara de manobra efetuar o fechamento do seccionador Abrir a chave de bypass b Operação de abertura Fechar a chave de bypass Efetuar primeiro a abertura da chave do lado da carga e depois a do lado da fonte Com a vara de manobra efetuar a abertura do religador 184 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS As características elétricas básicas dos seccionadores podem ser resumidas na Tabela 181 TABELA 181 Características elétricas básicas dos seccionadores de 200 A Característica Hidráulicos Eletrônicos Classe de isolamento kV 15 15 Tensão nominal kV 138 144 Tensão máxima kV 155 155 Tensão de operação kV 138 138 Frequência Hz 60 60 Tensão suportável de impulso 12 50 μs kV 110 110 Tensão suportável 60 Hz 10 s sob chuva kV 45 45 Tensão suportável entre terminais e terra 60 Hz 1 min a seco kV 50 50 Corrente de curta duração assimétrica A 10000 9000 Corrente de curta duração 1 s simétrica A 6000 5700 Corrente de curta duração 10 s simétrica A 2000 2600 térmica será função do tempo acumulado na operação de religamento A tensão suportável de impulso do seccionador automático deve ser compatível com a do sistema A tensão máxima do seccionador deve ser igual ou superior à tensão nominal do sistema em que será utilizado A corrente nominal da bobina série deve ser superior ao valor da corrente máxima de operação do alimentador no seu ponto de instalação Observar que em algumas ocasiões pode haver transferência de carga para o alimentador em questão quando a corrente máxima é acrescida do valor da nova carga O religador ou disjuntor com relé de religamento instalado a montante devem ser sensíveis às correntes de defeito trifásico ou monopolar em todo o trecho protegido pelo seccionador automático A corrente de ajuste do seccionador automático deve ser inferior à corrente em todo trecho do alimentador protegido pelo seccionador automático O tempo de memória do seccionador automático deve ser igual ou superior à soma dos tempos de operação adicionados aos tempos de religamento do religador ou disjuntor com relé de religamento a montante A corrente nominal da bobina série dos seccionadores automáticos deve ser superior à máxima corrente prevista para fluir no ponto de sua instalação 1843 Ajustes dos Seccionadores Automáticos Para que os seccionadores funcionem adequadamente é preciso que se façam os ajustes necessários com critério 18431 Seccionadores automáticos de controle eletrônico O sistema eletrônico de controle dos seccionadores automáticos normalmente está contido num armário metálico permitindo os seguintes ajustes Ajuste do número de contagens para abertura Ajuste do tempo de rearme Ajuste das correntes de acionamento para defeitos trifásicos e fase e terra Bloqueio e desbloqueio da proteção de terra O sistema de controle do seccionador automático deverá comandar a abertura dos contatos principais após o religador ou disjuntor com relé de religamento localizado a montante efetuar um número mínimo de operações de abertura e fechamento previamente ajustado quando da ocorrência de um curtocircuito localizado a jusante do seccionador automático O número de contagens para o comando da abertura deverá ser ajustado para uma duas ou três operações dependendo do ajuste do equipamento de retaguarda Os ajustes a seguir estudados estão baseados nos seccionadores automáticos de fabricação McGrawEdison a Corrente de acionamento de fase É determinada com base no resistor apropriado cuja corrente é tomada aproximadamente igual a 80 da corrente de ajuste do equipamento de retaguarda normalmente um religador ou um disjuntor com relé de religamento A Tabela 182 fornece o valor da resistência em função da corrente de acionamento TABELA 182 Resistores da corrente de acionamento de fase Resistência Ω Corrente de acionamento A Máxima Mínima 16 2188 2232 24 14157 14443 40 8365 8535 56 598 61 80 398 406 112 2722 2778 160 198 202 224 1386 1414 256 1198 1222 296 1039 1061 320 966 986 TABELA 183 Resistores da corrente de acionamento de terra Resistência Ω Corrente de acionamento A Máxima Mínima 35 691 103 705 103 7 203 103 207 103 16 7425 75755 28 3881 3959 40 2643 2697 56 1891 1929 80 1297 1323 112 90 9181 160 6276 6403 224 4376 4464 320 3059 3121 b Corrente de acionamento de terra O ajuste é feito com base no procedimento anterior O valor do resistor é dado na Tabela 183 c Tempo de memória É o tempo ajustado no seccionador durante o qual esse equipamento deve registrar o número de contagens relativo à abertura do equipamento de retaguarda Decorrido um determinado tempo igual ou inferior ao tempo de memória se o controle efetuar as contagens previstas será enviado um sinal seccionador quando um equipamento instalado a jusante interromper a corrente de defeito Esse dispositivo é útil quando se tem em série religadorseccionadorreligador Assim quando de uma falta no trecho do circuito além do último religador o seccionador automático a montante iniciará a sua contagem indevidamente já que o religador a jusante é o responsável pela eliminação da referida falta Seu ajuste mínimo é de 35 A TABELA 184 Características de corrente Capacidade de curta duração Corrente nominal A Corrente de acionamento A Assimétrica A Para 1 s A Para 10 s A 5 8 800 200 60 10 16 1600 400 125 15 24 2400 600 190 25 40 4000 1000 325 35 56 6000 1500 450 50 80 7000 2000 650 70 112 8000 3000 900 100 160 8000 4000 1250 140 224 8000 4000 1800 160 256 9000 5700 2600 185 296 9000 5700 2600 200 320 9000 5700 2600 Se o restritor for por corrente deverá impedir a contagem se ainda circular corrente de carga pelo seccionador automático após ter cessado a corrente de falta Se o restritor for por tensão deverá impedir a contagem se ainda houver tensão no ponto de instalação do seccionador automático após ter cessado a corrente de falta O seccionador automático deverá desconsiderar todas as contagens realizadas quando o número de abertura realizado pelo Corrente de curta duração 1 s Corrente assimétrica de curtocircuito Corrente de fechamento Capacidade nominal de interrupção Corrente mínima de atuação Tempos de operação Dimensões Peso com óleo Capacidade de óleo Tipo de descrição de funcionamento Descrição de todos os ajustes Informações completas sobre tempo de memória tempo de rearme e número de contagem 186 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA A aquisição de um seccionador automático deve ser precedida no mínimo das seguintes informações Tipo eletrônico ou hidráulico Tensão nominal Corrente de curta duração simétrica Fixação do número de contagens Definição do tempo de memória Definição do tempo de rearme Definição dos dispositivos acessórios FIGURA 194 Triângulo de composição da porcelana FIGURA 195 Gráfico de relação entre a espessura e a tensão de perfuração a Umidade do ar aproximadamente mantendose por certo tempo nessa temperatura para eliminar as tensões internas Em seguida os isoladores penetram no interior do forno numa zona de resfriamento lento com o objetivo de evitar a formação de novas zonas de tensões internas Finalmente os isoladores são conduzidos ainda no interior do forno a uma zona de resfriamento rápido para em seguida saírem pelo sistema de descarga do forno 193223 Vidro temperado São as seguintes as etapas para fabricação do vidro temperado A primeira fase consiste no aquecimento dos isoladores a uma temperatura de cerca de 750C Para se obter uma distribuição conveniente das tensões internas os isoladores sofrem um resfriamento rápido O processo de têmpera do vidro proporcionará ao material qualidades peculiares que resumidamente podem ser citadas Toda a camada superficial da peça adquire uma determinada contração pressionando a massa interna Em consequência essa camada superficial fica submetida a intensas pressões equilibrandose no conjunto com as forças de compressão Por esse motivo quando um isolador sofre uma pequena avaria na sua camada superficial a peça inteira se estilhaça devido ao rompimento nesse instante do equilíbrio de forças em direções opostas isto é as forças de compressão camada superficial e as de pressão da massa interna A característica de fragmentação do isolador de vidro devido ao processo de têmpera propicia facilidades às turmas de manutenção de distribuição na procura de defeitos por aterramento do sistema pois nesse caso numa vistoria grosseira percebese logo o vazio deixado na estrutura pelo rompimento de um ou mais isoladores fato que não ocorre nos isoladores de porcelana cuja falha em forma de rachadura decerto provocará um defeito fase e terra de difícil localização O vidro temperado não permite que fique no interior da massa qualquer objeto estranho por menor que seja Nesse caso se inclui uma bolha de ar que porventura se instale na massa líquida durante o processo de fabricação Caso isso aconteça o vidro poderá sofrer uma explosão FIGURA 197 Isolador roldana FIGURA 198 Rede secundária TABELA 191 Características técnicas isolador roldana Características UD Porcelana vitrificada Vidro recozido Diâmetro D mm 80 80 Altura H mm 80 80 Carga mecânica de ruptura à flexão kN 6 6 Carga máxima de uso em flexão kN 2 2 Tensão de descarga externa a seco kV 25 20 Tensão de descarga externa sob chuva 10 12 eixo horizontal kV 10 12 eixo vertical kV 13 13 1942 Isolador de Pino Esses isoladores são predominantemente utilizados em redes de distribuição rural e urbana primária na tensão de até 38 kV Com menor frequência são utilizados em linhas de subtransmissão de até 72 kV Os isoladores de pino podem receber a classificação mencionada a seguir 19421 Quanto à construção Os isoladores de pino podem ser construídos de dois modos diferentes a Isolador de pino monocorpo É aquele constituído de uma única peça É fabricado até a tensão nominal de 25 kV que corresponde aos isoladores das Figuras 199 e 1910 no caso utilizado em suas redes de distribuição urbana e rural b Isolador multicorpo É aquele constituído de duas ou mais peças rigidamente unidas com o uso de cimento É fabricado até a tensão máxima de 72 kV que corresponde ao isolador mostrado na Figura 1911 FIGURA 1912 Partes componentes de um isolador multicorpo FIGURA 1913 Estrutura de apoio de uma rede de distribuição TABELA 192 Características técnicas isoladores de pino Características UD Porcelana vitrificada Vidro recozido Diâmetro D mm 130 100 Altura H mm 152 113 Diâmetro de rosca mm 25 25 Distância de escoamento mm 320 240 Tensão de descarga a seco kV 85 72 Tensão de descarga sob chuva kV 55 45 Tensão suportável 1 min a seco à frequência industrial kV 75 67 Tensão suportável 10 s sob chuva à frequência industrial kV 40 38 Tensão crítica de descarga sob impulso 12 50 μs polaridade positiva kV 140 103 polaridade negativa kV 170 113 Tensão de perfuração em óleo kV 120 100 Carga mecânica de ruptura à flexão kN 136 10 Tensão de radiointerferência TRI μV 100 A construção de isoladores com elevada distância de escoamento pode resultar por motivos mecânicos em peças de grandes dimensões com tensão suportável de impulso além da nominal do sistema Isso muitas vezes pode ocasionar uma descoordenação de isolamento do sistema se a questão não for observada com critério TABELA 193 Características técnicas isolador de vidro temperado do tipo multicorpo antipoluição Características UD Vidro recozido Diâmetro D mm 220 Altura H mm 146 Diâmetro de rosca mm 25 FIGURA 1914 Estrutura de ancoragem com isoladores de vidro FIGURA 1915 Estrutura de suspensão com isoladores de vidro 19431 Quanto à construção São construídos reunindose vários componentes A Figura 1916 mostra uma unidade de isolador de disco fabricada em porcelana vitrificada e suas diversas partes componentes FIGURA 1918 Cadeia de isoladores de disco de vidro TABELA 194 Características técnicas isolador de suspensão Características UD Porcelana vitrificada Vidro temperado RD LT RD LT Engate garfo olhal Diâmetro D mm 152 254 175 254 Passo P mm 140 146 140 146 Distância de escoamento mm 178 290 200 290 Tensão de descarga a seco kV 60 80 60 80 Tensão de descarga sob chuva kV 30 50 38 50 Tensão suportável 1 min a seco à frequência industrial kV 48 80 48 6072 Tensão suportável 10 s sob chuva à frequência industrial kV 33 50 33 8354 Tensão crítica de descarga sob impulso 12 50 μs polaridade positiva kV 100 125 76 105 polaridade negativa kV 100 130 80 110 Tensão de perfuração em óleo kV 80 110 80 110 Carga eletromecânica de ruptura kN 45 70 50 80 Carga máxima admissível kN 22 34 25 40 Tensão máxima de radiointerferência μV 50 50 50 50 19433 Quanto ao meio de utilização Assim como os isoladores de pino os isoladores de disco podem ser fabricados para uso em ambientes normais como em meios atingidos por elevada poluição Nesse caso são especialmente desenhados para dificultar a penetração e deposição de sólidos que podem provocar descargas entre fase e terra TABELA 195 Características técnicas isoladores antipoluição de vidro Características UD Valores Engate Concha e bola Diâmetro D mm 255 Passo P mm 146 Distância de escoamento mm 390 FIGURA 1919 Distribuição das tensões nas cadeias de isoladores Cadeias com isoladores de 152 mm de diâmetro Ni 010 Vff 191 Vff tensão nominal entre fases Cadeias com isoladores de 254 mm de diâmetro Ni 00666 Vff 192 Assim uma linha de transmissão de 230 kV deve ter dezesseis isoladores em cada cadeia ou seja Ni 00666 Vff 00666 230 153 16 unidades Já uma linha de transmissão de 72 kV deve ter cinco isoladores em cada cadeia ou seja Ni 00666 72 47 5 unidades 1944 Isoladores de Apoio Entendese por isoladores de apoio de forma geral aqueles utilizados em subestações de potência como suporte dos barramentos Podem ser empregados na isolação de chaves seccionadoras como suporte das lâminas condutoras Estes isoladores podem receber a classificação que segue 19441 Quanto à construção Há três tipos construtivos básicos a Isolador de apoio multicorpo É uma coluna de peças montadas e unidas através de cimentação com altura compatível com o nível de tensão desejado Normalmente o isolador suporte tipo multicorpo é fabricado em porcelana conforme detalhado na Figura 1920 b Isolador de apoio pedestal É uma coluna formada por uma ou mais peças montadas em série Cada unidade dispõe de uma base e de um topo em chapa de aço pelas quais se realiza a união dos isoladores por meio de parafusos de ferro galvanizado O número de unidades que determina a altura da coluna é função do nível de tensão que se deseja FIGURA 1920 Isolador multicorpo c Isolador monocorpo É um isolador formado por uma única peça cuja altura é função do nível de tensão desejado A Tabela 196 fornece as principais características elétricas dos isoladores tipo monocorpo Já a Tabela 197 fornece as principais características mecânicas do mesmo isolador A Figura 1925 mostra um isolador monocorpo fabricado em porcelana vitrificada e destinado a vários tipos de aplicação FIGURA 1923 Vista de uma subestação de potência Tensão disruptiva TNSI Distância de escoamento Distância de arco Frequência industrial Impulso atmosférico Tensão suportável à frequência industrial Radiointerferência Seco Sob chuva Pos Neg Seco Sob chuva Tensão ensaio RIV máx kV mm mm kV kV kV kV kV kV kV μV 350 1830 660 235 180 390 475 175 145 44 200 550 2510 990 385 285 610 780 280 230 73 200 650 2950 1140 435 335 710 900 335 275 88 200 750 3350 1300 485 380 810 1020 385 315 103 200 950 4190 1630 575 475 1010 1240 465 385 146 200 1050 5030 1930 660 570 1210 1450 545 455 146 200 TABELA 197 Características mecânicas isolador de apoio monocorpo TNSI Altura Cargas de ruptura Diâmetro máximo Flexão kgf Tração kgf Torção kgf Compressão kgf 350 762 700 5500 300 25000 260 1350 9080 500 35000 300 550 1142 800 9080 500 35000 300 1200 11350 1040 35000 330 650 1372 700 9080 500 35000 300 1000 11350 1040 35000 330 750 1575 600 9080 500 35000 300 900 11350 1040 35000 330 950 2032 500 9080 500 35000 300 1100 11350 1040 45400 330 400 9080 500 35000 300 1050 2336 600 11350 1040 35000 330 FIGURA 1926 Coluna formada por isoladores do tipo multicorpo em chaves seccionadora FIGURA 1927 Isolador de apoio do tipo polimérico monocorpo FIGURA 1929 Aplicação dos isoladores poliméricos do tipo monocorpo TABELA 198 Características técnicas isoladores compostos Características Valores Tensão 69 kV 138 kV 230 kV Tipo de isolador suspensão suspensão suspensão Número de aletas 17 31 51 Diâmetro das aletas mm 140107 140107 140107 Passo entre aletas mm 70 70 70 Comprimento do isolador mm 891 1381 2081 Distância de escoamento 1936 3553 5863 Linha de arco mm 647 1137 1837 Distância entre ferragens mm 569 1059 1759 Carga máx de tração daN 12000 12000 12000 Porosidade somente para isoladores de porcelana Carga mantida 24 horas somente para isoladores de disco Ensaios de aderência da camada de zinco A amostragem dos ensaios de recebimento deve estar de acordo com os seguintes critérios P número de isoladores a serem ensaiados X número de isoladores estabelecidos mediante acordo entre fabricante e comprador para condução especificada de P X Æ n 100 n número de isoladores do lote Caso o fabricante queira apresentar de uma só vez mais de 15000 isoladores para inspeção devem ser formados vários lotes com um número aproximado de isoladores respeitandose o máximo de 15000 unidades As condições para a rejeição do lote são Se apenas um isolador falhar em quaisquer dos ensaios o ensaio no qual se verificar a falha deve ser repetido em uma amostra duas vezes maior Se dois ou mais isoladores falharem em quaisquer dos ensaios o ensaio no qual se verificar a falha deve ser repetido em uma amostra duas vezes maior O número de unidades requeridas para a segunda inspeção deve ser o dobro da primeira com um mínimo de 24 unidades Na segunda inspeção se um único isolador falhar em quaisquer dos ensaios o lote será definitivamente rejeitado 1954 Informações a Serem Fornecidas com a Proposta Material isolante empregado Tipo de acoplamento entre as unidades somente para isoladores de disco Distância de escoamento em mm Desenho dimensional do isolador e das ferragens Material da cupilha somente para isoladores de disco Tipo de rosca somente para isoladores de pino 196 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA Para se adquirir uma determinada quantidade de isoladores é necessário declarar no mínimo as seguintes informações Natureza do material porcelana vidro ou fibra Tipo isolador de pino pedestal disco de apoio etc Tensão suportável a impulso Diâmetro Altura Carga mecânica Distância de escoamento Carga mecânica à flexão exceto para isoladores de disco rompido o meio dielétrico o ar provocando a formação de um arco através do qual se cria um caminho de fácil escoamento para as correntes transitórias atingirem a terra O arco formado na parte mais próxima entre os eletrodos caminha rapidamente para as suas extremidades em cujo percurso é alongado e resfriado resultando no seguinte comportamento Para o arco cuja corrente de defeito seja inferior a 50 A haverá uma autoextinção em aproximadamente 6 Hz Para o arco cuja corrente de defeito seja superior a 50 A e inferior a 1000 A não se pode precisar o seu comportamento sobre o qual as condições atmosféricas exercem uma grande influência Para o arco cuja corrente seja superior a 1000 A há necessidade da intervenção de um equipamento de retaguarda no caso de sistemas com o ponto neutro aterrado FIGURA 202 Instalação de um descarregador de chifre em rede de distribuição Assim logo que cessam os defeitos transitórios o arco propicia um Normalizada É o maior valor da tensão de impulso atmosférico em forma de onda de 12 50 μs que provoca a disrupção entre os eletrodos do descarregador de chifre 2032 Tensão Disruptiva de Impulso Atmosférico em forma de Onda Normalizada 50 É a tensão presumida à qual se associa a possibilidade de 50 de ocorrência de uma descarga disruptiva 2033 Tensão Disruptiva à Frequência Industrial É o maior valor da tensão na frequência do sistema acima da qual o descarregador dispara A Tabela 201 fornece as características básicas representativas dos descarregadores de chifre A regulagem do espaçamento entre as hastes de descarga depende da tensão máxima de impulso permitida ou seja a tensão suportável de impulso do equipamento que se quer proteger Para altitudes acima de 500 m os espaçamentos entre as hastes de descarga devem ser aumentadas de 1 para cada 100 m de altura TABELA 201 Características técnicas dos descarregadores Características elétricas Tensão disruptiva 60 Hz Tensão nominal No de elementos Tensão disruptiva norm 50 A seco Sob chuva Resistência mecânica máxima Carga de trabalho kV kV kV kV t t 15 2 158 100 62 50 25 3 230 146 89 50 17 35 4 295 187 116 50 TABELA 202 Distância entre eletrodos de descarga 204 ENSAIOS E RECEBIMENTO Os descarregadores de chifre devem ser submetidos a inspeção e ensaios pelo fabricante de acordo com a orientação discriminada a seguir mesmo porque não existe até o momento nenhuma norma brasileira que contemple o assunto Tensão disruptiva de impulso atmosférico com onda normalizada Tensão disruptiva à frequência industrial Capacidade térmica de condução da corrente subsequente Ensaio de galvanização Ensaio mecânico de capacidade de carga Ensaios do corpo de isoladores obedecendo no que for possível os requisitos de recepção constantes do Capítulo 19 205 ESPECIFICAÇÃO SUMÁRIA Para se adquirir um descarregador de chifre devemse informar os seguintes dados Tensão nominal Número de elementos de disco Resistência mecânica Tensão disruptiva normalizada 50 Tensão disruptiva à frequência nominal do sistema Bibliografia Catálogos Especificações Manuais e Normas ABC dos Capacitores McGrawEdison ABNTCOBEI Ensaios Elétricos de Alta Tensão Coletânea de Normas 1985 ABNTCOBEI Especificações Técnicas de Equipamentos Elétricos de Alta Tensão Aplicação de Equipamentos de Regulação de Tensão em Redes de Distribuição CCONSCDISCPR Applied Protective Relaying Westinghouse Electric Corporation Relay Instrument Division 1976 ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS Cabos de Potência com Isolação Extrudada de Borracha Etileno Propileno EPR para Tensões de 1 a 35 kV Especificação ABNT NBR 7286 ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS Capacitores de Potência Método de Ensaio ABNT NBR 5289 ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS Guia para Aplicação e Operação de Capacitores de Potência Procedimentos ABNT NBR 5060 ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS Inspeção de Capacitores Cerâmicos Procedimentos ABNT NBR 6015 ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS Instalações Elétricas de Baixa Tensão ABNT NBR 5410 ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS Proteção de Edificações contra Descargas Atmosféricas ABNT NB 165 CATÁLOGOS DE FABRICANTES Siemens General Electric Sace Pirelli Ficap Cemec Inepar Inebrasa McGrawEdison Schlumberger Trafo 3M Hitachi Lorenzetti Condutores de Cobre NU Especificações Técnicas BIRD Critérios para Dimensionamento de Cabos de Energia FICAP Disjuntor de Alta Tensão ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA BIRD Electric Utility Engineering Reference Book Distribution Systems Westinghouse Electric Corporation East Pittsburgh Pennsylvania 1959 Equipamentos Elétricos Especificação Universidade Federal Fluminense Furnas Centrais Elétricas 1985 Instruções Relés de Sobrecorrente Temporizados Departamento de Relés General Electric do Brasil Isolador de Pino Suspensão e Roldana ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA BIRD LEITE D M Características e Tipos de Isoladores em Alta Tensão Mundo Elétrico MANUAL INDUCON Capacitores de Potência Inducon do Brasil Capacitores SA MIGUEL P M GUIMARÃES S Curso de Disjuntores de Alta Tensão ABNT COBEI NATIONAL ELECTRICAL CODE 1975 Edição National Fire Protection Association Boston Norma para Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária de Distribuição NT002 Coelce Normas de Fios e Cabos Coletânea de Normas ABNTCOBEI 1980 PACHECO N Regulação Econômica de Tensão em Linhas de Distribuição Sudeletro Técnica Comercial Ltda Padronização de Transformadores de Potência Coletânia de Normas ABNTCOBEI Power System Protection Edited by Electricity Council London Proteção de Redes Elétricas Coletânes de Normas ABNTCOBEI Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição CODICCONEletrobras Rio de Janeiro Campus 1986 Regulador de Tensão em Degraus General Electric Regulador de Tensão Monofásico de 32 Degraus Especificação Técnica ET 004 Coelce Relés de Distância Instruções Técnicas Companhia Hidroelétrica do São Francisco Chesf Relés de Proteção Instalação e Operação General Electric Religador Automático Trifásico Classe 15 kV Especificação Técnica ET 009 Coelce Secionador Automático Trifásico Classe 15 kV Especificação Técnica ET 007 Coelce Tecnologia de Relés de Proteção Centrais Elétricas de São Paulo Transformador de Corrente Especificação Técnica ABNTCOBEI Transformador de Distribuição Aérea Especificação Técnica ET 001 Coelce Transformador de Força Especificação Técnica BIRD Transformadores de Corrente NBR 6856 Transformadores de Potência Coletânea de Normas ABNTCOBEI Transformadores de Potencial Especificação Técnica ETC 100 Coelce Transformadores para Instrumentos de Alta Tensão Siemens Transitórios Elétricos e Coordenação de Isolamento Aplicação em Sistemas de Potência Furnas Centrais Elétricas Editora Universitária Universidade Federal Fluminense Livros BARROS E Aplicação de Pararaios na Proteção de Transformadores General Electric do Brasil SA BEEMAN D ed Industrial Power Systems Handbook BESSONOV L Eletricidade Aplicada para Engenheiros BOVERI B Manual de Instalações Elétricas Ordem dos Engenheiros de Portugal ed CAMINHA A A Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos São Paulo Edgard Blücher CIPOLI J A Análise dos Sistemas de Distribuição Quanto a Sobretensões CPFL Companhia Paulista de Força e Luz 1993 COLOMBO R Disjuntores de Alta Tensão Nobel 1981 COTRIM A M B Instalações Elétricas Editora McGrawHill do Brasil Ltda 1976 DAVIES T Protection of Industrial Power Systems Pergamon Press Ltda ESPER NETO C Projeto de Proteção de Linhas de Transmissão e Subestação Universidade Mackenzie São Paulo FITZGERALD A E KINGSLEY JR C Kusko A Máquinas Elétricas Editora McGrawHill do Brasil HARPAR G E Instalaciones Eléctricas de Mediana y Alta Tensión Editorial Limusa México 1979 KOSOW I L Máquinas Elétricas e Transformadores Porto Alegre Editora Globo LANDA J V Redes Eléctricas Representaciones y Servicios de Ingeniería SA MAMEDE FILHO J Instalações Elétricas Industriais Rio de Janeiro LTC 2005 MARTIGNONI A Máquinas de Corrente Alternada Porto Alegre Editora Globo 1970 MEDEIROS FILHO S Medição de Energia Elétrica Rio de Janeiro Guanabara Dois 1986 OLIVEIRA J C de COGO JR ABREU J P G Transformadores Teoria e Ensaios São Paulo Edgard Blücher PARANHOS H MAGALHÃES SC BURGOA JA Correção de Fator de Potência na Indústria REEVES E A Manual de Eletrotécnica Editorial PresençaMartins Fontes Ltda RIBEIRO C Oliveira JC de Sobretensões nos Sistemas Elétricos SARAIVA D B Materiais Elétricos Rio de janeiro Guanabara Dois 1983 SCHMIDT W Materiais Elétricos São Paulo Edgard Blücher SEWER O P Proteção de Sistemas de Distribuição contra Sobretensões Atmosféricas VÁZQUEZ J R Protectión de Sistemas Eléctricos contra Sobreintensidades Barcelona Ediciones Ceac 2007 VERDOLIN RJ Pararaios Cepel Centro de Pesquisa da Eletrobras WELLAUER M Introdução à Técnica das Altas Tensões Editora da Universidade de São Paulo Índice A Abertura de motores de indução 356358 de pequenas cargas indutivas 356 de transformadores a vazio 353355 em carga load bust 66 67 em regime de curtocircuito 361366 de oposição 366 ABNT 290 NBR IEC 62271200 2007 296 Acionamento bobina de fechamento 346 347 disparadores em derivação 345 346 mecânicos 346 operados por TC 346 dispositivo de disparo de subtensão 345 operação manual 344 345 motorizado 344 345 Alimentador com derivação 573 sem derivação 570573 Amortecedor 68 ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica 544 658 Ângulo de fase erro de 205 222 Arco elétrico 325327 Área de ventilação inferior entrada de arrefrigerante 451455 de ventilação superior saída de ar quente 449451 Articulação 67 68 amortecedor 68 batentes dos contatos 68 limitador de abertura de 180 68 de recuo 68 Aterramento do circuito principal 303 do invólucro metálico 303 dos capacitores de alta tensão 524 de baixa tensão 524 Atuadores de botoeiras 305 Autotransformador 469472 elevação da tensão 546 monofásico 471 472 aterrado 472 redução da tensão 546 trifásico ligado em estrela 470 ligado em triângulo 469 B Bancos de capacitores análise da instalação 509 automático 494497 na barra de sustentação 497 498 na rede de distribuição em postes 497 reguladores de tensão 579 condições de operação e identificação 524 525 corrente de energização 515 desconexão 11 dimensionamento 500509 em derivação 486489 estrutura 524 fenômenos de ressonância série 522524 fixos 494 497 reguladores de tensão 575 portafusível para proteção 69 primários 513 514 chaves a óleo 514 disjuntores a óleo 514 disjuntores a SF6 514 disjuntores a vácuo 514 secundários chave seccionadora tripolar 510 conectores magnéticos 510 511 disjuntores 511513 equipamentos de manobra 509514 série 490492 sobrecorrentes 514 515 sobretensões 516518 Barramentos condutores elétricos 303305 corrente alternada 303 contínua 304 dimensionamento dos 313320 identificação 303 indicação de cores 303 Base com rodas bidirecionais 402 para arrastamento 402 Batentes dos contatos 68 Blindagem aterrada 119 120 com cabos guarda 59 da isolação 100 de campo elétrico 99 do condutor 99 100 metálica 100 101 Bobina de Petersen 529 de transformador a seco 384 encapsulada primária 384 encapsulamento reforçado 384 sob vácuo 384387 Borracha etilenopropileno EPR 99 Buchas de passagem 239248 altitude 246 condensivas 243 244 distância de escoamento 245 níveis de isolamento nominais 245 uso em equipamentos 240242 exterior 239 interior 239 240 exterior 240 resistência à flexão 246 sem controle de campo elétrico 242 243 C Cabos bipolar 96 102 blindagem aterrada 119 120 cobertos 104 105 condutor muflas terminais 8688 sequência de preparação 86 terminações a frio 89 terminais termocontráteis 88 89 de alta tensão 98 102106 de baixa tensão 9297 cobertura de proteção 96 formação dos condutores 9295 isolamento 95 96 de média tensão 98 102106 isolados 91109 a óleo fluido 105 a óleo viscoso 106 capacidade de corrente nominal 135152 dimensionamento 135157 impedância dos condutores 116130 processo de fabricação 106108 sob alta pressão 106 multiplexados 97 103 104 múltiplos 108 perdas dielétricas 114116 pipe 106 quadripolar 97 103 resistência aos agentes químicos 109 tripolar 96 103 unipolar 96 102 WPP 97 Cadeia de isoladores de disco de vidro 648 Caixa de material polimérico 238 Campo elétrico 84 blindagem 99 cabos condutor 84 de alta tensão 8486 de média tensão 8486 no cone de deflexão 86 Capa 107 Capacidade de sobretensão temporária TOV 44 Capacitores aplicação dos 486492 de potência 476526 dupla estrela aterrada 504508 isolada 500 503 504 em derivação no ponto de concentração de carga específica 488 489 no sistema de geração transmissão e distribuição 487 industriais e comerciais 487 primário 487 secundário do transformador de potência 488 em estrela aterrada ou triângulo 502 503 em série 491 estrela aterrada 498 499 isolada 499 500 503 ligação em bancos 498500 sobrecargas 486 triângulo delta 500 Carborundo 2 Carga conectada corrente máxima da 314 315 Cartucho 68 69 expulsão dos gases 68 Cauda de um impulso 42 Chapas códigos intermediários 308 principais 307 pintura das 306308 prétratamento 306 tratamento 307 Chaves de aterramento rápido 527530 bobina de Petersen 529 caixa de comando 527 coluna de isoladores 527 diagrama elétrico básico 528 sistema de transmissão e distribuição 529 terminal 527 fusível abertura em carga de fabricação Delmar 65 de distribuição 71 indicadora unipolar 6373 religadora 64 de abertura monopolar 64 tipo pedestal 64 HY 72 seccionadoras primárias 249277 circuito principal 249 circuitos auxiliares e de comando 249 250 contatos 250 dispositivo de bloqueio 250 de operação 250 monopolar 255 256 nível de isolamento 271 polos 250 terminais 250 SG4 capacidade de corrente instantânea 530 tensão nominal 530 TSI 530 tandem 65 66 Classe de exatidão transformador de corrente 205209 quanto à impedância 209211 de potencial 222228 Cobertura de proteção 101 102 Compensação estática 489 490 Compensador de queda de tensão 569 570 Componentes simétricas das correntes 27 das tensões 27 Condutância 115 Condutores de alumínio 94 95 CA 130 CAA 131 liga CAL 131 termorresistentes TCAA 131 132 de cobre 95 132 elétricos neutro e aterramento 305 sistema de corrente alternada 304 305 contínua 305 em dutos 135142 argumento 137142 capacidade de condução de corrente 136 137 dimensionamento 135157 temperatura 137 enterrados 142152 correção de corrente 142152 resistividade térmica do solo 144 flexível 93 94 isolados identificação 108 109 nus 130132 dimensionamento dos 157159 impedância 132134 redondo compacto 92 normal 92 setorial compacto 92 93 Conjunto medição polimérica TCTP 236 237 TPPC 215 Conservador de líquido isolante 389 Contador de descarga 9 Contatos 278280 guarda do 70 principais 70 tranca do 70 Controlador do fator de potência CFP 494497 Corpo cerâmico 280 Correntes de curtocircuito buchas de passagem 246248 condutores nus 157 158 fusíveis limitadores 282286 de descarga nominal 39 de energização 467 468 de estabelecimento 352 de excitação 424 de interrupção 352 fusíveis limitadores 282 simétrica nominal 352 de magnetização 191193 de sobrecarga fusíveis limitadores 284 285 dinâmica nominal painéis elétricos 295 transformadores de corrente 198 elétrica princípio da interrupção da 327330 nominal 352 buchas de passagem 245 condutores nus 157 da corrente de curtocircuito 352 353 de regime contínuo painéis elétricos 295 fusíveis limitadores 281 painéis elétricos 295 transformadores de corrente 186190 potência 408 subsequente pararaios 40 suportável de curta duração 352 térmica nominal painéis elétricos 295 transformadores de corrente 197 Curtocircuito fase e terra 531534 seção da blindagem metálica 156 157 do condutor de alumínio 155 de cobre 154 155 solicitações das correntes 271273 Curvas de carga retangular 433 isoceráunicas 19 20 D Defasagens angulares diferentes 461463 Defeitos monopolares 12 Descargas atmosférica pararaios 17 da linha de transmissão 45 parciais 467 Descarregadores de chifre 658662 em rede de distribuição 660 Deslocamento angular 424427 Desumidificação a vácuo 640 por gesso 640 Diagrama da chave de aterramento rápido 528 de um transformador de potencial 224 impedâncias 532 medição de radiointerferência de um isolador 637 transformador de corrente 185 Dielétrico 83 Disjuntores 330348 a ar comprimido 342 343 a grande volume de óleo GVO 330 331 a óleo 330 a pequeno volume de óleo PVO 331333 a SF6 339342 a sopro magnético 336 337 a vácuo 337339 de alta tensão 325367 de construção aberta 333 do tipo extraível conjunto de manobra 333336 de derivação 492 nível de isolamento 350 sistema de mola 343 Dispositivo de absorção de umidade 403 404 para retirada da amostra de óleo 402 Dry curing 108 E Efeito ferrante 427430 pararaios 15 Elemento fusível 74 tubinho 74 Elos fusívelis 7381 coordenação para 79 80 de argola 73 74 elemento fusível 74 de botão 73 rabicho 74 escolha 77 protegido 77 protetores 79 tipo H 75 K 75 76 T 76 77 Encordoamento 107 Energização capacitores 359 360 componentes do sistema 358361 corrente de 467 468 linhas de transmissão 361 transformadores 358 359 Enrolamentos primários transformadores de potência 397 398 tipo camada 376 panqueca 376 377 Ensaios capacitores de potência 525 526 chaves de aterramento rápido 530 fusível 72 73 seccionadoras 276 277 condutores elétricos 159161 descarregadores de chifre 662 disjuntores 366 367 elos fusíveis 81 fusíveis limitadores 290 isoladores 654656 muflas terminais 89 90 painéis elétricos 322324 pararaios 60 61 PTTA Partially Tested Assembly 322 reguladores de tensão 587 588 religadores automáticos 621 622 resistores de aterramento 542 seccionadores automáticos 633 634 transformadores 236 237 TTA Type Tested Assembly 322 Especificaçãoões sumárias capacitores de potência 526 chaves de aterramento rápido 530 fusível 72 73 seccionadoras 276 277 condutores elétricos 161 descarregadores de chifre 662 disjuntores 367 elos fusíveis 81 fusíveis limitadores 290 isoladores 656 muflas terminais 90 pararaios 62 reguladores de tensão 588 religadores automáticos 621 622 resistores de aterramento 542 seccionadores automáticos 634 Estanhagem 107 F Faixa de regulação percentual reguladores monofásicos 566 Fatores de potência 476480 causas do baixo 478 479 correção do 492498 custo financeiro pelo baixo 479 480 de sobrecorrente 190 191 200202 térmico de curtocircuito 197 nominal 197 Ferrorressonância 14 Fios de aço zincado 95 de alumínio duro 95 de cobre duro 95 redondo sólido 92 Fita metálica 107 Flash over 85 Frequência nominal dos capacitores 484 painéis elétricos 296 pararaios 39 transformadores de potência 408 Fusívelis 281 limitadores primários 278290 capacidade de ruptura 286 dimensões 279 proteção oferecida 286290 G Gap principal 492 Gradiente de tensão 110114 Guilhotina 375 H Harmônicos geração de 468 469 nos bancos de capacitores 518522 fenômenos de ressonância 522524 influências dos 518522 Haste antipássaro 660 Hastes de descarga ou eletrodos 659 660 I IACS 95 IEEE 32 Standard Requirements Terminology and Test Procedures for Neutral Grounding Devices 542 Impedâncias de sequência negativa 125 134 positiva 116125 132134 zero 125130 134 135 e potências nominais diferentes 463 464 percentual 417424 ponto de descontinuidade 35 36 Impulso de corrente íngreme 42 Indicador de nível de óleo 401 Interrupção no ar por alongamento e resfriamento do arco 327 328 por alta velocidade de manobra 328 por fracionamento do arco 328 por sopro magnético 329 no gás SF6 329 330 no óleo 329 no vácuo 330 Ionização 115 Isolação 95 Isoladores 6366 635657 659 antipoluição de vidro 649 cerâmico 638 cimento 642 contrapinos 642 de apoio 35 650 multicorpo 650 pedestal 650 651 de corpo único 63 de disco 646 de porcelana 647 de pino 643 em porcelana 644 em vidro 644 monocorpo 643 multicorpo 643 644 de porcelana 640 de suspensão 635 648 de vidro 640 641 recozido 641 temperado 641 distância de escoamento 636 do tipo pedestal 64 65 epóxi 639 ferragens 642 fibras 639 de vidro 639 monocorpo 651 multicorpo 650 roldana 642 vidro 639 Isolamentos 95 autorregenerativos 635 buchas de passagem 245 cabos de baixa tensão 95 96 chave seccionadora 271 não regenerativos 635 perda em instalações elétricas 531 termofixo 96 98 TR XLPR 99 termoplástico 95 98 transformadores de corrente de baixa tensão 184 de média e alta tensão 184 185 Isolante aplicação em cabos de média e alta tensão 107 L Laminação a quente 106 Largura de faixa de tensão 567 568 Ligação estrela 382 triângulo 380382 ziguezague 382 383 Limitador de abertura de 180 68 de recuo 68 Linhas de transmissão descargas diretas 59 Líquidos isolantes 394397 M Materialis condutor 94 95 isolante 107 termofixo EPR 98 99 105 HEPR 98 XLPE 99 termoplástico PE 98 PVCA 98 Meio extintor 280 281 Ministério do Trabalho e da Previdência Social 299 300 Muflas terminalis 8290 aplicação em ambientes poluídos 89 execução da terminação 87 montagem 8688 preparação da extremidade do cabo 86 87 N NBR 5049 656 NBR 5359 81 NBR 6855 215 NBR 8124 71 NBR 8668 72 NBR 9314 89 Núcleo de aço 390 391 enrolamentos 391394 O Óleos de silicone 396 397 mineral naftênico tipo A 394 395 parafínico tipo B 395 396 P Paineléis de baixa tensão 291 292 verificações 322 de comando 292 de controle de média tensão 292 de medição 292 do tipo armário 293 block 296 297 fixoextraível 293 294 mesa de comando 293 metal clad 297 enclosed 297 modular 293 multimodular 293 múltiplas colunas 293 elétricos 291324 de baixa tensão 321 de média tensão 320 321 instalações abrigadas 296 ao tempo 296 nível de tensão 291 292 para banco de capacitores 292 293 placa de identificação 308 dos componentes 305 proteção contra arcos internos 311 312 sistema modular 297299 temperatura interna dos 311 Pararaios a óxido de zinco 5 11 contador de descarga 8 corpo de porcelana 6 7 polimérico 7 8 a resistor não linear 162 absorção de energia 8 de 230 kV em subestação de potência 10 de carboneto de silício 15 centelhador série 4 corpo de porcelana 3 4 desligador automático 4 mola de compressão 5 protetor contra sobrepressão 4 5 sistema de vedação 4 descargas atmosféricas 10 estabilidade térmica 44 estrutura de concreto para instalação 9 máxima tensão fase e terra 44 proteção de disjuntores 58 de linhas de transmissão 58 níveis de 49 Parques eólicos 531 Perdas de carga por abertura do disjuntor 13 de isolamento em instalações elétricas 531 dielétricas 114116 capacitores de tensão 486 condutância 115 dos isoladores de vidro 641 ionização 115 tratamento térmico 115 e vazio 408413 elétricas nas barras 308 nas chaves seccionadoras 310 311 nas conexões 309 nos equipamentos 309 nos fusíveis 309 310 em carga 411413 por correntes parasitas ou de Foucault 409 410 por histerese magnética 410 411 transformadores de potência 408 Pino percursor 281 Plataforma 492 Polaridade 198 199 Polietileno reticulado XLPE 99 Ponto terminal de um circuito aberto 34 35 Portafusível 68 69 Potência capacitor de 476526 fator de 476480 avaliação 480 correção 493497 nominal dos capacitores 483 484 transformadores de potência 406408 reguladores autobooster 552 monofásicos 566 Processos de fabricação da porcelana crua 640 de prensagem 640 de queima 640 de vitrificação 640 dry curing 108 flash over 85 PRODIST Procedimentos da Distribuição 543 Proteção com o uso de isolação das partes energizadas 300 contra arcos internos nos painéis 311 312 contra choques elétricos 300 contra contatos 300 301 contra efeitos térmicos 301 contra energização indevida 301 302 de motores de média tensão 289 290 de transformadores de força 286289 de potencial 289 grau de 302 303 por meio de barreiras 300 301 por relés dedicados 312 313 Q Quadro de comando e controle 402 R Rabicho 74 Reatância capacitiva 122125 indutiva 119122 Reativos indutivos em sistemas de alta tensão 498 em sistemas de distribuição 497 Rede secundária 642 Regulação 417 427 Reguladores de tensão 543588 autobooster 546560 auxiliando regulador de 32 graus 547 circuito elétrico 547 conexão de elevação da tensão 547 redução da tensão 547 elevador de tensão 554 em estrutura simples de poste 551 em série com capacitores 560 ligação em triângulo 550 multiaterrada 550 redutor de tensão 557 de 32 degraus 560562 em série 575 monofásicos 546 ligação 562565 trifásicos 546 Relação da transformação erro 202205 220222 Relés de Buchholz 405 406 de súbita pressão 402 403 Religadores 280 SEV 600603 560 SEV 600603 a grande volume de óleo GVO 591594 a pequeno volume de óleo PVO 594596 a vácuo 599 de controle digital 603605 automáticos 589622 de interrupção em óleo 590597 circuito da fonte de alimentação 600 601 de proteção 601 602 de religamento e lógica 602 de saída 602 603 controle eletrônico 589 590 hidráulico 605607 por ação eletromagnética 589 de interrupção a vácuo 597607 em óleo para sistemas de distribuição 596 597 em óleo para subestação 590 591 elo fusível 609614 em sistemas de distribuição 608 609 em subestação 607609 monofásicos 589 operados por bobina série hidráulicos 620 por relés digitais 620 621 para distribuição ajustes 600 placa de identificação 621 seccionador e elo fusível 614620 trifásicos 589 Rendimento de um transformador 413416 Resistência de sequência positiva 116119 Resistores armário metálico 534 detalhes de montagem 535 determinação 536542 montado na subestação 535 para uso interno 534 parques eólicos 531 temperatura 536 aço inoxidável 536 ferro fundido 536 tempo de operação 534 tensão nominal 534 transformador de corrente 534 valor da resistência ôhmica 536 de aterramento 531542 de carga 480 de corrente de fase e de terra 626 de magnetização 626 seccionadores automáticos 626 de tensão 626 Retorno da corrente de falta 125 126 Ruptura capacidade de 286 S Secador de ar 390 Seccionadores ajustes dos 630633 automáticos 623634 monofásicos 623 trifásicos 623 basculantes 262 capacidade de interrupção 275 276 com buchas passantes 250 251 com lâmina de terra 263 de abertura central AC 256258 lateral singela ALS 256 vertical AV 260 de controle eletrônico 625 630 631 hidráulico 624 625 de dupla abertura lateral DAL 258260 de haste vertical 262 263 de transferência do tipo tandem 263 de uso específico 263265 do tipo derivação ou bypass 263 fusíveis 252 hidráulicos interruptores 252 253 operação de abertura 628 de fechamento 627 628 manual 265 266 motorizada 266 267 pantográficos 260262 para rede de distribuição 253255 para subestações de potência 255 256 para uso externo 253265 interno 250253 partes componentes 627 628 placa de identificação 629 por ação eletromagnética 624 625 reversíveis 253 seleção dos 629 630 semibasculantes 262 semipantográficos 262 simples 250 sobrecarga contínua 268 269 de curta duração 270 unidade de controle 627 seccionadora 627 Sequência de operação OtCO 347 348 OtCOtCO 347 348 Sinóptico 305 306 Sistemas carrier 219 com neutro 533 de amortecimento 492 de ar comprimido 347 de compensação série 491 492 de interrupção do arco 330343 de mola 343 344347 de resfriamento 404 405 de solenoide 347 de ventilação forçada 404 hidráulico 347 Sobretensãoões atmosférica pararaios 17 capacitores de tensão 485 486 de manobra pararaios 16 defeitos monopolares 12 descarga direta 19 indireta induzida 21 por atuação 290 taxa de crescimento lenta 45 rápida 45 temporária 12 buchas de passagem 246 Solicitações eletromecânicas 315318 em regime transitório 361366 em serviço normal 353358 térmicas 318320 Subestação kcalh acumulada 448 449 resistor de aterramento 535 T Tanque 388 389 Tarugo 652 Temperatura elevação 436442 resistores de aterramento 536 variação em função do carregamento do cabo 152 Tensãoões banco de capacitores automáticos ou chaveado 543 fixos não manobrável 543 e automáticos 543 de descarga a seco 636 sob chuva 637 de ionização 42 de isolamento 109 110 de radiointerferência 44 637 de restabelecimento 350 transitória TRT 350 351 de saída 552 566 567 disruptiva a frequência industrial 661 de impulso atmosférico 661 descarregadores de chifre 661 pararaios 40 gradiente de 110114 máxima de operação contínua MCOV 38 39 nominal buchas de passagem 244 de isolamento painéis elétricos 295 descarregadores de chifre 661 disjuntores 350 suportável a impulso TNSI 350 dos capacitores 484 485 fusíveis limitadores 281 282 painéis elétricos 294 pararaios 38 transformadores de potência 408 nos terminais da carga 543 544 reguladores 543588 autobooster 546560 monofásicos 566 residual 40 secundária 194197 suportávelis a frequência industrial 198 disjuntores 350 nominais de impulso TSNI 45 surtos de manobra 45 varistor 492 Terminaçãoões 8290 a frio 88 89 termocontrátil 82 83 Termômetro 399401 Tracking 86 Transformadores análise econômica para a aquisição de 416 carregamento de 430446 corrente nominal 408 de correntes 178214 corrente nominal 197 designação 197 destinados à proteção 208213 erros dos 202208 fator de sobrecorrente 190 191 térmico 197 instalação e conexão para fins de proteção 534 para serviço de medição 199 200 próximo a bancos de capacitores 211213 resistores de aterramento 534 tipo barra 178 179 bucha 181 de isolamento 184 185 derivação no secundário 183 enrolado 179 180 enrolamentos secundários 183 janela 180 181 núcleo dividido 181 182 relação múltipla com o primário 184 vários enrolamentos primários 182 vários núcleos secundários 182 183 de potência 368475 a seco 383 384 bifásicos 378 379 de núcleo envolvente 394 em líquido isolante 383 meio isolante 383387 monobuchas 378 número de fases 378380 operação a vazio 368372 em carga 372374 em curtocircuito 374 375 em regime de emergência 443 em temperaturas limites 443 princípio de funcionamento 368375 serviço em paralelo 459467 tipo de ligação 380383 trifásicos 379 380 de potencial 215238 cargas nominais 229234 circuito demonstrativo 224 225 classe 230 kV 218 descargas parciais 234 do tipo capacitivo 219 220 indutivo 216219 erros 220222 instalação 216 para serviços de proteção 236 polaridade 234 potência térmica nominal 234 235 tensões nominais 229 suportáveis 235 transformador de potencial 236 em regime de desequilíbrio 455459 frequência nominal 408 ligação estrela 456459 triângulo no primário 456458 perdas 408 potência nominal 406408 proteção 46 refrigeração do local de instalação 447455 tensão nominal 408 Tratamento térmico 115 isoladores de vidro 641 Trefilação a frio 107 Tubinho 74 V Válvula para alívio da pressão 402 Vara de manobra 65 Vulcanização 107